低渗、特低渗油田注水开发见效见水受控因素分析--以鄯善油田、丘陵油田为例

以特低渗的鄯善油田和丘陵油田为例，对特低渗油田注水开发见效见水受控因素进行了分析，研究表明：①特低渗油田注水开发见效见水的控制因素有砂体的连续性、储层的物性非均质程度、射开层数、注采比及地层压力情况；②地饱压差低的特低渗油田，注采比及地层压力情况是注水见效见水的首要控制因素，这类油田应尽早注水保持地层压力；②在某一物性范围内，物性非均质程度比物性好坏对特低渗油田注水见效见水的控制作用更为突出i这一研究结果对同类油田生产具有一定的指导意义。     

白于山区长4+5油藏合理开发对策

为确保绥靖油田白于山区长4+5油藏持续高效开发,达到提高最终采收率,实现油藏稳油控水的目的,对研究区生产数据及历年压力测试等相关资料分析研究,确定出合理地层压力、流动压力、注采比及注水井最大井口注入压力等参数.分析后对不合理开发对策进行调整:降低注采比,适度降低地层压力;开展周期注水试验,减缓油井见水速度;开展区域化学调剖试验,治理见水油井;实施酸化解堵,提高油井产量措施,为实现油藏的稳油控水提供方法和依据.     

葡萄花油层地层压力分布规律研究

通过对葡萄花油层地层压力状况及影响压力因素分析,指出地层条件差异和注采关系差异是造成地层压力分布不平衡的主要原因。并通过压力分析指导开发调整,对今后油田开发具有重要指导意义。     

头台油田开发后油层破裂压力的确定

头台油田开发初期,确定油层破裂压力计算公式为Pf=0.017 83H,由此计算出的油层中部破裂压力22.28 MPa.但随着油田的开发,初期确定的破裂压力计算方法已经不适合头台油田生产实际.为此,通过对头台油田99井次破裂压力值进行统计,结合头台油田地层参数,分为3个区块分别计算不同地层的破裂压力.提出了适应于每个区块的地层破裂压力计算公式,并将计算值与压裂实测值进行对比,确定计算结果与实测结果接近,可以利用该组公式计算头台油田开发后不同区块的破裂压力值.     

地层压力水平和注采比与含水率的定量关系

中高含水期开发阶段，稳产难度越来越大，稳油控水成为主要任务，地层压力保持水平是实现稳油控水的一个关键因数，为此，应用特平衡方程和水驱特征曲线，研究了合理注采比，地层压力保持水平及产液量和含水率之间的定量关系，并以别古庄油田京１１断块为例给出了应用结果，该方法对于确定高含水期开发阶段油田的注水政策有一定的指导意义和实用价值。     

多层气藏地层压力理论求解方法

地层压力是一个重要的地质参数,准确的求取地层压力为气藏地质研究和评价、动态分析、储量计算等提供依据。在多层气藏开发过程中,层间压力的变化不同。随着开采年限的增加,层间压力差异显著,会出现层间窜流。因此有必要对多层气藏地层压力求解进行研究分析。通过建立多层气藏理论模型,求出分层平均压力的变化,并根据气层间压力平衡计算当前地层压力。实例计算表明,该方法适用性强、计算精度较高,可以减少压力测试工作量。     

双河油田注水配伍性特征的研究

双河油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的中部。主要油层组长6储集层的平均孔隙度为12.05%,平均渗透率为0.992×10-3μm2,属特低渗储层。双河油田油藏原始地层压力和气油比均较低,油藏的天然能量有限。从分析双河油田注入水与地层水的特性、敏感性实验、配伍性实验等方面的研究。来保证注入水质满足油藏对注入水水质要求,保护储层,为提高注水开发效果及油田注水工艺方案提供重要的依据。     

压敏效应以低渗透油田开发的影响

认为低渗透油田开发难度大的主要原因之一在于渗透率较低,为弄清渗透率与压力的关系,以实际为基础,利用油田天然岩心模拟油田开发过程,研究压力的变化对岩心渗透率的影响;分析了渗透率的压力敏感性特征及低渗透油田开发中存在的压敏效应,指出随着开发过程的进行,地层压力逐渐下降,进而因油藏压力的降低所诱导的渗透率的压力敏感性伤害将不可避免,最终导致的渗透率损失对低渗透油田开发的影响是巨大的,研究表明因压敏效应的存在,在井壁附近地层渗透率值只占供液边界处渗透率值的45％左右;当地层压力下降5MPa时,产量下降可达13％左右。     

压敏效应对低渗透油田开发的影响

认为低渗透油田开发难度大的主要原因之一在于渗透率较低 .为弄清渗透率与压力的关系 ,以实验为基础 ,利用油田天然岩心模拟油田开发过程 ,研究压力的变化对岩心渗透率的影响 ;分析了渗透率的压力敏感性特征以及低渗透油田开发中存在的压敏效应 .指出随着开发过程的进行 ,地层压力逐渐下降 ,进而因油藏压力的降低所诱发的渗透率的压力敏感性伤害将不可避免 ,最终导致的渗透率损失对低渗透油田开发的影响是巨大的 .研究表明因压敏效应的存在 ,在井壁附近地层渗透率值只占供液边界处渗透率值的 45 %左右 ;当地层压力下降 5 MPa时 ,产量下降可达 1 3%左右 .     

影响地层压力的因素分析

根据渗流力学原理,分析地层压力与注采比、产液量、油水井数比之间的相互关系及影响因素,在机理研究的基础上,分析了纯油区地层压力变化与各影响因素之间的定量关系,拟合出定量关系式,从而确定出现阶段各套井网的合理注采比,为油田开发综合调整方案的编制提供了可靠的依据。     

调整井地层孔隙压力预测研究与应用

大港油田老区块进入开发中后期，容易在开发层系外出现异常高压层，为油田的后期开发、生产带来隐患，同时对后期治理工作的顺利实施造成严重影响。为满足调整井钻井需求，借鉴油藏数值模拟方法、并利用Morita求盖层压力方法，本文介绍了求取现今地层孔隙压力剖面的基本思路。     

地层压力水平和注采比与含水率的定量关系

中高含水期开发阶段，稳产难度越来越大，稳油控水成为主要任务．地层压力保持水平是实现稳油控水的一个关键因数，为此，应用物质平衡方程和水驱特征曲线，研究了合理注采比，地层压力保持水平及产液量和含水率之间的定量关系，并以别古庄油田京１１断块为例给出了应用结果，该方法对于确定高含水期开发阶段油田的注水政策有一定的指导意义和实用价值．     

大型碳酸盐岩油田沥青污染临界地层压力快速预测方法

碳酸盐岩油田在海外油气资源中占有非常重要位置,此类油田衰竭开发过程中由于地层压力下降沥青沉积现象普遍,严重影响油田正常生产。本文以伊拉克米桑Buzurgan油田为研究对象,基于该油田典型污染井动静态资料将碳酸盐岩油田生产井污染类型划分为三种模式,总结不同污染模式生产井的动态响应特征;基于油藏工程理论,综合考虑储层物性、流体性质、油井不同的含水情况、工作制度以及井筒结构对沥青污染程度的影响,建立了一套适用于碳酸盐岩油田的单井沥青污染临界地层压力快速预测方法。结果表明：①碳酸盐岩油田生产井污染原因不同,其动态响应特征也不相同;②酸化只能短期内达到恢复油井产能的目的,采取注水等开发策略维持合理地层压力水平才是实现此类油田高效开发的关键;③本文所建立的方法综合考虑实际生产中影响沥青污染的诸多因素,直接与油田现场相结合,为我国大型海外独资油田的高效管理提供有力的技术支持。     

如何保证油田注水流量计的准确度

油田注水是补充地层能量．保持地层压力，提高油田开采速度和采收率，保持油田高产稳产的有效措施．为了达到注好水，注有效水，科学开发油田的目的，就必须取全取准各项注水资料（如注水压力、注水量等）。因此，对于取准注水量来说，如何保证油田注水流量计（即水表）的准确度尤为重要，笔者认为水表在选型、生产制造、安装、使用、维护保养五个环节上。工作做的好坏与否，对保证水表的准确度具有十分重要的意义。     

东西仁沟区块注水开发最大配注量的计算方法

最大配注量是油田地面注水站点改造中的一个关键评估指标，该指标不仅要满足油田中后期的注水开发需求，同时还要达到降低成本的目的。为计算油田注水区块最大配注量，分析认为油藏形成有效驱替后，注水井需满足最大注水压差，油井要满足最大生产压差。按照油藏后期有效驱替时的地层压力保持水平估算油井后期的产液能力，结合水油比法推导注采比公式，从而得出最大单井配注量公式，以东西仁沟区块为例，计算该区块开发后期日注水量将达到5 832 m³/d。     

低渗透油藏地层压力保持水平对驱油效率的影响

低渗透储层由于岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差,导致开发过程中地层压力下降快、下降幅度大,从而造成岩石骨架变形而影响其物性和渗流能力。这种变化必然会影响到油气井的产能和油气田的开发效果。作为评价油气田开发效果的重要参数驱油效率一直是油藏工作者研究的热点问题,多年来对驱油效率影响因素的研究主要集中在岩石固有性质(润湿性、孔隙结构)、流动介质(油水粘度比)、动力条件(驱替压力梯度及速度)等方面,遗憾的是未见到考虑地层压力保持水平因素的研究。通过室内流动实验,模拟再现了地层压力下降过程,研究了低渗透油气藏不同地层压力保持水平条件下驱油效率的变化规律。结果表明,水驱驱油效率是地层压力保持水、储层岩石初始空气渗透率的函数,其随着地层压力保持水平、储层岩石初始空气渗透率的下降而单调下降,表现出应力敏感性特征,且地层压力下降幅度相同时,储层岩石初始空气渗透率越低,水驱驱油效率降幅越大,驱油效率的应力敏感程度越强。分析认为储层岩石的弹塑性变形是驱油效率应力敏感性的根本原因,因而提出了储层岩石初始渗透率越低,越应尽早注水保持地层压力开发的低渗透油气藏开发理念,为高效开发低渗透率油气藏提供了理论依据。     

井间地层压力分布预测方法及应用

油藏的井间地层压力分布是油田开发过程中重要的开发指标之一。对动态预测、储量计算来说是一个非常重要的参数,如何获得准确的井间地层压力分布数据就显得尤为重要。以往的地层压力分布计算方法具有一定的局限性,无法准确的利用少数井来预测井与井之间的地层压力分布。在理论模型的研究基础之上编制了地层压力分布预测的计算机程序语言和计算模块,根据建立的压力场分布预测技术,预测并绘制了二区七断块历年压力场分布图。预测结果与实际生产一致,说明该地层压力预测技术是可行的,为油田的开发提供了较准确的参数依据。     

海上油田地层压力研究

准确地层压力资料的获取是油田合理开发的重要保障,而海上油气田直接录取压力的资料相当有限。虽然与压力相关资料较多,包括永久式压力计、泵工况、油井动液面,压力恢复、相渗曲线、油田生产资料等资料,但多不连续。现合理利用监测资料,综合应用油藏工程方法得到了油田地层压力连续分布情况,并通过了油田生产动态的验证,为油田生产提供重要参数。     

水驱后油藏CO_2驱提高采收率与埋存实验研究

工业和人类生活过程中排放的温室气体CO2已使全球气候变暖,人类生存的地球环境日趋恶化.世界大部分油田采用水驱开发,将CO2注入水驱开发油田不仅能减轻CO2的排放量,而且可以提高水驱后油藏的原油采收率.通过岩心驱替实验,分析了水驱后油藏在不同地层压力条件下CO2的驱油特征,并对不同地层压力下CO2的埋存量进行了计算.实验结果表明,CO2驱可以很好地提高原油采收率,约15%,地层压力越高,采出率越高,同时证明了水驱后油藏是CO2埋存的理想场所.     

油田长期停产渗流规律及开发特征研究

针对油田停产后地下流体如何运移分布、地层能量如何恢复、产能如何变化等问题开展油田停产后油水渗流规律及地层能量恢复程度等研究。研究中综合利用了物理实验模拟、数值模拟及油藏工程等多项方法。研究表明,油田停产期间仍存在微观油水运移,油水重新分布,油藏压力逐渐回升,地层能量逐步恢复。因此油田经过较长时间的停产后,单井产能呈先升高后降低,含水先降低后上升的特征。研究结果对长期大范围停产油田的渗流机理和开发规律认识有一定的借鉴意义。