萨北开发区水驱开发指标预测的一种新方法

将丙型水驱特征曲线与指数递减预测模型相结合,提出了一种预测水驱油田进入递减阶段开发指标的联解法,该方法克服了丙型水驱特征曲线和指数递减预测模型在动态预测中各自存在的缺点,即丙型水驱特征曲线不能预测开发指标与开发时间的关系;指数递减预测模型法不能预测油田的含水率、产液量、产水量及累积产水量和累积产液量。同时应用该联解法对萨北开发区北三东区块基础井网开发层系水驱开发指标进行预测,结果表明此方法是实用有效的。     

基于Usher模型及水驱特征曲线的综合预测模型

将Usher模型与常用水驱特征曲线相结合,建立了一种能预测水驱油田在不同开发时期的含水率、产油量、产水量、产液量和相应累计产油量等开发指标以及可采储量的联解模型。此模型克服了产量预测模型中缺少含水率和水驱特征曲线缺少开发时间等开发指标的缺陷。油田实际开发数据与预测结果的对比表明,此联解模型的预测精度相对较高,能够满足水驱油田开发指标的动态预测要求。     

Hubbert模型与水驱曲线联解法

将 Hubbert预测模型与甲、乙、丙型水驱曲线法相结合 ,提出了一种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变化 ,以及可采储量的联解法 ,并编制了相应的实用软件 ,使方法应用更可靠 ,更方便。该方法克服了 Hubbert预测模型法和水驱曲线法在水驱油田开发指标预测中各自的局限性。     

Hubbert模型与水驱曲线联解法

将Hubbert预测模型与甲、乙、丙型水驱曲线法相结合,提出了一种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变化,以及可采储量的联解法,并编制了相应的实用软件,使方法应用更可靠,更方便。该方法克服了Hubbety预测模型法和水驱曲线法在水驱油田开发指标预测中各自的局限性.     

高含水后期油田开发指标预测

将乙型水驱特征曲线与指数递减预测模型相结合,提出了一种预测水驱油田进入递减阶段开发指标和可采储量的联解法,并针对油田进入递减阶段含水率的变化特点对乙型水驱特征曲线预测法进行了改进.该方法克服了乙型水驱特征曲线和指数递减预测模型在动态预测中存在的各自缺点,并提高了含水率预测的精度,为油田进入递减阶段开发指标的预测提供了较好的预测方法.将水驱开发成熟油田生产数据与该方法预测结果进行对比分析比较,表明该方法实用有效.在今后的开发过程中可以利用该方法对开发指标进行预测,以指导实际开发生产.     

广义翁氏模型与水驱曲线联解法

将广义翁氏预测模型与甲、乙、丙型水驱曲线法相结合,提出了一种预测水驱开发油田的含水率、产油量、产水量、产液量和相应的累积产量随开发时间的变化,以及可采储量的联解法,并编制了相应的实用软件,增强了方法应用的可靠性、方便性。该方法克服了在水驱油田开发指标的预测中,广义翁氏预测模型法和水驱曲线法所固有的局限性。     

预测水驱油田开发指标及可采储量的方法

本文交递减法与水驱曲线法相结合，提出了当水驱油田进入递减阶段之后、预测油田的产油量，产水量，产液量，含水率，水油比，累积产油量，累积产水量，累积产液量随开发时间的变化指标，以及预测油田的可采储量和可动油伪储量的方法。     

Weibull预测模型与乙型水驱曲线的联解法

将Weibull预测模型和乙型水驱曲线法相结合,提出了一种预测水驱开发油田的含水率、产油量、产水量、产液量和相应的累积产量随开发时间的变化以及可采储量的联解法。并编制了相应的实用软件,增强了方法应用的方便性、科学性。该方法克服了在预测水驱油田开发指标中,Weibull预测模型法和乙型水驱曲线法所固有的局限性。     

油气田进入递减阶段开发指标预测

油气田进入递减阶段后，丙型水驱特征曲线不能预测开发指标与开发时间的关系，指数递减预测模型在动态预测中不能预测油气田的含水率、产水量、产液量、累积产水量和累积产液量等。针对该阶段含水率的变化特点，对丙型水驱特征曲线进行了改进，将丙型水驱特征曲线与指数递减预测模型相结合，提出了一种预测油气田进入递减阶段开发指标的联解法。把水驱开发成熟油气田的生产数据与该方法预测结果进行对比分析，结果表明该方法有效且实用。此外，大庆油气田开发的实践表明多数油气田在生产后期的产量递减规律比较符合指数递减，在今后的开发过程中可以利用该方法对开发指标进行预测，以指导实际的开发生产。     

常用水驱特征曲线在八面河油田中的应用

水驱特征曲线法是一种利用生产资料研究可采储量的方法,主要是研究累积产油量、累积产水量、累积产液量之间的关系,在油田开发动态分析中得到广泛应用。以八面河油田为对象,比较了常用的几种水驱特征曲线,提出了常用几种水驱特征曲线的应用条件及选值原则,并得出甲型和丙型水驱曲线法的预测结果比较可靠,且具有较好的一致性。     

大庆油田萨中西部三元复合驱矿场试验研究

大庆油田首次三元复合驱矿场试验研究表明,三元复合驱使区块综合含水由８８．４％下降至６３．７％,区块日产油量由见效前的３７ｔ上升到最高值８８ｔ,全区累积增油１９６２５ｔ,中心井比水驱提高采收率２１．０％;大幅度节省了注水量,提高了开采速度;扩大了波及体积,改善了动用状况,提高了驱油效率。分析发现,三元复合驱注入压力上升幅度、视吸水指数下降幅度及比产液指数下降幅度都小于聚合物驱;三元复合体系与油层及流体有较好的配伍性,不会造成对油层的伤害。矿场试验展示了大庆油田开展三元复合驱的良好前景     

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。     

弱凝胶体系地层流体转向技术在海上稠油油田的应用

稠油油田注水开发过程中,受不利流度比和非均质性的影响,注入水沿高渗层突进,造成油井暴性水淹,严重影响水驱开发效果.针对海上稠油油田的开发特点和存在问题,对弱凝胶体系的适用性进行了分析,对影响凝胶体系调驱的关键参数进行了优化.结果表明,原油黏度影响弱凝胶调驱效果,随着黏度的增大调驱效果有变差趋势.在含水率40%以后,注入...     

大庆油田工业化聚合物驱效果及主要做法

大庆油田聚合物驱技术于1996年投入大规模工业化应用,随着聚合物驱油技术的日趋成熟、各项配套技术措施的日益完善以及聚合物驱规模的逐年加大,聚合物驱技术已成为保持大庆油田持续高产及高含水后期提高油田开发水平的重要技术支撑。2002年,大庆油田聚合物驱年产油量已经突破千万吨规模,聚驱产油超过油田总产量的20％,控制了含水上升的速度,减少了注水量,提升了大庆油田总体开发水平。从大庆油田工业化聚合物驱实践的角度总结了聚合物驱效果及主要做法,如采取高浓度大段塞、有针对性地采取分层注聚和深度调剖措施以及注聚过程中的跟踪调整方法等,同时,提出了大庆油田聚合物驱技术下步攻关方向。     

海上油田调驱技术研究与实践

渤海湾海上常规稠油砂岩油藏,储层非均质性严重、胶结疏松,长期注水开发,储层的平面和纵向非均质性加剧,导致油田开发过程中含水上升快、产量递减快等问题出现。调驱技术作为一项改善中高含水油田开发效果、控水稳油、实现油藏稳产的重要技术措施得到广泛应用。针对海上油田开发过程中存在的问题,中国海油开展了各种调剖、堵水、深部调驱等技术研究与应用。文章主要介绍了弱凝胶调驱、冻胶深部调驱、纳米微球调驱、氮气泡沫压锥、改性稠油堵水等调剖技术的技术原理和应用情况。应用这些技术与工艺,取得了较好的增油控水效果,为油田中高含水开发提供了技术保障。     

聚合物驱开发指标预测方法研究

在聚合物驱开发指标预测过程中,目前采用的方法大多是"定液求含水"的方法,但是实际生产中产液量并不是恒定不变的.该文通过将广义翁氏预测模型及反正切函数预测模型应用到聚合物驱开发指标预测中,分别对产油量及含水率进行预测,然后预测产液量、产水量、累计产油量、累计产液量以及累计产水量等开发指标.该方法克服了"定液求含水"的局限性.应用本文提出的方法对大庆油田北一二排西部聚合物驱工业化区块进行了预测,结果表明,预测精度能够满足现场的需要,具有一定的应用价值.     

梁家楼油田开发后期的不稳定注水方式

通过对梁家楼浊积油藏储层复合韵律特征及其开发特征的认识与研究，结果表明该油田特高含水期同样蕴藏着可观的可动剩余油潜力，其剩余油控制因素为静态遮挡与动态水势，富集区主要分布于正韵律油层的顶部、正向微构造、物性相变带及井间势平衡滞流区等；据剩余油分布形式、富集程度及现实开发技术等，确定不稳定注水为进一步开发该类可动剩余油的方式，由此通过微观水驱油实验与数模分析等确定不稳定注水参数的研究基础上，针对不同类型的区块实施了不同形式的不稳定注水方式，均取得了显著的增油降水效果，提高了梁家楼油田的采收率与可采储量。     

南堡35-2南区特稠油油田弱凝胶提高采收率探讨

针对渤海油田南堡35-2油田南区地下原油粘度高(达到800mPa·s),存在单井产能低、采油速度小、过渡带部位的油井含水上升快等问题,对弱凝胶提高开发效果进行了探讨。通过动态分析,认为含水上升的主要原因是原油粘度较大,流度比不利;从水驱油理论出发,利用油藏工程方法,对南区水驱效率较低的原因进行了系统剖析;提出利用弱凝胶驱油来改善水油流度比,提高水驱油体积波及系数,达到提高采收率的目的。矿场试验井组证实,该方法对改善水驱效果、保持地层能量有较好的作用。     

大庆油藏本源微生物生态分布规律的研究

调查了大庆油田本源菌的分布状态,进行了激活油藏本源微生物的研究。实验表明,水驱后和聚合物驱后的油藏中生长着好氧性烃氧化菌、厌氧或兼性厌氧的硫酸盐还原菌、石油烃降解菌、腐生菌、铁细菌、发酵菌、硫细菌、产乙酸盐菌、产甲烷菌、糖蜜菌、反硝化菌等11种本源微生物。同时,水驱后的油藏中总菌数比聚合物驱后的油藏高2个数量级,本源微生物之间的生长具有相关性,存在协同代谢作用,而且油藏经多年注水开发已经形成了较稳定的微生物菌群,适合采用激活本源微生物采油技术。     

渤海BZ河流相油田水平井开发模式总结与水驱效果评价

BZ油田是渤海中型常规油河流相油田,具有单砂体形态不规则、储量规模差异较大、储层横向变化快、纵向上多期河道砂体相互交错叠置的特征,针对此特点,探索出一种适合该油田的高效开发模式和策略:即早期单砂体水平井分层系布井,开发中期通过水平井对未动用储量进行挖潜,高含水期基于储层构型认识对井网内部剩余油进行挖潜。BZ油田水平井开发模式实现了多年稳产,水驱开发指标整体保持较好。根据渤海油田水驱指标评价标准,对含水上升率和递减率两类关键水驱指标评价过程进行了优化,并将得到的结果应用于BZ油田,其评价标准均为一类水平。