广适水驱曲线求解新方法及应用

广适水驱曲线解决了常规水驱曲线含水率及原油黏度适应范围较窄的问题,但目前广适水驱曲线3个待定常数需采用试凑法求解,结果存在不确定性。文中利用广适水驱曲线水驱动用储量N_R与甲型水驱曲线斜率B值关系,结合历史含水率上升规律的误差分析,建立了广适水驱曲线的求解新方法,该方法避免了由于系数q值的变化导致NR值的不稳定性,提高了水驱曲线在产量及含水率上升规律预测中的精度。改进算法后的广适曲线,可应用于水驱油田产液结构调整评价、油井措施前后水驱动用储量评价等。     

产液结构调整在断块油田开发中的应用

针对产液结构不平衡给油田开发带来的问题和影响，在对油藏进行深入分析的基础上，实施了以配套工艺为手段的产液结构调整。该文总结了胜坨油田坨七断块沙二段３ａ来调整产液结构的做法，针对３类不同产液状况的油层，采用不同的排液方式，尽量使各层段、区块间排液量趋于合理，增加了油量，减少了液量，降低了油田含水率，提高了经济效益。     

海上油田早期注聚提液技术政策界限研究——以渤海A油田为例

以渤海A油田为例,通过分析无因次采油、采液指数变化规律和已提液油井生产状况,研究了提液的可行性;利用数值模拟手段,采用均匀设计法设计试验方案,开展海上油田早期注聚提液开发技术政策界限研究,确定了合理的提液时机和提液幅度.研究结果表明,对于A油田来说,在聚合物驱整体见效时提液效果最佳,合理的提液幅度为提液前产液量的1.3倍左右,在聚驱的基础上再提液可提高采收率约0.8%.     

广义水驱曲线在油田开发中的应用

油田标定的可采储量是的指在目前工艺水平和现有工艺条件下能开采出来的那部分油量,即技术可采储量。根据油田的开发特点,可选择不同的技术可采储量计算和标定方法。中原油田根据自身的油藏特性,在标定年度技术可采储量时,除采用水驱曲线法计算年度可采储量外,又增加辅助计算方法－广义水驱曲线法。在实际应用中,提出了对其准可采储量的确定采取优选法,进一步验证了年度可采储量的合理性和准确性。按优选的基准可采储量计算技     

南海东部高含水期油田提液定量化研究

结合广式水驱曲线拟合法，对XX油田的未来提液潜力及提液参数进行定量分析，给出了提液建议，并得到了实际验证。     

A油田稠油油藏提液研究与实践

提液是油田进入高含水阶段剩余油挖潜的有效手段,但是如何选井、如何计算提液幅度以及如何评价提液效果是业界的一个难题。以稠油A油田的地质油藏资料为基础,阐述了提液选井的原则和条件,利用油藏工程方法计算合理的提液幅度,用数值模拟方法验证其合理性,并建立了适合A油田从提液选井、提液幅度计算到提液效果评价的一整套体系。根据研究结果进行了23井次的提液实践,提液后单井平均产能提高了一倍,并引入水驱曲线法评价提液效果。     

甲型水驱曲线在潜力区预测中的应用

甲型水驱曲线直线段截距可用来定量判断水驱油藏的水淹程度,截距倒数等值线图可用来预测水驱油藏中含水期之后的剩余油分布。列举两个实例说明其方法的实用性,并提出进一步开发这类油藏的措施建议。     

递减率计算新方法及在调驱评价中的应用——以渤海Q油田为例

油田调驱措施与其他增油措施同时实施时,调驱增油与其他措施增油难以准确判断。为此,基于乙型水驱曲线推导出适用于稳定水驱阶段的定液量条件下的理论递减率计算方法,并通过Q油田两口井实例应用分析,说明该方法具备较好适用性,同时可为调驱增油和其他措施增油进一步量化劈分提供借鉴。     

丙型水驱曲线在海上油田早期注聚效果评价中的应用

水驱曲线法主要应用于进入中、高含水期的水驱油田,对于聚驱开发油田,尤其是海上早期注聚开发油田,水驱曲线的常规分析评价方法就不再适用.为此,结合渤海油田的开发实践和经验,对丙型水驱曲线的斜率和截距分别进行了注聚时机与注聚粘度两个主要影响因素的修正,实现了丙型水驱曲线对聚驱影响因素的描述;在此基础上,采用面积积分法研究了渤海油田早期注聚技术政策界限,从而实现了丙型水驱曲线在注聚效果评价中的应用.     

高倍水驱海相砂岩油藏数模中相渗的调用方法——以海相XJ油田为例

珠江口盆地XJ油田海相砂岩油藏采用大排量降压生产且边底水能量强,含油部位水淹程度强,常规数值模拟方法无法进行相渗调用以及表征高倍数水驱后油水渗流关系,在商业软件中体现这样的时变性过程是个难点。通过分析高倍数水驱后相渗形态与常规驱替相渗形态的差异以及高倍数驱替条件下的相渗形态特征,利用商业软件定义关键字实现不同的吸附解吸过程,并应用到相渗插值的调用研究中;通过对比常规数值模拟方法与高倍数水驱数值模拟方法,提出调用多条相渗插值方法和调用一条高倍数水驱相渗的方法,对比分析不同实现方法的适用性及优缺点,在实际案例中剖析了常规驱替相渗与高倍数水驱相渗应用差异,总结出一套适用于类似强边底水油藏高倍数水驱的数值模拟方法。     

渤海S油田聚合物驱合理产液指数降幅研究

为研究渤海S油田聚合物驱产液下降规律,进一步改善聚合物驱效果,运用油藏数值模拟技术,结合油藏动态分析,计算了不同条件下油井的合理产液指数降幅,并利用现场数据进行对比验证。结果表明:聚合物驱后油井产液指数下降具有普遍性,并受注聚合物时机、油井位置、周围是否有注水井的影响;注聚合物区块内,无水井干扰的油井合理产液指数降幅为30%~50%,有水井干扰时油井合理产液指数降幅为10%~30%,产液指数降幅位于合理降幅范围内的油井,聚合物驱效果较好。     

气驱特征曲线在气窜模式识别中的应用

水驱特征曲线法分析生产动态普遍应用于水驱油田的开发实践中，但针对渤海气驱油藏缺乏相似的研究手段。基于稳定渗流理论，进行了气驱特征曲线公式的推导，公式表明，达到稳定气驱阶段后，可以认为气顶累积产出量与累积产油量在半对数坐标上成一条直线关系。实际气驱曲线受前期无气采出阶段和后期气携油阶段的影响，为反S型。锦州X油田结合气驱特征曲线划分出3种气窜模式：快速气窜型、稳定气驱型、高气油比型。快速气窜型油井产量递减快、累计产油量低，无稳定生产阶段；稳定气驱型油井气油比上升平缓、持续稳产、累计产油量高；高气油比型油井开发效果介于快速气窜型与稳定气驱型的开发效果之间，开发后期由于气顶气突破与原油脱气，油井逐渐以产气为主，仅携带少量原油，井别性质从油井向气井过渡。在明确气窜规律的基础上，结合控气技术应用实践，提出分气窜模式、分开发阶段的开发策略，针对快速气窜型油井，优化井位，原井眼向下侧钻，改善了开发效果；针对稳定气驱型油井，初期控制合理采油速度，中后期跟踪气油比上升幅度配套控气措施，气油比呈现出波动式上升规律；高气油比型油井受高气油比影响，仅携带少量原油，井别性质从油井向气井过渡，计算实施屏障注水，解...     

深部调驱后续水驱渗流特征——以蒙古林砂岩油藏为例

深部调驱是改善砂岩油藏开发效果的重要技术之一,但是调驱后地层孔隙结构发生变化,后续水驱渗流规律与常用的化学驱技术又有所不同,剩余油分布认识更为困难。利用已大规模实施深部调驱技术的华北油田蒙古林砂岩油藏调驱井后续注水压降试井资料,采用双对数导数曲线和压力半对数曲线进行解释,并结合油井生产动态深入认识不同类型试井曲线对应的地层渗流特征。建立了砂岩油藏深部调驱后续水驱的渗流模式共5 种类型,分别为无限导流型、有限导流型、双重介质型、凝胶段塞边界型及均质地层型。对于无限导流型和有限导流型渗流特征,需要进行注采井网调整和继续深部调剖;双重介质型压力导数曲线出现“凹”型特征,调驱后适当进行分注措施;凝胶段塞边界型和均质地层型,可以通过解除油井凝胶的堵塞来改善现有低压油井的地层能量状况。     

丙型水驱曲线的扩展推导及其在埕北油田的应用

对丙型水驱曲线进行了扩展推导 ,使其不仅可以预测水驱油田的可采储量、可动油储量、含水率和最终体积波及系数 ,而且可以预测水驱油田的采收率、驱油效率和残余油饱和度。丙型水驱曲线预测公式在渤海埕北油田的应用结果表明 ,预测的各项指标比较符合油田实际情况。     

气驱–水驱联合特征曲线在气顶边水油藏中的应用

气顶边水油藏进入开发中晚期后,面临着气窜与水侵的双重难题,需要评价开发效果,并基于评价结果调整开发策略,但无法直接应用气驱特征曲线或水驱特征曲线评价该类油藏的开发效果.因此,基于稳定渗流理论,推导了气驱特征曲线关系式,并与水驱特征曲线关系式联立,建立了计算不同阶段气驱产油量占总产油量比例的方法;利用该方法可计算出气顶边...     

洛伦兹曲线在油藏产液、吸水剖面研究中的应用

通过分析产液剖面和吸水剖面可以了解油藏的纵向动用程度,进而为改善油藏开发效果提供依据。阐述了常规产液剖面与吸水剖面的研究方法,详细论述运用洛伦兹曲线分析油藏产液剖面与吸水剖面不均匀程度的过程,提出定量刻画油藏产液剖面与吸水剖面不均匀程度的"不均匀系数"概念,并结合辽河油田和克拉玛依油田实例进行分析。该研究对于油藏产液剖面与吸水剖面的研究具有一定的借鉴意义。     

气驱特征曲线在凝析气藏开发中的应用

将干气在高压条件下注入高凝析油含量的凝析气藏,能够减缓地层压力下降速度,有效抑制反凝析,提高凝析油的最终采收率,这是高效开发高含油凝析气藏的最好方法。利用气驱特征曲线方法来研究凝析气藏的开采动态,通过牙哈23凝析气藏的生产动态数据验证了气驱特征曲线规律的可靠性,建立了累计产凝析油量与生产气油比的关系。依据此关系式,在凝析气藏达到废弃条件时,即可用该方法确定其凝析油的可采储量。     

非均质水驱油藏无因次采液指数曲线的预测及应用

保持合理采液规模是水驱油藏特高含水期延缓产量递减的主要措施之一,通常可利用岩心测试得到的油水相对渗透率曲线计算无因次采液指数随含水率的变化,以此预测特高含水期油藏合理产液量。然而,由于岩心与非均质油藏内的水驱油过程存在较大差异,使得基于岩心测试的理论无因次采液指数曲线并不适用于矿场实际情况。为此,在并联岩心水驱油实验的基础上,首先基于回归得到包含渗透率及渗透率级差的无因次采液指数曲线方程,建立考虑油藏物性及物性非均质程度影响的无因次采液指数增量图版;然后,将水驱油藏的流场划分为水驱波及区和未波及区,将岩心水驱油实验规律仅应用于水驱波及区,并绘制不同波及系数时的油藏无因次采液指数图版。实例分析结果表明,该方法所需参数较少,计算快捷,能够考虑储层非均质性的影响,并可根据矿场实测采液指数推算水驱波及系数。     

HCZ产量预测模型在海相砂岩油田的应用——以南海X油田为例

南海海相砂岩油藏储量丰富,地质条件优越,目前已开发大量此类油藏。为预测此类油田产量,优化了HCZ产量预测模型的求解方法,在简化计算过程的同时,可以灵活调整模型参数。结合海相低–中黏砂岩典型油田——南海X油田开发实际,针对油田高峰产量后和扩容改造后两个不同产量规律阶段,利用HCZ产量预测模型较为精确地预测出每个阶段的产量,表明了HCZ产量预测模型具有很好的适用性。     

改善聚合物驱后续水驱开采效果分析——以孤岛油田中一区Ng3为例

为了确保聚合物驱后续水驱阶段的增油效果，针对其动态变化特点，提出了这一阶段的调整措施。研究结果表明，后续水驱应保持合理压力场；开展分层注水方式可以有效地控制含水上升速度；根据油井动态变化特点，采取油井分类管理方法，可延长降水增油效果；应结合矿场实际情况，适时开展后续水驱整体注采调整，探索提高采收率的新方法。在孤岛油田中一区Ng3聚合物驱的矿场实践中，取得了较好的开发效果。