利用动态资料计算水驱波及系数方法研究

水驱波及系数是影响水驱采收率的重要因素,对于实施注水开发的油田来说,水驱体积波及系数是判断水驱开发效果和研究开发调整的重要依据。以油田的实际动态资料为基础,根据水驱曲线与相渗参数之间的关系反求相关参数,结合Welge方程计算出水驱波及系数。应用实例表明,该方法计算出的水驱波及系数能够很好地反映调整措施对水驱波及状况的影响,具有较强的实用价值。     

水驱体积波及系数变化关系的研究

对于水驱开发的非均质油田,体积波及系数是一个重要的评价参数。它不但可以反映水驱体积波及状况,而且也会影响水驱油田的最终可采储量和采收率。将丙型水驱曲线与威布尔（Weibull)预测模型相结合,得到了水驱体积及系数与开发时间和含水率的关系式。实例应用表明,所提供的方法是实有有效的。     

计算底水油藏单井水驱波及体积系数的新方法

目前针对水驱波及体积系数方法的研究大多适用于注水开发的油田,对天然底水油藏水驱波及体积系数的研究较少。基于底水油藏单井水锥流动模型,从物质平衡基本原理出发,建立底水油藏的单井水驱波及体积系数的新方法。以渤海油田A油藏为例,运用该方法计算单井不同生产时间下的水驱波及体积系数。结果表明,目前该井水驱波及体积系数具有一定提高空间,下步应进一步提高水驱波及体积系数,从而改善水驱开发效果,提高水驱开发采收率。     

水驱体积波及系数预测方法研究

对于水驱开发的非均质油田,体积波及系数是一个重要的评价参数。它不但可以反应水驱体积波及状况,而且也会影响水驱油田的最终可采储量和采收率。文中在考虑地层流体及孔隙体积影响的前提下,通过计算水驱油藏体积波及系数。为了准确、简便地预测水驱体积波及系数,根据水驱油田的水驱规律特征,在前人的研究基础上,将丙型水驱曲线与威布尔预测模型相结合,得到了水驱体积波及系数与开发时间和含水率的关系式。通过室内模拟实验,结果合理可靠,对同类油藏开发预测提供了借鉴经验。     

预测水驱体积波及系数方法的推导、对比与应用 ——兼评胡罡的“新方法”

水驱体积波及系数定义为：天然水驱或人工注水占有的体积与含油孔隙体积之比。水驱体积波及系数是判断水驱开发效果、进行开发调整和提高采收率的重要依据。由丙型和丁型水驱曲线提供的预测水驱体积波及系数的方法已在实际中得到重视和应用。在中国被行业标准推荐和普遍应用的甲型和乙型水驱曲线,尚没有预测水驱体积波及系数的方法。在有关文献研究的基础上,提出了甲型和乙型水驱曲线预测水驱体积波及系数的方法。通过实例应用表明,甲型、乙型、丙型和丁型水驱曲线预测水驱波及体积系数具有很好的一致性。由于胡罡的“新方法”在推导中存在失误,导致所提供的方法是错误的,因此,有必要予以指正。     

基于示踪剂技术定量评价水驱波及系数及应用

目前示踪剂技术已经得到广泛应用,调剖、堵水、产能测试、煤层气开发等等都可看到示踪剂的应用,但笔者调研发现,目前应用示踪剂定量评价水驱波及系数研究相对减少。笔者结合海上油田存在测试资料少,高含水期挖潜难度大问题,通过示踪剂理论结合水驱油理论,创新提出示踪剂定量评价水驱波及系数方法,该方法结合油田实际示踪剂测试数据,实现注示踪剂井组内不同油井水驱波及系数定量评价,并根据水驱波及系数大小,明确油田挖潜方向。本文基于该方法在渤海A油田进行应用,定量评价注示踪剂井组内不同油井波及系数,并成功指导井组内关停井侧钻研究,实施后侧钻井生产效果较好,预计增加技术可采储量9.03×10~4m~3,极大改善了渤海A油田开发效果,同时本文方法也为渤海相似油田的挖潜研究提供一定借鉴意义。     

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.     

基于近似理论水驱曲线的油藏水驱体积波及系数动态计算方法

水驱体积波及系数是油藏开发过程中的重要参数,目前其计算方法需拟合油、水相相对渗透率曲线,难以满足油水渗流规律多样的复杂油藏应用的需求。为此,基于近似理论水驱曲线和Welge方程线性表达式,通过理论推导建立了一种新型的水驱体积波及系数和驱油效率动态计算方法,可根据实际生产动态数据计算不同开发阶段的水驱体积波及系数和驱油效率,克服了现有方法对油、水相相对渗透率曲线的依赖。研究表明,新方法计算结果可靠,且能准确得到复杂类型油藏不同含水率阶段体积波及系数和驱油效率的变化规律。新方法所需数据基础简单、计算简便快捷,适应各种类型油藏,可实现水驱前缘突破后各含水率阶段的准确计算,在油田动态分析和开发效果评价等方面具有广泛的应用前景。     

秦家屯油田SN142区块开发特性研究效果评价

本文对油田进行了油藏地质特征分析。在此基础上进行含水率评价、水驱指数评价、体积波及系数分析,对该油田进行开发效果评价。总结油田开发过程中存在的主要问题和经验,为该油田后期挖潜提供依据。     

老油田开发中体积波及系数的综合计算

针对国内水驱开发的老油田,从油藏水驱角度出发,以计算油藏水驱体积波及系数为目的,在前人研究成果基础上对体积波及系数的物理意义及研究价值进行阐述。利用新型动态诊断水驱模型方法计算体积波及系数,当流度比M大于1且注入水突破到生产井后即可使用该方法。利用多种方法综合分析港东一区一块明II油层组体积波及系数,将使用新模型的计算结果和传统的采收率与体积波及系数关系计算法、数值模拟计算法的结果相对比,说明新模型在计算体积波及系数时方便快捷且结果可信。通过计算可知开发中前期的加密及完善井网有利于体积波及系数的快速增长,新模型可以作为油田现场计算水驱体积波及系数的有力工具。     

水驱油田体积波及系数预测新模型及应用

在前人研究的基础上,从一种新型水驱特征曲线出发,推导出水驱体积波及系数与含水率变化的新关系式,与HCZ生产预测模型相结合,得到水驱体积波及系数与开发时间的关系式。     

一种新型弹性水驱体积波及系数的推导及应用

为探究矿场上影响体积波及系数的动态因素,结合矿场动态及地层压降,建立计算波及系数的基础计算模型,笔者基于Welge方程中油水两相区间实验公式,从油藏工程中物质平衡基本原理出发,利用水驱油效率、水驱体积波及系数与油水两相区间平均含水饱和度与出口端含水饱和度的理论关系,提出了一种利用室内实验资料与矿场开发动态资料相结合,计算弹性水压驱动油藏水驱体积波及系数的方法。该方法不受注采井网形式及调整变化限制,且将矿场总采出程度、含水率及地层压降等参数引入计算方程,进而明确了各参数对水驱体积波及系数的影响,并通过宝浪油田焉2西北区实例验证了推导公式的正确性。结果表明,其在水能量不连续补给、压降变化显著的非定态水侵油藏中具有很好的适用性。     

应用体积驱油系数曲线评价油田注水效果

利用物质平衡方程和油水驱替理论，揭示了采出程度、驱油效率、体积驱油系数之间内在的关系，并探讨了地层压力及原油性质对注水效果的影响，当出现稳定水驱时，油藏的采出程度与体积驱油系数呈线性关系。     

驱油效率和体积波及系数的确定

从Buckley-Leverett 一维水驱理论出发得到了驱油效率与可采储量采出程度的数学关系,且驱油效率有最小值。在此基础上,进一步建立了实际油藏的驱油效率与可采储量采出程度的数学模型。利用采出程度驱油效率和体积波及系数三者关系。给出了体积波及系数与可采储量采出程度的计算公式。根 据驱油效率和体积波及系数计算公式.提出了注水开发后期体积波及系数和驱油效率潜力分析方法和应采取的开发方式。通过实际应用计算结果与已有成果相一致。     

驱油效率和体积波及系数的确定

从Buckley-Leverett 一维水驱理论出发得到了驱油效率与可采储量采出程度的数学关系,且驱油效率有最小值。在此基础上,进一步建立了实际油藏的驱油效率与可采储量采出程度的数学模型。利用采出程度驱油效率和体积波及系数三者关系。给出了体积波及系数与可采储量采出程度的计算公式。根 据驱油效率和体积波及系数计算公式.提出了注水开发后期体积波及系数和驱油效率潜力分析方法和应采取的开发方式。通过实际应用计算结果与已有成果相一致。     

超稠油水平井高温调剖技术

超稠油水平井的开发,为油田上产提供了一项新的开发工艺,但由于油藏层间、层内的非均质性,在注汽过程中,注入的高温蒸汽向高渗透层进入,导致吸汽剖面不均匀,降低了蒸汽利用率、体积波及系数及开采效果。为了解决这一矛盾,研制开发了一种适用于超稠油水平井的高温调剖技术。该技术采用凝胶与树脂颗粒相结合进行调剖,以封堵高渗透层,改善吸汽剖面,提高蒸汽吞吐效果。     

数值模拟比值法计算水驱气藏体积波及系数

水驱气藏体积波及系数不仅可以反映当前的水驱体积波及情况,而且在确定气藏最终采收率中有着重要的地位,同时也是判断气田开发状况和调整效果的重要参数。文中在考虑地层流体及孔隙体积影响的前提下推导出了被波及网格含气饱和度上限值R的计算公式,并利用数值模拟的方法通过判定水侵前后网格含气饱和度的比值与R的差值来确定气藏被波及网格数,从而计算水驱气藏体积波及系数。该方法消除了在生产过程中流体及固体状态的变化对网格气体饱和度所带来的影响,并引用数值模拟实例来说明比值法的应用。     

制作含水率与采出程度关系理论曲线常犯错误及解决办法

制作含水率与采出程度关系理论曲线常采用相渗曲线法和流管法两种方法。在采用相渗曲线法制作理论曲线时,采用统计回归分析相对渗透率与含水率的关系,导致在低含水饱和度时期含水率偏高,在高含水饱和度时期含水率偏低的问题,解决的方法是直接使用实验数据点计算。将体积波及系数取常数往往会得出“中低含水期开发效果较差,高含水期开发效果较好”的通用结论,解决的方法是分析体积波及系数与井网系统、流度比、渗透率变异系数的关系,建立统计关系式。     

预测水驱油田体积波及系数方法的改进与应用

在前人研究的基础上,推导出一种利用张金庆水驱曲线预测水驱油田水驱体积波及系数的新方法。实例研究表明,该方法简单、实用有效,并成功解决了前人预测方法应用条件受限、适用范围窄等问题,能够适应不同水驱油田的不同含水规律。     

Maximizing volumetric sweep efficiency in waterfloods with hydrocarbon F-Φ curves

Waterflooding is by far the most commonly used method to improve oil recovery. Success of a waterflood depends on its ability to sweep mobile oil efficiently. Incorrect or insufficient design may lead to increases in cost associated with water cycling and poor sweep. Most waterflood management is restricted to classical methods (e.g., surveillance or pattern balancing) or sensitivity studies centered on finite difference simulation. Most of the time, conventional methods fail to account for subsurface heterogeneity. Optimizing sweep via numerical modeling is time consuming in waterfloods with large number of wells or a relatively high-resolution numerical grid.We propose a practical and efficient approach for rapid and full-field optimization of waterfloods. Our method focuses on optimizing volumetric sweep efficiency using streamlines. We introduce two new concepts: the hydrocarbon F-Φ curve and Hydrocarbon Lorenz Coefficient (L_C-HC). We show that these concepts can be easily derived from streamline simulation and can be used for optimum waterflood management. L_C-HC serves as a unique measure of the flow - or dynamic - heterogeneity. We show that minimizing L_C-HC results in maximum volumetric sweep efficiency. The method is straightforward: we evaluate the sensitivity of L_C-HC to variations in operating conditions in a design of experiment (DoE) study, describe the L_C-HC as a function of those operating conditions using response surface methods, then select the operating conditions that minimize L_C-HC (maximize sweep efficiency). The main advantages of our method are its speed, flexibility to start optimizing at any arbitrary time regardless of the history, and ability to handle large problems. The new approach requires running a streamline simulator only a few time steps, so multi-million cell models are simulated in minutes.We verified our approach with several synthetic examples. An example shows that a 100,000 cell, complex reservoir with 13 wells, and 29 completions can be optimized in less than 4 h, leading to significant increase in recovery efficiency and reduced water cycling. We then apply the method to a model of the Brugge field, the SPE comparative problem on recovery optimization. Improved production response illustrates the power of the new method.