基于驱替单元的水驱油藏动用状况分类评价方法

针对油田进入特高含水后期阶段，剩余油高度分散，无效循环不断加剧，剩余油和无效循环均赋存于“井间层内”的问题，无论是挖掘剩余油还是治理无效循环，水驱开发调整都必须聚焦于“井间层内”，不断向精细化方向发展。为了精细分析和量化评价水驱油藏动用状况，提出了驱替单元是最小可控单元的概念，分析了驱替单元的5个控制因素，明确了驱替单元与其所属领地的关系。通过研究将含水率和采出程度作为驱替单元分类评价的关键指标，应用含水率和采出程度建立了分类评价标准，并且在数值模拟计算结果的基础上，对每个驱替单元进行分类评价，形成了基于驱替单元的水驱油藏动用状况分类评价方法。应用该方法对实际油藏L区块进行了评价，并对具体井别提出了调整措施，评价结果可有效指导每个最小可控单元注水、堵水、增注、调剖等控制调整措施的实施。     

两种驱替特征曲线特性对比

驱替特征曲线法是研究油田含水规律、预测开采指标和标定可采储量最常用的方法,目前已形成50多种。在这些曲线中,筛选出能够描述不同形态的含水率与采出程度关系的曲线一直是油田开发工作者永恒的研究课题。通过对钟德康驱替特征曲线和Gao-Ⅰ驱替特征曲线特性的对比分析表明:两类水驱曲线均具备描述不同形态的含水率与采出程度关系曲线的特性,但前者无驱替特征曲线相对应,而后者有驱替特征曲线相对应,其应用范围更大,是最理想的驱替特征曲线。     

特高含水期驱替倍数量化表征及调整对策

特高含水期油藏经过长期注水开发,在平面、纵向上存在驱替不均衡现象,影响水驱开发效果。为了达到均衡驱替的目的,利用数值模拟技术提出了驱替倍数量化表征方法,识别表征油藏不同位置处驱替程度的差异,根据驱替倍数与剩余油饱和度及采出程度的关系对其进行分级评价,将特高含水期油藏分为弱驱富集区、强驱替区、高耗水区和无效注水4个区域,并确定了不同区域驱替倍数的分布模式,在此基础上形成了提高弱驱富集区驱替倍数,转变强驱替区液流方向,注采调配控制高耗水区,封堵调控遏制无效注水等均衡驱替技术对策。针对双河油田Ⅷ-Ⅸ油组提出了井网调整优化方案,现场实施后提高水驱采收率1.43%,应用效果较好。     

四点井网含水率与采出程度关系的确定

含水率和采出程度是油田开发的关键指标。由于低渗透油藏存在非达西渗流特征,目前还无法通过理论方法计算得到含水率与采出程度的关系曲线。文中以四点井网为例,应用单元分析方法和油水两相渗流的流线积分方法,推导出适用于低渗、特低渗油藏的开发指标计算方法,并在此基础上求取了含水率与采出程度的关系曲线。油田实例应用表明,该方法具有一定的可靠性,可为油藏开发指标的预测、开发设计及注水开发评价提供理论依据。     

特高含水油田开发动态指标及影响因素

基于特高含水期油田产油量、产液量及影响因素的分析,提出两种确定特高含水水驱油田开发动态指标及影响因素相关性的方法:一是依据特高含水水驱油田开发指标的动态变化规律及油藏工程、油田开发等理论,确定不同油藏特高含水水驱油田的开发指标及影响因素并进行相关分析;二是依据油气动态系统预测的功能模拟性,从开发指标及影响因素的生产历史...     

砂岩油藏特高含水期的水驱特征

注水开发砂岩油藏进入特高含水期后,其生产特征和水驱规律都与高含水阶段有所不同,高含水阶段的水驱规律不能用于指导特高含水期的生产实践。为了做好特高含水期的油藏开发管理工作,基于DT油藏的生产数据,从生产特征和驱油机理出发,研究了特高含水期的水驱规律,取得了以下主要认识。特高含水期油藏呈现出了"一高两低"的生产特征,即高含水、低产量、低采出程度。产量递减率和含水上升速度也都较低。地下存在大量的剩余油可以挖潜。油藏存在水驱采油和水洗采油两个基本的开采机理,水驱采油的对象为连续型剩余油,开采效果较好;水洗采油的对象为离散型剩余油,开采效果较差。油藏开发初期以水驱采油为主,然后转变为开发后期以水洗采油为主的开发过程。高含水阶段的水驱曲线和水油比曲线近似为一直线,特高含水期的水驱曲线和水油比曲线出现上翘,表明水驱采油向水洗采油过程的转变,开采效果变差。用高含水阶段水驱规律预测的油藏采收率比用特高含水期水驱规律预测的采收率高,DT油藏平均高了5.24%。提高采收率的方法都是通过提高采出程度来实现的,具体包括3个方面:扩大波及、加深水洗、提高驱油效率。长期水洗也可以提高油藏采出程度。特高含水期的油藏开发仍应以扩大波及为主,并带动驱油效率一起提高。     

喇萨杏油田特高含水期开发调整技术

喇萨杏油田进入特高含水期开采阶段后,针对多层非均质油层的特点及其在多种驱替方式、多套井网开发下的主要矛盾,立足于精细挖潜和综合调整,发展了层系井网调整、单砂体注采关系评价及调整、区块开发效果评价和综合调整等特高含水期开发调整技术.通过对这些技术及应用效果的系统总结与概括,明确了改善特高含水期开发效果的思路和对策,有力地推进了老油田进一步提高采收率的步伐.     

水驱开发油藏高含水期驱替程度和波及系数变化规律

为了准确表征水驱开发油藏高含水期驱替程度和波及系数变化规律,根据高含水期油水相渗曲线变化特征,利用前人研究成果,建立了水驱驱替程度E_d和体积波及系数E_v与含水率f_w的关系式,并以鄯善油田三间房组油藏为例,研究了方法改进前后上述参数在油藏高含水期的变化规律。结果表明:油藏进入高含水期,f_w—E_d关系曲线由上凹渐变为下凹,水驱驱替程度E_d随含水率变化速率加快;E_v—f_w关系曲线由下凹渐变为近平台状,体积波及系数E_v随含水率变化速率减缓。研究揭示的高含水阶段水驱参数变化更加真实地反映地下水驱状况,对预测水驱油田高含水期开发动态有积极意义。     

特高含水油田高耗水层带识别方法研究——以双河油田为例

受储层非均质性及长期注水开发的影响,特高含水油田高耗水层带发育,注水低效无效循环,不利于提高采收率且大大增加运行成本。为了准确识别出高耗水层带分布状况,采用数值模拟技术,定量表征油藏不同位置的驱替倍数,先根据驱替倍数与采出程度、驱替倍数与含油饱和度的关系对驱替倍数进行分级评价,将驱替倍数大于50倍的区域界定为高耗水区,再根据数值模拟评判结果形成高耗水层带识别方法。该方法在双河油田实际应用中取得了较好的效果,为高耗水层带治理对策的制定提供了依据。     

基于支持向量机的早期聚合物驱动态预测研究

海上稠油油田由于受到开采时间的限制,一般在含水率达到40%之前进行聚合物驱,以提高油藏采油速度和开发效果,开发动态与陆上油田高含水期聚合物驱存在较大差异。文中应用统计方法,分析海上稠油油田早期聚合物驱的生产动态,从数据序列分析的角度研究其动态规律,认识不同动态参数之间的内在联系;基于支持向量机方法,建立时间与含水率、采出程度等动态参数之间的变化关系,并根据实际动态资料及时修正,进而建立能够反映早期注聚合物规律的预测方法。利用建立的预测模型,对渤海油田典型聚合物驱油藏进行实例计算分析。结果表明,建立的模型能够实现时间序列的多步预测,且预测结果满足精度要求,为早期聚合物驱开发指标预测和动态适时调控提供了一种有效的方法。     

中高渗透油藏特高含水期开采规律

对胜利油区已处于特高含水阶段的中高渗透、中高粘度油藏的开采规律进行了研究。可采储量采出程度达８０％后，单井日产液、采液速度降低。综合含水达９０％后，油井开井数降低。特高含水井关井是导致油井开井数降低的主要原因。特高含水阶段约能采出可采储量的１／３。随可采储量采出程度的增加，单井日产油、采油速度和含水上升率均降低。研究得出的定量关系式、趋势分析规律对特高含水期油田开发指标的预测具有一定指导作用，已应用于油区及主要油田“九五”开发规划的编制。     

克拉玛依油田红山嘴砾岩油藏开采方式探讨

红山嘴油田属克拉玛依Ⅱ类砾岩油藏,已有20多年的注水开发历史,虽然采出程度较低,但综合含水率较高,注采矛盾十分突出.针对该油田主力区红48断块克下组油藏,在室内和矿场试验的基础上,利用数值模拟手段,对该油藏后期水驱、聚合物驱和深部调驱等技术进行了研究.结果表明:目前条件下,水驱开发油藏最终采收率可以达到标定采收率;聚合物驱能够实现稳油控水和提高油藏最终采收率,但措施成本高和需要改善配液水质;深部调驱技术虽然在提高采收率方面略次于聚合物驱开发,但能较好地克服聚合物驱所面临的问题.综合分析认为,深部调驱技术是目前条件下改善该油藏开发效果较好的开采方式.     

胜利油田分层注水工艺技术研究与实践

胜利油田经过50多年开发,水驱油藏已进入特高含水期,综合含水率为92.6%,采出程度为26.2%,特高含水、高采出程度条件下提高开发质量对注水技术提出了更高的要求。提高注水"三率"是改善水驱开发质量的关键。针对胜利油田水驱油藏提高注水"三率"的制约因素及前期分层注水工艺技术应用和效果分析,结合胜利油田不同油藏、不同井状和不同工况等注水开发特征对分层注水提出的需求,开展了提高分注率、层段合格率的关键技术研究,实现不同油藏、不同井况标准化管柱的集成化配套。对现场优选"三率"具有提升潜力的水驱开发区块进行规模化推广应用,在工程上提高了整装油藏、断块油藏、低渗透油藏的"三率"指标,在油藏上进一步提升了注采对应率,降低了自然递减率,改善了水驱开发效果。     

秦皇岛32-6油田含水率上升快原因分析

秦皇岛32-6油田没有无水采油期,具有含水率上升快、采出程度低的开采特点。该油田含水率上升快与油水粘度比、储层非均质性、油田构造幅度、油藏类型及开发方式等有关。提出了实施分层开采、开展压水锥试验和在剩余油饱和度高的部位钻水平井等改善油田开发效果的措施及建议。     

水驱特征曲线在低渗透油藏开发中的应用

低渗透油藏开发储量占比较大,但现有含水率预测与采出程度的计算方法适用于中、高渗透油藏,一般不适合低渗透油藏。针对该问题,在中国石油建立的低渗透类比油藏序列中,筛选出具有代表性的30个油藏作为研究对象,运用丁型水驱特征曲线公式,采用数理统计和理论推导的方法,得到低渗透油藏含水率与采出程度关系图版。研究结果表明：新图版符合低渗透油藏水驱开发规律,经实践验证图版实用可靠,能够有效预测低渗透油藏含水率、采收率等开发指标。该研究对低渗透油藏的开发具有一定的指导意义。     

快速预测水驱油井分层动态指标的新方法

中国水驱老油田已进入高含水甚至特高含水开采期,平面矛盾和层间矛盾加剧,剩余油分布高度分散,经济有效开采难度越来越大。为满足油田快速、准确识别优势渗流通道和治理低效无效循环的需要,基于油藏数值模拟和水驱规律曲线方法,提出了一种快速预测单井分层动态指标的方法。对大庆油田筛选出的10条天然岩心相对渗透率曲线进行了研究,发现采出程度与水油比在半对数坐标系中有很好的线性关系,相关系数均在0.99以上。以此为基础进一步回归出了这一线性关系表达式中斜率和截距与渗透率的关系,从而得到了不同渗透率下采出程度与含水率(或水相分流量)之间的关系式。对单井产液量进行劈分,与得到的关系式结合,建立了一种新的油井分层动态指标预测模型,并提出了采用实际生产动态数据对产量的修正方法。与Eclipse数值模拟软件计算进行了对比,两者水驱采收率计算结果最大误差为2.72%.对实际生产区块动态指标计算结果表明,方法简便易掌握,能够高效、准确地对水驱油藏分层动态指标进行预测,解决了常用预测方法耗时长、计算复杂、受人为因素影响大等问题。     

砂岩油田特高含水期开发规律

大庆长垣喇、萨、杏油田自2004年开始综合含水率超过了90%,进入到特高含水期开发阶段。这一阶段的油田开发特点、开发规律与中高含水期有着较大的差别。根据大庆长垣油田的开发经验,结合油藏工程方法,对特高含水期的开发规律、开发特点进行了较为详细的阐述,明确了特高含水期的水驱开发效果评价指标,指明了主要开发调整技术措施,为寻求砂岩油田特高含水期控含水、降递减的方法提供了技术支撑。     

复杂断块油藏高含水期剩余潜力精细化定量表征研究——以魏岗油田四区Ⅳ断块为例

为了精确描述复杂断块油藏高含水期剩余油分布规律和有效剩余潜力区,提高复杂断块油田整体开发水平,综合应用地质建模、数值模拟、数理统计和综合分析等手段,开展了魏岗油田四区Ⅳ断块高含水期剩余油分布规律研究。按水驱开采状况评价思路,提出将剩余油按水淹程度、采出程度、驱替倍数及流动区域等不同分类标准进行精细化定量表征。     

中高渗透油藏特高含水期开采规律

对胜利油区已处于特高含水阶段的中渗透，中高粘度油藏的开采规律了研究，可采储量采出程度达８０％后，单井日产液，采液速度降低，综合含水达９０％后，油井开井数降低，特高含水井关井是导致油井开井数降低的主要原因，特高含水阶段的能采出可采储量的１／３。随可采储量采出程度的增加，单井产油，采油速度和含水上升率均降低，研究得出的定量关系式，趋势分析规律对特高含水期油田开发指标的预测具有一定指导作用，已应用于油区     

喇嘛甸油田特高含水期水驱开发效果

喇嘛甸油田是非均质多油层砂岩油田,经长期注水驱替后地下油水分布十分复杂,剩余油在空间上呈高度分散状态。近年来实施了大量挖潜措施,有必要对特高含水期水驱开发效果进行分析与评价。选取递减率、含水上升率、存水率、地层压力和水驱控制程度等指标对开发效果进行评价。评价结果表明:自然递减率、含水上升率得到有效控制;存水率较高、地层压力保持合理水平,地层能量充足,具有较高生产能力;水驱控制程度高,各类油层得到有效动用;面临综合含水率高、剩余油分布高度零散、各层系各套井网含水率差别变小,水驱挖潜难度增大等问题。对油田水驱开发效果评价,为油田高含水期挖潜提供了科学指导。