基于水驱特征曲线的注采比优化研究

目前陆上大多数油田都已进入中高含水期,为了控制含水上升速度,提高原油产量,实现油田的高效开发,需要准确的确定油田注采比。应用注水开发砂岩油田的注采关系和水驱特征曲线推导出注采比预测模型。该模型使用参数简单,只需要较少的生产动态数据,且预测结果准确,适用于动静态参数较少的油田。通过对某陆地油田开发实例进行分析,研究结果表明,该模型预测效果好,精确度高,可以推广到其它油田,从而指导油田注采比的预测与调整。     

胡尖山油田长2储层特征研究及水驱油效率分析

在对胡尖山油田A21井区三叠系长2油藏储层构造特征、沉积特征及油藏类型、驱动能量研究的基础上,进行孔隙类型、喉道类型、孔隙结构特征参数、储层粘土矿物特征、储层敏感性分析等,总结该区长2储层渗流规律以及影响水驱油效率的因素。     

Г模型与水驱曲线的一种联解法

通过研究Г模型和甲型水驱曲线的联解方法，建立能够预测水驱油田各开发指标随开发时间变化的综合模型。该模型能够方便地综合预测历年的含水率、产油量、累计产量和可采储量。实例分析结果表明，此方法既能保持两种方法原有的预测功能，又克服了两者各自的局限性，取得了理想的效果。     

注水井合理配注方法研究

为了更精确地分析油水井在地下的注采关系，应该确立注水井合理地层压力，确立注水井各层水量劈分系数，以及确定生产井产液量来源于各注水井的方向比例系数。通过研究提出了合理配注预测的方法，并建立了合理配注优化数学模型，为新老注水井之间的水量劈分提出了新的计算方法，为油田调整方案的编制提供了理论依据，最终实现了区块注水井在各层系上的“动态合理配注”。从而最大限度地解决了高含水后期的层间矛盾和平面矛盾，满足了油田稳产和“稳油控水”的需要。     

提高注水井配注精度和系统运行可靠性

胜利油田是我国第二大石油基地，年产原油3350万吨，占全国总产量的四分之一。目前，现有油井8410口，注水井 4100口。     

一种简单实用的新型水驱特征曲线

在进行水驱特征曲线的拟合过程中发现一种新型水驱特征曲线,通过变形后发现是西帕切夫水驱特征曲线的修正。经过理论推导给出了新型水驱特征曲线预测不同含水率下油田的采油速度以及技术可采储量的计算公式,利用现场的实际数据进行了可采储量的计算,并与其他5 种常用的水驱特征曲线的计算结果进行对比,结果表明,该曲线预测值可达到较高的精度。     

注采连通关系计算方法的改进及在配注中的应用

针对注水开发油田油水井注采连通关系和见效比例等关键信息难以量化分析的问题,通过对现有注采连通关系计算方法的融合与改进,提出了一种考虑井底流压变化的多元线性回归注采连通关系分析模型,能更准确地反映油井产量变化规律,从而得到更符合生产实际的注采连通关系量化分析结果。在此基础上,将其与井组配注模型相结合,有效解决了油田配注工作中注采见效关系与见效比例确定难、人工分析工作量大等问题,实现了井组配注量的快速、准确计算。通过在新疆油田的实际应用,该模型得到了很好地验证,分析结果准确性显著提升。该研究可有效提高油田注采调配方案设计的效率与科学性,对于实现油田智能调配具有较好的促进作用,可为同类油藏的开发提供借鉴。     

油藏注采比计算方法综述

确定水驱开发油藏合理注采比是现代油藏管理的重要任务之一。水驱开发油藏的注采比是否合理直接影响着油藏地层压力保持水平及生产能力。通过大量调研,总结了前人确定油藏合理注采比的各种方法。矿场统计法、物质平衡法、注采比与水油比法、气油比与注采比法、考虑合理流压界限、合理采油速度、合理含水率的注采比法、不同井网条件下注采比与地层压力法、多元回归法、BP神经网络法8种方法。详细论述了每种方法的推导过程,对油田确定合理注采比具有一定的理论指导意义和实用价值。     

注水开发油藏单砂体精细按需配注方法应用研究

油藏开发进入中高含水阶段,各种开发中积累的矛盾随着原油产量逐年递减,综合含水、自然递减、含水上升率等关键指标逐年攀升,控制难度加大,水驱储量控制程度、水驱储量动用程度等指标随着水井套损情况的加剧,逐渐下滑。传统配注方式是一种根据井组注采关系进行的笼统配注方式,越来越不能满足目前油藏注水的需要。本文提出在油藏配注过程中转变传统配注思路,大胆创新地提出了可控注水,可控采油理念,由以往传统的笼统配注方式向单砂体精细配注方式的转变,真正实现油藏的精细注水,进而达到油藏的精细管理。     

基于驱替定量表征的高含水油田注水井分层配注量确定方法

多层合采油藏进入高含水期之后,由于层间驱替程度差异加大,导致常用分层配注方法的效果变差。为此,在分析多层合采油藏长期注水开发特点的基础上,提出采用驱替通量定量表征各层驱替程度差异的方法,并以均衡驱替为目标,综合考虑储层厚度、孔隙度、注水历史、调控周期等因素的影响,建立了基于驱替通量均衡化思想的注水井纵向各层配注量确定方法。运用精细油藏数值模拟方法分析了厚度法、地层系数法、剩余油法和基于驱替定量表征的均衡驱替方法在不同含水阶段的适应性。数值模拟结果显示,含水率小于50%时,推荐采用厚度法;含水率为50%~80%时,推荐采用剩余油法;含水率为80%~90%时,推荐采用均衡驱替法。渤海SZ油田X1井组在高含水期采用均衡法调整配注量,调整后井组平均含水率下降4%,日增油117 m3,降水增油效果显著。研究结果表明,基于驱替定量表征的分层配注量确定方法可用于指导高含水期多层合采油藏注水井各层配注量的调整。      

流线数值模拟技术在火烧山油田优化配注中的应用

用传统的生产动态分析法不能对配注进行优化,实现井网快速、合理配注。为此,利用Eclipse软件FrontSim流线模拟器的流线注水有效性管理技术,可实现井组快速合理配注。该方法克服了传统人工进行单井组配注的不确定性和复杂性,通过实例应用,达到了整体井网快速优化配注、提高注水波及效率的目的。     

通过注水受效分析优化油井产液量

油层的平面非均质是影响油藏注水开发效果的重要因素之一。依据注水后油井见效、见水的时间和特征,计算出两井间非均质系数,并据此调整油井产液量,使井组内不同井距、不同油层厚度的油井,在大致相同的时间内见注入水,最大限度地克服了平面非均质性给油藏注水开发造成的影响。将此方法用于渤中25-1 南油田的动态管理,取得了较好的效果。     

基于剩余油分布的分层注水井各层配注量确定方法

分层注水开发中,各层配注量的常用确定方法没有考虑小层剩余油分布情况,为此,研究了确定小层配注量的新方法。从生命旋回理论和逻辑斯蒂增长规律出发,推导了采出程度与累计注入水体积之间的定量关系。按照小层剩余储量分布规律,以提高注水波及效率和剩余油动用程度为目标,建立了基于剩余油分布的分层注水井各小层合理配注量计算新模型。运用精细数值模拟方法分析了厚度法、地层系数法和剩余油法分层配注与油田各开发阶段的适应性,结果为:含水率小于50%时,推荐使用厚度法;含水率为50%~80%时,推荐使用剩余油法。研究成果在渤海SZ油田F6井进行了现场应用,应用效果显著,井组含水率下降8%,净增油7 766 m3,表明分层配注新方法及各层配注量确定方法适应性研究成果可用于指导分层注水井各层配注量的优化调整。      

一种利用生产动态资料确定水驱前缘的方法

针对长庆油田低渗透储集层岩性致密、注水受效不均衡、单井产量低、平面非均质性强等导致地下水驱不均的问题,依据低渗透油藏水驱理论建立基础模型,并考虑注采井网中生产井的干扰,根据势的叠加原理,引入生产井影响因子系数,建立了井组单元内水驱前缘的简易确定方法。将该方法应用于鄂尔多斯盆地某超低渗透油藏加密调整部署,通过生产实例验证,该方法简便易行,计算结果可靠。     

油田注水系统优化运行方法

随着油田进入高含水开发后期,普通管网供注水量逐渐下降,三采管网用水需求逐年升高,全年整体注水量波动较大,区域供过于求的矛盾较为突出,部分注水泵单耗长期超标。为保证油田注好水、注够水,同时降低开发能耗,确定了优化供注关系,调整机泵布局,注水泵减级等三方面调整措施。实施措施后管网压力明显下降,系统运行趋于稳定,运行单耗显著下降,对其他油田注水系统的优化调整具有一定的借鉴意义。     

边水油藏合理注采比确定方法研究

注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况,反映产液量、注水量与地层压力之间联系的综合指标。边底水油藏注采比的确定需要有准确的水侵量为依托。利用物质平衡法计算边水油藏水侵量,并以此为基础,推导边水油藏地层压力恢复速度与注采比的关系式,实现了对注采比的计算和合理的预测。将上述研究成果用于新立村油田永8断块油藏的实际分析中,绘制出地层压力与注采比关系图版,应用效果理想,对边水油藏合理注采比的确定具有指导意义。     

深井分层注水管柱受力变形计算方法改进

针对原高压注水受力分析计算模型的不足之处,提出以下几点改进建议:区分计算完全与部分弯曲管柱的缩短量;细分工作状态,计算温度分布;在多级分层注水中考虑封隔器胶筒摩擦力和配水器水嘴压力与水量损失;增加下入、洗井和停注过程,完整描述整个注水过程中管柱受力变形变化情况。最后,编制深井分层注水管柱受力分析软件进行实例计算。     

基于井间连通性的碳酸盐岩油藏注采关系优化

碳酸盐岩油藏储集层非均质性强,注水开发时注入水易沿高渗通道窜进,导致生产井发生水窜或水淹、含水率上升速度加快、开发效率低。基于井间连通性原理,根据缝洞型碳酸盐岩油藏的地质特征、开发动态等,可定量表征井间的连通性参数传导率和连通体积,构建碳酸盐岩纵向多层油藏井间连通性模型,进而获取油藏各层注水井平面注水劈分系数、注水利用率等。结合自动历史拟合方法和生产优化算法,实现对油水井生产动态的实时优化和预测。现场应用表明,该方法年增油1.1×10⁴ m³,具有较好的增油效果,对同类型油藏的高效开发有重要指导意义。