基于水驱开发全过程的新型水驱特征曲线

注水开发油藏高含水期,油水相对渗透率之比与含水饱和度不再为线性关系,导致传统的水驱特征曲线不再适用。针对上述问题,基于Willhite相对渗透率曲线表征公式,提出了适应于水驱开发全过程的油水相对渗透率比值与含水饱和度的关系式,结合油藏工程方法,得到新型水驱特征曲线。将新型水驱特征曲线应用于江苏油田高6断块,综合含水率为92%时,新型水驱特征曲线的预测误差为1.24%,比常规乙型水驱特征曲线的拟合效果更好,预测误差更小。该研究成果对水驱油藏高含水期开发调整具有重要意义。

稠油油藏蒸汽吞吐后转化学驱极限井距的确定方法

考虑油相、水相黏度的时变特征,建立蒸汽吞吐后转降黏化学驱的油藏数值模拟系统,基于蒸汽吞吐后的储层参数分布和降黏化学驱过程中参数变化,结合模拟计算得到的注采井间驱动压力梯度与启动压力梯度的关系提出稠油油藏蒸汽吞吐后转化学驱极限井距的计算方法,并制作技术极限井距实用图版;以胜利油田Ng3^(1)-4^(2)小层为目标油藏,根据技术极限井距图版在实际区块进行井网部署。结果表明降黏剂的质量分数一定,初始原油流度增加时,极限井距增大,当初始原油流度一定时,增加降黏剂质量分数,极限井距也增大;根据图版指导井网部署后,胜利油田Ng3^(1)-4^(2)小层5 a地层压力恢复至原始地层压力的96.80%,采出程度增加14.92%。

水力裂缝导流能力计算方法

为了得到更准确的水力支撑裂缝导流能力计算方法,考虑在应力作用下支撑剂发生应力溶解、扩散、沉积、弹性嵌入、蠕变等对支撑裂缝导流能力的影响,分析4类裂缝渗透率与有效应力之间的关系式,其中Nelson模型比较准确,误差仅为1.41%;建立支撑裂缝初始渗透率计算表达式,通过引入裂缝渗透率伤害系数建立考虑应力影响的支撑裂缝渗透率计算表达式;利用建立的支撑裂缝渗透率表达式,分析裂缝宽度、支撑剂半径和有效应力对支撑裂缝渗透率的影响。研究结果表明,裂缝宽度和有效应力越大,裂缝渗透率越低,支撑剂半径越大,裂缝渗透率越大。

多薄层特低渗透滩坝砂油藏CO_(2)驱层系组合优化

为了解决特低渗透滩坝砂油藏CO2驱纵向驱替不均衡的问题,利用油藏数值模拟方法分析了储层渗透率、地层原油黏度、含油饱和度和油层厚度等因素对层系组合的影响,并利用正交试验方法确定各因素的影响程度从大至小依次为:原油黏度、含油饱和度、储层渗透率、油层厚度。通过公式推导和油藏数值模拟方法,建立了考虑含油饱和度、原油黏度和储层渗透率等3个主控因素以及启动压力梯度和压裂影响的综合有效流度作为层系组合的表征指标。基于油藏数值模拟技术,确定了不同注采压差下的综合有效流度的界限值,随着注采压差的增大,界限值逐渐减小。依据各油层的综合有效流度值,采用K-means聚类方法实现层系组合自动划分。将研究成果应用到胜利油区正理庄油田高89区沙四段,结果显示将层系划分为3套时的采出程度提高了2.25%。