D油田二类油层聚驱上返时机计算方法

为合理确定不同经济条件下的经济极限含水率,充分考虑油田效益最大化,评估油田生产是否具有经济效益,针对二类油层聚驱潜力层系接替投产时机问题,基于盈亏平衡原理与产量递减规律提出一种明确上返开发时机的新方法.打破选取98%(水的体积分数)作极限含水率行业标准的限制,基于油价、油田实际产出、成本和税金等经济参数,运用投入产出平衡理论,推导出聚合物驱油田单井经济极限含水率计算模型.利用产量递减规律预测处于后续水驱阶段的油层未来含水变化趋势,结合经济极限含水率,明确达到盈亏平衡点的时机,即层系接替投产时机.以D油田二类油层为例,计算不同油价和产液规模下的经济极限含水率,评价油井生产是否具有经济效益,并预测油田含水率变化,明确了开发投产时机.结果表明,经济极限含水率与油价和日产液量均呈正相关,对于具有较高采油速度的化学驱油层而言,高油价下的极限含水率可达99.02%,远超行业标准.根据建立的经济极限含水率模型预测的开发投产时机,延长了油井高含水期效益生产的寿命,大幅度提高了经济效益,对油田化学驱开发具有重要的指导意义.

水驱曲线标定技术可采储量的极限含水率

在动态法标定可采储量中,水驱曲线法是一种重要的方法。该方法是注水油藏不采取重大调整措施、不改变开发方式、水驱状况基本保持稳定时的向前预测,其将极限含水率标准定为0.98,缺乏科学依据。不同油藏的水驱规律存在很大差异,应在4种水驱特征曲线中选择最接近油藏实际的水驱规律,而不是以技术可采储量最低去选择,造成标定的技术可采储量可靠性不强。为此,将4种水驱特征曲线和产量递减法进行反演优选和联合消元,形成新的水(液)油比与递减产量关系式,不仅可以确定极限含水率,也实现了动态法标定技术可采储量结果的唯一性。

杏北开发区葡Ⅰ1~3聚驱注入界限实验研究

特高含水期油田注聚合物能够有效封堵大孔道,改变液流方向,提高波及体积,从而提高采收率。针对杏北开发区葡Ⅰ1~3主力非均性储层聚驱注入界限识别不清、注入参数选取缺乏依据的问题,基于不同储层渗透率、聚合物相对分子质量和聚合物质量浓度开展注入性实验,评价了注聚效果,确定了注聚界限。结果表明:聚合物相对分子质量越大、质量浓度越大,注入速度越低;注入速度高于0.35 m·d^(-1)为注入能力强,0.35~0.25 m·d^(-1)为注入能力中等,0.25~0.15 m·d^(-1)为注入能力较差,小于0.15 m·d^(-1)为注入能力差。

高含水期原油低温集输温度界限模型研究

随着油田进入高含水期,原油流动特性发生了较大变化,而传统的集输工艺流程能耗较高,为了降低集输能耗,急需对管道低温集输温度界限进行研究。因此,在华北油田测试区块建立了可视化试验装置,研究实际生产过程中高含水原油低温集输特性和温度界限。研究结果表明,随着集油管线温度的降低,存在3个压降变化的转折点,其中压降增加率突变点和压降峰值点所对应的特征温度可作为低温集输的温度界限,据此拟合得到了满足实际生产需求的黏壁温度回归模型。基于所得模型,针对不同工况下低温集输的温度界限进行了预测,并据此创建了低温集输可行性的图示判断工具。所得结果对高含水期油田实际生产中低温集输的可行性判断及其安全运行管理具有指导意义。

单管集油工艺在超稠油区块高含水期的应用研究

超稠油随着蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD开发,地下温场逐步形成,出井温度、综合含水率升高。传统的三管伴热工艺不仅能耗高,设施老化问题突出,并且已建的伴热规模无法满足新增生产井产出液的集输需求。为了降低地面系统整体能耗,优简站场布局,开展了高含水期超稠油单管集输技术研究,取消三管伴热高能耗流程,根据区块生产特点及已建地面工艺系统情况,结合含水油流变特性,进行温度、含水率、流量及集输半径4方面因素对单管集油工艺影响的边界条件分析,得出不同工况下的界限曲线,提出解决单井停产时原油粘壁难题的可实施方案。将理论应用于现场试验,形成井场内环状串接集油+井场间合并集输工艺模式,偏远低产井通过电加热方式改善集输条件,实现高含水期超稠油单管集油,经济效益显著,为全区块优化工艺提供可靠依据。

水驱特征曲线在可采储量标定中的应用探讨

水驱曲线是计算水驱开发油田可采储量的重要方法.在应用中,极限含水率选值和各类型曲线适应性一直是人们关注并争论的重要问题.通过大量的实际应用发现,根据水油比和产量的半对数直线关系确定极限含水率,并根据含水率与累积产量关系拟合曲线,选择适当的水驱曲线类型,在生产动态研究及可采储量标定过程中,取得很好的实际应用效果.

油井经济极限产量与含水的一种确定方法

依据盈亏平衡的基本原理 ,考虑年产液量、年产油量、年注水量、吨液费用、吨油费用、吨注水量费用、吨油税金以及与井数有关的费用等因素 ,建立了经济极限产量、含水的关系式 ,为生产井经济极限产量、含水的确定提供了一种方法。经现场实例验证 ,证实了该方法的可行性 ,为已开发油田确定关井界限。

内嵌经济条件的采收率预测图版

鉴于在固定极限含水率下得到的传统童氏图版难以确保特殊油藏采收率预测精度,从甲型水驱曲线入手推导了采收率预测图版的基本公式,并考虑油田经济参数、单井平均日产液量、年递减率等因素推导出了经济极限含水率的计算公式,结合海上某油田的具体情况分别建立了经济极限含水率和采收率的预测图版。研究结果表明,经济极限含水率随油价上升而上升,且低油价时上升较快,随着油价的升高其变化渐趋于平缓;经济极限含水率随单井日产液量和递减率的增大而增大,且其影响在低油价下较为显著,随着油价升高相应经济极限含水率的差别减小。通过与传统童氏图版的预测结果对比,油价为4000元/t时,应用新图版预测海上某油田采收率的精度提高了2.1%;油价为2000元/t时,预测精度提高了6.7%。新图版的建立为快速准确预测不同油藏的采收率奠定了基础。

油井经济极限含水的确定

胜利油区目前处于高含水和特高含水阶段，从经济效益的角度出发，根据油田的实际生产资料，依据盈亏平衡原理，同时考虑税金、成本上涨率等因素，建立了经济极限含水的定量关系式，并分别对胜利油田老区高渗透和低渗透两大类油藏，从常规成本、最低成本两种条件下对经济极限含水进行了测算验证。对中高渗透油田，如当油价为９００元／ｔ，单井产液量为６０～４２０ｔ／ｄ时，常规成本条件下，经济极限含水从９３．３９％上升到９７．７９％，关井界限（产油量）为３．９７～９．２７ｔ／ｄ；最低成本条件下，经济极限含水从９６ ４１％上升到９８．２３％，关井界限为２．１５～７．４５ｔ／ｄ。对低渗透油田，当油价为９００元／吨，单井产液量为１０～５０ｔ／ｄ时，常规成本条件下，经济极限含水从７５．３９％上升到９１．５８％，关井界限为２．４６～４．２１ｔ／ｄ，最低成本条件下，经济极限含水从 ８８．９５％上升到９４．２９％，关井界限为１．１～ ２．８６ｔ／ｄ。油井经济极限含水的定量计算可为油田开发决策和生产运行提供可靠的科学依据。图２表１（于乐香摘）

大庆外围油田油井捞油界限研究

尽管提捞采油更适合于低产新建产能井和零散油井 ,可大幅度降低投资和成本 ,提高经济效益 ,但并不意味着所有低产井和低效或无效井转捞油后都有经济效益。为此 ,以油藏工程理论为基础 ,通过全面总结捞油实践 ,提出油井捞油或抽油转捞油经济极限产量和含水经济界限确定方法 ,并提出了计算公式 ,指出了主要影响因素。该方法简便适用 。

注蒸汽开发稠油油藏可采储量预测方法探讨

通过对稠油开采机理和油藏类型的分析 ,提出了注采关系曲线法和水驱曲线法为注蒸汽开发稠油油藏预测可采储量的主要方法 ,并对这两种方法的适用性进行了分析。运用数值模拟的方法 ,对稠油油藏在油藏条件下经济流动极限进行了研究 ,建立了产能与流度的关系曲线。

整装油田高含水后期井网重组技术政策界限研究

以胜利油区坨7块下油组为例,对渗透率级差、组合厚度、组合层数、原油粘度、采液强度、压力保持水平等井网重组技术界限进行了优化研究,确定合理的重组方案。

用盈亏平衡点法建立单井采油极限含水率模型

经济极限含水率是油气田开发决策的一个重要参考依据。在总结国内外研究成果的基础上 ,根据油田的采油特点和我国的现行财税制度 ,并对照中国石油天然气集团公司的统一经济技术指标 ,用盈亏平衡点法建立单井采油极限含水率模型。根据采油成本中各项费用和产液量之间的关系 ,将采油成本划分为变动成本和固定成本 ,结合克拉玛依油田单井采油的资料 ,证实这套模型对于油田单井采油具有良好的实用性 ,同时 。

胜利油区油田开发技术经济应用现状

回顾了胜利油区开发技术经济的发展历程 ,总结了配套技术经济研究方法的经济原理及在油田开发实践中的应用 ,针对目前技术经济存在的一些问题 ,提出了未来的发展方向。

胜坨油田特高含水期井网重组技术优化研究

胜坨油田是含油层系多、储层非均质严重的多层砂岩油藏,进入特高含水期后,应用常规层系井网调整技术难以有效挖掘多层砂岩的剩余油潜力,井网重组成为进一步提高采收率的深度开发技术。以胜坨油田坨28块沙二段1-3单元为例,建立概念模型,应用数值模拟技术,开展了井网重组技术优化研究,得出了井网重组时的技术政策界限,包括井网重组后的井网调整方式、不同组合层系的压力保持水平等。以此研究结果为指导开展了坨7 井网重组先导试验。方案实施后,10口新钻油井投产非主力层初期平均单井产油量8.6t/d,比调整前平均单井产油量高2倍;含水率70.6%,比单元综合含水率低25.6%,取得了较好效果。

含水率超过98%油藏采收率标定方法

目前我国发布的石油天然气行业国家标准都是以含水率98%为基础,利用水驱特征曲线对已开发砂岩油藏进行采收率标定。对于含水率超过98%的特高含水油藏,石油天然气行业国家标准中的计算方法不再适用。通过计算油藏的极限含水率,利用甲型水驱特征曲线、广义童氏图版、生产数据求取的油水相对渗透率曲线、数值模拟方法标定了哈萨克斯坦共和国KS油田OBJ1层特高含水油藏采收率。结果表明,前3种方法标定的采收率结果相近,方法可以使用,利用数值模拟方法标定的采收率偏高,结果可供参考。

用水驱曲线确定经济极限含水率的方法及其应用

在我国,对于注水开发油田,水驱曲线法是预测油田可采储量的重要方法。该方法的有效应用,有赖于直线段选取的可靠性和极限含水率确定的合理性。然而,对于不同流度注水开发油田,由行业标准统一规定,一律选用98%的含水率作为预测可采储量的作法,不但是不恰当的,也是缺乏理论依据的。对于业已进入中高含水期产量递减的油田,基于以往笔者的研究成果,依据不同的技术经济条件,应用确定经济极限产量的概算法,提出了确定经济极限含水率的方法,并用于水驱曲线法,预测油田的经济可采储量。通过实例的应用表明,该方法是实用有效的。

胜利油区非经济产量计算模型

运用油藏工程和经济学的基本原理 ,建立了新井经济极限初产油量计算模型 ,找出了胜利油区吨液成本与平均单井日产液量之间的关系 ,简化了老井经济极限含水计算模型 ,统计出了胜利油区不同油价条件下的非经济产量 ,建立了胜利油区不同油价条件下的非经济产量百分数与平均单井年产油量的计算模型 ,对于确定油田的非经济产量。

高含水期砂岩油田优势流场调整研究

高含水期油田存在的主要问题为:注水井注入水沿储层渗流阻力小的优势流场区域无效循环,采油井含水率高,储层剩余油零散分布,油田开发初期的配产配注参数对于高含水期已经不再适用。因此,本文以双河油田某高含水期区块为例,通过油藏数值模拟的方法,对该区块高含水期的合理注采参数进行了研究,确定在高含水期该区块最优的注采参数,通过模糊综合评价以及归一化处理方法对该区块进行了基于小层的优势流场模糊综合评价,得出高含水期该区块的流场分布图,确定了优势流场区域。最后通过对存在于优势流场中的注水井封堵无效循环层后,进行注水井以及采油井的注采参数优化调整,数值模型预测5年,该区块采收率累计提高1.59个百分点,累产油增量12.1×10~4t。

确定水驱油藏水侵量和经济可采储量的新方法

为了更加准确、简便地预测水驱油藏水侵量和经济可呆储量,通过对其计算方法的研究,基于张金庆水驱特征曲线和Welge方程,结合实际生产动态资料,利用经济极限产量推导出油水渗流特征及经济可采储量与经济极限含水率的关系式,再结合水侵量的物质平衡原理,确立计算水驱油藏水侵量和经济可采储量的新方法.不同综合含水率阶段的水侵量变化规律表明：水驱油藏的综合含水率越大,水侵量越大;当综合含水率小于60％时,水侵量随综合含水率呈线性增长;当综合含水率为60％～80％时,水侵量增幅变大;当综合含水率大于80％时,水侵量随综合含水率呈“上翘”式增长,水驱油藏水淹程度加快.