一种用于水驱开发效果评价的新方法

针对目前利用流管法建立水驱效果评价理论曲线存在的问题 ,建立了一套新的评价水驱开发效果的典型曲线。首先 ,根据相关经验公式确定区块的水驱采收率 ;再利用童氏校正水驱曲线 ,建立起含水率与采出程度的关系 ,在此基础上推导出了存水率随采出程度的变化关系式 ;最后建立了含水率采出程度和存水率采出程度的典型曲线。根据区块实际的含水率采出程度和存水率采出程度曲线与典型曲线的位置关系 ,就可以评价区块目前的水驱开发效果。实例应用结果表明 ,该方法简单可行 ,可用于矿场水驱开发效果的评价     

一种用于水驱开发效果评价的新方法

针对目前利用流管法建立水驱效果评价理论曲线存在的问题，建立了一套新的评价水驱开发效果的典型曲线。首先，根据相关经验公式确定区块的水驱采收率；再利用童氏校正水驱曲线，建立起含水率与采出程度的关系，在此基础上推导出了存水率随采出程度的变化关系式；最后建立了含水率-采出程度和存水率-采出程度的典型曲线。根据区块实际的含水率-采出程度和存水率-采出程度曲线与典型曲线的位置关系，就可以评价区块目前的水驱开发效果。实例应用结果表明，该方法简单可行，可用于矿场水驱开发效果的评价。     

一种适用于水驱开发全过程的新型水驱曲线推导及应用

常规水驱特征曲线可以较好描述中高含水阶段水驱动态规律,但在特高含水阶段,水驱特征曲线会偏离原来直线关系,进而导致对生产动态的预测分析误差增大。本文对高、特高含水阶段油水相对渗透率比值的对数与含水饱和度相关性进行了重新拟合,得出了一条能够准确描述相渗曲线形态特征的油水相对渗透率比值表达式。在此基础上推导出了一种适用于水驱开发全过程的新型水驱特征曲线,表达式中所涉及的相关参数在高含水和特高含水阶段呈线性相关,通过这种线性相关性的外推,可以方便地实现对生产动态的准确预测。与传统水驱特征曲线相比,传统甲型水驱特征曲线也是本文所提出的新型水驱特征曲线的一个特殊表达形式。最后通过数值模拟对新型注水型曲线的准确性进行了论证,通过胜利油田、大港油田和冀东油田典型区块的生产数据对新型注水型曲线的实用性和先进性进行了验证。研究结果表明,新型注水型曲线与传统曲线相比具有更高的精度和可行性。     

新型水驱特征曲线系列

针对目前在国内用得比较多的水驱特征曲线只能对应一类fw~R*曲线、广义水驱特征曲线可以反映各种类型的fw~R*关系曲线,但表达式比较复杂、参数不易求解,不便于应用。在前人研究的基础上提出了一种既简单又综合了甲乙两种类型关系的fw~R*水驱特征曲线。实例计算表明,所建立的新型水驱特征曲线与实际数据拟合相关性更强,结果更可靠。对水驱油田的预测可采储量和产量具有重大价值。     

裂缝性砂岩油藏的水驱动态规律

从裂缝性砂岩油藏与常规油藏相渗曲线的差异入手,推导出了裂缝性油藏的水驱特征曲线的解析表达式,并绘制了理论曲线形状,从而发现了裂缝性砂岩油藏特有的水驱动态规律.与常规砂岩油藏具有明显不同,裂缝性砂岩油藏的水驱曲线在高含水期不再保持为一条直线而是出现“尾端上翘”现象.这一结论在现场实际和油藏数值模拟中得到了验证.对这类水驱曲线在裂缝性油藏动态预测中的有关问题进行了讨论.     

新型水驱特征曲线系列(Ⅱ)

针对目前在国内用得比较多的4种水驱特征曲线所存在的问题,提出了一种既简单又综合了甲乙两种类型关系的f _w—R*水驱特征曲线。将丙型与丁型结合提出新的水驱特征曲线,并和经典的水驱特征曲线完全等效的一种水驱特征曲线表达式,同时又能反映含水率-采出程度关系的多条曲线,对它的形状和性质作了一些研究,指出今后水驱特征曲线的研究方向是找出更简单、准确、实用的广义水驱特征曲线。通过实例计算表明,所建立的新型水驱特征曲线与实际数据拟合相关性更强,结果更可靠。     

应用存水率和水驱指数标准曲线预测油田的配注量

存水率和水驱指数是综合评价注水开发效果的两项重要指标．从存水率和水驱指数的定义出发,结合水驱特征曲线,给出了存水率和水驱指数表达式．并以小型断块油田为例,指出当油田实际存水率和水驱指数的点落在标准曲线上和附近时,开发效果向实际规划的目标方向发展,油田目前的配注合理;如果实际存水率点落在标准曲线的下方,说明指标偏低,开发效果较差．同时还讨论了如何利用水驱指数标准曲线预测注水开发油田的配注量．     

基于流动单元分类的非均质砂岩储集层渗透率预测

 综合岩心分析测试和测井资料,对松辽盆地新站油田D404区块葡萄花油层进行流动单元划分,建立中低孔、中低渗非均质砂岩的渗透率预测模型.首先,将葡萄花油层划分为4个特征明显的流动单元,分类后的孔隙度与渗透率关系明显改善;其次,筛选最能表征储集层储集性能的补偿密度、深感应电阻率和中感应电阻率为变量,建立了流动单元指数FZI的测井响应多元回归方程,为应用测井曲线划分流动单元奠定基础;第三,应用与孔隙度关系最密切的补偿密度测井预测孔隙度;最后,应用基于流动单元分类的孔隙度与渗透率关系,预测非均质储集层渗透率,精度明显提高.研究结果为中低孔中低渗砂岩储集层解决非均质问题提供有效途径.     

杏六联油区高含水期开发效果评价研究

利用存水率与采出程度关系、含水率与采出程度关系和驱替特征曲线3种方法,对杏六联油区开发状况进行了评价。评价结果表明,杏六联油区在2003～2004年的开发调整措施发挥了比较好的效果,起到了稳油降水的效果,按照目前状况预测,杏六联油区最终采收率可以达到45.87%,可采储量可达到2 508.996万t。     

ZJ4油藏水驱开发效果评价

ZJ4油田1995年开始投入开发以来,已经累积产油2.4603×104t,目前采出程度9.88%,综合含水66%。本文通过含水率上升率评价、存水率动态、水驱指数变化特征评价、水驱储量控制程度分析、油藏注水量评价等手段,对该油田进行开发效果评价,总结油田开发过程中存在的主要问题和经验,为油田在高含水期挖潜提供依据。     

低渗透油田注水与注气开发的数值模拟比较

为了搞清楚低渗透油田注水和注气开发的效益,以安塞油田坪桥区特低渗透油田为例,应用三维三相全组份模型,对低渗透油田的注水开发和注气开发进行了数值模拟研究,并将二者进行了对比,结果表明,注水开发和注气开发都能有效地向地层补充能量,较自然能量开采,开发水平有很大提高,是开发低渗透油田的有效方法;注水开发和注气开发比较存在三个时期,即①前期注水优于注气;②中期注气优于注水;③后期注水优于注气;三个不同时期出现的早晚和长短受注入气组成的影响;注水采收率可达２６．２４％;注气采收率在１４．１４％～２４．２８％之间,注入气体越富,效果越好;提高注气效果的关键,是延迟注入气在生产井井底的突破．     

多层砂岩油藏可视化模型水驱油物模实验研究

为了获得更为直观的多层砂岩油藏水驱油渗流特征和机理,结合实际油藏地质特征,设计制备了一种大尺度可视化砂箱物理模型,进行了不同注水方式、不同注水速度的水驱油实验,考察了不同注采方式、不同注入速度对水驱油效率的影响,以及水驱油过程中的油水运动分布特征。该模型具有设计尺寸大、模拟程度高及直观可视等特点,较其他模型更具代表性。通过模拟NP 油田某区块砂岩地层,根据几何相似、井型相同、层序韵律相同、流体黏度相同的原则,更加真实的模拟地层条件。实验结果表明,不同的注水方式及注水速度对模型的采收率有较大影响。采油井数多,单井控制面积小,采收率略高;而注水速度低,油井见水晚,含水率上升缓,可以有效提高采收率,这一过程也反映了重力分异的影响。水驱特征曲线拟合表明,该实验过程符合水驱特征,能够较准确地预测可采储量及采收率。     

英东萨尔图油藏水驱开发效果评价

吉林油田英东萨尔图油藏已处于特高含水开发阶段。在稳定并提高单井产量的背景下,综合应用油藏精细描述、室内实验分析、生产动态分析和油藏数值模拟等技术手段,对储层敏感性、井网加密潜力、剩余油分布、水驱采收率以及油藏动静态的关系等重要方面进行了客观评价。并首次提出了“小层储量集中度”和“砂体储量集中度”两个开发地质学概念,分别用于量化开发矛盾的转移和实践中对高渗段进行封堵的地质倾向性。研究成果对于正确认识英东萨尔图油藏的注水开发工作和明确下一步挖潜思路,提高开发效果意义重大。     

体积压裂缝网渗流特征与注水开发适配性研究

鄂尔多斯盆地致密油储层体积压裂改造后,单井产能较常规压裂有了大幅度的提高,但由于地层压力系数小, 仅靠天然能量开发效果并不理想,因此,探索体积压裂井的注水补充能量方式有重要意义。基于体积压裂复杂缝网形 态的特点,建立了缝网数值模拟模型,对直井体积压裂缝网渗流特征进行了分析;以体积压裂矩形井网为例,研究了注 采形式下体积压裂井的增产机理,并结合井网对缝网适配性进行了探索。研究结果表明,缝网系统增加了储层垂向动 用程度,提高了主裂缝壁面方向的水驱波及体积,改善了注采井间的水驱动用效果。由于缝网系统存在“最短渗流距 离”,体积压裂井见水后含水上升较快。通过长庆某典型致密油储层直井体积压裂实例分析,对后期可行的井网形式 进行了优化设计和论证。     

高渗储层特高含水期渗流规律实验模拟及流场表征

以孤东油田七区西馆陶组Ng63+4砂层组地质特征为基础,设计二维平面物理模型进行水驱实验,组建压力、饱和度全程同时实时监测系统,并以绘制场图的形式表征模型内部压力及含水饱和度分布,系统地揭示了含水上升规律与压力、饱和度分布之间的关系。基于驱替过程中模型内部压力及含水饱和度分布的变化规律,推导出油水两相的速度分布及流线,通过调整注采关系改变流线,研究特高含水期供给边界及压力梯度的改变对储层油水两相饱和度分布的影响。建立质点迁移模型计算平面模型内部含水饱和度分布,并将预测值与实验测量值对比,认为长期注水冲刷及压力波动会导致储层的孔渗性及润湿性改变,进而导致油水两相相渗曲线改变。通过修正相渗曲线,预测得出与实验测量结论具有高相似度的含水饱和度分布,为高渗油藏特高含水期剩余油分布预测提供了一套新的思路。     

分层注采三元复合驱对大庆二类油层适应性评价

为了克服传统小岩心驱油实验在宏观尺度上的局限性,制作了三层非均质性三维平板径向流物理模型,在五点法井网条件下,分别开展笼统注采三元复合驱和分层注采三元复合驱实验,研究驱替过程中三个层位沿主流线方向上压力分布状况、采出液粘度和界面张力变化情况以及三个层位上每一点处含油饱和度变化情况,对比分析两种注采方式下的驱油效果和剩余油分布特征。研究结果表明,波及效率是影响非均质油藏最终采收率的一个非常重要因素,而分层注采能够有效提高水驱阶段中渗、低渗层的波及效率;在三元复合驱开始后,驱油剂在中渗、低渗层中运移距离更远,发挥作用时间延长,基质动用程度和最终采收率大幅提高。本实验的研究结果为油田矿场开发方案的编制提供了理论指导和参考依据。     

注入时机对低矿化度表面活性剂驱油的影响

近年来,针对低矿化度水为注入液的研究结果表明,低矿化度水在一定程度上有提高采收率的作用。相比于低矿化度水驱,低矿化度表面活性剂驱在提高采收率方面具有更大的优势。然而,低矿化度表面活性剂注入时机对驱油的影响缺乏相关研究。选择一种能在低盐度环境下获得油水超低界面张力的阴离子表面活性剂KPS,在不同转注时机下进行低矿化度表面活性剂驱油实验。结果表明,注入时机对采收率、含水率、注入压力及降压率都有较大影响。注入时机越早,最终采收率越高,当高矿化度水驱至含水率分别为60. 5%、81. 5%、98. 1%后转注低矿化度表面活性剂,采收率增值为38. 9%、25. 3%、15. 7%,最终采收率为74. 3%、67. 8%、65. 1%;注入时机越早降压率越低,降压率最大差值为33. 1%。     

致密砂岩油藏注热水降压增注实验研究

为探索致密砂岩油藏注热水降压增注技术,通过室内物理模拟研究了注热水对目标区块黏土矿物水化膨胀、岩石孔隙结构、油水黏度、原油热膨胀性、油水界面张力、油水相启动压力和油水相对渗透率曲线的影响,分析了致密油藏注热水降压增注机理,并评价了不同注热水温度下的降压增注效果。实验结果表明,注热水具有较好的降压增注效果,且注入水的温度越高,注水启动压力越低、峰值效应越弱,降压增注效果越明显;不同渗透率岩芯注热水降压增注效果不同,渗透率越低效果越好;该致密油藏区块最合理的注热水温度为100℃左右。     

注汽干度对增强汽驱效果的研究

为了提高注汽干度,开展了高压汽水分离计量装置,介绍了汽水分离器的设计原理,同时结合现场运行数据进行效果及经济分析,并对不同装置的注汽锅炉进行余热利用设计及效果分析．介绍了井口计量装置原理及可行性分析．结果表明,投入高压汽水分离器后,使干度上升１５％～２０％,停运低压供热锅炉２４台．为稠油后期开发提供有力的配套装置提供依据．     

浅层疏松砂岩稠油油藏聚合物驱矿场试验效果评价

哈萨克斯坦CB油田具有埋藏浅、胶结疏松、地下原油黏度大、地层水矿化度高、储层高孔高渗的特点,经过多年的注水开发后,地层非均质性加剧、注水波及效率低、采出程度低、综合含水高,油水关系日趋复杂,开发效果亟待改善。开展聚合物驱试验的目的是通过优选适合CB油田特征的抗盐聚合物体系,实现封堵高渗流通道、改善吸水剖面、增大水驱波及体积,达到深度调驱、提高采收率的目的。通过在油田4个井组应用聚合物复合弱凝胶实施聚合物驱试验,结果表明聚合物复合弱凝胶有较强的适应性,注聚施工后井组平均日产油量增加了21. 7 t,平均含水下降了7. 7%,降水增油效果显著,累计增油超过2×104t。建议在该油田针对不同区块的地质油藏特点精选注聚井组,通过推广应用逐步扩大注聚规模、形成集中效应,不断提升油田的开发效果。