注采比

摘要： 在调整井钻井施工中,经常遇到注水井报废,无法采集注水井井口剩余压力,导致地层压力预测难度增大,增加钻井风险,为了解决这类调整井区块地层压力预测问题,利用注水量与产液量体积比值——注采比,对地层压力变化的影响程度,作为衡量注水开发区的地层压力变化的技术指标,来预测调整井地层压力,对提高钻井液密度设计准确率,确保调整井钻井施工安全具有重要指导意义。

摘要： 为了有效防止油气区的原油、天然气相互窜流,以渤海B油田小气顶油藏(气顶指数小于0.5)为例,基于数值模拟和油藏工程方法研究了小气顶油藏的油气界面下移规律.在此基础上,绘制出不同工作制度的油气界面下移规律图版,综合考虑油田的生产压差,筛选合理的工作制度.研究结果表明:采油速度、注采比等是影响油气界面下移的主控因素;小气顶油藏应在投产初期开始注水补充地层能量,并根据图版及时调整注采比、采油速度,以防止油井气侵.研究结果有效地指导了小气顶油藏的开发,改善了油田开发指标,对其他小气顶油藏的开发具有一定的意义.

摘要： 水驱采油指向地层中注入水,用水驱替出地质储层中的剩余油,从注水井注入水,地层压力会升高,由此会将地层原油驱替到附近的生产井内,注水技术自20世纪50年代以来,被广泛使用.通过对水驱油技术现状进行阐述,通过分层注水,精细化注水比,控制采油速度,保证地层压力等方面进行分析,为水驱油技术未来的发展提供了强有力的支持.

摘要： 黄陵地区S区块长6油藏储层低孔低渗透,油水同层较多,无明显油水边界,开发初期油藏高含水期,产量低、递减快、油井含水上升快,导致油井稳产难度加大,因此,对该油藏进行开发动态分析十分必要.采用注水参数运行、注水方式、存水率变化、水驱效果等方面评价指标进行动态开发分析,发现该区块水井利用率低,注水强度小;注水方式采用超前温和注水;注采比较低,需要加强注水;存水率随着采出程度增大而增大,需加强注水;长6水驱控制平均值为24.74％.

摘要： 针对C3断块K2t31边底水油藏地层压力长期得不到有效恢复的问题,在确定注水外溢时机的基础上,应用数值模拟方法研究了注采比、油水黏度比、注水时机、边水体积、注水井位置、地层倾角等因素对注水外溢的影响.利用统计回归方法建立了注水外溢的定量表征模型,进一步结合物质平衡原理开展了合理注采比研究.结果表明,注采比对C3断块K2 t31油藏注水外溢的影响程度最大;受注水外溢的影响,随着注水量的增加,油藏有效注水并没有得到同步增加,甚至会降低;合理注采比研究结果表明,当注采比在1.8左右时,该油藏地层压力恢复速度才能达到最大值.

摘要： 胜利油田Ⅲ-1类高盐高钙镁油藏资源丰富,地质储量1.93亿吨,随着油田开发进入中后期,产油量递减加快,常规水驱开发采收率较低,有必要转换开发方式进一步提高采收率.但是,由于此类油藏矿化度和钙镁离子含量都较高(矿化度>20000 mg/L,钙镁离子含量>400 mg/L),常规聚合物在此类油藏条件下黏度大幅降低,需要提高聚合物注入浓度以提升黏度,聚合物驱成本急剧增加.本文以胜二区东三4为目标区,应用化学驱油藏数值模拟研究聚合物驱注入参数、边部注采比和经济允许最大用量.作为胜利油田第一个现场应用高盐高钙镁油藏聚合物驱单元,胜二区东三4聚合物驱实施后井口黏度达到方案设计要求,油井见效率96％,矿场已提高采收率7.9％,吨聚增油28.9 t/t,对同类型油藏聚合物驱提高采收率具有重要指导意义.

摘要： 为了评价水驱砂岩油藏压力变化率的合理性,依据物质平衡原理,结合油藏综合水驱规律,建立了描述油藏压力变化率变化规律的数学模型.并以鄂尔多斯盆地某水驱砂岩油藏为实例,进行了分析.结果表明:油藏压力变化率与含水率的关系曲线因广义累积注采比Z的不同而呈现不同的特征,当Z>1.0且不断增大时,油藏压力变化率与含水上升率正相关;反之亦然.油藏压力变化率与含水上升率的关系曲线呈"喇叭形",当Z>1.0且不断增大时,"喇叭形"曲线向上移动;反之亦然.为了保证水驱砂岩油藏的合理开发,实际油藏压力变化率应尽量沿着理论曲线趋势变化.

摘要： 针对C3断块K_(2)t_(1)^(3)边底水油藏地层压力长期得不到有效恢复的问题,在确定注水外溢时机的基础上,应用数值模拟方法研究了注采比、油水黏度比、注水时机、边水体积、注水井位置、地层倾角等因素对注水外溢的影响。利用统计回归方法建立了注水外溢的定量表征模型,进一步结合物质平衡原理开展了合理注采比研究。结果表明,注采比对C3断块K_(2)t_(1)^(3)油藏注水外溢的影响程度最大;受注水外溢的影响,随着注水量的增加,油藏有效注水并没有得到同步增加,甚至会降低;合理注采比研究结果表明,当注采比在1.8左右时,该油藏地层压力恢复速度才能达到最大值。

摘要： 油田在注水开发阶段,注采比是否合理起着至关重要的作用,若注采比控制不合理,则会产生高渗带水淹加剧、注水利用率降低、水驱波及状况变差、地层压力亏空严重等一系列问题,进而导致含水上升速度和递减率加剧,直接影响油田的开发效果.蓬莱19-3油田构造位于渤南凸起带中段的东北端，蓬莱19-3油田1区南,目前综合含水为69％,已经出现诸多上述问题,而注采比一直不稳定,因此非常有必要及时进行合理注采比的论证.本文在透彻分析油田生产动态、地层压力和注采比变化规律及原因基础上,根据油田实际注采比及其影响因素数据,建立注采比多元线性回归模型,验证结果表明模型精度较高,符合基本水驱规律,满足实际注采比变化规律;并将甲型水驱规律曲线与注采比多元线性回归模型相结合,预测最佳注采比;又通过油藏数值模拟法进行合理注采比研究,将二者计算结果相互验证.基于水驱规律,利用注采比多元线性回归模型计算合理注采比和油藏数值模拟法研究最佳注采比的结果一致,因此确定研究区现价段最佳注采比为1.05.证明基于水驱规律油田注采比预测的方法合理、结果准确,该方法可以直接指导研究区精细注水管理,也可以为类似油田及区块确定合理注采比提供借鉴.

摘要： F油田是典型的低渗透—特低渗透油田,经过20多年水驱开发,取得了较好的开发效果,开发过程中呈现出注采比偏高与物质平衡原理相悖的现象,通过对低渗透油田地质特征及开发特点进行研究,高注采比主要受无效注水、垂直裂缝、弹性存水量等因素影响,解释了油田高注采比现象,同时分析了低渗透油田开发过程中的注采比变化趋势,明确了合理注采比的标准.注采比主要影响因素为无效注水、垂直裂缝、弹性存水量，注采比不是油田开发的主要指标，是一种客观存在的现象，单纯的规划合理注采比影响了对油田开发规律的认识。低渗透油田开发注采比具有普遍偏高的现象，由于低渗透油田存在垂直裂缝及启动压力梯度，随着开发的不断深入，注水压力随注采比的提高而不断提高，油藏裂缝开启的数量和延伸长度不断增加，套管损坏速度加快，导致无效注水量增加，砂泥岩吸水量增多，使整个参加弹性形变的体积变大。通过相渗曲线进行预测，油田开发末期注采比接近于1.0,F油田正处于开发中期，开发受到各种因素的影响，并未呈现下降的趋势。引入油层盈余率，为各区块之间进行油层整体亏空、盈余情况的定量描述和相互比较提供了一种有效的方法。

摘要： 本文根据渗流力学原理,分析了地层压力与注采比、地层压力与流压、地层压力与产液量之间的相互关系及其影响因素,在机理研究的基础上,运用数理统计方法定量地分析了地层压力的变化以及各种因素对地层压力的影响程度.在此基础上建立了地层压力定量计算的数学模型.根据模型,可以在给定某油田油井地层压力、流压、产液量合理值的情况下求得该油田在某一时期的合理注采比,从而为油田开发综合调整方案的编制提供理论依据.

摘要： 针对Akshabulak油田中Yu-Ⅲ层强边水砂岩油藏采油速度高、边水推进不均匀的开发特征,运用油藏数值模拟手段明确了合理的采油速度和注采比,同时优化了边外注水开发配注量.采油速度、注采比是影响天然水驱和人工注水协同开发的主控因素.中Yu-Ⅲ层强边水油藏在采油速度为4％的条件下,合理注采比为0.9.分析对比了油藏北部、中部及南部不同区域的天然水体大小及水驱前缘推进速度,优化边外注水配注量,控制强水淹区的水线推进速度,实现了水驱前缘均匀推进.油藏开发实践表明,中Yu-Ⅲ层在注采比0.9、采油速度3.5％的高速开发模式下,实现了油藏在15％的低含水情况下地质储量采出程度达到54％.

摘要： A油田为中低渗储层,目前进入中高含水开发阶段,针对注水参数方面缺乏个性化定量标准,开展了注水精细分层注水界限研究.应用油藏工程法,确定了A油田不同储层条件、不同开发阶段区块宏观合理注采比;应用数值模拟技术,通过改变层间渗透率和注水强度,确定垂向合理配注,然后以油井为中心,根据注采平衡,建立平面水量劈分公式,确定了不同方向注水强度;应用动态分析数理统计法,研究9类连通类型在不同开发阶段、不同注水强度下综合含水与采出程度、含水上升率、存水率、吸水指数等指标的相关性,确定了9类连通类型合理注水强度.以各项参数为依据,指导油田注水调整,使井区递减得到较好控制,油层动用状况得到改善.

摘要： 本文针对注采平衡分析中井组注采比、地层压力等关键参数难以计算问题,以物质守恒理论为基础,结合油水井动态资料,提出可行的井组注采比和地层压力计算方法,并给出该方法在动态分析中的应用方式,为井组注采平衡分析提供快速有效的分析方法.

摘要： 裂缝性低渗透油藏储层非均质性强,裂缝、高渗带发育,裂缝水窜问题突出,影响油田水驱效果,探讨了裂缝对低渗透油藏水驱开发的影响,并运用多元回归方法对水驱有效率进行了定量计算,确定了各区块的合理注采比,研究结果对同类型油藏精细注水调整具有借鉴意义.

摘要： 本文在认识砂体分布零散、裂缝发育低渗透油田地质特征的基础上,研究了此类油田合理的注水开发政策。通过测试储层速敏、启动压力梯度对应的临界速度,确定了水驱油合理的驱替速度;应用渗流力学理论,建立了考虑启动压力和油水井间压差的地层压力与注采比关系式,并得到了地层压力变化的界限注采比;提出了按照砂体水驱规模和裂缝水窜程度分类实施井间波动不稳定注水和短周期保持地层压力注水方式,达到既发挥零散砂体非均质储层间、裂缝与基质间渗吸采油作用,又减少流固耦合特征,最终实现提高油田采收率的目的。

摘要： 陈家庄油田南区为特稠油油藏,常规注水开采难度大.初期采用温和注水方式,水驱效果较好.但进入高含水期后,随着含水上升,单井产液量降低、地层能量下降快、停产井多的矛盾日益突出.近年来,充分利用不稳定试井技术,揭示油田深层次矛盾,通过强化注水工作及提液可行性研究,确定了合理注采比及合适的提液幅度.经过综合研究,实现了油田开发的新突破,采收率不断提高,达到了普通稠油油藏的开发效果.为同类型油田的开采提供借鉴.

摘要： 盘古梁长6油藏处于中含水开发阶段,目前和五里湾同期对比,含水采出程度曲线均右偏移,但五里湾之后含水持续快速上升,盘古梁也存在含水快速上升的风险,此次研究的目的就是评价现阶段开发技术政策,防止含水快速上升,有效延长中含水开发阶段,实现油藏持续稳产.

摘要： 本发明涉及一种基于边底水油藏注水外溢的注采比优化方法，包括如下步骤：(1)基于边底水油藏的水侵量，判断是否出现了注入水外溢的发生，并确定相应的外溢量；(2)根据油藏实际的注采比，确定注采比与注入水外溢比例之间的关系，其中注入水外溢比例为外溢量与注水量的比值；(3)建立地层压力恢复速度方程，确定在注入水外溢时地层压力的恢复速度；(4)确定最优的注采比。本发明针对性较强，计算过程简单，具有较强的实用性。

摘要： 本发明提供一种水驱油藏有效注采比的计算方法，该水驱油藏有效注采比的计算方法包括：步骤1，应用注采比公式，计算水驱油田每个单元的注采比；步骤2，根据水驱油田每个单元的注采比，计算每个单元的液量比重注采比；步骤3，根据水驱油田每个单元的注采比和液量比重注采比，计算每个单元的注采分散程度，即分散系数；步骤4，根据水驱油田每个单元的液量比重注采比和注采分散程度，计算油藏的有效注采比。该水驱油藏有效注采比的计算方法客观反映了油田内部不同单元内部的实际注采情况，消除了回注污水和无效注水的影响，从而能够反应油田内部不同单元的注采平衡状况，为油藏下一步的注采调整治理提供决策依据。

摘要： 本发明公开一种油田注采比精确管控注汽管路及注汽工艺，涉及油田注汽采油技术领域；该注汽管路包括移动锅炉和注汽管线，所述移动锅炉通过所述注汽管线与采油井口连通，所述注汽管线靠近采油井口的一端设置有单井蒸汽计量装置，所述注汽管线靠近所述移动锅炉的一端设置有总蒸汽计量装置；所述移动锅炉一侧设置有信号塔，所述信号塔与管理基地信号连接，所述管理基地内部设置有服务器、监控显示器等办公设施。基于该注汽管路的注汽工艺降低了每次注汽井况的差异程度，降低了管理难度。

摘要： 本发明公开了一种特低渗油藏合理注采比确定方法，具体按照以下步骤实施：步骤1，收集、整理区块内井组动态分析数据表，绘制成井组注采曲线；步骤2，根据步骤1绘制的井组注采曲线，分析区块内每个井组注水见效情况，找出产量稳升井组，绘制产量稳升井组注采比与产量、含水关系曲线；步骤3，分析步骤2绘制的产量稳升井组注采比与产量、含水关系曲线，确定各个井组的合理注采比；步骤4，对步骤3确定的各个井组的合理注采比采用加权平均法确定区块的合理注采比。本发明方法解决了现有预测方法准确度低，成本高的问题。

摘要： 本发明涉及一种基于边底水油藏注水外溢的注采比优化方法，包括如下步骤：(1)基于边底水油藏的水侵量，判断是否出现了注入水外溢的发生，并确定相应的外溢量；(2)根据油藏实际的注采比，确定注采比与注入水外溢比例之间的关系，其中注入水外溢比例为外溢量与注水量的比值；(3)建立地层压力恢复速度方程，确定在注入水外溢时地层压力的恢复速度；(4)确定最优的注采比。本发明针对性较强，计算过程简单，具有较强的实用性。

摘要： 本发明提供一种水驱油藏有效注采比的计算方法，该水驱油藏有效注采比的计算方法包括：步骤1，应用注采比公式，计算水驱油田每个单元的注采比；步骤2，根据水驱油田每个单元的注采比，计算每个单元的液量比重注采比；步骤3，根据水驱油田每个单元的注采比和液量比重注采比，计算每个单元的注采分散程度，即分散系数；步骤4，根据水驱油田每个单元的液量比重注采比和注采分散程度，计算油藏的有效注采比。该水驱油藏有效注采比的计算方法客观反映了油田内部不同单元内部的实际注采情况，消除了回注污水和无效注水的影响，从而能够反应油田内部不同单元的注采平衡状况，为油藏下一步的注采调整治理提供决策依据。