注水开发油田高含水期提高水驱油采收率的方向

我国东部大庆，胜利等几个主要注水开发油区，已经处于高含水期开发阶段，主河道砂体油层绝大部分水淹。从控制水驱采收率的因素分析，提高厚高波及系数，挖掘纵向上分布的低渗透河道间薄砂层及三角洲前缘相席状砂和剩余油是今后提高水驱采收率的方向。     

水驱油田高含水期综合含水率改进灰色预测

基于水驱油田含水率上升规律,引入一种改进灰色预测模型进行水驱油田综合含水率预测。该预测方法具有所需样本少、预测精度高、计算简单和操作方便等优点,特别适合于随机性强的油田开发相关指标的预测。通过矿场实际应用证明了该模型的实用性和有效性。     

水驱油藏高含水期精细模拟技术研究与应用

在剖析高含水期开发过程中所表现出来的渗流现状和规律的基础上,以解决该开发阶段油藏工程问题为目的,比较系统地提出了油藏精细模拟的原理思路和方法,提高了模拟的精度,拓宽了油藏模拟的应用领域,已经在ＸＷ油田高含水开发单元剩余油研究和综合调整实际应用中发挥着重要作用,取得了较满意的应用效果。     

高含水期新型水驱特征曲线的建立及其应用

传统水驱特征曲线在中含水阶段对水驱规律有着较好的适应性,但在高含水阶段曲线出现上翘现象,导致开发后期的动态分析及动态指标预测误差过大。在两种常规水驱特征曲线基础上推导了一种适合高含水期的新型水驱特征曲线,并绘制了含水率与可采储量采出程度的关系曲线。由于推导条件的约束,该新型水驱特征曲线不适用于存在无水采油期的油气藏。实例应用表明,新型水驱特征曲线预测的高含水期含水上升规律与实际情况吻合较好,可采储量预测值与实际值误差较小。     

双河油田Ⅳ4层系高含水期周期注水数值模拟研究

周期注水是水驱开发油田改善开发效果的一种水动力学方法。结合双河油田Ⅳ４层系地质特征分析了周期注水的可行性,对影响周期注水效果的因素进行了敏感性分析,参数优化及最佳参数组合等研究,并提出了最佳方案,为双河油田高含水期提高原油采收率探索一条有效,易行,经济的途径。     

水驱油田高含水期稳产措施宏观决策方法

针对油田开发产量递减的规律和特点，在分析剩余油分布规律及影响因素的基础上，以调剖措施为例，从地质因素、开发因素及工艺参数等三方面研究了稳产措施的适应性。并针对油田生产的特点，建立了稳产措施不确定性目标规划模型，研究了稳产措施的宏观决策方法，并将其应用于晋45断块宏观决策中。应用结果表明，建立的宏观决策方法能够较好地指导油田的实际生产，具有很好的指导意义和实用价值。     

高含水期油藏分段数值模拟

针对油田高含水期的特点,提出了划分阶段进行了数值模拟的必要性和分阶段数值模拟方法。通过在胜利油田坨七断块沙二段１０砂层组以研究特高含水期剩余油分布规律为目的的数值模拟中的应用,证明了该方法具有提高工作效率,节省机时的特点。     

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。     

高含水期精细数值模拟方法研究

针对注水油田高含水期的特点和油藏数值模拟面临的问题,论述了高含水期数模的基本方法,提出了关于数模效果的有效验证方法：动态验证、措施对数模的影响、规律统计、数模结果的有效体现及数模与油藏工程的有机结合等新方法。给出了内验证、外验证、模拟合理度、措施综合最优因子等新概念。该方法已在实际应用中取得了初步的效果。     

中国东部几个主要油田高含水期提高水驱采收率的方向

中国东部大庆、胜利等６个注水开发油区综合含水已达８５．５％,处于高含水期开发阶段,主河道砂体油层绝大部分水淹,但其年产油量、剩余可采储量在全国仍占举足轻重的地位。分析了影响高含水期水驱采收率的３个要素（驱油效率,平面波及系数,厚度波及系数）的现状。预计在高含水期阶段要实现预期目标相当艰巨,６个油区标定的平均采收率为３７．８％,目前实际采出程度为２７％,剩余油分布总体高度分散,但局部相对富集。在水驱开发方式下,钻加密调整井和采用再完井技术是剩余油挖潜的基本措施。目前井网已较密,井网控制不住的边角部位未淹砂层的剩余油（约占可采储量的１５％）相对富集,平面调整主要是在这些位置打些调整井,通过提高平面波及系数挖潜;目前厚度波及系数约为５６．７％,纵向挖潜的目标主要是吸水差、渗透率低的河道间及三角洲前缘薄砂层的剩余油（其可采储量约占总剩余油储量的８０％）,到含水９８％时,厚度波及系数可能达到７０％～７５％。根据剩余油分布的不同规律,提出８项挖潜措施,指出为达到高效调整的目的,可采用定向侧钻井、多底井及侧钻水平井技术,既能有效挖掘剩余油,又可节约钻井费用。参１（郭海莉摘）     

特高含水期油藏氮气驱提高采收率数值模拟研究

针对特高含水期油藏剩余油分布的复杂情况,以国内某区块为实例,进行了氮气驱的数值模拟研究。氮气和水的注入方式分两种:同时注入(类别A)和交替注入(类别B)。对预测的生产指标进行分析,得出最适合该区的方案为氮气和水交替半周期为15d、交替轮次为2次、单井注气量为6000m3/d。该方案比水驱方案提高采收率5.7个百分点。     

高含水期油田开发的方法系统

提出了一套完整的高含水期油田开发方法系统.其中包括三项内容,而每一项又包括若干具体内容.①油田开发分析方法研究,其中包括:油水、油气相对渗透率研究;油层非均质性研究;水驱可采储量与采收率分析;驱油效率与波及系数分析;提高油井排液量分析;注水井吸水指数分析;自然递减分析;存水率与水驱指数分析;油层压力系统分析;油藏水侵计算.②剩余油研究,其中包括:剩余油宏观分布研究;剩余油微观分布研究;剩余油饱和度研究.③改善水驱油田开发效果调整方法研究,其中包括:加强管理综合调整;打调整井;水动力学方法调整;提高采收率方法;井下措施;利用水平井调整.并指出这些内容不仅对一个具体油田的调整,而且对一般高含水期油田的调整研究都是适用的.将这套方法系统应用于濮城油田南区沙二下_(1-5)层系的调整研究,取得了很大的成效.表明该套方法系统具科学性、先进性和可操作性,有很大的推广价值.     

应用数值模拟方法判定特高含水期"低效、无效循环"井层的形成条件

针对大庆油田北二东西块地质特征和长期注水开发历程,分析了低效、无效循环在生产过程中所呈现的特征.通过对该区块多年动态开发资料的积累和理论分析,总结出高含水后期油藏极易形成低效、无效循环的3个部位,即垂向高渗透层、厚油层底部和注入水主流线.在此基础上,运用数值模拟方法分别对每种情况进行了研究,并给出了相应的形成条件.结果表明,渗透率级差大于3时,易出现低效、无效循环;油层厚度大于4m时,易出现低效、无效循环;油水井主流线上一定存在低效、无效循环.     

双河油田Ⅳ1-3层系特高含水期稳油控水先导试验

在对双河油田Ⅳ1-3层系特高含水期剩余油分布规律及影响因素分析的基础上,提出以井网综合调整、优化注水产液结构调整为核心的稳油控水先导试验方案,使该单元的开发效果得到明显改善,采收率提高2.85个百分点,可采储量增加36.6×104t。先导试验的成果和经验对老油田特高含水期稳油控水有借鉴作用。     

特高含水期改善水驱效果方法探索及矿场实践

在油藏进入特高含水开发期后,大孔道现象突出,剩余油分布零散,低效注水现象严重。在孤东油田七区西63+4单元剩余油分布精细描述的基础上,通过井网调整及脉冲注水,在扩大注水波及体积、挖掘低渗区剩余油潜力、减少死油区、提高注水利用率方面进行了系统阐述,并先后进行了现场实施,取得了明显的增油效果。     

钟市油田高含水期综合调整研究

根据钟市油田的复杂地质条件和高含水、高采出程度开发现状．运用地震、地质、测井、生产动态资料．以现代计算机技术为手段。重建构造、沉积、储层模型,开展剩余油分布规律研究,优化调整方案,摸索出一套较完善的适宜高含水期油田开发的综合调整方法。     

油田高含水期提高采收率技术

针对油田高含水期剩余油分布的特点，提出了利用油藏精细描述的方法确定剩余油分布区，认为水平井、侧钻井、大位移多靶点定向井等特殊钻井技术以及注采工艺等措施对高含水期油藏提高油气采收率有独特作用。     

王场油田北断块高含水开发期稳产技术对策

针对王场油田潜三段北断块高含水开发期暴露出来的诸如油藏含水高、采出程度高、水淹程度高、油水分布状况复杂及井间、层间干扰严重的主要问题．提出了4种稳产技术对策：重组调整注采井网;整体应用水动力学理论;优化措施方案;开展配套工艺技术的研究。现场实践表明稳产效果显著。     

高含水砂岩油藏降压开采数值模拟研究方法

中高渗砂岩油藏在注水开发高含水后期,利用油藏降压开采作为开采转换方式措施是提高水驱采收率的重要方法,关键是如何依据油藏的静、动态等条件与状况,量化给出降压开采的时机、地层压力降落的程度、含水率与采出程度的相关关系来最大限度的取得最高水驱采收率。在研究与综合分析国内外高含水油田油藏数据的基础上,分别按正韵律、反韵律、复合韵律建立计算模型,设计了42种数模计算方案,并以某油田断块为重点,应用CMG公司的IMEX黑油模拟器,设计并计算研究了26种数模计算方案,取得了一定的研究成果,为研究砂岩油藏高含水后期开发时实施降压开采措施提供了方法与认识,并对断块的生产历史和数值模拟研究计算结果与计算模型的计算结果进行验证比较,结果可以看出两者有很好的可比性。     

双河油田特高含水后期开发阶段注采结构调整的实践与应用

针对双河油田的注采结构的现状及特征,通过近几年来在注采结构调整方面的实践与应用,总结出了油田在特高含水后期开发阶段,实现油田控水稳油目标的途径和方法,注水结构调整主要是结合地质特点,减少欠注层段,减少和控制不合理超注井层段和改善吸水剖面;在采液结构调整上,控制高含水层段的注入,加强中低渗透层段的注入,封堵高渗透、高水淹干扰层段,解放动用较差的中低渗透层段,改善平面上采出不平衡的状况。通过实施注采结构调整,双河油田在特高含水后期实现了高效开发。