鄂尔多斯盆地延长油田双河西区块长6油藏开发参数

鄂尔多斯盆地延长油田双河西区块长6油藏为低渗透油藏,常规开发指标计算方法并不利于油田进行油藏地质研究、开发政策制定与成本控制。对延长油田双河西区块长6油藏产量递减规律、水驱储量动用程度、注采比、含水率、注水利用状况及采收率进行分析。结果表明:双河西区块长6油藏产量递减规律为双曲递减模式;区块注水开发潜力较大,目前该区块水驱储量控制程度为74.54%,水驱储量动用程度为36.94%,注采连通率为27.27%;合理注采比约为2.5,随着采出程度增加,含水率上升速度先增大,后有所减小;根据存水率、耗水指数及水驱指数可知,开发后期,区块注水开发效果逐渐变好,最终采收率增加,研究区在开发过程中含水上升率应尽量小于6.1%,地层合理压力应大于9.1 MPa,在该开发条件下,研究区最终采收率约为23%。

高孔高渗高含水稠油油藏剩余油分布特征及动用的主控因素

针对CFD11-1油田943砂体大量剩余油无法动用的问题,结合动态数据和生产数据,将注入流体、地层倾角、渗透率韵律和级差4种因素进行数值模拟,对油藏剩余油分布类型以及影响海上高孔高渗油藏剩余油动用的主控因素进行分析。结果表明:1)高孔高渗高含水稠油油藏的剩余油分布类型可分为油藏边缘井网未控制、井间未控制、相对低渗绕流和构造高部位4种;2)注入流体是影响不同类型剩余油动用的首要因素,说明注入流体优选和有效波及仍是未来提高海上油藏采收率的主要方向之一。注入流体与不同剩余油类型的结合应兼具经济性和环保性,例如构造高部位的气驱与活性水相比仅降低1.59个百分点;3)相比于气驱,活性水驱扩大平面波及效率,有效减弱指进效应,边部剩余油井组采出程度提高了12.88个百分点;4)剩余油动用敏感性因素分析显示,注入流体和地层倾角是影响采出程度的主控因素,受油藏高孔高渗影响,渗透率韵律和级差已经不是限制流体流动的主要因素,其对采出程度的影响不超过1%。该研究成果对海上高孔高渗稠油油藏的高效开发有一定的指导作用。

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地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。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。

新型水驱特征曲线在低渗透油藏的应用

在油田开发过程中,采出程度、可采储量和含水率变化的预测是评价油田开发效果的重要指标,现有的计算方法大多适用于中、高渗透油藏,在低渗透油藏指标预测过程中存在较大差异。针对该类问题,以吴起油田低渗透油藏为研究对象,运用了一种新型水驱特征曲线公式,该公式综合了纳扎洛夫和西帕切夫水驱特征曲线特点,利用理论推导与数理统计的方法,得出了适用于吴起油田的含水率和采出程度关系图版。研究结果表明:新型水驱特征曲线能够有效反映低渗透油藏含水变化规律,通过数据拟合确定出待定参数,从而确定出低渗透油藏含水率与累计产量的关系式,通过关系式建立的曲线与生产数据曲线符合度高,低渗透油藏含水上升率变化呈先上升后下降的规律。该研究对低渗透油藏的开发部署方案编制中的开发指标预测具有一定指导意义。

强边底水海相砂岩油藏长期水驱开发机理及数模研究

南海东部海相砂岩油田生产实践表明,强水驱海相砂岩岩心的驱油效率远比传统实验岩心结果高,主要由于高倍水驱后岩石润湿性从亲水转变为强亲水,驱油效率也大幅提升,但相关认识难以应用于油藏数值模拟当中。通过CMG软件离子化学反应和相吸附方法,控制化学反应速率与水流速度成正相关关系,根据网格吸附离子浓度进行相渗插值,解决了油藏模拟中长期水驱后相渗时变问题。

利用动态数据计算相渗曲线的新方法

相对渗透率资料主要由实验测定,针对因地层非均质性使得岩心无法反映油田整体状况、取心污染使实验测定的相对渗透率存在误差等问题,利用油水相对渗透率关系和含水率与地下水油比关系,运用最小二乘法进行曲线拟合,得出一种利用油田动态数据计算相渗曲线的简捷、方便、应用广泛的新方法。通过实例分析可知,该方法较实验室测定的相对渗透率资料更能反映油田的整体特性。

特高含水期含水率与采出程度关系式

中含水期油水相对渗透率比(Kro/Krw)与含水饱和度(Sw)在半对数坐标中呈直线关系,而在特高含水期Kro/Krw与Sw在半对数坐标中将偏离直线关系,以二项式函数关系变化。根据特高含水期的油水渗流特征,结合分流方程和Welge方程,推导了新型的含水率与采出程度关系式。研究表明,在特高含水期,Kro/Krw与Sw在半对数坐标上的直线关系发生偏离后,含水率上升到某一特定值时,理论采出程度将小于原线性关系下所对应的采出程度,且理论计算值与实际值较为相符。研究成果对于特高含水期的开发规律认识及可采储量预测具有一定指导意义。

水驱砂岩油藏修正童氏图版含水率预测方法

童氏图版是根据采出程度和最终采收率预测含水率的方法,但大多数的生产数据都无法将油藏开发全程的采出程度与含水率展布在一个图版上,实际应用受到限制.修正童氏图版是根据油田开采不同阶段（相同开采方式）的生产数据,经过分段回归分析,建立相应的数学预测模型,并计算采出程度、可采储量和采收率等开发指标.实例计算证明,修正童氏图版对含水率与采出程度变化规律的描述更符合实际,预测结果更准确.

中国水驱砂岩油田含水与采出程度的量化关系

分析了中国砂岩油田的地质特点和含水变化影响因素,在分析含水与可采储量采出程度关系曲线的基础上,利用中国已进入高含水阶段的15个典型注水砂岩油田开发资料,得到了代表全国注水开发水平的含水变化曲线及理论公式。对不同含水阶段下采出程度的定量分析结果表明,中国水驱砂岩油田含水变化整体呈凸型曲线特征,近70%的可采储量要在油田进入高含水阶段(含水率>60%)之后采出,其中高含水期(60%≤含水率<90%)是提高采收率最为关键的时期,约50%的可采储量要在此阶段采出。本研究成果除充分认识中国水驱砂岩含水变化规律并进行定量分析外,还可应用于油田开发指标预测、开发效果评价和开发潜力评估等方面。

早期聚合物驱分流量方程建立及应用

针对目前已有的聚合物驱分流量方程没有考虑聚合物溶液在储层中的流变性,无法准确描述聚合物驱油藏动态的问题,从多相渗流力学理论出发,综合考虑聚合物溶液物化特性、储层物性和相渗曲线特征等多种因素的影响,建立了早期聚合物驱分流量方程。实例分析表明,所建立的分流量模型能够较好地预测早期聚合物驱油田含水上升规律,可对聚合物驱效果进行快速评价。

大庆油区聚合物驱矿场合理停注聚时机及实施方法

为避免矿场聚合物溶液低效、无效循环,合理优化油田化学剂用量,提高吨聚产油量、吨聚增油量等指标值,对大庆油区矿场注聚后期各井组间聚合物用量、综合含水率、采聚质量浓度、增油倍数等开采指标变化规律进行了深入分析.考虑经济效益和地质条件的差异性,确定区块综合含水率为92%时应着手编制停注聚方案,单井综合含水率为94%是合理停注聚时机;对于综合含水率为92%-94%的生产井,可应用采收率提高值和聚合物用量导数曲线与经济界限曲线的交点判定停注聚时机;建立了停层不停井、停井不停站、停站不停区的停注聚实施方法,及时实施停注聚,提高聚合物利用率,改善聚合物驱开发效果.

基于水驱曲线计算相对渗透率曲线的新方法

为了准确、简便地计算油藏的相对渗透率曲线,根据水驱油田的水驱规律特征,在前人研究的基础上,从俞启泰水驱曲线出发,提出了计算相对渗透率曲线的新方法,并通过实例将该方法的计算结果与实测值作了对比。结果表明:当油田处于中低含水饱和度阶段时,油水两相相对渗透率与实测值大致相近;当油田为高含水饱和度阶段时,油相相对渗透率较实测值小,而水相相对渗透率则比实测值要大。而通过修正的相对渗透率曲线与油田实际生产的含水上升规律进行对比表明,所提出方法的计算结果是准确、可靠的,能够真实地反映油藏的相渗特征。

童氏含水与采出程度关系图版的改进与应用

在吉林低渗透油田开发含水与采出程度关系研究基础上,通过对童氏含水与采出程度关系图版改进,把7.5这个常数换成13,符合低渗透油田的含水率与采出程度变化规律。通过实践证明方法是行之有效的,在吉林油区得到广泛应用。

双河油田北块Ⅰ5、Ⅱ1-3层系聚合物驱后剩余油分布特征

应用精细油藏数值模拟方法、密闭取心方法,结合油藏动态分析、动态资料测试等方法,分别从平面、纵向和层内对双河油田北块Ⅰ5、Ⅱ1-3层系目前剩余油进行三维定量化描述。结果表明:平面上剩余储量主要集中在含水大于90%的区域内,在层系边角部位、低渗透部位以及井网不完善部位剩余油饱和度较高;纵向上采出程度差异大,Ⅱ3层采出程度高,但剩余储量相对多,Ⅰ5、Ⅱ2层采出程度不均匀,剩余储量相对较少;层内剩余油集中在厚油层顶部及低渗透层段,取心井试油结果与研究结果一致。

宋芳屯油田芳17区块井网适应性评价

根据宋芳屯油田芳17区块的动、静态数据,首先用Petrel软件建立相控地质模型,然后应用Eclipse软件进行数值模拟,对区块井网开发指标和井网剩余油变化进行预测分析,同时将全区及分层采出程度与含水率理论关系曲线和实际数据曲线进行对比,评价区块井网的适应性.结果表明:该区块含水率达到50%后,具有提液能力,最大提液幅度为目前的1.5倍;数值模拟预测到综合含水率达98%时,剩余油饱和度场仍有大量剩余油集中区域存在;井网适应性差,应调整该区块井网加密和注水方式.

砾岩油藏“双高”阶段利用过层井资料挖掘剩余潜力

文中针对目前克拉玛依油田七中、东区克上组砾岩油藏处在高采出程度、高含水率的"双高"阶段下剩余油分布严重不均匀,加密调整存在风险等问题,提出如何有效利用工区内大量过层井资料以降低调整风险,并首次探索提出通过老取心井与邻近过层井电阻率曲线形态来提取相似层段声波时差数据,建立老取心井与过层井的声波时差关系,对过层井进行测井解释,解决了老取心井与过层井的匹配问题;然后根据相渗曲线确定残余油饱和度,结合过层井解释结果,采用变换容积法计算过层井单井控制下的剩余可采储量;最后依据经济极限产油进行潜力分级,找出经济有效潜力区,摸索出一套适合砾岩油藏"双高"阶段下利用过层井资料进行挖潜增效的方法。现场新钻井投产效果表明:应用上述方法,充分利用好过层井资料能更加有效地挖掘剩余潜力。

影响水驱油田特高含水期采收率的主要因素

为明确影响特高含水期油田采收率的主要因素,应用油藏工程原理及统计分析方法对我国东部层状砂岩油田处于特高含水期12个区块,采用定量分析与定性分析相结合的方法分析9项动态指标对采收率的影响。结果表明主要因素有4项:井网密度、油水井数比、累积存水率和油井流压,并量化了每个指标在特高含水期的权重。对典型的BD区块利用动态法确定的目前采收率与同类典型区块对比,从历史变化趋势上对4个影响因素进行纵向分析,并给出了该区块下一步提高采收率的主要调整对策。

注聚末期剩余潜力评价及提高采收率技术

在国内外尚无成熟、有效的聚合物驱末期提高采收率技术的情况下,如何在含水回升期充分挖掘聚合物驱剩余潜力,对进一步提高油藏采收率具有重要意义。综合应用模糊数学、经验回归、驱替特征曲线及分类图版等方法,可以定量预测聚合物驱在含水回升期的剩余潜力,并将剩余潜力值细化到井组。依据井组动态特征,对分注、调剖、压裂等挖潜效果进行了定性、定量评价。该方法在A区块进行了现场应用,调整后的采出程度提高了1.89百分点,增油量14.48×104 t。该研究成果可为聚合物驱在含水回升后期的开发方案调整,并最大程度地提高阶段采出程度提供理论依据。

一种基于油水两相渗流理论的水驱图版的建立与应用

水驱图版是一种重要的油藏工程方法,常用于分析水驱油藏的含水上升规律,评价水驱开发调整效果和预测采收率。目前国内应用比较广泛的童氏图版及其改进水驱图版初期含水率较高,预测采收率偏大,不能适应注水开发油藏特别是低渗透注水开发油藏开发全过程水驱开发效果评价的需要。本文基于油水两相渗流理论,利用相对渗透率资料,推导并提出了一种水驱规律预测模型。在此基础上,建立了一种新型水驱图版。研究和实例应用表明,新型水驱图版客观描述了注水开发油藏开采全过程的含水与采出程度变化规律,可靠性强,适用范围广,对水驱规律和采收率的预测更加客观、准确。

非均质变异系数对S/P驱各小层驱油效果及动态特征的影响

利用数值模拟技术,在45℃及大庆地层水条件下,研究了油层非均质变异系数(V_k)对表面活性剂/聚合物(S/P)复合驱时各小层驱油效果及动态特征的影响。用油藏数值模拟软件建立理想地质模型,纵向分为7个小层,V_k相同时(V_k>0),1～7小层的渗透率从小到大。当0<V_k<0.3时,各小层及全区的最终采出程度受V_k的影响小,稳定在60%OOIP左右。随着V_k的增大,第1～4小层以及全区的最终采出程度随着V_k的增大而降低;而第5～7小层的最终采出程度基本稳定。V_k越大,低渗小层的采出程度越低。当V_k=0.9时,第1～7小层的采出程度分别为OOIP的3.39%、8.22%、21.13%、41.83%、63.38%、63.95%、63.97%。对应的,第1～7小层的S/P体系注入量分别为0.0014、0.0031、0.0077、0.02、0.051、0.1183、0.1971 PV。与水驱采收率相比,中、低渗层S/P驱采收率增幅高于高渗层,且渗透率不同,采收率增幅最大值对应的V_k不同。第1～5小层采收率增幅最大值对应的V_k分别为0.3、0.3、0.5、0.72和0.9;第6、7小层的采收率增幅受V_k的影响较小。当全区综合含水达到98%时,随V_k增大,各小层的含水率曲线与对应的采出程度曲线的变化趋势基本一致,说明最终采出程度低的层位,同时也是含水率低的层位。