喇_萨_杏油田生产气油比变化规律_赵永胜
配套应用新技术提高油井系统效率
统效率 低 。 电机 的功 率 因素低 、 效率 低 ， 造 成整条 线路 的 电压降 大 ， 影响油 井 正 常生 产 。 采用 变频柜 实现 电机 无级 调速 ， 降 低 电机 的 匹配功 率 采用永 磁 电机 ， 提高功率 因素和 启动 扭矩 ， 单井 系统效 率大 幅度提高 。 目前 已使 用ｌ ３ 台， 平 均节 电３ ６ ． ５ ％， 功率因素提高０ ． ４ ３ ５ ， 系统效率提高１ ０ ． ２ ％。 其缺点是负荷较大井， ３ ０ Ｋ Ｗ 永磁 电机 无法 正 常生产 ， 对 于抽 油机 卸载 也有 一定 的 困难 。 变速箱 降低 电机 输 出转 速 ， 电机启动 扭矩 降低 ， 电机 匹配功率减 少 ， 提 高 电机 的负 载率 。 由此 提高 电机 的效率 。 现场使用 中， 可 以用 １ ７ ＫＷ的 电机 代替 ５ ５ ＫＷ 电机 ， 节 电４ ２ ％， 功率 因素提 高０ ． ４ ， 系统效 率提 高８ ． ０ ２ ％。 在 该 技术使 用 前， 对 于供 液 差 的 砂 河街 井 ， 由于泵 挂 深 ， 负荷 熏 ， 都使 用 １ ２ 型抽 油 机 ， 匹配 ５ ５ ＫＷ普通 三相 异步 电动 机或 ３ ７ Ｋ Ｗ 电磁调 速 电机 ， 耗 电量 大 ， 功率 因素低 。 不 仅单 井系 统效率 低 ， 也造 成整 个 电网的 线损增 加 。 对于 低液 量 、 低粘度 的油 井 ， 因为使 用 电磁调 速 电机 的 低效率 和大 功率 三相异 步 电动机 ， 造 成 电机效 率低 ， 整条 线路 的功 率 因素低 。 使用 Ｄ Ｃ Ｊ 系列 电机后 ， 节 电效果极 为 明显 。 但 由于 无法 实现 无级 调速 ， 在 稠油 井 的使 用 中受 到 一定 的 限制 。
变频调速技术是通过改变电流的频率 ， 实现电机转速的改变。 现在采用的 变 频装 置是 由整 流器 和逆变 器组 成 。 整流 器先 将５ ０ 赫兹 的交 流 电变成直 流 电 ， 再由逆变 器变换 成频 率可调 的三相交 流 电。 由于 变频器 可实 现低速 、 轻载 启动 ， 因此降低 电机 的匹配 功率 ， 提高功 率 因素。 变 频柜地使 用 ， 可 由普 通 电机 代替调 速 电机 ， 较 好地 解决 了 电磁调 速 电机效 率低 地原 因 。 ２ ０ ０ ８ 年３ 月份 试验 ２ ０ １ １ 井， 节 电率 ２ １ ％。 功 率因素 提高 ０ ． ３ ， 系统效 率提高 ９ ． ２ ％。 变频 柜代 替普 通 自控 箱 ， 如果使 用普 通 电机替 代 电磁 调速 电机 ， 冲 数低 的井 效果 明显 。 冲数 高于 ６ 次， 效 果较差 。 如 果用 电磁 调速 电机替 代普 通 电机 ， 则无 效果 。 因此 ， 变频 技术 主要在 低冲数 井 上使 用普 通 电机 替 代 电磁 调 速 电机 效 果明 显 ２ ． ３ 永磁 电机 和变 频技 术结合 使 用 稠油 热采 区块 原油粘 度 高 ， 采用 电热杆 、 空 心杆 、 和双 泵等 采油 工艺 ， 冲 数 都在４ 次 以下 在 一个 蒸 汽吞 吐周 期 的生产 过程 中， 抽油 机负 荷和 冲数 变化 较 大。 使 用３ ７ ＫＷ调 速 电机 ， 虽然 实 现了无 级调 速 ， 但 由于 匹配 功率 较大 ， 造成 系
喇萨杏油田水淹层录井资料响应机理及与产水率相关性分析研究
喇萨杏油田水淹层录井资料响应机理及与产水率相关性分析研究针对目前喇萨杏油田调整挖潜中急需解决的薄差层剩余油评价难题,以井壁取心地化分析、荧光图像分析为手段,受层薄、低渗透、层内非均质性等因素影响较小,可细致解剖油层水淹状况,提高水淹层精细评价水平,具有广阔的应用前景。
通过机理研究,搞清录井资料随含水上升的变化规律以及导致发生这些变化的内在因素,从而奠定录井水淹层评价的理论基础；通过建立产水率与测录井资料的相关性,实现定量求取产水率的目标,提升水淹层评价水平。
油层产水率是由多种因素控制的,可分为内外两大类原因,外因表现在采油方式上；内因由水淹程度、油水性质、岩石学性质、沉积学性质所构成。
水淹程度是影响产水率的重要因素之一,水淹程度预测是产水率预测的基础。
测井法主要的常用方法,相对而言,地化录井方法的优势在于直观,能够获得烃类数量和类型的直接信息,尤其是荧光薄片能够直接观察到岩心中油水分布的信息,但其保真程度受制片方法制约。
地化录井观测的对象是井壁取心、岩心或岩屑,因此所获得的数据仅仅反映的是井壁附近的状况,并不能直接反映油层的整体面貌,而影响产水率的水淹程度是油层整体的水淹程度。
因此建立评估井壁信息与油层信息之间对应关系的方法,将是决定地化法能否有效评价水淹程度的关键之一。
不同的水淹程度必然会在井壁岩心中留下痕迹,包括油组分的变化,油在孔隙中的微观赋存状态的变化,这也是地化录井方法评价水淹程度的理论基础。
本论文建立了井壁信息与储层信息之间的关系,选择资料丰富的井进行典型剖析,这种井应具有产层剖面上的多点取心地化、荧光薄片资料,同时有储层的沉积学、岩石学及孔隙结构等基础成果。
通过对水淹机理、程度及其与地化录井、荧光观察之间的关系研究,这一部分将详细探讨不同水淹程度条件下,原油组成的变化、特征性化合物含量的变化；利用荧光观察,希望能够定量分析油中不同组分在孔隙中赋存方式的变化规律,以及这种变化与孔隙结构之间的关系；并根据油、水、岩物理化学性质给出理论解释；建立有关模型和标定有关参数。
着力提升油汽比,提高陈家庄油田稠油开发效益
着力提升油汽比，提高陈家庄油田稠油开发效益近年来，随着全球能源需求的不断增长和传统油田储量逐渐枯竭，稠油资源逐渐成为了未来能源发展的重要方向之一。
作为国内稠油领域的重要力量，陈家庄油田一直致力于稠油资源的开发和利用。
然而，稠油开发面临着诸多的技术难题，其中之一就是油汽比。
什么是油汽比？所谓油汽比，指的是稠油中注入汽油（或轻质烃类）的质量比例，也称为稠油运用汽油比例。
在稠油开发中，常常采用加汽注采的方式来降低油黏度、提高油井采出率。
而油汽比则是加汽注采过程中的一个重要参数，影响着稠油开发的效益和成本。
陈家庄油田稠油资源开发现状陈家庄油田是国内比较著名的稠油田之一，其稠油资源蕴藏量达到了10亿吨级别，被誉为“中国的墨西哥湾”。
陈家庄油田的稠油开发历史悠久，目前已经形成了较为成熟的技术体系和管理模式。
然而，由于稠油开发面临着许多技术难题，导致陈家庄油田的稠油开发效益并不理想。
其中一个显著的问题就是油汽比偏低。
陈家庄油田的稠油油汽比一直在0.6-0.7之间，而国内其他油田的油汽比通常在0.9以上。
油汽比的偏低意味着注汽量相对较多，造成了稠油开发成本的不断上升，并且也限制了采收率的提高。
因此，陈家庄油田着力提升油汽比，成为了提高油田稠油开发效益的重要手段之一。
如何提升油汽比？提升油汽比需要从多个方面进行全面优化，以实现注汽量的最小化和采出率的最大化。
1.优化注汽压力在实际生产中，注汽压力是影响油汽比的重要因素之一。
较高的注汽压力能够增加汽油在地层中的深度和范围，提高注汽效果，但也会增加注汽量和成本。
因此，合理优化注汽压力，以降低注汽量、提高采油效率，是提升油汽比的重要手段。
优化注汽量是提升油汽比的重要途径之一。
对于不同类型的稠油地质条件和井型，需要采用不同的注汽量。
通过实际测试和评价，选择合适的注汽量，既能够达到降低油黏度的目的，又能够减少注汽量，提高油汽比。
3.改进管柱设计管柱是注汽工艺中不可缺少的组成部分。
油藏基本知识
9、采油指数 、 单位生产压差的日产油量，叫做全井采油指数。 一般情况， 单位生产压差的日产油量 ， 叫做全井采油指数 。 （ 一般情况 ， 同一油田同一 套开发层系，各生产井钻遇油层有效厚度不同， 套开发层系 ， 各生产井钻遇油层有效厚度不同 ， 全井采油指标的对比性受到 影响。为了使分析和对比的条件更严格，而提出单位厚度采油指数的概念。 影响 。 为了使分析和对比的条件更严格 ， 而提出单位厚度采油指数的概念 。 每米油层厚度，单位生产压差的日产油量，叫做单位厚度采油指数） 每米油层厚度 ， 单位生产压差的日产油量 ， 叫做单位厚度采油指数 ） 表示当 油井生产压差每增大1兆帕时 一天内所增产的油量。它说明油井生产能力。 兆帕时， 油井生产压差每增大 兆帕时，一天内所增产的油量。它说明油井生产能力。 日产油量 单项流动时：采油指数= 兆帕） 单项流动时：采油指数 -------------------（吨/日.兆帕） （ 日 兆帕 静压-流压 静压 流压 含水时： 含水时： 日产液量 采油指数= 兆帕） 采油指数 -------------------（吨/日.兆帕） （ 日 兆帕 静压-流压 静压 流压
透率，叫该相流体的有效渗透率，又称相渗透率。 透率，叫该相流体的有效渗透率，又称相渗透率。它反映岩石 的物理性质，还与流体性质及流动特性有关。 的物理性质，还与流体性质及流动特性有关。表示油层出油能 力的大小。 力的大小。
相对渗透率：多相流体在多孔介质（油层）中渗流时， 相对渗透率：多相流体在多孔介质（油层）中渗流时，其中
6、采收率 在某一经济极限内，在现代工程技术条件下，从油藏原 始地质储量中可以采出石油量的百分数，称为采收率； 7、无水采收率 无水采油阶段所采油量 无水采收率=--------------------------------地 质 储 量 8、最终采收率 油田开发完了累积油量 最终采收率= -----------------------------------地 质 储 量
聚丙烯酰胺聚合物提高采收率机理及发展趋势
化学工程师Chemical Engineer2019年第4期Sum283No.4DOI：10.16247/ki.23-1171/tq.20190457聚丙烯酰胺聚合物提高采收率机理及发展趋势*赵春森，陈根勇(东北石油大学石油工程学院渗流物理教研室,黑龙江大庆163318)摘要:聚丙烯酰胺聚合物作为一种高效廉价的驱油剂而被各大油田广泛应用，聚合物驱能够有效地开发水驱后的剩余油，从而实现扩大波及体积，提高原油采收率的目的。
在油田实际开发过程中,二元复合体系及三元复合体系应用也极为普遍，而同时聚丙烯酰胺作为二元复合体系及三元复合体系的重要组成部分，深入研究聚丙烯酰胺的性能对于油田开发尤为重要。
针对聚合物在矿场上实际开发效果，本文阐述了聚丙烯酰胺的理化性质，归纳了聚丙烯酰胺的油藏适用范围，分析了聚丙烯酰胺的驱油机理，总结了聚合物驱的研究现状,为矿场实际生产提供建议。
关键词:聚丙烯酰胺;提高采收率;理化性质;驱油机理;研究现状中图分类号:TE39文献标识码:AMechanism analysis and development trend of polymer flooding'ZHAO Chun-sen,CHEN Gen-yong(Department of Seepage Physics,College of Petroleum Engineering,Northeast Petroleum University,Daqing163318,China)Abstract：Polyacrylamide(PAM)has been widely used in oil fields as an efficient and cheap oil displacement agent.Polymer flooding can effectively develop residual oil after water flooding,thus achieving the purpose of expanding sweep volume and improving oil recovery.In the actual development process of oilfield,the application ofbinary and ternary composite systems is also very common.At the same time,as an important component of binaryand ternary composite systems,it is particularly important to study the properties of polyacrylamide in-depth foroilfield development.In view of the actual development effect of polymer in the field,this paper expounds the physical and chemical properties of polyacrylamide,summarizes the application scope of polyacrylamide reservoir,analyses the oil displacement mechanism of polyacrylamide,summarizes the research status of polymer flooding,and provides suggestions for the actual production of the field.Key words：polyacrylamide;EOR;physicochemical properties;oil displacement mechanism;research status随着原油需求的日益增长，水驱油在油田上的应用已不能满足实际生产开发的要求山。
油藏工程常用公式
常用公式1、(%)100)()(剩余可采储量采油速度当年年产油量当年油田剩余可采储量储采比==2、)()(小数累积累积注水量累积产水量累积注水量小数瞬时日注水量日产水量日注水量存水率=-==-= 3、%100⨯==地质储量累积产油量地质储量采出程度采出程度 4、%100⨯==可采储量累积产油量可采储量采出程度工业采出程度 5、%100⨯=地质储量可采储量采收率 6、%100%100)366(365⨯=⨯⨯=地质储量年产油量地质储量日产油地质储量采油速度 7、%100)366(365⨯-⨯=上年累积产油可采储量日产油剩余可采储量采油速度 %100⨯-=上年累积产油量可采储量本年年产油 %100⨯-+=本年累积产油量年产油量可采储量本年年产油 8、()343410/)10(m t m t 气油比地质储量溶解气储量⨯= 9、%100%100)366(365⨯=⨯⨯=地质储量年产液量地质储量日产液采液速度 10、%1001⨯⨯---=阶段累积生产天数标定日产水平阶段措施产油阶段新井产油阶段合计产油自然递减率瞬时 11、%1001⨯---=上年产油措施产油新井产油年产油自然递减年均 12、瞬时阶段累积生产天数标定日产水平阶段新井产油阶段合计产油综合递减率=⨯⨯--=%1001 13、年均上年年产油新井产油年产油综合递减率=⨯--=%1001 14、口采油井总井数地质储量单井控制储量/)10(4t = 15、)/()()()(d t 油井开井数当月天数液月产油油井开井数液日产油液单井日产油⨯== 16、口采油井总井数剩余可采储量单井控制剩余可采储量/)10(4t = 17、含水率（含水或综合含水）=%100)()(⨯井口日产液量井口日产水量 18、含水率（含水或综合含水）=%100)()(⨯井口月产液量井口月产水量19、含水率（含水或综合含水）=)%(100)()(为年均含水率或含水井口核实年产液量井口核实年产水量⨯ =%1001⨯-核实年产液量核实年产油量 20、含水上升率：瞬时=)(%100)/(无因次地质储量阶段产油量上年末含水率阶段末含水率⨯- 含水上升率：年均=)(%100)/(规划上常用地质储量年产油量上年年均含水率年均含水率⨯- 21、井网密度=)/(2km 口含油面积油水井总井数 22、累积亏空()[])()(1034井口累积产水量体积换算系数井口累积产油量累积注水量+⨯-=m23、排水量=%100⨯累积注水量累积产水量 24、水驱指数=%100⨯⨯-体积换算系数累积产油量累积产水量累积注水量 25、输差=1—%100))(())((⨯产量水油井口产量水油核实 26、剩余可采储量=可采储量—累积产油量（104t ）27、体积换算系数=原油比重体积系数 28、油水井数比=注水井总井数采油井总井数 通常为 1：注水井总井数采油井总井数 29、油气比=()t m 3产油量产气量 30、折算丰度=()24/10km t 含油面积地质储量 31、月注采比=井口累积产水量体积换算系数井口月产油量月注水量+⨯ 32、累积注采比=井口累积产水量体积换算系数井口累积产油量累积注水量+⨯。
中国石油大学考试期末复习题——《油藏工程》
《油藏工程》期末复习题一、概念／解释题（可用公式答题）1、复杂断块油田2、切割注水3、井筒存储效应4、采油速度5、水侵系数K26、试采7、地层系数8、含水上升率9、储量丰度10、表皮效应和表皮因子11、注水方式12、驱动指数13、底水锥进14、面积注水15、周期注水16、产量递减率17、视粘度18、单储系数19、导压系数20、油田开发21、调查半径二、简述题1．简述划分开发层系的原则。
2．应用水驱特征曲线示意图评价油田开发调整后措施有效、无效、变差。
3．若规定采油井为中心注采单元为“正”，试绘出反九点法面积井网示意图(井位画在节点上)，写出这种井网的注采井数比，并通过绘图说明如何将油井转注把“反”九点法井网变为五点法井网。
4．地层压力频繁变化对弹塑性（压力敏感）介质油藏产生的影响。
5．解释常规试井分析方法早期、晚期资料偏离直线段的各种原因。
6．简述油田开发的程序。
7．油藏物质平衡方法的基本原理及其方程的推导方式。
8．水压驱动的开采特征。
9．井网密度对采收率的影响及布置井网时应满足的条件。
三、综合应用题1.给出弹性水压驱动的形成条件，推导其物质平衡方程式，并指出这种驱动方式的生产特征（画出示意图）。
2. 高含水期剩余油分布特征及改善注水开发效果的水动力学方法。
3. 叙述MBH法求取平均地层压力的方法与步骤。
4. 推导考虑毛管力、重力，一维均质地层的分流量方程,分析影响含水率大小的因素？《油藏工程》期末复习题参考答案一、概念／解释题（可用公式答题）1、复杂断块油田：含油面积小于l km 2的断块油藏，且地质储量占油田总储量50％以上的断块油田，称为复杂断块油田。
2、切割注水：利用注水井排将油藏切割成较小的面积，成为独立的开发区域3、井筒存储效应：在压降或压力恢复试井中，由于井筒内流体的压缩性或其它原因，往往会出现在油井开井和关井时，地面流量和地下流量不相等，出现了续流和井筒存储现象，而这两种现象对压降试井和压力恢复试井产生的影响叫井筒存储效应。
萨北油田北二区西部聚合物驱开发特征变化规律.
萨北油田北二区西部聚合物驱开发特征变化规律本文较系统地分析了北二西聚合物驱注聚过程中以及后续水驱过程的动态变化特征,指出了影响聚驱开发效果的主要因素,介绍了改善聚驱开发效果的有效手段,分析认为及时采取提液措施,可以减小层间矛盾,促进聚驱见效和改善注采状况,而分层注入与分层配产技术相结合,是注聚后期改善平面及层间矛盾,进一步提高聚驱整体效果的有效手段。
分析聚合物前缘突破规律,突破后油层开采特征变化,总结各种调整措施所起的作用,同时利用北二西近两年新钻取芯井资料、井壁取芯资料,了解油层水驱、聚驱、后续水驱后油层孔隙度、渗透率等参数的变化规律,分析了目前油层剩余油的分布和存在方式,油层含油饱和度状况,并根据变化特征细分了后续水驱的开发阶段,总结了不同阶段的动态变化规律,分析评价了各阶段综合调整挖潜效果。
针对断层区特点所采取的综合治理方法对其它注聚区块具有一定的指导意义。
同主题文章[1].隋军,廖广志,牛金刚. 大庆油田聚合物驱油动态特征及驱油效果影响因素分析' [J]. 大庆石油地质与开发. 1999.(05)[2].郭兰磊. 胜利油区聚合物驱后注水技术政策界限研究' [J]. 油气地质与采收率. 2003.(03)[3].王翠丽. 孤东油田六区聚合物驱油效果分析' [J]. 内江科技.2006.(02)[4].杨黎. 孤东油田聚合物驱特征及影响因素' [J]. 内江科技. 2006.(03)[5].我国全面推广聚合物驱油技术' [J]. 上海化工. 1999.(10)[6].梁会珍,武英利,耿晶. 聚合物驱油效果储层影响因素分析' [J]. 西北地质. 2004.(04)[7].孙义泰. 玻璃纤维强度的影响因素' [J]. 玻璃纤维. 1992.(03)[8].中国石油天然气总公司1995年十大科技成果之四:聚合物驱油技术' [J]. 石油科技论坛. 1996.(03)[9].曹正权,王文明,陈辉,韩鹏,庄福建. 孤岛油田聚合物驱见聚特征及影响因素' [J]. 石油天然气学报. 2005.(01)[10].刘卫芝,张丙亮,李玉国,刘芳,孙淑云. 后续水驱阶段注采调整方法探讨' [J]. 油气田地面工程. 2004.(05)【关键词相关文档搜索】：石油与天然气工程; 聚合物驱油; 后续水驱; 动态特征; 驱油效果; 影响因素【作者相关信息搜索】：大庆石油学院;石油与天然气工程;吴文祥;栾巍;。
聚合物驱抽油井负荷变化规律
聚 驱油井 带 接箍 和插入 式扶 Ｊ 器难直 管 流 降 卜 使 ， Ｔ合液 的 黏度大 幅 度增加 ，增 大 了杆柱 的下 行 模 型 为 ￣ ｂ Ａ 阻力 ，较 易发 生杆 一管偏 磨 。现场 普遍 采用 安装 扶
正器 的方法 ，在很 大程度上缓解了偏磨现象 。但
是 ，在抽 油杆 柱上 安装 扶正 器后 ，会影 响抽 油机 的
年 １ 月 见 聚 ，见 聚 浓度 ６ ．ｍｇ ，从 功 图变 化 可 １ １６ ／ Ｌ 以 看 出 ，见 聚 后 功 图变 得 肥 大 。２ ０ 年 ｌ 月 与 ９ ０５ ２
２ 见聚浓度对负载的影响
０４Ｎ ０ｋ ． Ｎ １ 聚驱油井随注入聚合物的不断增加 ，采出液采 月对比，上载荷增加 １． ，下载荷下降８７ ｋ ， ０１ ｋ ４ 聚浓 度 接 近线 性 递 增 。通 过 对 杏 ４ 面 积 聚 驱北 交 变 载荷增 加 ２ ． Ｎ。 ～６ 部 区块采聚浓度分析发现 ，聚驱采聚浓度整体变化
３ ０
１ Ｉ ２ １ ．１ 试 验 研 究 ９ ０ １ ） １ Ｊ（ １
聚合物驱抽油井负荷变化规律
蒋 玉 梅 ’ １中国 油大 （ ； 石 学 北京） ２大 ； 庆油田 油四 采 厂
摘 要 ：聚 驱 油 井采 出液 随 注入 聚合 物 的 不 断增 加 ，采 聚浓度 接 近 线性 递 增 。通 过 对杏 ４ ～６
采 出液 见 聚及下 人 扶正 器 等 因素 的影 响 ，聚驱抽 油
使得抽油杆柱弯曲变形 ，造成偏磨。 在杆管环空 中油井产出液黏度计算公式为 １ （— ） ＾ ＝ 。 ＋ １
。
机负载变化大 ，聚驱检泵周期与水驱相 比较短 ，作
业成 本 增加 。聚驱 注入 阶段 不 同 ，生产 特征 变化 显
(计秉玉)喇萨杏油田提高水驱采收率的主要做法
干扰是主要矛盾,解决这个矛盾可以解放低渗透油层,实现产量接替
（1）开展现场试验，认识低渗透油层的生产能力
解决干扰问题：考虑到工艺的困难,可以利用单独井网的方法 克服干扰问题
（3）试验区解剖深入认识 表外储层和薄差层剩余油
虽然这些剩余油分布很分散，但纵向上各砂岩
组中、平面上各个部位都有分布，迭加后，各井厚
度相差不太大，完全具备第二次均匀加密调整的物
质基础
经过反复分析和测算，大庆喇萨杏油田表外层的渗 透率下限可降为1×10-3μ m2，含油产状可降为油斑， 可增加地质储量7.4×108t
813m 920m 280m 1100m 1190m 1208m
喇萨杏油田为大型陆相浅水湖盆河流三角洲沉积体系，发育有 萨、葡、高三套油层，9个油层组，41个砂岩组，136个小层.油 层多，非均质性严重，渗透率从1×10-3μ m2到5μ m2，层间、平面及 层内矛盾非常突出。
由于萨、葡、高油层沉积时期湖盆较浅，湖水能量较弱，窄 小河道砂体比较发育，在平面上相变频繁而剧烈
油层相控原则
同一层系内油层的沉积条件大体相同。 一般可按砂岩组确定调整和细分对象，使调 整层段相对比较集中。 调整层系内油层物性要大体接近，三角洲 前缘相沉积区渗透率级差不大于3，其它沉积 区不大于5。
物性级差原则
（3）确定调整原则与做法，全面开展层系细分开发调整
层系独立原则
每套层系要有独立的注采系统，新老井要错 开布井，井距为200—250m，水驱控制程度要达 到80%以上。 在开采过程中要搞好分层（段）注水和分层 措施调整，应用多裂缝或限流压裂改造等进攻性 手段，提高低渗透油层的动用程度。 要求每套调整层系的初含水低于30％，平均单 井日产油达到8—10t，平均单井可采储量达到3— 5×104t。
油田开发常用计算公式
油田常用计算公式1、单层井组控制面积单层井组水淹面积扫油面积系数= 2、积单层水淹区原始含油体－采出水体积单层水淹区总注入体积水驱油效率= 3、动用地质储量年产油量采油速度=4、动用地质储量天当月日产油水平折算采油速度365⨯= 5、()MPa 26.8,力为中浅层地层原油饱和压时用后为静压低于饱和压力生产压差日产油量＝静压－流压日产油量采油指数=6、生产压差日产液采液指数=7、)/867.0183.1:(3cm g ，原油相对密度浅层原油体积系数＋产出水体积原油相对密度原油体积系数采油量注入水体积注采比⨯= 8、月产油量月产水量月含水率= 9、⎪⎭⎫ ⎝⎛⨯=＋累计产出水体积原油相对密度原油体积系数累计产油量累计注入水体积－累计亏空 10、周期采出程度差周期含水变化率含水上升率= 11、()()%100⨯=t t 油田月产液量油田月产水量综合含水 12、()()()%100⨯⨯+-⨯=某一阶段生产天数今年标定产量措施核实产量老井核实产量某一阶段生产天数今年标定日产量综合递减率 ()%100⨯⨯--⨯=T A C B T A D T 综合递减率 --------------指老井采取增产措施后的产量递减速度13、()%100⨯⨯--⨯=TA D CB T A D T －自然递减率自 --------------指老井在未采取增产措施下的自然递减速度 其中： A-----上年末标定日产油水平（t ）B-----当年1-12月的累计核实产油量C-----当年新井1-12月的累计产量D-----老井当年1-12月的累积措施增产量T-----当年1-12月的日历天数14、量）原油密度（即累积产油原油体积系数累计采油量累计产水量累计注水量水驱指数÷⨯-= -----每采一吨原油在地下的存水量 15、累计注水量累计产水量累计注水量存水率-=16、()()()10ρ水密度油层中深静水柱压力⨯=m at 17、静水柱压力原始地层压力压力系数= 18、原始地层压力目前地层压力油田总压差-=19、()()()MPa MPa m 注水井静压注水井流压日注水量吸水指数-=3 ()()MPa m 注水井井口压力井口日注水量视吸水指数3= 20、()()m d m 单层有效厚度单层绝对吸水量分层注水强度/3= -------------单位有效厚度的日注水量 21、压注水井流压－注水井静日注水量分层注水指数= ()()M p a d m ⋅/3------注水井在单位压差下的日注水量 22、()()()()s Pa um m s Pa m um ⋅⨯=⋅⋅----223223101010/10地层原油粘度油层有效渗透率油层有效厚度流动系数 23、()()()地层渗透率总和地层系数总和油井权衡渗透率射开层的最高渗透率值油井单井而言单层突进系数/10:23max um K -= 24、()()2310um m -⨯=射开层渗透率射开层有效厚度地层系数25、油层破裂压力经验公式（B.B 威廉斯）：2307.0335.4)335.4(⨯⎥⎦⎤⎢⎣⎡⨯⨯-⨯+=H P C P 地梯αα 梯破P H P ⋅=H ——储油层中深，m 。
致密油水平井压后长期产能变化规律认识
致密油水平井压后长期产能变化规律认识发表时间：2020-05-28T03:17:28.194Z 来源：《中国科技人才》2020年第3期作者：宋春薇[导读] 一是日产油随返排率变化规律：致密油水平井压后见油返排率一般为15%，产油高峰期一般出现在返排率30%左右。
大庆油田有限责任公司试油试采分公司地质大队黑龙江大庆 163412摘要：水平井体积压裂是提高低渗透致密储层产能和解决该类储层储量难动用问题的重要技术手段，在大庆致密油勘探开发中得到了越来越广泛的应用。
通过统计分析2011年至今试油压裂施工70余口致密油水平井长期生产资料，得到基质参与流动这一认识，并利用数值试井技术进行了验证；探索不同区块、不同储层类型压后最优关井时间，为后续施工提供建议。
关键词：水平井体积压裂；产能变化规律；基质参与流动；返排特征；关井扩散一、三阶段产能变化规律认识2011年至今大庆致密油水平井共试油压裂70余口，平均压后初期产量38m3/d，平均长期稳定产量9m3/d，通过建立致密油水平井压后渗流模型，对生产资料进行分析，得出致密油水平井压后基质参与流动这一认识，主要从以下三个方面进行论证。
论据一：通过分析总结致密油水平井长期生产资料，得到“三阶段”认识，即第一阶段（0~30天左右）为下降阶段，30天产量是初期产量的60%；第二阶段（30~90天左右）为过渡阶段，90天产量是初期产量的33%；第三阶段（90天以上）为稳定阶段，180天产量是初期产量的25%。
论据二：以YP1井为例利用数值试井技术分析对比不同求产时间下探测半径与压裂改造半径关系，验证“三阶段”认识准确可靠，即第一阶段探测半径小于压裂改造半径，属于裂缝流动，此时产量快速下降；第二阶段探测径接近压裂改造半径，属于缝间流动，此时产量缓慢下降；第三阶段探测半径大于压裂改造半径，属于基质流动，此时产量比较稳定。
论据三：通过对比分析同一平台井产量变化，压后初期产量不一致，受压裂改造体积大小影响，改造体积大，初期产量高；求产90天后产量趋于一致，此时处于基质流动阶段，产量受基质影响。
油气田产量相对变化率曲线及应用
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（ ）对于同一个油气 田， １ 可以假定其 ｍ值为
常数 ， 同油 田的 ｍ 值可相 同 ， 可不 同。 不 也
（ ）当油 田规模 扩 大 、 取增 产 措 施 时 ， ｎ ２ 采 其 值 会 随时 间 ｔ 生变化 。 发 （ ）当油气 田规 模 不变 或 者 不 采取 增 产 措 施 ３ 时， 曲线形 状不 变 ， 不发 生右移 ， 量相对 变化 率 也 产
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在式 （ ） ， １和 表 ２中递 减 率 Ｄ是 已 知 １中 表
的。试算结 果 ， ｍ ＝５ 由 Ｄ和 ｍ值 可 以计 算 出 取 ， 不 等 同数 据点 的 ｎ值 ， 而可 以计算 得 到不 同状 态 从 下， 当油 气 田规模 不 变 或者 不 采 取 增产 措 施 时 ， 递 减 率 的变化 曲线 。注意 ， 当 取值 不 合适 时 ， 出 会
２ ３
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喇,萨,杏油田生产气油比变化规律
喇,萨,杏油田生产气油比变化规律
赵永胜
【期刊名称】《大庆石油地质与开发》
【年(卷),期】1998(017)001
【摘要】利用不同含水阶段石油，天然气化学组分监测资料，高压密闭取心资料，单井单层生产气油比资料以及水驱开采条件下生产气油比的数值模拟，从理论到实践对喇，萨，杏油田生产气油比的变化规律进行了系统的研究与总结。
【总页数】4页(P22-25)
【作者】赵永胜
【作者单位】大庆石油管理局勘探开发研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE341
【相关文献】
1.喇萨杏油田开发过程中吸水指数变化规律 [J], 朱丽莉;方艳君;吴梅;张继风;冯程
程
2.喇萨杏油田萨零组油层有效孔隙度与原始含油饱和度精细解释 [J], 孙国红;吕晶;窦凤华
3.大庆喇萨杏油田萨零组油层模糊综合评判 [J], 王广运;黄兴艳;付志国
4.喇萨杏油田萨零组油层开发技术研究 [J],
5.大庆喇萨杏油田产量递减率变化规律 [J], 田晓东;王凤兰;石成方;方艳君;王天智;王月艳
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喇嘛甸油田水驱产量递减规律分析及产量预测
喇嘛甸油田水驱产量递减规律分析及产量预测
缪壹凤
【期刊名称】《大庆石油地质与开发》
【年(卷),期】2013(032)004
【摘要】喇嘛甸油田自投产开发以来,从产量规模上可划分为上产、稳产和递减3个阶段.进入特高含水期后,随着油田水驱开发难度不断加大,产量递减规律也变得越来越复杂.为有效保证水驱产量规模和油田开发效果,通过对影响水驱产量递减的主要因素进行研究,利用3种产量递减曲线方程,结合水驱各层系实际生产数据,确定了产量递减类型,预测了未来产油量,提出了减缓产量递减的注采调整措施.
【总页数】5页(P71-75)
【作者】缪壹凤
【作者单位】大庆油田有限责任公司第六采油厂,黑龙江大庆163114
【正文语种】中文
【中图分类】TE121.3
【相关文献】
1.喇嘛甸油田水驱平欠井治理方法研究 [J], 李常庆
2.喇嘛甸油田水驱浅调剖节能效果评价 [J], 陈宏魁
3.喇嘛甸油田水驱注采调整技术指标的再确定 [J], 周磊
4.喇嘛甸油田水驱二次开发方法 [J], 王伟
5.喇嘛甸油田水驱浅调剖效果整体评价 [J], 吕品
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油田生产制度改变时产液量变化规律预测
油田生产制度改变时产液量变化规律预测刘欢乐;吴则鑫;张博;周明;周雅杰【摘要】In order to further improve the forecast accuracy of liquid production variation ,the calcula-tion formula for annual liquid production was derived with different production parameters .Based on math-ematical models for fixed oil production or production decline at a certainspeed ,combined with convention-al A and C water flooding performance curves ,liquid production under different production parameters can be calculated by simultaneous solution .Taking a water flood development block in Daqing Oilfield as an ex-ample ,the derived formula of liquid production was verified with different production parameters of thisblock ,and the annual liquid production of this block was calculated .The results show that the formula of liquid production can meet engineering requirement ,and the best rate of decline for crude oil production shouldbe 3% in light of liquid production capacity in the block .According to liquid production under dif-ferent production parameters obtained from the liquid production formula ,combined with the liquid produc-tion capacity of the oilfield or block and production history ,the best production parameters for this oilfield can be selected .%为了进一步提高油田产液量变化规律的预测精度，推导了油田在不同生产制度下年产液量的计算公式。
不同类型油藏储采比变化规律
不同类型油藏储采比变化规律李春兰;张广杰;张雄君【摘要】储采比是油田配产的一项重要指标.对我国100多个油藏的动态生产数据进行分类回归,得到了低渗透油藏、水驱砂岩油藏、稠油油藏储采比变化规律数学模型,所得结果具有较强的可靠性和适应性,为同类油藏不同开发阶段储采比的确定提供了依据.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2009(030)006【总页数】3页(P728-730)【关键词】油藏;储采比;数学模型【作者】李春兰;张广杰;张雄君【作者单位】中国石油大学,石油工程教育部重点实验室,北京,102200;中国石油,勘探与生产分公司,计划处,北京,100011;中国石油大学,石油工程教育部重点实验室,北京,102200【正文语种】中文【中图分类】TE313.8从我国100多个油田中根据油田规模和生产动态筛选出62个油田，将其分为稠油油藏、低渗透油藏和水驱砂岩油藏3种类型。
利用实际开发数据，对储采比变化规律进行了深入研究，经拟合得到这3类油藏储采比与可采储量采出程度的经验关系式。
储采比RRP定义为：当年年初剩余可采储量与当年年产油量的比值[1，2]。
可采储量采出程度R定义为：当年累积产油量/（当年年初剩余可采储量+当年新增可采储量）[3-4]。
对于稠油油藏，常规稠油和超稠油粘度差异较大，常规稠油一般采用注水开发，而超稠油则采取热力方式开采。
开采方式不同，单井控制储量不同，储采比变化规律不同。
因此，又将稠油油藏分为热力开采和注水开发2类。
1.1 注水开发稠油油藏储采比变化规律共筛选出6个常规注水开发稠油油藏，分别为：辽河欢喜岭、胜利孤东、青海尕斯库勒、胜利埕东、胜利孤岛、胜利八面河等油藏。
储采比与可采储量采出程度关系如图1所示。
利用指数回归出的储采比与可采储量采出程度的关系式为6个油田的样本点具有很好的规律性，相关系数为0.919 8.1.2 热采稠油油藏储采比变化规律筛选出河南井楼、胜利乐安、河南古城3个蒸汽吞吐开采稠油油藏。
塔中Ⅰ号气田东部试验区气油比变化规律
2009-12-23
图 2 典型井气油比随开采时间的变化规律
线可知其储集层类型为双重孔隙介质型。 2.3 气油比变化规律与储集层关系 （1 ）视均质型 塔中 621 井储集层主要发育于上 奥陶统良里塔格组良一段和良二段 （图 3 ） ， 沉积亚相 主要为滩间海与生屑滩， 岩性为生屑砂屑灰岩， 针状 溶孔及小型溶蚀孔洞发育， 主要发育Ⅱ、 Ⅲ类储集层， 有效厚度为 17 m， 储集层综合评价为孔洞型， 平均孔 隙度 2.66%. 地震反射为杂乱反射，表明为相对均质 的孔洞型储集层。岩心照片 （图 3 ） 孔洞比较发育且分
收稿日期： 2010－10-19
塔中26-2H 2 915.7
表， 根据驱动类型该井的生产分两个阶段 （图 2a ） ： Ⅰ 阶段生产以弹性驱为主， 产量 、 压力受地层弹性能量 压力基本不变， 控制， 生产前期弹性能量充足， 产量 、 生产后期弹性能量逐渐衰竭， 产量逐步降低， 压力有 下降趋势， 气油比稍有降低； Ⅱ阶段以溶解气驱为主， 气体在地层压力逐渐降低过程中达到析出量的高峰， 气油比呈现明显的上升趋势，在气体析出高峰过去
塔中721井
1 000 10 000 10 0.001 0.01 0.1 1 Δt 10 100
塔中243井
1 000 10 000
图4
典型井试井曲线
第 32 卷
第3期
张 强， 等： 塔中Ⅰ号气田东部试验区气油比变化规律
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（2 ）裂缝型 塔中 721 井储集层主要发育于上奥 陶统良里塔格组良一段 、 良二段和良三段 （图 3 ） ， 岩 Ⅲ类储集层， 储集层综合 性为砂屑灰岩， 主要发育Ⅱ、 评价为裂缝-孔洞型， 平均孔隙度 3.49%. 地震反射为 弱串珠反射， 表明为裂缝可能相对发育的储集层。通 ） 可以看出溶蚀孔洞、 粒间溶蚀微孔 过岩心照片 （图 3 及水平缝发育。试井 （图 4， 塔中 721 井 ） 分析表明， 该 井为内部高渗的条带型储层，内外区渗透率变化明 显， 说明储集层自身条件一般。这种类型井产量和压 力递减较快， 主要是由于油气主要储存在裂缝相对发 育的储集层内， 相对裂缝不发育的外部区域不参与供 液， 储集层相对非均质， 所以不能保持长期稳产， 稳产 92 d， 气油比变化波动很大， 持续递减。 （3 ）双孔介质型 塔中 243 井储集层主要发育于 上奥陶统良里塔格组良一段 、 良二段和良三段 （图 3 ） ， 岩性主要为砂屑灰岩， 主要发育 Ⅱ 、 Ⅲ 类储集层， 储集层综合评价为裂缝 -孔洞型，平均孔隙度 3.8%. 地震反射为片状反射， 表明储集层没有相对集中。从 ） 可见大、 小裂缝各有发育。在试井层 岩心照片 （图 3 面上， 当小裂缝与较大型高导流裂缝形成一定配比关 系时， 会构成渗流条件良好的双重介质储集层， 进而 表现出双重孔隙介质型储集层 （图 4， 塔中 243 井） ， 典型曲线表现为前期下凹， 而后期受外围储集层的变 这种类型的储 好或变坏出现向下或上翘的曲线特征。 集层由于有两种类型的储渗空间，生产持续时间较 长、 单井产能高、 能量递减速度慢。 受储集层内两种渗 流介质的影响， 气油比变化有一定波动， 总体是先增
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3000 91.8 32 11.52 4.0 89.4 1532 4.67 4.0
3600 92.8 32 11.46 4.0 86.1 17
5.49 4.0
4200 95.2 32 11.27 4.0 86.1 19
6.03 4.0
4800 96.1 31 11.23 4.1 87.8 18
5.94 4.0
9000 98.5 32 11.00 4.4 93.4 17
5.73 4.0
9600 98.6 32 10.98 4.4 93.7 18
5.71 4.0
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大庆石油地质与开发 P.G.O.D.D. 第 17 卷 第 1 期
地层压力始终高于饱和压 力 , 无论流动 压力如何变 化 , 生产气油比基本保持在原始气油比水平 。
9.62 9.0 0.1 31
9.62 9.0
300 0.1 32 12.35 9.0 0.1 32 11.32 9.0
600 5.0 32 13.20 7.0 0.3 32 11.86 9.0
900 36.0 32 12.62 7.0 16.2 32 11.39 7.0
1200 60.3 31 12.03 4.0 43.4 31 10.88 7.0
大 , 但起码没有变差 。 ⑥据油 、 气 、 水三相相对渗透率和饱和度关系分
析[ 2] , 如果注 水油 藏在低 于饱 和压 力以 下开发 时 , 地层中将出现油 、 气 、 水共存同流的状态 , 但即使在 溶解气驱下三相区也是很窄小的 。 喇 、 萨 、 杏油田均 在高于饱和压力条件下开 发 , 当流压低 于饱和压力 时 , 由于它的脱气范围与地饱压差为负值时的脱气范 围相比是微不足到的 , 因此即使油 、 气发生分离 , 形 成三相流的可能性也极小 。
(2) 在计算过程中不断降低地层压力 , 采油井的 流压也按 9.0MP a 、 7.0MPa 和 4.0M Pa 给出 , 计算 结果表明 , 当地层压力高于饱和压力时 , 生产气油比 保持在原始气油比水平 , 当地层压力开始低于饱和压 力时 , 生产气油比急剧上升 , 当地层压力继续下降 , 由于含水越来越高 , 产油量越来越小 , 流体中的含气 总量越来越少 , 所以生产气油比不断下降 , 并以较低 的气油比保持较长的时间 (表 1)。
第二作者简介 张善严 , 男 , 1968 年生 , 1991 年毕业于大庆石油学院开发系 , 工程师 , 现从事油田开发研 究工作 。 地址 :(163712)黑龙江省大庆市让胡路区勘探开发研究院油田开发调整室 。
1998 年 2 月 赵永胜等 :喇 、 萨 、 杏油田生产气油比变化规律
表 1 生产气油比数值模拟结果
时间
方 案 一
方 案 二
(d)
含水 (%)
气油比 (m 3/ t)
地层压力 (M Pa)
流压 含水 气油比 (M Pa)(%)(m3/ t)
地层压力 (M Pa)
流压 (M2 9.0 0.1 32
9.72 9.0
180 0.1 31
· 23 ·
层压力的前提下 , 原油从供给边缘流向 井底的过程 中 , 由于流饱压差往往出现负值 , 所以原油中的天然 气也将在流动中不断脱出 , 为此 , 研究分析了流压低 于饱和压力条件下气油比的变化特征 。
(1) 流压大小与脱气范围 如果地层压力高于或等于原始地层压力 , 流压高 于饱和压力 , 脱气仅在井筒中进行 ;如果流压低于饱和 压力 , 那么脱气将在井筒附近进行 , 且流压越小 , 脱气 范围越大 。分析可知 , 在注水保持地层压力的前提下 , 从供给边缘到井底水驱混气油的驱动速度越来越大 , 而油 、气分离是在驱动力作用下在运动的过程中进行 的 , 往往油 、气还 未完成分离就可能被推 进了一段距 离 , 所以实际的脱气范围要比理论脱气范围小一些 。 (2) 脱气圈与三相流 研究可知 , 在注水保持压力的前提下 , 流动压力低 于饱和压力 , 脱气圈内难以形成三相流 , 原因有 6 点 : ①根据物质守恒原理 , 在保持压力开采条件下 , 当流压 、 脱气范围确定之后 , 或者说脱气范围内的孔 隙体积确定之后 , 那么从供给边缘进入 脱气范围内 油 、 气的比例是恒定的 。 ②根据多孔介质中的渗流原理 , 驱替过程的连续 性意味着渗流质点的位移是相互置换 , 因此在压力稳 定的前提下液体的渗流是稳定的 , 这说明气相质点的 集聚程度是很有限的 。 ③由于水驱油的非活塞性 , 总有一部分储层受不 到水驱效果 。当流压低于饱和压力时 , 不能参与渗流 的孔道中的原油脱离出来的天然气也很难参与渗流 , 因此也不可能改变渗流区域内的油 、 气比例 。 ④在参与渗流的孔道中 , 天然气分离出来后有 3 种存在方式 , 一是附着在油 质点上 , 二 是游离于水 中 , 三是附着在孔隙壁上 , 研究可知 , 当脱离出来的 气体饱和度未达到一定的数值之前 , 由于自由饱和度 小于气体能够流动的平衡饱和度 , 也就是说 , 不能形 成连续相 , 气相渗透率实际为零 。 因此 , 不能将问题 的分析理想化 , 把复杂的非均质渗流载体当成一个容 器 , 认为只要发生油 、 气分离就会使渗流区域的油 、 气比例发生很大的改变 。 ⑤在渗流条件下 , 分离出来的天然气要形成连续 相需要有一个过程 , 要有足够的时间与机会 。如果脱 气圈内的天然气已经形成了连续相 , 由于气体渗流阻 力小 , 所以气体就会优先流动 , 那么气油比将急剧增 加 , 泵效上就会得到明显的反映 , 但生产实践表明 , 自开采方式转变以来 , 虽然油井的泵效 提高幅度不
1500 69.6 32 12.05 4.0 61.7 32 10.91 4.0
1800 81.1 32 11.89 4.0 68.2 32 10.89 4.0
2100 84.0 32 11.85 4.0 78.7 85
8.43 4.0
2400 87.8 32 11.72 4.0 87.5 1551 6.39 4.0
二 、 矿场生产气油比的影响因素
1 , 压力是影响气油比变化的主要因素 研究表明 , 天然气在原油中溶解度的大小取决于 压力 、 温度以及天然气与原油的成分 。 在温度 、 压力 一定的前提下 , 油 、 气组分越接近 , 烃类气体在原油 中的溶解度就越大 。 在温度一定时 , 天然气在原油中 的溶解度服从亨利定律 , 即与压力成正比 。 在油田开 采过程中 , 压力的变化导致了气 、 液两相间的平衡和 转化 , 并以油 、 气的溶解和分离的方式表现出来 。溶 解与分离的临界压力就是饱和压力 。在溶解气驱条件 下 , 压力是时间的函数 , 在注水保持压力的条件下 , 基于储层的非均质性 , 压力也不可能是一个常数 , 而 温度却可视为常数 , 因此在开采过程中 , 随压力的变 化气 、 液两相将发生溶解和分离 , 人们观察到的就是 气油比的降低或升高 。 如果地层压力稳定在原始地层压力附近 , 那么油 层条件下的气油比与原始气油比是一致的 。 在地层压 力下降到饱和压力的过程 中 , 含油层内 溶解气的膨 胀 , 或者说气相的形成或增大 , 对于排出孔隙空间的 置换作用是相当微小的 , 即气油比的微小变化可以忽 略不计 。 如果地层压力降至饱和压力以下 , 那么开采 过程中的气油比与原始气油比的差别就会很大 。 2 , 流饱压差与生产气油比关系 在油井生产过程中 , 为了提高单井产油量而放大 生产压差 , 是普遍采取的一种有效措施 , 但在保持地
· 22 · 第 17 卷 第 1 期 大庆石油地质与开发 P.G.O.D.D. 1998 年 2 月
喇 、 萨 、 杏油田生产气油比变化规律
赵永胜 张善严 朱 楠
(大庆石油管理局勘探开发研究院) (大庆石油管理局开发处)
摘 要 利用不同含水阶段石油 、 天然气化学组分监测资料 、 高压密闭取心资料 、 单井单层生产气 油比资料以及水驱开采条件下生产气油比的数值模拟 , 从理论到实践对喇 、 萨 、 杏油田生产气油比的 变化规律进行了系统的研究与总结 , 得出含水率与生产气油比没有本质的联系 ;压力是影响气油比变 化的重要因素 , 在注水保持压力开采条件下生产气油比与原始气油比具有一致性 , 而流饱压差的高低 与生产气油比没有必然的联系 。 主题词 气油比 油田开发 水驱 规律
图 1 511 井萨 Ⅱ 7 +8 层综合开采曲线
1 , 不同含水期天然气化学组成 为了系统研究认识喇 、 萨 、 杏油田油 、 气 、 水化
学、 物理性质在不同开采阶段的变化规律, 对喇、 萨 、 杏油 田 34 口油 井 18a 的观 察分 析结 果表 明＊, 随着油田开发的不断深入 , 含水不断上升 , 轻烃含量 百分比略有下降 , 重烃和非烃类含量百 分比略有上 升 , 结论是物性虽有一定的变化 , 但变化很小 , 基本 是稳定的 , 这说明原始气油比没有发生变化 。
一 、 喇 、 萨 、 杏油田 原油属性及原始气油比
喇 、 萨 、 杏油田的原油属于低收缩原油 , 它的显 著特点是从泡点压力降至分离器的压力和温度时 , 大 约有 85 %的流体处于液相 。 低收缩原油含重烃较多 , 原油重度较高 , 产出原油通常呈黑色或褐色 , 地面生 产气油比一般小于 90m3/ t 。
3 , 水驱开采生产气油比的数值模拟 为从理论上说清楚水驱开采条件下油层压力 、 流 动压力的变化对生产气油比的影响 , 以葡萄花厚油层 为基础设计了一个 2 层地质模型 , 每一个单层都是均 质的 , 第一层的渗透率为 0.15μm2 , 有效厚度 2.0m , 第二层的渗透率为 0.45μm2 , 有效厚度 3.0m , 油层 的饱和压力 为 9.7M Pa , 流体性 质参 照北 一区葡 Ⅰ 1 —2 层资料给出 。 原始气油比为 32m3/ t , 布井方式 为反九点法 , 网格划分结果为 30 ×31 ×2 =1 860 个 。 利用黑油模型采用定压求产方式先后计算了 2 个 方案 : (1) 地层压力始终高于饱和压力 , 但采油井的流 压 是 不 断 变 化 的 , 依 次 为 9.0M Pa 、 7.0M Pa 和 4.0M Pa 。 从计算结果 (表 1) 可以明显看出 , 只要