定量评价注水开发效果的一种新方法

根据油藏各种单因素指标对注水开发效果的影响程度，在单指标定性评价的基础上，通过研究多个国内外注水开发油田的开发效果及指标影响因素，建立了注水开发油田综合定量指标评价体系。对辽河油区不同类型油田(区块)进行分析评价，直观说明了注水开发效果。     

高凝油油藏注水开发效果评价方法探讨

油藏注水开发效果评价是油藏开发的一项重要工作,一般包括注水方式和注采井网适应性生评价、综合含水率及耗水量评价、注水利用率、注入水波及体积和注水开发效果综合评价等几方面内容.介绍了相渗曲线法、经验公式法、类比法等3大类注水评价方法,结合沈阳油田高凝油油藏开发实际,应用水驱曲线建立存水率、含水率、含水上升率、水驱指数等评价模型,对注水开发效果进行评价,并采用矿场统计法、实验资料统计法和水驱曲线法等3种方法对沈阳油田注水体积波及系数进行评价.     

模糊综合评判法在水驱开发效果评价中的应用

注水油藏水驱开发效果评价是提高有效注水、分析油藏开发开采水平和提出下步合理调整措施的重要依据。传统的评价方法大多是基于行业标准和矿场实际情况对某些影响水驱开发效果的生产指标进行分析来评价油藏开发效果,这种方法对不同流体性质、不同储层物性、不同开发阶段油藏水驱开发规律的差异性和整理评价性体现不够。本文在充分考虑油藏地质特征和开发动态的基础上,参考行业标准,结合机理模型数值模拟方法,筛选影响厚层砂岩油藏注水开发效果的12种重要参数,构成水驱开发效果指标评价体系,引入模糊综合评判法,建立厚层砂岩油藏水驱效果评价方法。评价指标的权重计算应用层次分析法,评判矩阵中单因素评价向量的确定采用因素评判矩阵法。利用此评价方法对B油田注水开发效果进行评价,结果认为该油田目前水驱效果较差,与油田实际开发动态相符,注水有待进一步加强和细化。文中所用评价方法简单、实用,可以为油藏今后的开发调整提供依据。     

应用灰色系统评价油田注水开发可行性

由于油藏各种指标对注水开发效果的影响因素不尽相同，因此可根据油藏各种单因素指标评价注水开发效果，建立单因素开发指标评价体系。随着开发的深入，油田的稳产基础主要建立在注水开发油田的精细结构调整之上。本文建立的灰色系统评价模型，按地质因素综合评价油田注水开发潜力的大小，为注水油田开发决策提供理论依据。     

用耗水率评价边底水油藏注水开发效果的方法

评价油田耗水率大小是评价水驱油田注水开发效果的重要内容。为了正确评价边底水油藏的注水开发效果,从耗水率基本概念出发,建立耗水率与采出程度的关系式并以此绘制出耗水率理论图版。分析了传统耗水率在边底水对驱动能量贡献较大的油藏中应用的局限性,通过广义耗水率的概念提出了利用驱动指数法正确计算注入水驱动作用下耗水率的方法,进行了实例分析,结果表明该方法简单可靠能较为客观的评价边底水油藏的注水开发效果。     

江汉油田注水开发效果评价的几点思考

江汉油田注水开发单元油藏类型各异,地质特点相差较大,注水开发效果存在差异,难以形成统一对比分析。本文从评价指标筛选、理论公式、修正系数等方面推导,建立了适合江汉油田注水开发单元的综合评价体系,为下一步进行有针对性的开发调整提供了依据。采用新评价体系对江汉油田多个注水开发单元进行了评价分析,较好地反映了油藏实际开发情况。     

MM油田注水开发效果评价及加密调整研究

MM油田属于高孔高渗的普通稠油油藏,边底水水侵严重,由于注水时间短,注采井网不完善,注水效果并不明显。因此有必要对油田进行注水开发效果评价,摸清油藏的开发规律,为改善开发效果提供依据。     

非封闭油藏注水开发效果评价

国内油藏开发往往是以单元或者区块的形式开发的,这些开发单元很多都是人为切割的,客观上并非封闭的一个体系.非封闭油藏开发过程中,地下流体与外界是相通的,这样就形成外界流体对油藏的供给或者油藏流体的溢出现象.外界流体供给与油藏流体溢出对开发单元的注水开发效果具有重要的影响.在油藏物质平衡的基础上,获得该开发单元的水侵变化规律,在此基础上建立了非封闭油藏注水开发利用效果评价方法,得到了考虑水侵量的综合存水率与综合水驱指数等注水开发效果评价指标.运用该方法对双河油田437断块油藏注水开发效果评价,结果表明综合存水率与综合水驱指数对非封闭油藏的注水评价更科学更准确.     

狮子沟油田N1油藏开发效果评价

狮子沟油田N1油藏是1954年发现的构造，经过一系列的勘探工作以后，1971年证实为油田。经过勘探阶段的试油、试采分析，该油藏具有单井产能低、压力下降快、开发井网部署难度大的特点，加之受地面条件的限制，致使该油藏未能及时投入正规开发。随着九十年代开发技术的成熟，新工艺技术的进步发展，才使该油田投入了正式开发。通过近几年的试采开发，开发效果有了极大的提高，特别是2000年3月深10斜2井投入试注水以后，油田面貌一新，生产水平稳步上升。本文通过该油田近几年所取得的开发动态资料，对目前的开发生产情况、注水效果，进行了详细的分析与评价，提出了该油藏目前所存在的问题及下一步的工作建议，对该油藏下一步合理高效的开发具有一定的指导意义。     

JY长4+5油藏水驱开发效果分析

在油田注水开发过程中,为了及时提出调整意见,需不断地进行油田注水开发效果评价工作。在评价中,由于地质特点、开采条件、所处的开发阶段不同,开发指标有较大的差别,评价其效果,只能针对某项开发指标进行分类、分阶段综合分析,本文主要从存水率、水驱指数、采收率等方面来对油藏进行综合评价。     

高升油田强穿透活性解堵技术

高升油田难采储量区块和注水区块开发过程中,由于油藏埋藏深、储层物性差、粘土含量高、储层受伤害等原因,注汽和注水困难,蒸汽吞吐和水驱油效果差。针对高升油田长期以来存在的主要问题,进行了强穿透活性解堵技术的研究。应用表明强穿透活性解堵剂可有效解除油层污染,提高近井地带储层渗透率,降低注汽和注水压力,增加注汽和注水量,提高区块开发效果。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏渗流特征

根据塔河缝洞型油藏储层及生产动态特征和流动机理不同,把塔河缝洞型油田划分成5种类型的油藏。1)溶洞为主的低饱和缝洞型油藏,初期产能高、稳产期长、见水慢、有较长的无水采油期。这类油藏要注意地层压力的变化并及时注水补充能量。2)缝洞为主的低饱和缝洞型油藏,初期产能较高、稳产期较短、易见水、无水采油期短、水淹速度快。这类油藏要注意早期完井不要进行大型的酸压作业并减小生产压差、延长无水采油期。3)缝孔为主的低饱和缝洞型油藏,初期产能相对较低、稳产期较短、见水速度快。这类油藏要注意减小生产压差、减缓底水的锥进。4)具气顶的过饱和缝洞型油藏,初期具有较高的产能、见水速度慢、含水上升的梯度小。这类油藏要注意尽可能减小气顶气的采出、保持地层中气的驱动能量。5)稠油缝洞型油藏,初期具有较高的产能、含水率呈脉冲式、整体含水率上升趋势缓慢。这类油藏要注意地层压力及采油方式的研究。     

太平屯油田油层保护技术研究

太平屯油田为中低性渗透油田,从钻井到注水开发后各种增产、增注措施,均会使葡萄花油层渗透率进一步降低,从而降低采收率。油气层伤害室内评价实验是通过四种敏感性评价:速敏、水敏、酸敏、盐敏;测定储层岩石与外来工作液体接触前后的渗透率变化,评价储层的敏感程度,分析储层损害机理。在此基础上,对钻井、射孔、压裂、酸化、以及注水开发过程可能对油层造成的伤害进行了评价,并实施有针对性的油层保护对策,减少各种施工过程对储层造成伤害,提高低渗透储层的生产能力。     

宝浪油田宝北区块套管失效机理研究

为了深化宝浪油田的套损机理研究．提出了套管损坏因素新的分类方法。根据该新分类法,研究了宝北区块的套损机理。研究结果揭示了套损井的分布区域在主力油藏区域和主力油层;在构造顶部区域和油层顶部层段;为边缘注水井;集中在强度较低,变形量较大的煤层段和泥岩层段;在储层强度较低的射孔段。这些规律可以用有限元分析和实验结果合理地解释。     

红河油田延长组长9储层孔喉结构特征

红河油田延长组长9段为低孔–中孔、特低渗–低渗储层,储层有效流动孔隙喉道小,产量普遍较低,采出程度低。基于岩心分析资料,以压汞资料为重点,结合薄片和扫描电镜资料,对研究区储层的孔喉特征开展研究并进行综合评价。结果表明,长9储层中细喉道对改善研究区储层物性起到主要作用,微喉道对渗透率几乎无贡献;有效动用微喉道占比较大储层所控制的储量、封堵渗透性较好的中细喉道,是解决采出程度低、注水效果不明显等开发问题的重要途径。     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

阿北安山岩油藏裂缝发育特征对开发的影响

阿北安山岩油藏位于二连盆地阿南凹陷阿尔善构造带中部，是具有双重介质特征的特殊岩性油藏，该油藏1989年6月全面投入开发，初期弹性开采，1990年8月开始边，底部注水开发，1991年进行内部和边，底部相结合的注水开发，注水开发后，部分油井受效较快，产量回升幅度大，但随之含水上升快，产量下降严重，也有部分油井投产初期产量主，但压力下降快，注水不受效，注水开发于1992年产量达到最高峰，1993年初就开始快速递减。     

涠洲12-1油田注气重力辅助稳定驱替机理研究

涠12-1油田涠四段油藏注采井网不完善,并且在钻完井过程中由于储层受到严重污染,注水较晚,最终导致涠四段油藏地层压力下降,开发效果不好。为改善该油藏开发效果,试图进行注气开发,为确定油藏注气开发的效果,结合油藏的地质油藏特点,综合运用带倾角的长岩心注气重力稳定驱、带倾角的注采井组二维均质剖面模型、层状剖面模型以及韵律剖面模型,并采用注气驱机理数值模拟的方法对注气驱替机理进行了研究。模拟结果表明,涠洲12-1油田中块涠四段注气非混相驱油的主要机理为重力分异辅助作用,储层非均质性、油气毛管压力和注入气黏度变化对注气驱油的采收率影响较小。采油速度不超过5%,注气近混相驱可以形成比较稳定的下倾气驱油界面,且比注水开发将提高采收率10个百分点以上。     

注水水质对胜坨油田注水井吸水能力的影响

该文分析了胜坨油田注水井吸水能力降低的主要原因是黄河水与地层污水混注时，地层水中的Ｓｒ２＋、Ｂａ２＋与黄河水中的ＳＯ２－４反应生成ＢａＳＯ４、ＳｒＳＯ４沉淀。通过试验研究，得出胜坨油田吸水指数的阶段性变化与注水水质的阶段性变化一致的规律。指出要从根本上解决胜坨油田吸水指数变化的问题，必须加强注水管理、提高注水水质、杜绝黄河水与油层污水混注。     

高含水油田注水后油藏参数变化规律研究

应用注水模拟实验、环境扫描电镜、水淹层测井解释等研究技术，分析了储层参数变化机理．较全面地分析了高含水期的高孔高渗油藏、中孔中渗油藏和稠油油藏注水后储层结构的变化规律，并将研究成果应用于水淹层测井解释、地质模型的重新修订、数值模拟调参、剩余油分布预测和油层防砂等方面，取得了较好的效果。本项研究可为类似油田的开发提供一定的借鉴。