含水采出比在评价油田水驱开发效果中的应用

提出了评价油田水驱开发效果的2个新参数——含水采出比与含水可采比,即直接用任一时刻综合含水率与相对应的采出程度或可采程度之比来评价油田水驱开发效果。该方法所计算的参数可以真实地评价不同类型的油藏以及同一油藏不同时间的水驱开发效果(尤其是在油田开发中后期)。用这2个参数评价油田水驱开发效果,既能反映油田储集层与流体的固有特性,又能反映开发技术与开发政策水平。     

七个泉油田水驱效果及综合治理措施分析

针对七个泉油田水驱开发效果存在的问题,通过Ⅲ层系注采对应关系分析,对开发效果进行评价,提出目前影响该层系注水开发效果的主要因素,系统开展合理注采技术政策界限研究,达到精细注采调控,提高水驱控制程度和储量动用程度,改善油藏开发效果的目的。     

一种水驱开发地质潜力综合评价方法在辽河油田的应用

针对辽河油田不同类型注水开发油藏地质特征、开发特点和评价指标分析,采用灰色系统理论综合评价分析方法,建立了不同类型油藏水驱难易程度、水驱均匀程度及水驱开发潜力综合地质因素的评价参数、标准、权系数和自动处理方法。通过矩阵分析、标准化、标准指标绝对差的极值加权组合放大技术及综合归一,对不同类型油田水驱开发潜力地质因素进行了综合评价处理。从而,深入地对不同开发效果的水驱开发油田进行了调整方法分析,为合理选择该区油田开发决策和改善油田开发效果提供了依据。     

低渗透油藏水驱开发效果综合评价方法研究与应用

考虑到低渗透油藏水驱特征的复杂性,借鉴以往对中高渗透油藏注水开发效果评价的一些方法和原理,运用模糊多级综合方法对低渗透油藏注水开发水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、含水率、含水上升率、存水率、注水量、可采储量、能量的保持和利用程度、剩余可采储量的采油速度和年产油量综合递减率10个方面的指标进行评判。为注水开发低渗透油田的水驱开发效果提供一种科学的评价方法。     

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。     

水驱储量动用程度计算方法研究

水驱储量动用程度是水驱开发油田的重要指标,准确合理地计算出不同类型油田的水驱储量动用程度,对油田的开发调整具有指导意义.文中从水驱开发效果角度分析,认为水驱储量动用程度等于水驱动用储量与地质储量的比值.利用甲、乙、丙、丁4种水驱曲线表达式,从理论上推导出4种水驱曲线的水驱动用储量计算公式,然后结合水驱储量动用程度定义,就可以进行油田水驱储量动用程度计算.为了能准确可靠地利用目前的研究方法计算实际油田的水驱储量动用程度,对不同油田如何选择适合的方法进行了研究.研究认为,应根据实际油田的含水上升规律特征选择合适的水驱曲线,然后进行水驱储量动用程度计算.     

喇嘛甸油田水驱二次开发方法

为改善喇嘛甸油田特高含水开发期水驱开发效果,减缓产油递减速度,提高水驱采收率,增加水驱可采储量,开展了喇嘛甸油田水驱二次开发方法研究。在储层精细解剖研究基础上,应用油藏工程和数值模拟研究方法,通过层系进一步细分重组、井网加密综合利用调整,形成了特高含水开发期水驱二次开发方法。结果表明,开发中的层间、层内和平面矛盾从根本上缓解,有效提高水驱波及体积,改善开发效果,获得较好经济效益。研究成果可有效指导老油田开发调整。     

水驱油田时移地震剩余油表征方法及其应用研究

水驱油田时移地震剩余油表征方法是将时移地震、测井、综合地质和油田开发动态等信息相结合的综合研究方法,该方法以时移地震综合研究为基础,描述油藏水驱特征和剩余油分布,进而服务油藏管理,提高油藏采收率。通过水驱油田的研究与实践,形成了基于油藏开发单元描述、时移匹配反演处理、油田开发动态信息解释、水驱特征综合分析及剩余油分布表征与预测的一体化研究流程。该方法在西非某水驱深水扇油田得到了成功应用。     

利用水驱储量预测可采储量的简便方法

油田可采储量是评价石油储量利用程度的重要指标,是油田开发分析的重要依据。现行的油田可采储量计算方法在实际应用中还存在一定的局限性。根据注水开发油田的储量构成特点,考虑油藏基本特征和储量动用状况,提出了依据一次采收率、水驱油效率、井网控制储量、水驱储量预测可采储量和采收率的方法。该方法可对小层可采储量进行计算评价,能对正在进行或将要进行重大调整、治理油藏的可采储量进行分析预测。实践证明,该方法可以深     

气顶边水油藏气/水驱产油量贡献评价方法

通过对锦州油田S31油藏的油气、油水两相渗流规律研究,结合物质平衡方程,推导建立了气/水驱产油量贡献评价方法,量化了该类油藏气驱和水驱在累计产油量中的贡献,为气顶边水油藏可采储量和开发效果评估奠定了基础。研究结果表明：①水平井井网将气顶边水油藏分为受气驱作用和受水驱作用2个部分,可分别对其进行可采储量及开发效果评价;②气/水驱产油量贡献评价方法反映了该类油藏气/水驱贡献产油量与生产气油比、含水率存在内在联系,利用生产动态数据可计算出气驱和水驱在累计产油量中的贡献;③利用气驱、水驱贡献累计产油量和生产动态数据,结合气驱、水驱特征曲线,以及气驱、水驱开发效果评价图版,可以评价气顶边水油藏可采储量和开发效果,为油田后续挖潜指明方向。     

陕北LFP油田注水开发效果分析

鄂尔多斯盆地LFP区块中生代油藏油气资源较丰富,在低孔、低渗的前提下为提高采收率采用了注水开发技术。本文对该区各主要层段的注水开发应用状态及效果进行了分析,同时从勘探成果与开发资料进行对比分析的角度针对各层的特点提出了相应的调整建议。本文是用勘探与开发资料进行综合分析的一个探索。     

Changing characteristics of ultralow permeability reservoirs during waterflooding operations

The characteristics of ultralow permeability reservoirs changed after waterflooding.Thin-section analysis and scanning electron microscopy(SEM) of core samples from inspection wells indicated that calcite and barite were formed in ultralow permeability reservoirs during waterflooding operations.Some asphaltene precipitates on the surface of formation rock would influence the reservoir porosity,permeability,wettability,and electrical properties.In this paper,the changes of physical,electrical,and fluid properties of ultralow permeability reservoirs during waterflooding operations were analyzed.This provides important information to improve waterflooding performance in ultralow permeability reservoirs.     

油田注水系统最优控制数学模型及系统设计

由于常规的人工管理方式无法保证油田大规模注水系统在优化工况下运行,注水系统效率较低,注水单耗较高。以大系统优化控制理论为依据,注水单耗最小为目标函数,实时采集数据及生产数据为边界条件,建立了油田注水系统最优控制的数学模型,设计出注水最优控制系统。系统由中心控制室内的控制主机接收各控制终端采集的注水站实时运行数据,完成注水系统实时运行参数的优化计算并下达系统控制指令,由各控制终端控制指令的执行。控制系统现场应用表明,注水单耗比运行前下降0.16kW·h/m3,降低幅度2.68％,每年可节约成本168万元。     

临盘油田盘二块稠油油藏水驱油规律试验研究

通过室内水驱油模拟试验,分别研究了盘二块稠油油藏注水过程中注水强度、注水方式对中、高渗储层水驱油效率的影响以及水驱油对储层物性的影响。结果表明:①常规稠油油藏注水开发高含水期可采出总可采储量的70%~75%以上;②提高注水强度、注水压力可有效地提高水驱油效率,且对中低渗稠油油藏更敏感;③水驱油可在一定程度上改变储层物性特征。     

水驱多层砂岩油田注采关系定量评价方法研究

针对喇萨杏油田油层多、非均质性严重、开发时间长、层系井网复杂的特点,以精细地质研究成果和渗流理论为基础,首先提出了一套油水井注采关系的自动划分方法,实现了多套层系不同开发阶段油水井注采关系划分的自动化;其次研究形成了改进的水驱控制程度统计方法,并提出了水驱控制程度构成的概念,最终形成了水驱砂岩油田注采关系的自动评价技术。提出的方法具有操作简便、实用、效率高的优点,可广泛应用于水驱砂岩油田的注采关系评价和油层动用状况研究。通过喇萨杏油田11个水驱区块的应用,水驱控制程度统计精度达到98.6%,极好地满足了油田需要。     

水驱油田基于液量的分结构开发指标预测方法

根据油田开发实际资料分析提出了油田开发指标分析中的几个结构分析指标（结构含水、产液结构含水上升率、含水结构含水上升率及结构递减率）的概念，研究了由多个不同结构构成油田的开发指标的变化规律。通过数值模拟和前缘驱替理论计算以及实际开发指标的结构分析，论证了油田开发指标预测应采用分结构的预测方法，并根据水驱特征曲线、产量递减曲线等油藏工程方法建立了水驱油田基于液量的分结构开发指标预测模型。经检验该预测模型达到了较高的预测精度，可应用于年度规划、长远规划的编制以及年度配产工作中的开发指标预测。     

注水泵运行参数优化及最小单耗的实现

为了定量分析泵的能耗,利用单耗和注水泵运行参数,建立了注水泵运行参数优化的数学模型。以减小单耗为注水泵节能运行的目标,给出了注水泵优化的约束条件,根据目标函数和约束条件,推导出注水泵单耗的计算公式。实际算例表明,注水泵可以实现最小单耗,泵的最合理运行工况是：在满足工艺压力或排量的前提下,泵压尽可能最低而泵效又在高效区。要实现机泵运行管理的最大节能,合理的压差应保持在0．3MPa内;在注水工艺设计时,应最大限度地降低注水压力,选用水力性能与工艺完全耦合的高效泵,运行于最佳工况区。     

周期注水可行性评价公式

根据周期注水的层内弹性－毛管力的交渗理论,采用地质模型和相应参数＋数值模型＋油藏工程＋经济评价＋数理统计的方法,建立了一个评价注水油田转为周期注水措施可行性的计算公式,这个公式推导的基础是投入产出平衡的原则。公式全面地考虑了影响周期注水效果的４种因素：油藏参数;开发参数;周期注水参数和经济参数。     

Waterflooding Development of Fracture-cave Carbonate Reservoir

Reserving and flowing space of fracture-cave carbonate reservoir is a kind of large-scale Karst cave body, which is different with the space of normal sandstone reservoir or fracture-cave carbonate reservoir and which also displays particularity and complexity under normal seepage analysis methods during waterflooding development. The point that inflexion point of oil water rate with periodic oil production and inflexion point of oil water rate with water cut occur at the same time can be used as technical evaluation index in waterflooding replacing oil method. Multiwell unit waterflooding can be classified as pushing oil, replacing oil, and displacing oil.     

The Performance of Water Floods with Horizontal and Multilateral Wells

The use of horizontal and multilateral wells in the oil industry has increased rapidly during the last two decades. The main reason for this upsurge is that horizontal and multilateral wells provide a large contact area with the reservoir, and therefore enhance the well productivity or injectivity better than conventional vertical wells. The high productivity coupled with the recent advances in drilling technology for horizontal and multilateral wells has made their application an economically viable option. In this study, the performance of nonconventional wells in water flooding projects was investigated using numerical simulation techniques. Extensive three-dimensional, fine-mesh simulation runs are performed to determine the oil recovery by nonconventional wells under different operating/reservoir conditions. Results show that the pattern used has a significant effect on the displacement performance of nonconventional wells. The study shows the various conditions under which nonconventional wells will perform better than the use of conventional vertical wells.