特低渗油田注水效果存水率和水驱指数评价法

特低渗油田在开发中后期,注水效果的评价对开发调整极其重要,地层存水率和水驱指数与特低渗透油田的注水效果究竟有什么样的关系?以安塞油田H区块为例,通过对地层存水率和水驱指数两项指标的曲线绘制及研究分析,评价了安塞油田H区块的注水开发效果,并利用室内实验以及油田动态资料进行验证。研究认为在特低渗透油田注水开发过程中,实际存水率、水驱指数曲线落在标准曲线之间,油田注水开发效果理想;落在标准曲线之上或之下,注水量偏大或偏小,注水开发效果不理想。存水率、水驱指数对特低渗油田的注水开发效果起到了客观准确的评价作用。

特低渗油藏水驱开发效果评价方法研究

针对特低渗油藏生产采用常规开发指标难以有效评价油藏生产动态的问题,引入有效驱动渗透率的概念,认为只有渗透率大于有效驱动渗透率的油层中的流体才参与流动。运用活塞驱替理论推导了含启动压力梯度两相流的有效驱动渗透率计算公式,可以确定油藏中参与流动的小层比例,并对各小层渗透率、有效厚度等参数加权平均计算后,运用产能公式得到各层流量,进而计算出油井产量,最终确定实际启动的地质储量,运用启动地质储量对采出程度等常规开发指标进行修正。结合长庆特低渗油藏开发动态研究表明,修正后的开发指标能准确有效地评价生产开发效果。

低渗透气藏储量早期预测

气藏早期地质储量的确定对开发方案的制定、开发设施的设计以及气藏价值的评估十分重要,低渗透气藏早期地质储量的确定一直是一项比较难的工作。针对此问题,提出了利用流动物质平衡法、油藏影响函数法以及采气曲线法来早期预测低渗透气藏或单井控制地质储量。经过实例分析说明以上三种方法切实可行,还对三种方法自身的适用条件以及各自的优缺点进行了简要分析。

特低渗透注水砂岩油藏采收率确定方法

针对中国现行石油储量标准新增探明储量估算采收率方法不适用于特低渗透水驱砂岩油藏的问题,研究了标定其采收率的新经验公式和类比法。经统计分析,影响采收率的关键参数为渗透率、地层原油黏度、孔隙度、流度和井网密度。根据开发时间较长、储量可靠和油藏参数齐全等条件筛选出37个特低渗样本油藏,提出19个采收率经验公式模型,考虑相关系数高和标准误差低等原则,选出适用于直井注水开发的4个采收率经验公式,经与近年可采储量标定结果检验,符合率高。类比法应选择成功开发试验区和随后大规模开发油藏作为类比的标杆油藏。依据采收率选值与生产动态一致的原则,采用类比法确定了FX油田三叠系长8特低渗透油藏标定采收率。经验公式法和类比法各有优缺点,储量评估时尤其应注意资料可靠性,经验公式法应注意适用条件,类比法中避免油藏单一性。

表面活性剂驱油技术在五里湾一区的研究及应用

针对五里湾一区油藏特征，室内试验研发了双子表面活性剂CYB-1，并进行了性能评价。结果表明，表面活性剂在0．2％～0．5％质量分数范围内油水界面张力可达到10^-3mN／m，具有较好的耐温抗盐性。应用双子表面活性剂CY昏1在五里湾油田开展了驱油现场试验，连片注入9个井组，一共对应41口油井，注入后试验区动态整体表现出了液量上升、含水下降的见效特征，试验区油藏开发指标得到改善，预测采收率提高6．3％。

靖边气田动态精细评价及水平井开发技术研究与实践

靖边气田马五1+2气藏含气面积大、井数多、储层渗透率低、非均质性强、单井产量低,经过多年开发后气藏非均衡开采严重,开展精细的气藏动态评价存在难度。通过动静态资料结合,形成了地层压力评价、动态储量评价、产能评价等低渗非均质气藏动态精细评价技术,落实了气田开发动态指标,并创新应用相控建模技术形成了靖边气田碳酸盐岩气藏基于动态约束的地质建模方法,准确刻画了沟槽的分布形态和描述了储层属性的非均质性。另外针对靖边碳酸盐岩气藏"古地貌侵蚀沟槽发育导致井位优选难度大,气层薄、局部小幅度构造变化快导致地质导向难"的特点,技术攻关和现场实践相结合,形成了靖边气田水平井开发技术,为靖边气田单井产量提高及气田的持续稳产提供了技术支撑。

童氏图版在长庆低渗透油田中的改进与应用

童氏图版在国内外注水开发油田采收率预测中被广泛应用，但对于长庆低渗透油田，童氏图版对含水与采出程度的描述与实际不符。在水驱曲线理论推导的基础上，研究长庆低渗透油田含水与采出程度关系，并采用统计学方法对童氏图版进行改进。矿场应用表明，改进后的童氏图版更符合长庆低渗透油田实际，预测的采收率更加准确。

延长油田西部油区长6油藏开采技术政策研究

通过对延长油田西部油区典型工区长6油组的小层顶面构造特征、砂体展布特征、油层厚度分布特征、顶面构造与油层厚度、储层岩石学特征、孔隙结构特征的研究,建立了基础数据库,采用Petrel地质建模软件进行地质建模。依据分层数据、井斜数据、小层顶面构造图,建立构造三维模型。分析研究各小层的砂层展布特征及物性变化规律,在相控的基础上建立孔隙度、渗透率、饱和度三维地质属性模型;根据油藏工程方法和低渗透油田注水开发理论,结合动态监测资料,对西部油区长6油藏未注水老区进行井网适应性评价研究,确定科学合理的注水开发技术政策。

延长油区探明未动用地质储量开发动用对策

伊陕斜坡东南部延长油区的探明地质储量虽然平面动用程度总体较高,但仍有2.7×10^(8)t探明地质储量未得到有效动用,主要分布在延长组长2和长6两个主力油层,分别占34.4%和41.4%。为合理有序建产、提高探明地质储量动用率,以延长油区探明未动用地质储量为研究对象,分析探明未动用地质储量的平面和纵向分布规律及未动用原因,厘清地质条件、落实地面条件或环保允许的探明地质储量分布和规模,并针对性提出探明未动用地质储量高效开发对策、动用程序和技术攻关方向。研究表明,延长油区探明未动用地质储量可分为近期已规划动用储量、暂时不可动用储量和长期不可动用储量三大类,通过实施相应的技术对策和进一步研究攻关,预计可增加探明动用地质储量20237.59×10^(4)t,新建原油产能(107~155)×10^(4)t/a,将为应对低油价、实现油田高效开发、保持长期稳产做出积极贡献。

特低渗油田注水效果存水率和水驱指数评价法

本文主要结合实际情况对特低渗透油田注水效果存水率和水驱指数进行评价,希望能够给油田的注水开发工程提供一些帮助。

相渗曲线和水驱曲线与水驱储量的关系

根据相渗曲线和油水两相渗透率比值的表达式,导出了相渗曲线、水驱曲线和水驱储量的定量关系。结果表明,水驱地质储量大小与水相指数、油相指数之和呈正比,与甲型水驱曲线的斜率和驱油效率之积呈反比。这也解释了童宪章院士提出的"7.5法"不适用低渗油田的原因。

应用试井技术解决低渗低产砂岩气田开发中的问题

应用试井技术深化了对汪家屯气田的认识 ,解决了低渗低产气田动态储量和产能问题 。

樊124块注水开发的实践与认识

樊 1 2 4块的油藏类型为常压 ,具有边底水的特低渗透岩性油藏。该块 1 999年投入开发 ,2 0 0 0年转为注水开发 ,累计注水达 1 1万立方米 ,但是对应油井没有见到相应的注水效果 ,鉴于这种情况 ,本文着重从静态、动态、压力、油水边界、井间地震解释结果等方面来研究了该块的油藏地质特征 ,证明了该块主要存在物性过渡带 ,其次断层有一定的影响 ,从而为下步开发方案的制定打下了坚实的基础。

海上低渗气藏定向井压裂经济开发地质下限探讨

介绍了东海低渗气藏的地质特征,分析了东海低渗气藏定向井压裂的3种开采特征,即高产平稳型、中产快速递减型、低产平稳型。通过机理模型研究了动用储量、储层渗透率、裂缝长度、裂缝宽度等参数对低渗气藏产能的影响。在此基础上,探讨了3种不同工况条件(即已有生产井兼顾、已有平台新钻井、新建平台依托开发)下海上低渗气藏定向井压裂经济开发的地质储量下限。在目前经济条件下,建议海上低渗气藏开发以现有生产井深层兼顾和已有平台新钻井压裂开发为主。