多层合采调整井水淹层避射效果分析

针对大段合注合采油田中高含水期面临的调整井储层水淹问题,基于已实施井钻后储层水淹状况和生产效果分析,研究水淹层避射对油井产液量、初期含水率和含水上升规律的影响。结果表明,多主力层合采油井部分储层适当避射对产液能力影响不大,整体水淹弱仅主力层强水淹油井对强水淹层避射可降低油井初期含水率(较同条件井下降5%~30%);储层水淹较弱的油井含水上升以中低含水稳定和正常上升为主,储层水淹较强油井以快速上升和开井高含水为主,强水淹层避射对控制含水上升有一定作用,避射后调整井含水快速上升和开井高含水比例有所下降。研究成果对新井射孔方案研究和老油田调整井挖潜有一定指导意义。     

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。     

利用水驱特征曲线预测水平井含水上升规律

为了准确、简便地预测水平井见水规律,结合塔里木油田水平井的生产动态资料,就常用的6种水驱特征曲线对水平井含水上升规律的预测进行适用性筛选.6种水驱特征曲线对水平井含水率预测适用性分析及预测能力分析表明,应用水驱特征曲线法预测水平井的可采储量、含水上升趋势是可行的.其中张金庆曲线、俞启泰曲线是一组由凹型变为S型再到凸型的曲线系列,在预测水平井含水上升规律中,具有应用范围广、精度较高的特点,可有效地预测各种含水上升形态的水平井见水趋势.通过对塔里木油田水平井含水率上升规律研究认为,同一油田含水上升规律相同,俞启泰曲线b值相近.通过研究俞曲线b值,可有效预测油田水平井含水上升规律.     

物质平衡法在海上油田生产水回注研究中的应用

随着北部湾油田群规模的扩大及老油田的含水上升,需处理的生产水越来越多。为此,从油藏方面对生产水回注进行探讨,为海上油田生产水回注已开发油藏提供可行性依据,通过对物质平衡方程的推导,建立了回注目的储层累积亏空量(累积回注量)与地层压力的线性关系。结果表明WZ-A油田南块涠洲组在废弃后进行生产水回注可以满足北部湾油田群生产水回注的要求。     

一种含水率预测模型的建立及应用

含水率是反映水驱油田开发生产动态的一个重要指标,准确预测水驱油田含水上升规律对油田开发具有重要意义,可为油田开发动态分析、开发规划及开发方案调整提供合理依据。鉴于传统含水率预测方法具有一定局限性且与油田开发时间无关,文中依据水驱油田含水上升规律和广义Weibull分布的特征,建立了一种含水率随开发时间变化的预测模型（广义Weibull模型）,克服了传统方法在预测水驱油田含水率中的不足。从含水率变化特征分析认为,特定条件下,新模型涵盖了几种特定的含水率预测模型,可以描述凸形、S形和凹形的含水上升规律,适用范围相对单一模型更为广泛。3个油田的实例应用表明,新模型预测精度较高,误差较小,平均相对误差分别为2.01%,6.29%和10.65%,与实际含水上升规律吻合程度较好,适用于整个开发阶段的含水率预测。     

Box-Behnken试验设计法研究底水油藏水平井含水率变化规律

C油田为典型的底水油藏,采用水平井开发。通过利用C油田底水油藏相关的地质、流体数据建立数值模型,在所建模型的基础上,应用数值模拟计算的累积产油、产水和产液量回归俞启泰水驱特征曲线,以反映水平井见水特征的参数b。运用Box-Behnken试验设计法,研究不同影响参数对C油田水平井含水上升规律影响因素显著程度。通过非线性回归方法结合数模结果,得到影响水平井含水上升规律的b值预测公式,可预测老井可采储量以及新井的含水率变化规律。     

涠洲油田群生产污水作为注入水可行性研究

根据涠洲油田群生产污水的来源情况,对各油田不同区块代表性油井的产出水进行了水质分析,明确了不同油田不同层位地层水的性质,并根据各油田不同年份产水量预测及注水量需求,确定不同时期生产污水水样中各油田产出水的混合比例,模拟配制代表性水样。在对代表性水样水质分析的基础上,重点对生产污水的结垢、腐蚀进行了系统评价。研究结果表明:涠洲油田群不同时期代表性生产污水自身和与地层水混合后均具有结碳酸钙垢和硫酸钡垢的趋势;代表性的生产水样自身结垢量均在310mg/L以上,与地层水混合后,结垢量明显增加;腐蚀以氧腐蚀和细菌腐蚀为主。若进一步增加污水处理设备,优选防垢和防腐剂,使处理后的生产污水水质达到合适的指标,作为储层注入水水源是可行的;生产污水作为注入水水源既能满足节能减排的要求,又有利于保护海洋环境。     

涠洲11-4油田水驱后注气提高采收率预测方案评价

针对涠洲11-4油田主力油层——角尾Ⅱ油组换大泵提液、开发东区和高含水井侧钻等主要措施增产效果不理想的问题,以涠洲11-4油田生产历史数据为基础,通过对国内外大量文献的调研,利用建立的等效模型对涠洲11-4油田注气提高采收率方案进行了预测。结果表明,连续注气、间歇注气及水气交替这3种开发方案的开发效果较差,而泡沫驱方案增油效果明显,建议积极开展泡沫驱进一步实验和研究工作。     

涠洲11-4油田泡沫驱提高采收率可行性论证

针对涠洲11—4油田主力油层——角尾组Ⅱ油组换大泵提液、开发东区和高含水井侧钻等主要措施增产效果不理想的问题,为了寻找新的开发方法以提高经济效益,以涠洲11—4油田生产历史数据为基础,通过对中外大量文献的调研,选择ECLIPSE100黑油模型对泡沫驱进行了数值模拟研究,认为实施泡沫驱可以经济有效地提高该油田的采收率,可增产油量24．36×10^4t,建议开展泡沫的实验工作,为泡沫方案的设计提供可靠的参数。     

一种基于液油比的含水率预测方法研究与应用

注水开发油藏特高含水期产液量上升快,传统方法预测的含水率与实际偏差较大。对油藏不同含水期采油、采液指数变化规律的研究表明:液油比是影响含水率变化的敏感因素,随着累积产液量增长,含水上升速度减缓。从丙型水驱特征曲线基本原理出发,得出液油比与产液量的二项式关系;结合含水率的定义与产液量之间的关系,推导出基于液油比的含水率预测模型。通过油田实际生产动态数据验证,新建立的含水率预测模型预测精度较高,具有推广应用价值。     

底水油藏水平井含水上升规律影响因素研究——以临盘油田某底水油藏水平井为例

针对底水油藏水平井见水后含水上升速度快,治理难度大的问题,本文以临盘油田某底水油藏的30口典型水平井为研究对象,基于该油藏实际地质资料,以生产动态分析与数值模拟相结合的手段,采用灰色关联度模型和理论数值模拟方法,分析底水油藏水平井见水后含水上升规律,并对含水主控因素进行分析及排序,从而为同类底水油藏的含水上升规律预测、水平井调整治理以及后期剩余油挖潜对策等提供技术指导。研究表明:(1)底水油藏水平井含水上升规律主要受避水高度、夹层类型、油层厚度以及水体厚比的影响;(2)不同因素对底水油藏水平井含水上升的影响程度不同,油田现场需根据实际情况有针对性的进行调整;(3)本文研究以典型油田丰富的实际数据为基础,现场可操作性和适用性强。     

高含水油田精细油藏描述研究进展

中国中东部主要油区油田均已进入高含水阶段,有大约40%~60%的储量需要在该阶段采出。精细油藏描述是油田有效开发的最基础工作,因此高含水油田精细油藏描述对于油田生产实践和提升规律性认识都具有特别重要的意义。基于详细的中外文文献调研,结合典型油田实践经验总结,系统介绍了目前高含水油田精细油藏描述研究的现状和研究中存在的5个方面主要问题。认为地层精细划分与对比、储层非均质性研究、开发过程中储层变化规律研究、多信息综合剩余油表征技术和高含水油藏三次采油相关研究等属于高含水油田精细油藏描述中的5个关键问题,并明确提出了目前应用效果较好的几种新技术和方法。指出高含水油田精细油藏描述研究发展趋势集中在断裂体系精细解释、储层构型精细表征技术、测井水淹层解释、优势渗流通道研究和多点地质统计学地质建模技术等5个方向。     

广义S 增长曲线预测油田含水率

增长曲线的增长过程中,其图形表现为像一条压扁的S形曲线,在油田勘探、开发、生产过程中,很多实际生产数据也呈现出S形的增长趋势。通过对目前普遍采用的6种S 增长曲线指标量增长率变化特征分析,推导出能够代表这6种增长曲线的广义S增长模型及其增长曲线,并从此模型特征出发建立了油田含水率预测模型。采用试差法对模型进行求解。通过实例分析表明,提出的广义S 增长模型可以用来预测油田含水率,指导水驱油田的开发。     

特高含水期油田新型水驱特征曲线公式推导

目前国内部分水驱油藏都进入了特高含水阶段,对于特高含水油藏来说,相对渗透率比值与含水饱和度的关系曲线会发生上翘的现象,这也导致推导出的水驱特征曲线在油田特高含水期产生上翘,使得运用常规水驱特征曲线对实际油田生产进行预测会产生较大的偏差。基于实际油田的数据资料,通过对不同油田区块多条相对渗透率比值与含水饱和度关系曲线上翘后的部分进行拟合分析,给出了新的相对渗透率比值与含水饱和度关系表达式;同时,根据新的相对渗透率比值与含水饱和度关系表达式推导出新型水驱特征曲线,并将其运用于实际油田的生产。结果表明,新型水驱特征曲线能够很好地预测常规水驱特征曲线产生上翘后的油田生产动态,对特高含水阶段的预测具有较好的适用性。     

四川盆地元坝和通南巴地区须家河组致密砂岩气藏气源探讨——兼答印峰等

气藏的气源系指其中主要组分气的成因类型,通常为油型气或煤成气.元坝和通南巴气藏主要组分甲烷平均含量为95.36%,乙烷、丙烷和丁烷平均含量分别为1.60%、0.29%和0.09%,烷烃气总平均含量为97.34%,而 CO2平均含量仅0.63%,为甲烷的6.5‰.印峰等文中仅应用δ13C2值大于?28.0‰为煤成气、小于?28.5‰为油型气指标,鉴定认为元坝气藏是煤成气和油型气的混合改造型气、通南巴气藏主要为油型气.该两气藏主要组分甲烷的碳同位素组成δ13C1平均值为?31.3‰,具有世界高成熟煤成气δ13C1特征,因此认为该两气藏气源主要是煤成气,利用δ13C2值鉴别煤成气或油型气时,只有烷烃气具正碳同位素系列方才适用,在碳同位素发生倒转或异常的负碳同位素系列情况下往往不适用.印峰等文中认为两个气藏无机成因 CO2为深部碳酸盐岩变质或水解成因,作者则认为CO2是须家河组钙屑砂岩经有机酸溶蚀自生自储成因.图1表5参29     

化学隔板堵水技术在涠洲11-4油田的应用

针对涠洲11-4油田高含水油井采用砾石充填防砂完井的状况,开展了化学隔板堵水研究。在剩余油分布特征研究的基础上,选取A15井进行堵水以控制底水锥进;确定了堵水位置,通过数值模拟预测了堵水效果,并优化了隔板位置和隔板半径;通过室内实验选择出适宜的暂堵剂和堵剂及多级段塞封堵方式。成功实施了A15井的化学隔板堵水作业,取得了较好的增油效果,为海上油田堵水提供了研究思路和现场作业经验。     

高含水期油田水驱特征曲线关系式的理论推导

传统水驱特征曲线推导的理论基础是中含水阶段油水相对渗透率比(Kro/Krw)与含水饱和度(Sw)成半对数直线关系,而在高含水阶段Kro/Krw与Sw在半对数坐标中明显偏离直线关系,水驱特征曲线普遍存在上翘现象。为了准确预测油田开发后期开发动态和可采储量,对实际岩心相对渗透率曲线进行平均化处理,并借鉴文献中岩心数据资料,拟合出适合高含水阶段Kro/Krw与Sw关系的新型表达式;应用Buckley-Leverett前沿推进方程和Welge平均含水饱和度方程,推导出适合高含水期油田的新型水驱特征曲线关系式。应用分析表明,新方法预测水驱可采程度与产量递减方法计算结果吻合度较好,对于油田生产后期开发指标预测具有一定的实用性。     

抽油杆局部阻力偏磨机理及防治

抽油杆偏磨的因素很多，如油井结蜡、出砂、井斜、套管变形和管杆腐蚀等，但对于不同的油田、不同的区块。导致抽油杆偏磨的原因不尽相同。通过调查杏十二——十三区抽油杆偏磨情况，该区抽油杆偏磨井主要因素集中在低沉没度、高含水，抽汲参数相对较高的正常抽油机井，下冲程一般存在较强的振动载荷，其偏磨井段深度一般大于800m。在分析杏十二——十三区偏磨井历年生产数据和作业数据基础上，结合抽油杆局部阻力理论计算和现场液击试验得出杏十二——十三区抽油杆偏磨主要是因高含水、低沉没度导致抽油杆柱下行的局部阻力增加造成的。根据该原因制定并实施调整抽汲参数，保证抽油机井合理的沉没度预防该区抽油杆偏磨的措施，实践证明措施有效。     

高含水期水驱曲线的推导及上翘问题的分析

甲型和乙型水驱曲线，是预测水驱油田可采储量和采收率的重要方法之一。然而，当油田开发进入高含水期之后，甲型和乙型水驱曲线总会发生上翘现象，并影响到方法的有效应用。基于油田两相流动的基本原理，对高含水期的甲型和乙型水驱曲线，进行了重新推导，并对其后期上翘问题作了有效的理论分析。利用甲型和乙型水驱曲线确定了可采储量和采收率，经济极限含水率为９５％或水油比１９时外推的结果是可靠的。     

用水驱曲线确定经济极限含水率的方法及其应用

在我国,对于注水开发油田,水驱曲线法是预测油田可采储量的重要方法。该方法的有效应用,有赖于直线段选取的可靠性和极限含水率确定的合理性。然而,对于不同流度注水开发油田,由行业标准统一规定,一律选用98%的含水率作为预测可采储量的作法,不但是不恰当的,也是缺乏理论依据的。对于业已进入中高含水期产量递减的油田,基于以往笔者的研究成果,依据不同的技术经济条件,应用确定经济极限产量的概算法,提出了确定经济极限含水率的方法,并用于水驱曲线法,预测油田的经济可采储量。通过实例的应用表明,该方法是实用有效的。