瑞利模型与水驱曲线的综合预测法

瑞利模型和水驱特征曲线是油藏T程中两种重要的预测方法,但两者部有一定的局限性.将瑞利模型与甲型、丙型水驱特征曲线进行联屯求解,建立了含水率与开发时间之间的函数关系式.这种方法可以预测水驱开发油田的含水率、产油量、产水量、产液量和相应累积产量随开发时间的变化规律,而且还可以预测水驱油田的可采储量.经大庆油田萨北过渡带的实...     

含水率与驱替倍数异常曲线校正方法研究

含水率与驱替倍数关系曲线作为研究水驱油规律的一条重要曲线,对油田水淹规律、剩余油挖潜以及含水率上升规律有着重要的指导作用。但在实验过程中,由于受岩心尺寸较小及高黏原油水油流度比的影响,在无水采油期、低含水期甚至中含水期无法获取准确的实验数据,出现了曲线异常现象。因此,建立了含水率与驱替倍数数学关系式,并对渤海部分稠油油田水驱实验得到的含水率与驱替倍数三类异常曲线进行了校正,根据校正后曲线对M5⁃2油田进行了水淹图绘制,进而指导该油田剩余油挖潜。     

预测水驱油田含水率的一种新模型

根据沙卓诺夫水驱系列曲线和ＨＣＺ累计产量预测模型建立了油田含水率随油田的开发时间变化的新模型,运用该模型,可以对水驱油田的含水率进行预测。通过河南油田和大庆油田的矿场实例运用表明：该模型计算简单、方便,预测的含水率精度较高,比较符合油田的开发实际,从而验证了该模型的可靠性和可行性,可作为水驱油田制定中,长期开发规划的依据。     

渤海A油田聚合物驱动态规律分析及效果评价

分析了渤海A油田A7井组见效前期和见效明显期动态规律,并采用数值模拟法和广适水驱曲线法评价了增油效果。生产井组在见效前期产液量逐渐上升,含水率先缓慢升高后逐渐保持平稳,产油量保持平稳或略有上升。进入见效明显期后,由于陆续有新井投产,大部分小井组产液量和产油量先上升后逐渐下降,含水率变化分为3种类型。研究其动态特征可对深化认识海上油田聚合物驱开发规律并为及时有效地调整开发措施提供依据。     

水驱气藏水驱曲线特征分析

气井见水后,地层中出现气水两相流动,常规气藏工程分析方法不再适用,水驱气藏动态分析难度增大.根据油藏的水驱特征曲线.引入甲型、乙型、丙型、丁型水驱特征曲线.利用实际水驱气藏中两口产水气井生产数据,分析了气井水驱曲线特征,认为在采气稳定的条件下,水驱气藏中产气与产水的关系符合甲型、丙型水驱曲线.根据气井见水后的动态特征,可预测气井的可采储量变化和水驱气藏的采收率等动态指标的变化.     

大庆油田中区西部合理注采比的确定

注采比是研究注水开发油田压力系统的重要依据。合理的注采比对于油田的产液量、注水量与地层压力之间的联系具有十分重要的意义。注采比是否合理也关系到油田的稳定生产和经济效益。针对特高含水后期合理注采比的确定,给出了物质平衡法和水驱特征曲线法,考虑实际地层压力状况,通过建立注采比与产液量、含水率等之间的关系,确定了中西部地层的合理注采比。结果表明,注采比保持在0.99~1.02范围内才能使注采压力系统在高水开发期内保持动态平衡,对大庆油田后期注水开发具有重要的指导意义。     

应用甲型水驱曲线的变液量产量预测方法

产量预测是油田开发管理的重要任务之一.油井见水后产量开始递减,若生产制度不变,则产量递减一般会遵循Aprs递减规律,而实际会采取提液来保持油量稳定或升高,此时产量的变化规律无法用该递减模式去预测,但可借助于水驱曲线进行预测.常用的乙型、丙型和丁型等水驱曲线可直接得出累产液量与累产油量的关系,唯有甲型曲线无法直接得出.通过泰勒公式进行数学变换,得到累产液量和累产油量的“平方型”和“立方型”两种关系式.应用结果表明当Ⅳp/Lp越小,计算日产油量精度越高且两种方法计算结果相差越小；当Np/Lp小于0.6时,基本重合且精度较高；当Np/Lp大于0.6时,“立方型”公式精度较高.该方法将甲型曲线预测的技术可采储量转化为不同液量控制下的产油量指标,为液量优化提供科学依据,填补了这一经典方法的应用空白.     

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.     

两种新型水驱特征曲线系列

水驱特征曲线法是用来预测水驱油田的产量及可采储量的重要方法,目前国内外学者对水驱特征曲线的研究,已有几十种水驱特征曲线的表达式,由于油田开发的复杂性,各类曲线很难定量描述油田开发的全过程,而只适用于某一特定阶段.基于前人提出的几种水驱特征曲线,提出了第2种水驱曲线结合第10种水驱曲线的新型水驱特征曲线以及丙型与第10种类型结合的新型水驱特征曲线,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,并对新型特征曲线的形状和性质做了研究.通过实例分析,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.     

一种预测特高含水期开发指标的联解法

为准确预测特高含水期的开发指标,提出一种采用折线法和Arps递减规律结合的模型.利用折线法推导出甲型水驱特征方程的第2直线段方程,通过实际井史数据验证了折线法的正确性,得出10口井的水驱特征曲线上翘点含水率(体积分数)为90. 58%～96. 49%,平均值为93. 49%,而油水相渗比值的对数与含水饱和度的关系曲线转折点的含水率为93. 37%,两者相差无几.结合Arps递减规律得到特高含水期开发指标的计算模型.该模型能够预测不同开发时间对应的含水率及采出程度指标,模型的参数容易被求解,模型的适用范围能够直线外推,实用性较强.运用该计算模型对大庆油田某口油井开发指标进行预测,所得含水率月平均误差为1. 306%,采出程度月平均误差为4. 950%,预测总体精度较高.     

江汉油区注入水水质指标及确定方法

注水开发油田水质是一个很重要的问题 ,随着江汉油区的不断开发与发展 ,老油田含水率不断上升 ,含油污水越来越多 ;新油田陆续进入注水开发阶段 ,也需要有合理的注入水源。根据SY/T5329 -94碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法 ,结合江汉油区实际 ,在对江汉油区注入水水质普查以及大量室内静态和动态试验研究的基础上 ,制定了江汉油区注水水质指标 ,并给出了指标的确定方法。通过使用 ,为江汉油区注水稳产和水质达标起到了重要作用     

模拟改善大庆油田朝45区块的开发效果

大庆油田朝４５区块油层物性差,渗透率低,存在油层压力下降快,油井产量递减快,含水上升快等诸多问题。为了改善朝４５区块开发效果,利用ＶＩＰ软件对该区块进行数模研究。在历史拟合的基础上,模拟了不同增产措施的开发效果,预测了７种开发方案。结果表明：该区块由于存在隐裂缝,注水压力不宜过高;改善朝４５区块开发效果的优选方案为：井网加密、面积注水改为线性注水、油井堵水、关高含水井、注水井调剖;实施井网加密时应     

王场油田潜三北降压开采的实践再认识

王场油田三北已进入高含水、高采出程度的“双高”开发阶段 ,油层非均质性严重 ,三大矛盾日益突出 ,水驱油效率越来越差。根据三北油藏特性 ,选择降压开采为主的开发方式取得了较好的稳油控水效果。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏注水替油开发研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强、油水分布规律差。部分高产井易水淹或产量大幅度递减。在生产实践中,发现部分单井在压井后,压力明显上升、可以恢复部分产量。分析奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏储层特征,研究注水开发的地质影响因素,并通过对注水替油的机理研究,结合现场单井注水替油和多井缝洞单元注水替油的实践,来分析选井、选层及注采参数的影响,评价注水替油开发效果,优化注水方案设计,是为了使注水开发在塔河碳酸盐岩油藏的推广应用,以便提高油田采收率。     

特高含水期强非均质油藏剩余油研究新方法

渤海Q油田储层纵向及平面非均质性强,地质模型建立难度大,且存在特高含水期油藏数值模拟历史拟合准确率低的问题。基于渗流力学理论,生产测井资料与流线模拟相结合,利用生产测井资料提供的单层产液量和含水率及分层注入量等数据,判断流体运移规律,确定油藏内任意一点上的剩余油饱和度及其分布。应用该方法,渤海Q油田进行注水单元流场调控,提出增注、卡层、堵水等措施,单井产量增加14倍,油田年产油量负递减。实践表明,生产测井资料与流线模拟结合可有效识别剩余油分布,为特高含水期强非均质油藏的开发调整提供科学理论依据。     

浩口油田压裂难点及对策

浩口油田已进入高含水开发阶段.受活跃的边底水影响,压裂可能沟通水线或临近水层导致油井高含水,甚至暴性水淹;断层交错,地层滤失大,压裂改造挖潜难度进一步加大,挖潜剩余油效果逐渐变差.为此,提出了具体措施与对策,经现场实施,取得了较好的效果.     

用毛管压力曲线确定合理注水强度

油藏合理注水强度是开发好油藏的重要参数之一，用毛管压力曲线确定合理注水强度的计算方法目前国内外很少报道。中运用流体力学原理，将多孔介质中的水驱油过程简化假设成并联毛管中的水驱油过程，基本泊谡叶方程和毛管压力特征，推导了并联毛管中产量分配公式和合理产量计算表达式，建立了用毛管压力曲线确定合理注水强度的计算方法。实例计算表明，采用毛管压力曲线确定出的合理注水强度与油藏实际注水强度基本一致；说明了该方法确定的注水强度具有一定的可靠性和实用性。     

王场油田王广区周期注水矿场试验效果的认识

王场油田王广区为薄层低渗透砂岩岩性油藏。1971年投入试采,采用不规则大井距面积井网开发。根据油田动态反映,1998年对主力油层进行注采系统调整,加密完善井网,提高了采油速度,但油井含水上升较快。为了进一步降水采油,改善注水开发效果,对部分注采井组进行了周期注水矿场试验,见到良好效果。     

稠油掺水油井精确计量方式探讨

对八面河油田稠油区掺水油井计量方式进行研究,有针对性地对其中液量录取、流程改造、含水测定进行分析,再通过体积公式确定液量实际产量,通过流程改造确定含水变化范围,通过含水确定乳化含水范围和Q值取舍法,能够精确确定实际含水,推导掺水油井产量,对稠油区动态分析和潜力挖潜起着基石作用。