丙型水驱曲线在胡7南断块油藏指标预测的实际应用

本文从运用丙型水驱曲线对特高含水期的胡7南断块油藏进行可采储量、可动油储量、含水率和水驱体积波及系数等进行了计算和预测,为下步开发提供科学依据。     

甲型水驱特征方程预测最终采收率

水驱曲线是预测水驱油田未来开发动态和最终采收率的一个重要方法,在国内外得到了广泛的应用。本文推导了水驱油田最终采收率的预测公式。结合实际,分析地质可采储量的计算公式,用相渗曲线推导出的水驱地质储量公式有很大的实用价值,能够很好的预测采收率。     

低渗透油田水驱采收率标定方法应用研究

低渗透油藏水驱开发进入中高含水开发期以后,单一的水驱曲线对采收率的标定会出现很多问题。针对张天渠油田长21油藏属于低渗低压油藏,目前处于中高含水阶段,本文采用水驱曲线法、童氏曲线、水驱砂岩油藏经验公式、递减规律分析等多种方法综合标定采收率,给出该油藏的经济采收率。     

低渗透砂岩油藏水驱特征分析

本文根据实际生产数据做出了两个低渗透砂岩油藏的甲型水驱特征曲线,通过分析对应曲线形成各个直线段的形态说明油藏开发的效果。并通过不同直线段的线性回归分析得到油田的原始地质储量和可采储量,说明预测结果的可信性。最后再结合油田背景和生产实际在分析对比的基础上总结出了低渗透砂岩油藏水驱特征曲线的特征。     

基于水驱特征曲线的油田开发效果评价研究

当水驱油藏全面投入开发并进入稳产阶段后,水驱特征曲线是预测油藏开发动态和标定油藏采收率的较为合理的有效方法。本文通过甲、乙、丙、丁四种水驱特征曲线,以罗马什金油田中部S区块7个开发生产单元为实例,分别计算了各个单元的可采储量及采收率等生产指标,并对比分析了各单元的开发现状,为下一步开发调整提供参考依据。     

中东X油田THIV和THV油藏可采储量预测

为预测油藏的可采储量,通过水驱特征曲线是较为常见且准确的方法,关键在于水驱曲线类型的确定。针对中东X油田THIV和THV油藏实际情况,运用油田动态资料来优选适合本油藏的水驱曲线进而预测可采储量。结果表明,丁型水驱曲线法适合所研究油藏的可采储量预测,最终预测可采储量为221 700万桶。油藏可采储量的预测对油田的后续开发提供指导作用。     

应用水驱特征曲线法计算Z21区块可采储量及采收率

当水驱油藏全面投入开发并进入稳产阶段后,其含水率将随着时间的推移逐步上升,当含水率达到一定阶段以后,用水驱特征曲线法对油田可采储量和采收率进行重新计算是一种较为合理的有效方法。本文通过甲、乙、丙、丁四种水驱特征曲线,并以Z21实际生产区块为实例,讨论在该区块应用水驱曲线法的合理时间,计算了该区块的可采储量及采收率,最后将几种方法的计算结果进行对比,讨论几种方法的可靠性,为评价该区块的开发效果提供参考依据。     

利用水驱特征曲线计算油藏可采储量

水驱特征曲线分析储量是天然水驱和人工注水开发油田所特有的实用方法。它能够反映油水运动的基本规律,适用于油藏进入中、高含水阶段以后可采储量的计算。     

高含水中后期产量预测新方法推导及应用

在水驱油田开发实践中,国内外提出了大量的水驱特征曲线表达式,但油田进入高含水期中后期水驱规律曲线会发生上翘现象,导致油藏可采储量的计算产生较大误差。针对这种情况本为借用敖古拉油田历年生产数据通过对对数、双对数线性回归、推导,归纳出一套新型水驱特征曲线对油藏生产中后期的生产动态进行预测,这些曲线能够比较准确地计算出中后期的生产动态指标。     

二氧化碳气水交替混相驱提高采收率技术研究

中国陆上东部油田经过长时期的注水开发,逐步进入高含水开发后期,但是总体上水驱开发后采收率偏低,且地下储量基数大,仍然具有丰富的矿场资源。因此,研究如何有效通过三次采油方法,提高原油采收率具有重要的意义。本文在地层流体相态、细管最小混相压力驱替试验以及长岩芯气水交替驱替试验研究基础上,充分利用实验资料进行油气藏地质精细描述、油藏工程分析和注气驱油藏数值模拟,研究二氧化碳气水交替注入提高原油采收率的技术,以便有效改善高含水油藏开发后期储量的动用程度,探索提高采收率三次采油主体技术。     

油藏水驱开发效果评价

根据区块生产实际,筛选出能反映油藏水驱开发效果评价指标作为水驱开发效果综合评价的单因素评价指标,这些指标一般是油田最为关注的主要指标,对油田开发评价起着决定性影响,本文主要从水驱储量动用程度、归一化含水率、存水率、水驱指数等对水驱油藏进行注水开发效果评价。     

高渗透油藏高含水阶段采收率标定和极限含水取值浅析——以利津油田利7断块为例

滨南采油厂利津油田利7断块目前是一个比较典型的高渗透高含水阶段开发的油藏,其采收率的标定和可采储量计算具有一定代表性。高渗透油藏高含水阶段开发的采收率的标定和可采储量计算主要取决于极限含水的确定,因此,必须对极限含水加以分析和确定,使之符合区块的开发实质,更准确地用水驱特征曲线方法标定高渗透油藏高含水开发阶段的采收率。     

某油田采用间歇注水提高采收率

某油田为巨厚超深海相砂岩油藏,纵向非均质性以及不规则井网导致纵向及平面水驱不均匀,水驱效率变差。利用间歇注水达到扩大注入水波及体积,提高注入水的利用率,从而达到提高采收率的效果。某油田经过几轮次间歇注水,遏制了井组含水上升,实现了油田稳油控水,维持了油田高采油速度,增加114万吨水驱储量。     

葡萄花油田含水率预测方法探讨

水驱油田的含水率是油田开发中受多方面因素影响的一个综合指标,目前,通常用水驱特征曲线法研究水驱油田含水变化规律,但水驱曲线不能进行水驱开发的全程预测,只有当油藏含水率达50%以上才可有效应用。应用Gompertz模型是目前水驱油田含水变化规律的预测方法之一,该方法虽然简单易行,但预测精度尚有提高空间,本文根据葡萄花油田实际开发情况,通过对该模型中的公式进行修正,有效提高了预测精度,使此种预测方法不仅简单且具有较高精确度。     

关于合理选择水驱特征曲线的思考

水驱特征曲线法是一种重要的油藏工程方法,常用于预测可采储量及评价生产措施效果。水驱特征曲线种类较多,科学地选择水驱特征曲线具有重要的应用价值。通过大量的油田实例对比,笔者认为水驱特征曲线预测结果的可靠性主要取决于水驱特征曲线中直线段的稳定性,不同驱替类型油藏数据的计算结果表明仅依靠原油粘度选择水驱特征曲线的俞启泰方法尚有不足之处。本文通过绘制典型水驱油田的累积水油比与原油粘度半对数图版,分析了水驱类型、原油粘度与水驱特征曲线适用性的关系。研究结果表明,油藏的水驱类型是选用水驱特征曲线时应考虑的第一要素,原油粘度为第二要素,应在同一水驱类型内考虑按原油粘度来划分水驱特征曲线的适用范围,俞启泰法更适用于注水开发油田。     

应用水驱特征曲线法计算某油藏可采储量及采收率

当天然水驱和人工注水开发油田全面投产后,其含水率会逐步上升,当含水率达到一定阶段以后,此时用水驱特征曲线法对油田可采储量及采收率进行重新核算是一种较为有效的方法。本文介绍了甲、乙、丙、丁四种水驱特征曲线,并以某区块为例,讨论在该区块运用水驱曲线法的合理时间,计算了该区块的可采储量及采收率,最后将几种方法的计算结果进行对比,讨论几种方法的可靠性,为评价该区块的开发效果提供了一定的参考依据。     

中高含水期水驱规律曲线预测采收率选型方法

PB油田进入水驱开发中后期,在拟合系数R2>0.99前提下,利用不同水驱规律曲线预测得出不同的采收率,此时说明通过拟合系数R2难以确定水驱规律曲线类型.通过分析利用水驱规律曲线进行现场数据拟合的含水率曲线,得出预测采收率乙型>甲型>丙型>丁型的原因.利用水驱规律曲线预测时,实际上延续的后半段直线段的规律,故应利用开发后期预测的含水上升率对比进行选型.通过与现场实际含水上升率吻合程度以及误差分析确定区块适用甲型水驱规律曲线,预测采收率为44.82％,现场标定采收率为44.5％,预测误差小于0.8％.该水驱规律曲线选型方法对大庆油田及其他同类水驱油田采收率确定具有一定指导意义.     

计算机技术在坨七改性二元试验区深部调驱方案研究中的应用

胜坨油田目前已进入高含水、高可采储量采出程度、高剩余可采储量采油速度开发阶段。油层水淹严重,调整难度逐年加大,利用水驱技术进一步提高采收率的同时,三次采油技术亟待突破。尤其胜坨油田适合化学驱Ⅲ类油藏资源丰富,因此,认清胜坨Ⅲ类油藏的地质特征、油藏水淹特征和剩余油分布,探索能够适应高温高盐条件的驱油体系,是老油田进一步提高采收率的基础和关键。选取胜坨油田坨七断块沙二段9砂层组作为改性二元试验区,采用计算机地质建模技术、计算机辅助油藏工程方法等进行油藏地质研究、油层水淹特征和剩余油分布特征研究,为调驱方案确定提供技术支撑。     

海上普通稠油热-化学驱研究探索

稠油资源在世界石油资源中占有较大比例,中国海上稠油资源丰富,其高效开发具有重要意义.目前对于黏度小于350 mPa·s的普通海上稠油油藏,主要采取水驱开发.但是稠油因黏度较高,在地层中渗流阻力大,此外水油流度比大,导致水驱过程中易产生指进现象,含水快速上升,减小水驱波及从而影响最终采收率.对于海上水驱稠油油田开发过程中存在的这种问题,提出了采用热水化学驱进一步提高采收率的方法.利用油藏数值模拟方法,研究了水驱稠油油藏热水驱及采用热水/降黏剂、热水/泡沫几种不同方法提高采收率的增油机理,同时对主要影响因素进行了分析研究,发现热/化学驱技术能有效提高稠油油田采收率,明显改善了水驱稠油开发效果,对于这一类普通稠油油田的开发具有一定的指导意义.     

某底水油藏高注入体积倍数下驱油效率实验研究

我国某些底水油藏原油粘度范围跨度大,从几十到几百mPa·s,此类油藏主要以天然水驱动为主,目前综合含水达到94％ 以上,主要采用水平井大液量技术进行开发,水平井投产底水突破后含水迅速升高,但达到高含水期后生产井含水长期稳定,利用水驱曲线计算的可采储量逐渐增加,部分井区目前的局部采出程度已经超过预测采收率,常规相渗实验已...