Application of Empirical Method to Evaluate the Active OOIP and Other Recovery Fators for Water－drive Oilfields

In most literatures reservoir engineers usually claimed that oilfields are not identical to each other.To the author's experience on the type-curve matching work as mentioned above,it is not uncommon to find two fields exhibiting almost identical performances throughout their whole production life.In Fig.1,oil and water production figures of two well-known giant oilfields of former USSR-Romashkino(A)and Samotrol(B)are plo-tted together as Type-A curves with software“TWDTC".Surprisingly,nearly all the data points which covered 18-24 years of production history for both fields fell almost on one straight line.This implies that these two fields should have the same magnitude of active OOIP and in the same time,exercise similar waterflooding performance during their whole produciton life.

The gas recovery of water-drive gas reservoirs

This paper proposes a method for determining the gas recovery of water-drive gas reservoirs. First, the water influx coefficient B in the theoretical formula Pr =（1-Rg）/（1-RgB） is used to determine the influence of the aquifer behavior. According to the theoretical formula, the relationship between the norrnalized pressure Pr and the degree of the reserve recovery Rg can be obtained with different values of B, which can be used to determine the activity level of the aquifer behavior. Second, according to Pra = （1-Rga）/（1-aEva） （where a = 1-Sgr/Sgi ）, the relationship between the normalized abandonment pressure Pra and the ultimate gas recovery Rga can be obtained, as the Agarwal end-point line. The intersection of the above two lines represents the value of the estimated ultimate gas recovery and the normalized abandonment pressure pra. Finally, an evaluation table and a set of demarcation charts are established, with different values of Sgr/Sgi and Eva as well as the water influx coefficient B, which can be used to determine the gas recovery of water-drive gas reservoirs with different activity levels of the aquifer behavior.

水驱曲线标定技术可采储量的极限含水率

在动态法标定可采储量中,水驱曲线法是一种重要的方法。该方法是注水油藏不采取重大调整措施、不改变开发方式、水驱状况基本保持稳定时的向前预测,其将极限含水率标准定为0.98,缺乏科学依据。不同油藏的水驱规律存在很大差异,应在4种水驱特征曲线中选择最接近油藏实际的水驱规律,而不是以技术可采储量最低去选择,造成标定的技术可采储量可靠性不强。为此,将4种水驱特征曲线和产量递减法进行反演优选和联合消元,形成新的水(液)油比与递减产量关系式,不仅可以确定极限含水率,也实现了动态法标定技术可采储量结果的唯一性。

基于水驱特征曲线的水驱气藏水侵量计算

针对水驱气藏水侵量计算过程复杂的问题,提出通过建立水驱物质平衡方程与水驱特征曲线之间的关系来求解水侵量的方法。首先从气水两相渗流规律及地层流体产能方程出发,得到水驱气藏的水驱特征曲线,即气井见水后的阶段累产气量与水气比的自然对数呈线性关系,通过斜率即可求解气井见水后的动态储量,加上气井见水前的累产气量作为总的动态储量,结合水驱物质平衡方程,可以计算出水驱气藏的水侵量。实例应用表明,水侵量计算结果在地质气藏模型中能很好地吻合上生产历史数据,证明该方法具有较强的实用性,能够为水驱气藏动态评价与治水措施的选择提供依据。

引入系数的新型水驱特征曲线的建立

在油藏的水驱动态分析和预测中,水驱特征曲线常用于预测水驱油藏的可采储量以及评价油藏的开发动态,因此其得到广泛研究和应用,但是常用的水驱特征曲线只能对应单一的含水率与可采储量采出程度的关系。为了更好地反映和描述水驱油藏不同类型的含水率上升规律,在已有的2个双对数水驱特征曲线的基础上建立了一种新型的水驱特征曲线,推导了含水率与可采储量采出程度的函数关系式,绘制了该函数呈现凹型、S型、凸型曲线的关系图。将该新型水驱特征曲线应用于实际,通过选取不同的水驱特征曲线系数来预测区块的可采储量,并与实际值相比,选取误差最小的值,建立最佳的水驱特征曲线表达式,进而预测区块的含水率上升规律。通过2个实例的对比分析可知,新型水驱特征曲线在中低含水阶段较为适用,在高含水、特高含水阶段适用性降低。

实用存水率计算新方法及应用

传统存水率和广义存水率各自有其自身的局限性,使得利用存水率这一指标不能对水驱油藏人工注水开发效果进行有效的分析和评价。根据存水率定义的根本目的和出发点,新定义了注水存水率,从根本上解决了该问题,排除了除人工注水驱动能量外的其他驱动能量对存水率计算结果的影响,同时不用考虑层间水及油水同层共生水等对产出水的影响,可用于任何类型油藏的任一开发阶段。提出了水驱指数法和人工注水与天然水侵比例法2种新方法来计算注水存水率,并进行了实例分析,计算相对差值都小于4%,该计算结果可为油藏实时的开发调整提供指导和参考。

计算水驱气藏地质储量和水侵量的简便方法

水驱气藏地质储量和水侵量是确定气藏开发规模和开发设计的重要参数,因此如何准确计算显得非常重要。应用视地质储量法,不需要知道水侵量的大小,仅应用生产动态数据,通过绘制气藏视地质储量变化曲线就可以计算地质储量,再把计算得到的地质储量带入视地质储量计算公式可以反求水侵量的值,计算方法简便。通过实例分析及对比验证说明该方法计算结果准确。

计算相对渗透率曲线的新方法

受储层非均质性和实验误差的影响,岩心实验得到的相对渗透率曲线很难代表整个油藏的相渗特征。根据油藏适用范围较广的张金庆水驱特征曲线法,提出了计算相对渗透率的新方法:利用油藏生产数据计算得出油水两相相对渗透率的比值与含水饱和度的关系,修正实验得到的相对渗透率曲线。通过具体的油藏实例,利用修正的相对渗透率曲线计算的含水率,与油田实际生产中的含水率上升规律符合性好,表明该方法能提高岩心实验相对渗透率曲线的可靠性。

水驱气藏动态储量及水侵量计算新方法

对于水驱气藏 ,特别是比较活跃的水驱气藏 ,水侵主要维持地层压力 ,并将产量维持在初始产量 ,直到水锥突破 ,其结果直接影响到气藏的采收率 ,因此如何准确计算水驱气藏储量和水侵量大小 ,从而进行动态预测显得非常重要。通过对物质平衡方程的分析 ,提出了利用地层压力及采出量等生产数据建立目标函数 ,利用最小二乘法进行自动拟合 ,直接计算水驱气藏动态地质储量及水侵量的新方法 ,同时该方法还可以确定水驱强度指数的大小。通过实例分析对比验证说明该方法计算结果准确、可靠 ,计算简单。

建立采收率与井网密度关系的方法探讨

油田(或区块)的采收率与井网密度关系式建立的正确与否,关系到整个油田开发调整的成败。经过研究和实践,可用水驱曲线法或递减法先确定某一确定井网条件下的可采储量,结合油田动用的地质储量,可以求得该井网密度下的采收率,再利用线性回归确定谢尔卡乔夫公式中的系数,进而可以确定整个油田(或区块)的采收率与井网密度的关系。油田应用结果表明,应用这2种方法建立的关系式,能够准确反映采收率随井网调整的变化,在此基础上确定的加密调整潜力及经济技术界限合理而准确。

水驱特征曲线的适用条件研究

水驱特征曲线是注水开发油田用来预测动态储量及可采储量等参数的实用方法之一,目前,国内、外学者已经推导出五十多种水驱特征曲线表达式,但每种水驱特征曲线都难以描述油田开发的全过程,都有各自的适用条件。这里通过对甲型水驱曲线和乙型水驱曲线的适用条件、诊断的探讨和分析,认为水驱特征曲线在油田低含水开发阶段和特高含水开发阶段都不适用,它只适用于油田开发的中～高含水阶段。同时在利用水驱特征曲线预测可采储量时,水驱曲线直线段的选取应当慎重,应将甲型水驱曲线与乙型水驱曲线相结合使用,这对于单井来说尤其重要,只有这样才能更好地选取水驱曲线最佳直线段,从而使预测结果更加准确有效。

特高含水期新型水驱特征曲线

基于油田实测相对渗透率数据的统计分析,提出了高含水饱和度下油水相对渗透率比值与归一化含水饱和度间的新型函数表达式,实现了对常规相对渗透率比值关系曲线后段较为精确的拟合。利用新型油水相对渗透率比值表征关系式,结合油藏工程方法推导出两种适用于油田开发特高含水阶段(含水率大于90%)的新型水驱特征曲线。分别采用五点井网数值模拟结果和羊二庄油田、柳赞油田某区块实际生产数据,对新型水驱特征曲线的实用性进行了验证,结果表明,在甲型或乙型水驱特征曲线发生上翘以后,新型水驱特征曲线较常规水驱特征曲线的预测误差小,可用于预测特高含水阶段的油田生产动态、确定最终采收率以及可采储量。

二段直线法预测高含水期油田开发指标

高含水期马克西莫夫-童宪章（甲型）水驱规律曲线发生上翘，用于油田动态分析时误差较大，分析认为曲线上翘的原因是，油水相对渗透率比（Kro／Krw）与含水饱和度（Sw）在半对数坐标系下，高含水期曲线直线段再次发生向下偏折，出现第二段直线段。在此基础上引进了二段直线法，即甲型水驱规律曲线在中含水期及高含水期各成直线段。运用几种水驱规律曲线公式，分别计算了大庆油田杏北开发区西部过渡带和杏四～六面积区块未措施井的可采出储量，并验证了累积产油量和含水率。结果表明，高含水期二段直线法优于甲型、西帕切夫（丙型）和张金庆型水驱规律曲线。

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fw—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。

关于广义水驱特征曲线

回顾水驱特征曲线研究的历史，迄今为止的研究基本上是两个方面：①研究累积产油量、累积产水量、累积产液量之间的关系，即水驱特征曲线；②研究含水率与采出程度的关系，这一关系认为在纵座标为含水率、横座标为采出程度的图上存在凸形、Ｓ形、凹形等个同类型的曲线，以反映油田不同的含水变化规律。水驱特征曲线与含水率一采出程度关系存在联系，但前黄往往只能反映后含其中的一条曲线。一种水驱特征曲线表达式同时又能反映含水率一采出程度关系的多条曲线，我们将其称为广义水驱特征曲线。本文提出了一种文义水驱特征曲线表达式，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。

单井水驱储量评价研究

油田进入中高含水期后 ,研究剩余可采储量的分布规律是调整、挖潜的物质基础 ,而准确计算单井的水驱控制储量是分析剩余油分布的重要方法。通过分析单井的水驱特征 ,认为由于储层物性的差异和水驱控制程度的不同 ,单井之间的开发动态差异大 ,单井间的水驱控制储量相差悬殊 ;在油藏的开发过程中 ,储量会发生再分配 ,部分单井会“借走”邻井的储量 ,使其水驱控制储量比地质储量大。因此 。

特高含水期新型水驱特征曲线

特高含水期油水相对渗透率比与含水饱和度在半对数坐标中偏离直线关系,导致应用传统的水驱特征曲线时,曲线发生上翘,影响可采储量预测。基于特高含水期油水相对渗透率比与含水饱和度在半对数坐标上呈二项式函数变化的特征,推导了特高含水期一种新型的水驱特征曲线,表征为累计产水量与累计产油量在半对数坐标上呈二项式函数关系,并提出了与之相应的可采储量预测方法。以濮城油田沙一段油藏为应用实例,利用新方法计算了该油藏可采储量,并与其他方法计算结果进行了对比,结果接近。表明新方法对于特高含水期可采储量预测具有一定适用性。

水驱气藏的水驱特征曲线与应用效果分析

水驱气藏气井见水后,产气产水规律复杂,使得水驱气藏开发难度显著增大。就目前水驱气藏而言,缺乏相应成熟有效的动态分析方法。从气、水两相渗流规律和物质平衡方程出发,推导出了水驱气藏的水驱特征曲线,即累计产气量与气水比呈对数关系,在半对数坐标上呈线性关系,矿场可以根据直线的斜率反算见水后气井的动态控制储量,通过某气田气井开发动态检验,该研究成果可以有效预测气井的开发动态和开发过程中动态控制储量的变化,对于水驱气藏开发具有一定指导意义。

用甲、乙型水驱曲线预测可采储量的结果分析

由于很多油田用乙型曲线预测水驱可采储量的相对误差大于用甲型曲线预测的相对误差,因此,普遍选用甲型曲线的预测结果.通过对甲型、乙型曲线表达式的推导和储量计算公式的对比可知,用乙型曲线预测储量结果是甲型曲线预测结果的最高极限,用甲型曲线预测的可采储量值小于用乙型曲线的预测值.油田实例还表明,也存在用乙型曲线预测误差小于用甲型曲线预测误差的现象,而且,即使选用相同数据点,2者预测值也可能相差较大.因此,用2种曲线预测储量不同的原因在于它们的表达式不能严密地互相推导,忽略常数C造成的.2者对制定油田生产规划都有一定的参考价值.

应用水驱特征曲线法计算可采储量应注意的几个问题

水驱曲线法是评价油田开发中后期可采储量的主要方法之一。从理论与实际应用的角度 ,讨论在现场应用水驱特征曲线时需要注意的问题。当计算单元的油藏类型、开采方式及含水率相当时 ,水驱特征曲线才具有叠加性 ,可以合并开发单元笼统计算可采储量 ,否则各开发单元应分别计算再叠加。在目前可采储量计算方法行业标准 (SY/T5 3 67 1998)推荐的 6种水驱特征曲线中 ,认为计算可采储量最合适的是西帕切夫曲线法和张金庆曲线法 ,纳扎洛夫曲线法及俞启泰曲线法次之 ,马克西莫夫 童宪章曲线法和沙卓诺夫曲线法相对误差较大 ,计算结果偏大。宜采用斜率法判断回归直线段。标定年度及阶段可采储量所用方法要有继承性和延续性 ,应选取与生产动态比较吻合的计算结果作为标定值 ,不能把所有方法计算结果的平均值作为标定值。根据油田的可采储量采出程度与综合含水率的关系曲线 ,或根据开发指标与剩余可采储量的匹配关系 ,可以判断可采储量标定结果的合理性。