阶段水驱指数、存水率理论图版修正及应用

阶段存水率、水驱指数理论图版作为评价水驱油藏效果一种重要模型,在确定油藏合理配水量与井网调整等方面有广泛应用。由于该模型是含有3个未知变量,因此在实际应用运用过程中,我们通常选择控制注采比的大小来确定含水率与存水率、水驱指数的变化规律。运用理论图版对A断块砂岩油藏注水开发进行拟合可以看出该图版无法有效判断注水效果的合理性。这说明理论图版适合性有限。为了更好的确定油藏水驱效果,通过水驱油藏注采经验公式与存水率、水驱指数定义式结合推导出合理注采比下阶段存水率、水驱指数与含水率的表达式,应用新的表达式所得到的理论曲线与实际生产曲线趋势对比,若理论的曲线与实际结果一致,说明水驱有效较好。同时在对A油藏运用过程中,我们还能通过该模型得到油藏水驱开发效果好坏时机,所以相比与理论图版,新模型更加有效、可靠。     

低渗透油田水驱开发效果评价—以N区块为例

低渗透油田开发进入中后期,合理评价注水效果是制定合理精细注水政策的前提和基础。通过地层压力与饱和压力关系分析压力保持水平级别,利用相对渗透率曲线得出含水率与采出程度理论曲线,通过与实际曲线位置关系评价开发效果好坏。利用水驱指数与注采比关系,计算得出不同注采比条件下标准图版,将实际曲线与同类油藏存水率、水驱指数标准图版对比评价水驱开发效果。研究表明,N区块生产能力较好,采液量、注水量差异与地层压力变化保持一致,利用含水率与采出程度关系图版、存水率图版、水驱指数图版评价油藏开发效果较好。     

应用存水率与水驱指数评价水驱效果

存水率和水驱指数是综合评价注水开发效果的两项重要指标[1]。将存水率与水驱指数定义结合含水率定义公式与甲型水驱曲线公式、含水率定义公式相结合,建立在不同注采比条件下存水率与水驱指数随采出程度与含水率变化的理论图版,用实际的曲线与理论曲线对比,评价ND油田26井区的注水开发效果,并得出ND油田26井区目前存水率与水驱指数都是下降的趋势,注水利用率与水驱效果变差。     

H31断块稠油油藏常规注水开发效果评价

存水率和水驱指数是综合评价注水开发效果的两项重要指标。本文从存水率和水驱指数的定义出发，结合水驱特征曲线，在绘制H31断块存水率和水驱指数曲线的基础上，利用存水率和水驱指数的标准曲线和采出程度与综合含水率关系曲线两种方法评价了该断块的注水发效果，从而达到改善油田开发效果的目的。     

杏西油田注水开发效果评价研究

根据相关经验公式确定区块的水驱采收率,再利用童氏校正水驱曲线,建立起含水率与采出程度的关系,推导出了存水率随采出程度的变化关系式,最后建立了含水率采出程度和存水率采出程度的典型曲线。根据区块实际的含水率采出程度和存水率采出程度曲线与典型曲线的位置关系,可评价区块目前的水驱开发效果。     

存水率新方法评价注水开发效果研究

从存水率的定义出发,给出计算存水率的两种计算方法。首先,根据丙型水驱规律曲线,推导出存水率的计算方法,绘制出存水率理论图版,由实际存水率值与理论图版关系评价注水利用情况;其次,通过物质平衡、注水和水侵关系计算得到驱动指数,将驱动指数法计算存水率值应用到油田实际生产中,分析开发效果,两种驱动指数法计算的存水率,排除了边底水的干扰,能正确表征注水利用率状况。     

利用存水率与水驱指数评价油田注水效果

存水率和水驱指数是评价注水开发油田注水状况及注水效果的两个重要指标 ,本文通过绘制存水率与含水率、水驱指数与含水率理论曲线 ,并与濮城西区沙二上 4- 7实际值加以对比分析 ,从而对濮城西区沙二上 4- 7油藏注水状况及注水效果进行了综合评价     

利用存水率与水驱脂数评价油田水效果

存水率和水驱指数是评价水开发油田注水状况及注水效果的两个重要指标,本文通过绘制存水率与含水率,水驱九与含水率理论曲线,并与濮城西区沙二上４－７实际值加以对比分析,从而对濮城西区沙二上４－７油藏注水状况及注水效果进行了综合评价。     

油藏水驱开发效果评价

根据区块生产实际,筛选出能反映油藏水驱开发效果评价指标作为水驱开发效果综合评价的单因素评价指标,这些指标一般是油田最为关注的主要指标,对油田开发评价起着决定性影响,本文主要从水驱储量动用程度、归一化含水率、存水率、水驱指数等对水驱油藏进行注水开发效果评价。     

油田注水开发效果评价方法研究

我国低渗透油气资源十分丰富,边水与底水驱动不明显,天然能量补给差,开发难度大。为了提高开发效果,提高最终采收率,必须采取注水开发以保持地层压力。对这些水驱开发油藏,存水率和水驱指数是综合评价注水开发效果的两项重要指标,本文从存水率和水驱指数的定义出发,给出了存水率和水驱指数表达式,并以陕北某油田为例分析。     

大庆油田二类油层注聚后期合理转后续水驱注入时机研究

大庆油田二类油层已经进入聚合物后期阶段,为了对提高区块采收率,确保油田可持续发展,通过设计后续水驱不同含水阶段开展聚合物溶液驱油的注入参数,与数值模拟对二类油层注聚后期转后续水驱最佳时机研究的成果相互验证,结果表明了当含水为94.7%时,为转后续水驱最佳时机的含水界限。该结论对现场为二类油层注聚后期转后续水驱方案编制具有指导意义。     

复杂断块聚驱后注聚/表二元复合驱可行性研究

港西油田总体处于高含水高采出程度的开发阶段,聚合物驱油技术在港西油田推广应用已24年,聚合物驱控制地质储量占油田总储量的21.9%,聚合物驱后如何进一步提高采收率是港西油田面临的重要技术难题。经证实聚驱后二元复合驱技术可以进一步提高采收率,本文重点介绍港西三区聚驱后注聚/表二元复合驱技术提高采收率的室内研究、实施方案优化和现场应用效果分析,从而验证了聚驱后注聚/表二元驱提高采收率技术在港西油田复杂断块"双高"油藏条件下的可行性。     

多注入轮次提高等流度二元驱采收率的实验研究

针对J16块试验区实施二元驱时,存在注入液在不同渗透性地层中推进速度不均匀、驱油效果变差等问题,开展了多注入轮次提高等流度二元驱采收率的室内实验研究。结果表明:在二元体系的成分和用量相同的条件下,不同注入轮次等流度二元驱采收率不同。实验条件下,四轮次注入时化学驱采出程度最高,达到35.2%,高出一轮次7.49%。多轮次注入二元体系较单轮次注入能够更好的控制含水上升速度,长时间维持较高注入压力,更大限度增强等流度驱油效果。     

双重非均质模型凝胶调驱动态特征物理模拟实验研究

针对非均质油藏,制作了带含油饱和度监测能力和测压孔的人造环氧树脂胶结平面、纵向双重非均质模型,并在其上开展了凝胶调驱物理模拟实验。对整个调驱过程中的采收率、含水率、压力、含油饱和度动态变化特征进行了分析,实验结果表明:调驱剂在后续水驱阶段仍然能够增加注入压力、降低含水率;非均质程度较大的油藏,剩余油从纵向上看主要分布在中低渗透层,从平面上看主要分布在远离注入井和主流线的两翼部位,但整个驱替过程之后仍有10%以上的残余油,可以采用提高洗油效率驱油方法继续提高采收率。     

齐家北油田数值模拟合理注采比研究

本文针对齐家北油田储层物性差异,将油田分为古708区块和古704区块,通过对两个区块不同注采比进行数值模拟,以及不同含水对应的采收率情况,确定合理的注采比。提高了油田注水开发方案的针对性和有效性,对提高扶余油层开发效果具有一定的指导作用。     

齐家北油田数值模拟合理注采比研究

本文针对齐家北油田储层物性差异,将油田分为古708区块和古704区块,通过对两个区块不同注采比进行数值模拟,以及不同含水对应的采收率情况,确定合理的注采比.提高了油田注水开发方案的针对性和有效性,对提高扶余油层开发效果具有一定的指导作用.     

鄂尔多斯盆地延长组特低渗油藏注水时机对开发的影响

不同注水时机下,鄂尔多斯盆地延长组特低渗透油藏注水开发规律表现不同的响应特征,研究确定注水时机,对延长组油藏延长高产稳产时间以及提高油藏采收率都十分必要。本文着重利用矿场资料统计的方法,对已开发不同类型油藏的注水时机与产量变化关系、采出程度和含水关系、地层压力和产液量关系等进行了统计分析,总结出该类油藏不同注水时机下的开发特征,同时简单分析了其机理。通过研究发现,安塞油田超前、同期、滞后和未受效四种情况,初期稳产阶段产量比例为4.27：2.3：1.87：1,因此,尽可能实施早期注水,改善特低渗油藏开发效果。