延长油田递减率计算方法研究

目前计算递减率的方法很多,虽然都能从不同方面反映产量的递减情况,但意义有所不同,不能当作相同指标来引用和对比。本文重新研究了三种递减率的计算方法,研究表明:第三种计算方法与实际情况结合较为精密,能真实的反应出油田的递减情况;研究认为:利用选定的计算方法可以准确的预测递减率,并安排年度分月产量生产计划,进而指导油田经济高效的开发。     

月度自然递减率预测方法研究及应用

自然递减率是反映油田产量变化的一个重要指标。针对以往凭经验预测的结果精确度不高的现状,推导出了指数递减、双曲递减和调和递减规律下的月度阶段自然递减率计算公式,在此基础上,基于大量的现场数据,提出了一套月度自然递减率经验公式预测方法。该方法可以简单快捷的预测月度自然递减率,合理确定年度部署分月的产量运行、工作量安排,可以作为开发生产动态趋势预警的重要参考。试验表明该方法具有较高的预测精度,能有效地指导油田开发生产管理。     

红河油田致密油藏产量递减规律——以红河92井区长8油藏为例

认识致密油藏的生产特征及产量递减规律,有助于实现该类储量的有效动用和效益开发.通过分析红河92井区试采井的历史生产数据,明确不同生产阶段产量下降的递减规律,建立了该井区长8储层致密油藏产量的指数和双曲产量递减模型,并利用模型对生产井未来产量、递减率等指标进行了计算和预测.同时提出温和注水、体积压裂及"压-采"一体化等开发策略建议,为提高致密油藏的采收率和整体开发效益提供参考.     

老井自然递减率综合研究

老井自然递减率是老井产量预测中的重要参数,目前存在着计算方法多、实际工作中误解较大及递减率相互关系不明确的问题。本文从自然递减率计算方法、预测阶段选值两个方面详细分析了不同算法的优缺点及提高预测精度的方向,并分析了年度自然递减率与月度自然递减率之间的换算关系,认为年度自然递减率计算要在月递减率基础上进行,这样得到的年递减率精度才会明显提高,认为只有将月自然递减率与年自然递减率结合分析才能更准确地了解油田的递减状况。     

鄂尔多斯盆地中生界特低-超低渗透油藏递减规律

密切结合油田开发实际,综合运用动态分析、典型曲线拟合以及公式法等,对鄂尔多斯盆地南部长6特低-超低渗透油藏的自然开采特征及递减规律进行了分析.结果表明:特低-超低渗透油藏开发阶段可大致划分为滚动建产、快速递减,减速递减、缓慢衰减等四个阶段.滚动建产阶段持续时间很短,油藏投产后2个月内即可实现最大产能;随后开发进入一个漫长的递减历程.递减初期为快速递减阶段,亦称指数递减阶段,历时约5个月,月均综合递减率5.8%;之后为减速递减阶段,亦称双曲递减阶段,历时约7个月,月均综合递减率3.7%;再后为缓慢衰减阶段,亦称调和递减阶段,历时70个月以上,月均综合递减率0.92%,折合年递减率为11%.缓慢衰减阶段几乎贯穿了特低-超低渗透油藏开发阶段的始终,成为其开发历程中最主要的开发阶段,其递减率大致代表了特低-超低渗透油藏的综合递减率.滚动建产和快速递减阶段该油藏以溶解气驱动为主,减速递减阶段以弹性-溶解气混合驱动为主,缓慢衰减阶段以弹性驱动为主.     

特高含水期产量递减分析及递减率表征公式

特高含水期产量递减率与产量递减曲线可用于预测可采储量与剩余油可采储量,对特高含水期的开发调整具有重要意义。采用阿尔普斯(Arps)产量递减曲线拟合特高含水期前的产量数据,并预测特高含水期的产量,发现预测结果与实际产量的误差较大、不能描述特高含水期产量递减规律。基于这一问题,从反应油水两相渗流本质的相渗曲线出发,结合油水流动运动方程及稳定状态逐次替换法,推导了特高含水期产量递减率表征,重新认识了特高含水期产量递减规律。研究表明,特高含水期油井产量递减规律为指数递减;由于进入特高含水期后,油相相对渗透率变化率发生了变化;导致基于特高含水期前的产量递减数据拟合的指数递减不能准确预测特高含水期油井产量。在预测特高含水期产量时,需利用特高含水期的产量递减数据进行指数递减曲线拟合。     

产量自然递减构成分析

将影响自然递减的因素分为井数、含水、液量三方面,推导出有关计算公式,计算出每一种影响因素对自然递减的贡献大小,探讨了自然递减影响因素的变化趋势,确定了控制油田产量自然递减的主攻方向及措施,结果表明该分析方法简单、可行、实用,有利于针对性地开展工作,减缓产量的自然递减率,提高油田开发水平。     

油田产量预测方法的应用与评价

产量预测是油田规划的重要内容。作者以阿克库勒油田 2 0 0 0～ 2 0 0 1年产量预测为实例 ,比较了产量递减率法、递减率法、递减模型法、单井综合法等不同的产量预测方法的优劣     

油井措施增产效果评价方法研究

介绍了油田措施增油量计算的常规方法。针对该方法存在的不足,给出了考虑措施前产量递减时,措施累积增油量的计算方法。应用无因次指标—累积增产倍数比较两种方法的计算结果,并编制了措施增产效果评价软件。以中海油湛江分公司某油田换大泵措施为例,评价了措施的增产效果,研究了累积增产倍数随措施前产量递减率的变化规律。     

七里村油矿高能气体压裂效果的初步分析

本文对延长石油管理局七里村油矿裸眼井高能气体压裂新技术试验后的增产效果,从有效生产期、递减率、压裂增产的可采储量、增产倍数等方面,进行了递减规律分析和计算;并与水力压裂增产效果进行了比较,从而肯定了浅油层裸眼井高能气体压裂的可行性。     

气顶油环协同开发下油气界面运移规律研究

针对气顶油环协同开发时,油气界面运移规律认识不清的问题,展开了不同采气速度下油气界面运移规律的 研究,研究中通过三维可视化气顶油环油藏物理模拟装置和与室内实验等尺寸的数值实验模型,模拟不同采气速度下 气顶油环油藏的开发过程,通过模型可视窗口和数值模型饱和度场,实时观察记录油气界面运移规律以及油井生产动 态。实验结果表明,随着采气速度增加,气顶膨胀能得到有效抑制,油气界面运移速度减慢,且内、外油气界面运移速 度逐渐趋于平衡,油气界面运移形态逐渐稳定,有效减缓油井气窜的发生,增加气顶膨胀驱油的动用范围。通过物质 平衡原理,建立气顶油环协同开采的油藏工程方法,推导不同开发方式下的油气界面运移规律,计算结果表明,当采油 速度越小,采气速度越大时,油气界面向油环侵入的速度越小,合适的采油速度和采气速度可以保持油气界面平衡。     

青龙台油田可采储量的动态标定

根据青龙台油田构造复杂、非均质严重、多次进行方案调整的特点,结合生产动态资料,利用水驱特征曲线法、产量递减曲线法、广义水驱曲线法、经验公式法等四种方法对其可采储量进行了标定．当经济极限含水率取９５％时,四种方法计算的可采储量相近,而当经济极限取９８％时,水驱曲线法计算结果偏高．可采储量和剩余储量的标定结果表明,龙１１断块剩余可采储量为１６５．９１×１０４ｔ,几乎还有一半的可采储量分布在储层中,而此时的综合含水率已高达７７．３％,对油田进一步挖潜提供了依据．     

泾河油田裂缝型致密油藏地质特征及开发对策

在阐述裂缝致密油藏地质及开发动态特征的基础上,明确了开发难点,并提出开发对策,可为同类型油田开发提供借鉴。泾河油田储层致密、孔喉细小、连通性差、可动流体百分数低,发育构造和水平层理裂缝,裂缝是高产主控因素。储层可划分为4类,I、Ⅱ类为"甜点",非均质性强、厚度薄、孔隙度低、含油饱和度低、储量丰度低;油井产量低、产能差异大、产量递减快、累产低、采收率低,开发难度大。开发难点主要有"甜点"精细描述难度大、提高井控储量难度大、提高采收率难度大、能量补充难度大等。针对开发难点,提出了"非连续"性井位部署、水平井分段压裂、滚动建产、优化油藏工程参数、能量补充先导试验、实施低成本战略等6项开发对策。     

页岩油水平井产量变化定量表征模型

页岩油水平井生产动态变化规律复杂，常规方法难以实现全生命周期的生产动态预测。为此，以吉木萨尔页岩油水平井为例，通过分析一口典型水平井自喷期生产动态曲线，将生产过程划分为焖井阶段、快速上产阶段、产量快速递减阶段和低产稳产阶段等4个阶段，并以此为基础，引入见油时刻、峰值产油量、峰值时间及平均递减率4个特征参数，推导建立页岩油水平井定量化表征模型，结合SPSA算法，实现全生命周期生产动态曲线的拟合、预测与参数解释反演。研究结果表明，峰值产油量和平均递减率对生产动态曲线影响较大，而见油时刻和峰值时间影响较小。运用提出的定量化表征模型及曲线拟合优化算法，进行了实例应用，证明了模型的适用性，也表明该模型可作为一种切实可靠的方法为现场提供页岩油水平井生产动态预测。     

中原油田文25东块聚合物微球调驱研究与应用

针对中原油田高温高盐油藏开发后期的剩余油挖潜,提出了聚合物微球深部调驱的技术设想;以现有微球制备技术为基础,通过调整水相比、交联比和耐温抗盐单体共聚,研制出了适于文东试验区孔喉尺寸及油藏特征的系列调驱微球,并在高温高盐的油藏条件下,评价了微球的膨胀性能、抗剪切强度和持久稳定性;采用均质和非均质填砂模型,模拟了微球浓度、注入量和注入模式对调驱效果的影响,为矿场试验方案的合理制订提供了理论支撑;文25东微球调驱矿场试验共实施2个层系9个井组,通过"PI技术"的动态调整,共注各类调驱微球276.58 t,总体实现了注入压力升高、波及体积改善和明显增油的目的;通过微球调驱,区块自然递减显著下降,油田稳产基础进一步得到增强。     

油田自动化系统中油井监控技术的应用

近年来,油田自动化在我国的应用越来越广泛,在油田自动化中,油井的监控是其重要的一环。根据油田的开发方案,油井各个时期的开采方式各不相同,因此,对油井的监控要求也不一样。正确的设计和应用油井监控系统,可以给油田的自动化生产和管理带来许多益处。本文介绍了油井监控系统的组成、发展和特点,以及各种油井的监控、油井的远程开关和油井的安全保护。此外,还就油井监控系统应用的其它一些问题进行了探讨。     

水力振动采油微生物技术在西区油田的应用

振动和微生物采油均是技术含量较高的能有效提高采收率的＂三次采油＂技术,将这两项先进技术各自发挥优势综合应用于西区油田庄1井确定其增产效果,为该项技术的推广提供依据。采用在油井注入微生物原液,然后由DSY地层多级水力震源对其进行推进,向油层纵深转移和扩散。结果注入微生物后,原油粘度下降,流动性能得到改善;振动作业后,地层渗滤条件得到较大改善。结论油井获得了增产,经济效益明显,该技术具有良好的发展前景。     

苏里格气田气井配产与递减率关系研究及应用

为确定气井在满足一定初期递减率条件下的合理配产,在假设气井初期配产不影响最终累积产气量的前提下,利用Arps衰竭式递减分析理论,明确了新井配产与初期日递减率成正比的关系,将初期日递减率转换为初期年递减率,最终确定了气井配产与初期年递减率的关系,并建立了气井配产降低程度与初期年递减率降低程度的理论图版。同时运用图版可指导新投产气井合理配产并确定气田产能建设工作量。研究认为,通过降低配产达到降低气井递减方式中,气井递减率降低幅度与初期年递减率大小及配产降低幅度有关,而与配产降低的绝对数值无关;初期年递减率越大的气井,通过降低配产而达到降低气井递减的效果越明显;而对于初期年递减率较小的气井,通过降低配产而降低递减的效果不明显。     

延长油田滞后注水区注水开发特征及效果

 延长油田地理位置处于黄土高原之中,水资源匮乏,地面条件恶劣,早期开发未实施注水,且井网很不规则.为高效开发石油资源,近年采取补救性注水开发,取得了显著的增油效果,但也暴露了很多问题.本文通过注水区产量、含水、地层压力、注水压力、注采比及采收率分析,研究了延长低渗透油田注水开发特征,评价注水开发效果及注水参数的适应性.不同的油藏性质表现出不同的注水开发特征,反映了对不同注水技术政策的需求.延安组底水油藏和弱底水发育的延长组长2油藏,储层物性相对较好,渗透率在2.0×10^-3—80×10^-3μm²之间,在温和注水条件下,储层流体以孔隙渗流为主,注水各向受效均衡,油田原有不规则井网基本适应.延长组长6油藏为裂缝性岩性油藏,储层物性差,渗透率在0.3×10^-3—2.0×10^-3μm²之间,注水开发受储层裂缝及砂体展布方向影响较大,油田原有不规则井网注水适应性差,方向性含水上升快,后期调整困难,沿裂缝强化注水方式很难在老井区实施.指出针对长6油藏不规则井网,常规堵水、调剖措施将是改善注水开发效果的有效途径,并提出增加注水井的“多点少注”的注水开发方式的设想.针对长6油藏纵向多油层复合连片的特点,提出分层注水的必要性.