顶部注气稳定重力驱技术有效应用探讨

顶部注气稳定重力驱是所有注气非混相驱中提高采收率幅度最高的最新开发方式,对影响顶部注气稳定重力驱关键因素及应用到国内油田现场需考虑的因素进行了重点研究。研究认为,气油界面稳定性是顶部注气稳定重力驱实施成功与否的关键,地质因素的地层倾角、储层非均质性（韵律性、隔夹层、高角度裂缝等）和开发因素的临界注气速度、区域注采比是影响气油界面稳定性的关键因素;通过量化由于特殊的生产工作方式造成的初期产量阶段损失,为油田现场选择最佳实施顶部注气稳定重力驱时机提供可靠依据,并以中国西部某油藏为例,提出“注采兼顾、分区控压限产”的注气采油新开发技术政策,为国内其他类似油藏实施顶部注气稳定重力驱技术提供抛砖引玉的作用。     

节点分析法在分层注采系统中的应用研究

针对二层油藏分层注采实际情况,在分析水平管流、垂直管流、配水嘴嘴流等沿程压降的基础上,基于节点分析原理,建立了二层油藏分层注采系统节点分析数学模型,考虑了层间、注采井间相互作用,大大提高了节点分析的可靠性;通过理论分析和实例计算,确定了分层配产配注量和注入压力,使注采系统处于平衡生产状态,并对多层油藏的节点分析具有一定借鉴意义和理论意义。     

注采比方法在油田精细注水中的应用——以牛心坨油田为例

在低渗透油田合理配注量研究的基础之上,建立了油藏数值模型,进行了历史生产数据不同含水阶段注采比合理性分析.根据牛心坨油层上层系矿场实际资料,建立牛心坨油层综合含水与水油比、综合含水与耗水量的数学模型,并推导出不同含水率的注采比模型,对油田注采比进行了预测;为研究单一因素对注采比的影响,建立理想模型,应用数值模拟方法以定液量生产制度预测不同含水时期不同注采比条件下开发指标变化,并与油藏工程方法结合得出最优注采比.目的在于直接得出注采比与含水率的关系,对于低渗透油田预测注采比具有很好的推广应用价值.     

封闭油藏注水开发阶段注采比计算新方法

目前的阶段注采比计算方法只考虑了地层压力或含水率等单个因素的影响,而实际开发中,注采比的大小受
油藏压力、含水率、累积水油比等多因素的影响。针对这一问题,利用累积注水量与累积产油量的半对数关系式,结合
封闭油藏物质平衡方程,推导了阶段注采比与累积产油量、地层压力和含水率的关系式。再利用累积产油量与含水饱
和度的关系式、两种不同相对渗透率与含水饱和度的关系式,推导了两种阶段注采比的计算关系式。最后,实例计算
结果表明：研究的计算方法可用于封闭油藏注水开发的阶段注采比计算与预测。     

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。     

垦东521稠油热采块加密调整做法及效果

垦东521稠油热采块实际动用储量仅占地质储量的56.8%,层间动用储量差异也较大,而原井网和注汽吞吐的开采方式不能适应进一步提高开发效果的需要。2003年利用数值模拟结果,在Ng43 4和Ng68～Ng71层系实施打加密新井、转蒸汽驱的调整方案,并对转汽驱时间、注采比、注汽排液速度等参数进行了优化,当年提高采收率5.0%,为同类油藏加密调整提供了有益的借鉴。     

王盘山区块定资44150区长8层开发方式的确定

王盘山区块定资44150井区属于樊学油区王盘山区块,位于已开发区域刘山区的正西,开发现状目前存在三个主要问题：油井初期含水率很高,有的井只产水不产油;井网不完善,井网还处于初步建设阶段,需要逐步完善,提高水驱效果;储层物性差,注不进去水,月注采比和累积注采比都很低。本文通过对自然能量开采预测采收率,得出长8油藏天然能量贫乏,若仅靠天然能量开采,采收率低。无论从注水机理上,还是从矿场注水试验看,研究区长8油藏采用注水开发是可行的、有效的。     

梁11断块油藏合理压力系统研究与应用

针对梁11断块地层压力低及水窜严重的矛盾,通过油井流入动态方程的建立,流入动态曲线特征分析,确定了断块不同含水率下的最低允许流压值;根据现场资料,回归分析了含水率与采油速度、注采比关系,得出断块合理的采油速度应保持在0.8%以上,合理的注采比为0.8。基于上述结果,通过注采系统压力平衡图分析,指出断块目前存在的主要问题为注采井网不完善,注采比低。为高含水期注采调整,改善开发效果提供了依据。     

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。