注水开发油田高含水期开发技术经济政策研究

对高含水油田开采技术经济政策界限的确定以及其他调整与措施，关系到油田的开发水平和总体经济效益。注水开发高含水期油田开发技术经济政策方法有：地质条件和开发效果双体系评价分类方法．原油成本分类与预测方法，油井经济极限指标的计算方法，油田开发项目经济开采年限的确定方法．经济可采储量的计算方法。基于水驱特征曲线的图版拟台方法。注水开发油田高含水期开发技术经济政策应用研究包括：中高含水砾岩油藏开发效果评价，可变成本的预测，油井经济极限指标、经济可采储量指标、含水上升率等指标的计算。     

双河油田水驱单元开发技术新探

针对双河油田水驱单元注水开发中存在的问题。在注采井网基本完善的情况下,重新探索采取多种注水调整措施,使双河油田水驱单元开发可采储量不断增长,含水、递减等主要开发指标控制较好。其做法可指导水驱开发油田在特高含水后期阶段的注水调整。     

低渗透油藏中高含水期井网调整研究

井网密度不仅影响着采油速度,也影响着油田经济效益和油田最终采收率。合理的井网密度能够提高油田的采收率,增加可采储量,提高油田开发的经济效益,达到高产稳产的目的。Q1区属于低渗透油藏,采用注水开发,目前已进入中高含水期(综合含水56%),为保持在注水开发的中后期继续保持好的开发效果,并获得较好的最终采收率和经济效益,一方面要继续优化稳产技术措施,另一方面,研究合理加密调整井网密度,确定合理的加密调整井网形式,进一步提高采收率。     

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。     

油田高含水期开发方法研究取得重大成果

<正> 我国东部地区已开发油田多处于高含水期开发阶段,为确定挖潜稳产措施,总公司勘探开发科学研究院油田开发所油田高含水期开发方法研究项目组,剖析了我国13个改善开发效果显著的油藏,综合分析了改善高含水期油田注水开发效果的实例,并对高含水期油田开发方法、注水砂岩油田高含水期调整方法及油田产量递减规律等进行了研究,取得了一批科研成果。油田高含水期开发方法研究,包括油田开发分析、注水驱剩余油分布研究及油田高含水期调整原则和方法等研究,该套方法已在     

龙虎泡油田高含水期注水开发调整技术

在阐述龙虎泡油田初期天然能量开采、转注后实施“三分、五清”精细油藏管理和提压注水效果的基础上,针对油田高含水期注水开发中存在的井网对砂体控制程度低、剩余油分布相对零散、注采系统不完善等问题,依据油藏数值模拟、油藏工程方法及高含水期开发调整矿场试验结果,研究形成了反九点转五点注采系统调整、以挖潜零散剩余油为主的局部井网加密调整、中渗透油层高含水期提液增产调整和多油层高含水期聚合物深度调剖技术.高含水期注水开发调整技术控制含水率、递减率和提高采收率效果显著,对类似油田的开发具有重要指导意义.     

高含水期分层调整中的几个问题

本文参考国内外大型注水油田高含水期开发的经验，结合大庆油田的具体情况，分析了注水油田高含水期的开采特点，提出了必须采取的开发调整措施和一些工艺技术要求，以及此阶段必须相应执行的一些技术政策界限和确定方法。     

大庆水驱砂岩油田含水上升的基本规律

应用单层水驱油资料和多层油田注水开发资料，结合不同原油性质油田含水率与可采储量采出程度关系曲线，分析了砂岩油田注水开发过程中含水上升的基本规律。指明了高粘油田含水率８０％以后是油田开发的一个重要阶段。对油田含水上升规律的三种基本公式进行了比较，其中双对数型水驱特征曲线在低含水阶段就出现了直线，并一直延续到高含水期，是描述油田含水上升规律的一种较好公式。     

孤岛油田经济可采储量评价

在广泛调研国内外油藏工程方法与经济评价方法的基础上 ,确定了本次研究经济可采储量的两种方法 :现金流法和经济极限含水法。对孤岛油田不同开采方式下经济可采储量进行计算 ,并在对计算结果分析后 ,提出提高经济可采储量的主攻方向。     

一种计算高含水后期合理井网密度的新方法

目前我国东部各大油田都已进入了高含水后期或特高含水期,为了改善油田目前的开发效果,确保油田开发获得更好的经济效益,实现油田高产稳产目标,需要对现有井网进行加密调整.以前的井网密度计算都是在谢尔卡乔夫公式的基础上,简单地结合经济评价的方法来确定合理井网密度和经济极限井网密度,没有考虑油田进入高含水期后油田的开发特征.根据净现值原理,考虑注水波及系数和注采井数比以及高含水后期油田的一些开发特征的影响,如研究了地层物性、原油物性和非均质性等影响参数以及产量递减变化规律,重新建立了一个新的高含水后期合理井网密度的计算方法.该方法比以前的方法考虑的因素更为全面,更适合开发后期油田井网的加密调整,具有很强的实用性.     

聚合物驱油田可采储量计算方法

为了改进聚合物驱（聚驱）油田可采储量的计算方法,利用聚驱驱替特征曲线,对大庆油田萨北开发区的19套井网进行研究,发现一类与二类油层聚驱可采储量的计算方法是一致的,只是在不同开采阶段采用的方法不同。在聚驱后续水驱阶段,水驱规律曲线表现出明显的直线特征,可采用修正甲型和丙型水驱规律曲线计算聚驱可采储量、标定可采储量、空白水驱可采储量和聚驱增储结果等;在聚驱中后期阶段,通过计算出的累积产油量,利用历史数据预测转后续水驱的累积注水量,即可计算出整个聚驱过程中的聚用量,并可分析后续水驱阶段的采出程度,从而建立起中后期可采储量的计算模型;在聚驱早、前期阶段,对于还未注聚的区块无法用驱替曲线进行可采储量预测,因此采用多元回归的方法,从影响聚驱效果的主要因素出发,回归了聚驱可采储量的计算模型,根据注聚前设定的注聚方案参数就可以进行可采储量的预测。应用实例表明,该方法可精确计算聚驱油田不同阶段的可采储量,其计算平均误差仅为1.96%。     

喇萨杏油田加密井可采储量标定方法

从喇萨杏油田加密调整特点出发,分析了不同加密方式对笼统及分类井水驱特征曲线的影响,提出用分类井资料计算加密调整井可采储量能够提高预测精度,并给出了不同阶段投产的加密井可采储量计算方法,即：适用于投产时间较长,水驱特征曲线已出现有代表性直线段的水驱特征曲线法;适用于进入递减之后,且有3年以上递减资料的递减曲线系列法;适用于投产时间短,资料较少的井网密度法、可采储量采出程度经验法和静态法。还给出了计算实例。     

多油层油藏分层注水稳产条件与井网加密调整

实现注水开发油田的稳产,须提高产液量,以弥补产油量的下降。当现有的井网适应性变差,提高产液量受到限制时,就应该进行井网加密调整以增加井点数改善油层动用状况,来提高产液量。提高产液量是实现油田稳产的基本条件,井网加密调整,提高水驱控制程度,增加可采储量则是实现油田稳产的必要条件。油田稳产的5个要素包括含水率、产液量、井网密度、注水量及注水时机。以含水率与产液量关系建立了油田稳产方程,表述了不同含水阶段实现油田稳产的技术界限。根据统计规律提出了井网密度与可采储量增长率表达式,该计算式可用于预测不同开发阶段井网加密调整可采储量的增幅。对保持产液量稳定增长的宏观注水原则进行了论述。     

致密油生产动态特征及可采储量评估方法

致密油生产动态特征分析和可采储量评估是当前储量评价工作的难点之一。与常规油藏不同,致密油井产量受储层品质和大型压裂工程技术双重因素影响,压裂工程强度越大,致密油层的产量越高;相同压裂工程技术条件下致密油层品质越好,产油量越大。因此,储量评估中致密油层段仍需划分有效层与非有效层。致密油单井生产动态具有"两段式"特征,初期产量高、递减率大,中后期产量低、递减率减缓,在生产早期阶段,常规产量递减曲线法评估可采储量具有较大不确定性。基于致密油生产动态特征分析,针对早期生产阶段提出了两种可采储量评估方法,一是物质平衡时间法,主要用于评估试采阶段出现边界流动特征的单井可采储量,评估结果较为客观;二是产量类比法,主要用评估短期测试井的可采储量。从而为致密油单井可采储量评估提供了一套客观简便的方法。     

聚合物驱项目注聚时机的技术评价

从聚合物驱驱油机理出发，运用技术经济评价原理，研究聚合物驱油田开发项目的注聚时机。对聚合物驱项目进行数值模拟时，认为若注聚有效期最后一年的产油量等于项目的经济极限产量，最后一年的含水率等于项目的经济极限含水率，则该项目选择的注聚时机最优，项目的提前采油量接近于零，驱油效果主要为项目的“新增”经济可采储量。     

含水致密砂岩气藏可动用储量评价新方法及其应用

确定可动用储量是气藏开发评价的核心工作,也是开发方案科学编制的重要基础。致密砂岩储层一般具有基质致密、高含水饱和度等特征,其基质储量动用十分缓慢,气藏开发早期难以准确评价。根据气藏衰竭开采过程中压降漏斗特征,采用长岩心多点测压物理模拟实验方法及流程,模拟测试了常规空气渗透率分别为1.630 mD、0.580 mD、0.175 mD、0.063 mD的含水储层孔隙压力在衰竭开采过程中的变化特征,建立了一套面积占比方法,实现了对可动用储量进行量化评价,提出了一套提高气藏储量动用技术的对策与建议。以井控范围400 m为例,分别评价了瞬时产气量降为10%时的初期配产和极限动用条件两种情况下的储量动用情况。研究结果表明：含水致密砂岩气藏的采出程度与储层渗透率、含水饱和度、废弃产量等因素密切相关,总体上基质越致密、含水饱和度越高、废弃产量越大,则采出程度越低;通过优化加密井网、人工裂缝规模与基质的匹配关系,避开可动水层、实施控水增气开采,降低废弃产量、延长气井生命周期等技术措施可以提高采出程度。     

致密油藏可采储量概率快速评估方法——以红河油田长8油藏为例

致密油藏储层致密、大面积含油、局部“甜点”富集、油水分布复杂以及后期工程改造带来的储层复杂性,决定了其单井开发动态与可采储量分布具有较大的差异性和较强的不确定性,很难用常规的储量评估方法得出合理的确定性认识。通过引入北美对非常规页岩油气藏储量的评估方法,采用已开发井确定单井储量,再用已开发井储量的概率分布特征来表征区块或者油气藏的储量。对红河油田长8致密特低渗油藏进行了研究,跟踪单井的初期生产动态和产量递减特征,分析可采储量与地质特征、含油性和初期生产动态的相关性,来寻找影响可采储量估算的关键因素。用P₁₀/P₉₀值来判断数据的不确定性,其值在3~8,可获得90%的置信度所需最小的样本量;该值如大于10,说明油藏具有地质、工程改造的复杂性和不同区块的差异性。通过不确定性法建立了关键影响参数和单井可采储量的概率分布,实现了单井可采储量的快速评估和评价。      

未开发油气储量不确定性潜力评价方法

保有未开发储量一般都经过多轮次筛选评价,品位低,储层非均质性严重,整体动用技术配套性差,因而采用传统确定性参数评价筛选整体潜力存在一定的局限性。为此,研究构建了一套未开发储量不确定性潜力评价方法,针对油藏非均质局部“甜点”潜力,通过建立不同技术条件下单井控制可采储量与油藏参数的模型,计算不同技术、经济条件下单井控制可采储量的“甜点”界限,输入相关油藏参数的概率分布,计算得到目标油藏可动用概率。该概率反映了储量动用的难易程度,定量化描述了储量动用的风险和动用规模。应用该方法对中国石化探明未开发储量进行评价,在油价每桶40～70美元条件下,筛选可动用潜力(4 300～5 900)×104 t。通过现场应用表明,该方法能为未开发储量评价筛选提供新的借鉴。      

致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法

由于致密油藏的地质特征、渗流特征、开发特征及生产特征均有别于常规油藏,因此亟待建立适应于致密油藏压裂水平井开发的生产动态分析及可采储量预测方法。以致密油藏压裂后的衰竭生产特征为基础,根据油藏工程基本理论,应用物质平衡与动态分析方法提出了一种简便且广泛适用的致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法。研究结果表明,在单井最小含水率一定的条件下,单井可采储量采出程度与含水率变化有关。通过绘制关系图版,发现投产初期含水率降低速度较快,随着可采储量采出程度的不断上升,含水率下降速度逐渐减缓,且单井可采储量采出程度及含水率均随最小含水率的减小而降低。当可采储量采出程度为1时,生产井含水率降至最小含水率。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组X区块的12口致密油井为例,应用该方法分别预测了单井可采储量,计算了可采储量采出程度,并通过对比其中2口生产井的理论图版曲线与实际生产数据,验证了该预测方法的可靠性及准确性。此外,基于提出的理论与方法,预测了2口实例井的生产动态,并分别得到了累积产油量、累积产水量与含水率之间的生产动态关系曲线,用以评估油井当前生产状态并预测生产趋势。