广适水驱特征曲线的适用性及应用方法研究

水驱特征曲线法是利用生产资料预测水驱开发油田进入中高含水阶段以后水驱可采储量的重要手段之一,国内外学者提出并改进形成了70多种水驱特征曲线,但适用条件和预测精度各有千秋,制约着水驱特征曲线应用的效率及效果,行业标准中推荐的水驱特征曲线也在根据实践认识不断变化。本文首先通过分析广适水驱特征曲线及常用水驱特征曲线的物理意义,认为广适水驱特征曲线具有较强的适用性,提出了常用水驱特征曲线谱系图,进而建立了近似理论曲线、广适曲线、丙型曲线、丁型曲线之间内在关系的认识;接着基于丙型、丁型水驱特征曲线提出了广适水驱特征曲线的简易求解思路,建立了广适水驱特征曲线在层状水驱、底水驱或者两种方式并存油田中的应用方法,将具有唯一解的常用水驱特征曲线优选问题转化为广适水驱特征曲线与丙型、丁型曲线联合求取唯一解问题;最后以海上多个典型油田为例进行了应用,大幅提高了不同水驱方式下水驱可采储量预测精度及决策效率。     

特低渗透储层提高水驱油效率实验研究

西峰油田长 8储层渗透率低 ,物性差 ,属特低渗储层 ,常规注水驱油效率低 .在注入水中加入表面活性剂后 ,最终驱油效率比水驱有较大幅度的提高 ( 2 6.6% ) ;水驱压力同样对特低渗透储层岩心驱油效率有显著影响 ,对于空气渗透率大于 1× 1 0 -3 μm2 的岩心 ,水驱压力的提高使水相相对渗透率大幅上升 ,即储层容易发生水窜 ,导致驱油效率上升不多或下降 ;对于空气渗透率小于 1×1 0 -3 μm2的岩心则相反 ,水驱压力的提高不会导致水相相对渗透率上升 ,驱油效率提高幅度较大     

纵向非均质油藏水驱油实验研究

针对纵向非均质油藏普遍存在层间矛盾突出、水驱采收率低、低渗储层难以动用的特点,纵向非均质严重影响了油藏的高效开发问题,开展了多层长岩芯水驱油实验。实验采用最新研制的带多测压点的多层长岩芯驱替模型,该模型可以记录沿程压力变化,更加准确地反映水驱动态。研究结果表明：不同的注水方式对中低渗层的采出程度影响很大;提高注入速度可以提高不同渗透层的压力,且渗透率越低压力提高幅度越大;层间干扰严重,不同工作制度下低渗层压力变化很大。该研究成果对于选择合理的开发层系组合、采取适当的注水方式具有指导意义,为今后非均质油藏高效开发提供了试验依据。     

陈堡油田过套管电阻率测井分析技术

陈堡油田已经注水开发多年,油层水淹比较严重。从2009 年起,采用俄罗斯ECOS–31–7 型过套管电阻率测井技术测量了部分生产井。通过对比这两类测井曲线发现,过套管电阻率和裸眼电阻率曲线之间变化趋势基本一致,但是二者存在幅度差,并且水淹越严重,幅度差越明显。通过对陈堡油田ECOS 测井资料的处理解释,提出了利用电阻率相对变化率这个参数来评价油层水淹的程度,结合各小层相应的生产数据,并根据过套管电阻率相对变化率有效地划分了油层水淹的级别。最后,分析了ECOS–31–7 型过套管电阻率仪器在陈堡油田评价水淹层和剩余油的适应性。     

高含水期水驱特征曲线上翘时机的定量表征

目前,中国大庆、胜利等东部油田已整体进入特高含水阶段(含水率90%),室内试验和矿场实践表明,水驱特征曲线在特高含水期适用性差,出现偏离直线段上翘的现象,影响水驱可采储量的准确标定。为此,需要研究水驱特征曲线在油藏高含水阶段的适应条件。首先根据水驱特征曲线的理论推导过程,筛选出影响因素,包括相渗曲线、油水黏度比、地层渗透率等;然后基于正交设计和多元回归分析,讨论了各因素对水驱特征曲线上翘时机的影响程度,并对水驱特征曲线偏离直线段上翘时机进行了定量表征,得到了上翘时油藏平均含水率与相渗曲线、油水黏度比、地层渗透率等参数的关系表达式,据此表达式可确定水驱特征曲线在某一油藏的适用范围。     

塔河风化壳储层典型单元注水方式优化研究

风化壳古岩溶作用形成的缝洞型油藏是塔河油田奥陶系油藏的主要储层类型,其由于缝洞发育,非均质性极强。目前在注水开发过程中,部分缝洞单元注水效果变差。为强化注水效果,利用数值模拟方法研究了塔河某油藏典型生产单元的最佳注水方式组合。根据注水见效期、稳定期以及调整期的含水率特点,通过对注水方式的组合优化模拟,论证了最佳注水组合的模式及注采参数。模拟结果显示,最佳注水组合为先温和持续注水,后周期注水,最终转为脉冲注水的模式。基于该油藏参数,三种注水方式的参数的优化结果为持续注水强度200 m3/d,常规周期注水采用长注短停注60 d停15 d的方式,脉冲注水为(100~200)m3/d间隔30 d的方式间歇注入。     

超前注水区块非线性渗流数值模拟

流体在超低渗透油藏中渗流偏离达西定律,符合非线性渗流规律,据此研制了超低渗透非线性渗流数值模拟软件。本文建立了考虑非线性弯曲段影响的渗流数学模型,并结合矿场实际和室内岩心数据建立了大45超前注水区块地质模型,然后根据此模型进行了数值模拟。结果表明,超前注水区块开发过程中压力梯度大部分位于非线性弯曲段,非线性渗流区域占据主导地位;现有井网条件下,超前注水区块剩余油饱和度高,储层大部分区域水驱未能波及,储层动用效果较差,没有建立有效的驱动压力体系;对现有井网的预测表明,现有井网适应性较差,需要通过井网调整或加密措施进一步完善井网系统。通过对不同开发方案的优选,认为角井直接转注为最优方案。     

超前注水区块非线性渗流数值模拟及经济评价

流体在超低渗透油藏中渗流偏离达西定律,符合非线性渗流规律,据此研制了超低渗透非线性渗流数值模拟软件.建立了考虑非线性弯曲段影响的渗流数学模型,并结合矿场实际和室内岩心数据建立了大45超前注水区块地质模型.然后根据此模型进行了数值模拟.结果表明,超前注水区块开发过程中压力梯度大部分位于非线性弯曲段,非线性渗流区域占据主导地位.现有井网条件下,超前注水区块剩余油饱和度高,储层大部分区域水驱未能波及,储层动用效果较差,没有建立有效的驱动压力体系.对现有井网的预测表明,现有井网适应性较差,需要通过井网调整或加密措施进一步完善井网系统.通过对不同开发方案的经济评价和优选,认为角井直接转注为最优方案.     

张渠二区开发效果评价

从水驱开发效果评价指标体系入手,结合张渠二区开发实践,对储量动用程度、可采储量、存水率、水驱指数、注入倍数等指标进行了客观分析,认为张渠二区的总体开发状况良好,但也存在不利因素,水驱控制程度低是目前制约开发效果进一步改善的主要因素.     

辽河油区砂岩油藏注水开发界限研究

摘要：辽河砂岩油藏以断块油田为基本特征,地质条件复杂,水驱开发难度大,部分油藏经历多次注水调整仍难有效动用。为此,从开发实际出发,以室内分析测试资料和开发认识为基础,分析油藏注水开发的主控因素及其影响程度,研究各单因素指标的分布规律,并从不同角度优选关键性指标,在分类评价的基础上建立辽河砂岩油藏注水开发界限标准评价体系,进而结合具体油藏的实际数据,采用灰色系统理论综合分析方法重新评价油藏的注水开发潜力,为选择合理开发方式提供依据