改进的童氏图版在低渗透油藏中的应用

标准童氏图版是根据中高渗透水驱油藏含水率与采出程度关系统计出来的,能较好地评价中高透渗水驱油藏开发中后期的注水效果,但不能客观准确地评价低渗透油藏的注水开发效果.采用统计学的方法,对辽河油区26个低渗透注水油藏的含水率与采出程度关系进行了研究,将标准童氏图版公式中的比例系数7.5换成了21.87,符合低渗透油藏含水率与采出程度变化规律.在改进后的图版中,实际生产曲线基本在采收率为15%的理论曲线上运行,与标定的采收率15.1%比较接近.     

童氏图版的改进及应用

童氏图版法在国内外注水开发油田采收率预测中得到了广泛应用，但它只能应用于油田开发的中后期，对于采出程度较低的水驱高粘度油蓝和低渗透复杂断块油田，童氏图版对含水率与采出程度的描述与实际不符。从数学意义及油藏开发理论角度，分析了童氏图版的某些不合理之处：在水驱曲线理论推导的基础上，对童氏图版计算公式进行了改进和完善，拓宽了童氏图版的应用范围。实例应用表明，改进后的童氏图版对含水率与采出程度变化规律的描述更加符合实际，预测的采收率更准确。     

童氏图版的改进及在海南3断块中的应用

受注水开发油藏物性影响,童氏标准曲线公式中的7.5这个常数不能真实反映单一具体水驱油藏的开发情况.从甲型水驱曲线及水驱油藏渗流规律出发,对7.5这个常数进行了推理与对比,进而对童氏标准曲线公式进行改进,得到适合单一水驱油藏开发效果评价的改进童氏图版,对单个水驱油藏注水开发效果评价具有重要的指导意义.     

童氏含水与采出程度关系图版的改进与应用

在吉林低渗透油田开发含水与采出程度关系研究基础上,通过对童氏含水与采出程度关系图版改进,把7.5这个常数换成13,符合低渗透油田的含水率与采出程度变化规律。通过实践证明方法是行之有效的,在吉林油区得到广泛应用。     

童氏含水率预测方法的改进

童宪章标准图版关系曲线是通过国内外中高渗透水驱油藏统计出的规律,并不能客观反映具体油藏的实际特征。针对利用童宪章标准图版关系曲线评价油藏含水率与采出程度关系出现实际值与理论值存在较大偏差的情况,根据水驱油藏静态特征参数、渗流规律及动态含水率变化,运用水驱特征曲线对童宪章标准图版关系曲线公式中常数7.5进行了推理,推导出替代常数7.5的关系式。通过实例验证,改进的图版评价含水率变化更符合油藏实际,具有较强推广应用价值。     

童氏图版的新应用—评估油田（区块）地质储量

用童氏图版可以评估油田（区块）地质储量，扩大了童氏图版的应用范围，对童氏图版评估地质量的原理，合理性和优点等进行了分析，并提出用童氏版评估地质储量的具体方法，该方法与水驱储量法一起产油田地质储量更为有效，给出了木头油田木146区块的评估实例，该区块评估后的地质储量为原用容积法地质储量的2．3倍，以此为基础，对这个区块布加密调整井14口，取得了良好的开发效果和经济效益。     

预测水驱采收率方法的改进与应用

以水驱特征曲线关系式为基础．提出了一个带参数L的含水率与采出程度关系模型。研究表明该参数——水驱地质储量与水驱油田的储量常数的比例系数，可以通过回归油田早期含水上升数据或利用岩心实验资料求解，用它预测油田水驱采收率更直观、准确，适应性更强．同时可在注水开发之前预测油田含水变化特征。     

一种新型油藏气驱采收率预测图版

基于童氏图版,考虑油、气、水三相的影响,提出以累计产气、产水量地下体积之和占总产出流体地下体积比例的含水气率替代含水率,将累计产气量纳入童氏水驱特征曲线图版中,推导了气驱特征曲线方程,建立了一种适用于气驱油藏采收率预测的新型图版,同时采用油田实际生产数据,结合油藏数值模拟预测数据,论证了新型图版的适用范围并用实例验证了预测结果的精度。结果表明,新型图版同时适用于水驱、气驱油藏采收率预测。当油藏不注气或未产气时,可忽略气相,仅考虑油、水两相,新型气驱特征曲线图版退化为童氏图版,可评价油藏水驱效果。当气驱油藏含水气率为60%～80%时,新型图版回归法预测采收率适用性较好。当气驱油藏含水气率大于80%时,新型图版回归法与赋值法均可较准确地预测气驱油藏最终采收率。     

大庆外围低渗透裂缝性油藏含水率预测方法

大庆外围低渗透裂缝性油藏同时具有储集油气的基质系统和作为渗流通道的裂缝系统,与非裂缝性油藏相比具有特殊的含水率变化趋势,常规含水率预测方法不适用。依据低渗透裂缝性油藏油水两相渗流特征,提出了基质、裂缝系统相渗复合方法,给出大庆外围低渗透裂缝性油藏复合相对渗透率曲线,然后根据油藏工程理论,推导出含水率、采出程度计算公式,建立了裂缝性油藏含水率预测方法,结合大庆外围朝阳沟油田低渗透裂缝发育区块进行了实例计算与分析。结果表明,基于复合相渗的含水率预测方法预测相对误差为4.47%,与现有方法中误差最小的水驱规律曲线相比,计算精度提高了2.26百分点,能够较为准确地预测低渗透裂缝性油藏含水率。研究成果为裂缝性油藏开发决策和开发规划提供了理论依据。     

底水油藏直井含水上升预测新方法的建立

底水锥进是影响底水油藏开发效果的重要因素。综合考虑各种影响因素,基于详细理论研究与分 析,利用某油藏生产数据建立了底水油藏的数值模型,并应用数值模拟结果中的累积产油、产水和产液量 计算俞启泰水驱特征变化曲线,得出反映直井含水变化规律的参数b 值。确定b 值为响应值,运用响应 曲面实验设计分析方法研究不同因素对b 值的影响,最后建立主要影响因素与b 值的关系式,结合俞启 泰曲线b 值图版,得到了预测底水油藏直井含水变化规律的回归曲线-图版法。应用此图版法对海上某 油田H12 井含水率进行了预测,并与实际生产数据对比,认为此方法可作为预测底水油藏直井含水率变 化规律的一种有效方法。     

低饱和度油藏原始饱和度计算及含水上升规律

受低幅度构造、地层倾角小、储层渗透率低、油源供给不足等因素影响,油层中存在自由水,若整个开发层系的油层大面积内均为油水同层,则称为低含油饱和度油藏。低含油饱和度油藏油井投产初期就具有一定含水率。由于室内岩心试验获得的油水相对渗透率曲线是在饱和油情况下进行,因此,油田实际含水与采出程度和利用室内试验曲线计算出的理论含水与采出程度曲线不能较好吻合,当油藏原始含水饱和度较高时这种误差会很大,导致含水与采出程度理论曲线无法正确预测油藏含水上升规律。根据试验获得的相渗曲线和实际生产数据,采用试验数据与生产实际相互印证的方法,修正油藏含水上升规律,计算油藏原始含水饱和度,解决了油藏原始含油饱和度计算以及具有原始含水饱和度油藏含水上升规律预测问题,对正确认识油藏和开发指标预测具有重要意义。     

葡西油田油水同层油藏储层初期含水率解释方法研究

利用密闭取心资料对相对渗透率实验得到的分流量关系曲线进行校正,得到油藏条件下的分流量曲线,通过对油藏条件下的分流量曲线进行内插,建立油水同层初期含水率解释图版.油水同层初期含水率解释图版可以根据储层空气渗透率和原始含油饱和度查得储层初期含水率,从而界定开发井射孔井段、预测单井产能等.利用葡西试验区11口井单层射孔资料验证,该方法解释符合率为82%.     

高含水普通稠油油藏二次开发研究

针对老油田开发中存在低速开采等主要矛盾，应用新技术重新开发老油田，创新性地提出以改善老油田开发效果、提高油田采收率为主的老油田二次开发，建立了二次开发配套技术标准，并以新海27块普通稠油油藏为例，在精细油藏描述及油藏工程研究基础上，应用水平井技术开展二次开发研究，实施效果显著，预计可提高采收率10．2％。     

水平井技术在高渗透油藏高含水期挖潜中的应用

梁家楼油田梁南为厚层、高渗透、正韵律油藏,经过多年开发,目前已处于高含水、高采出程度开发阶段。为进一步提高油田采收率,应用开发测井、三维地震、动态监测等资料,采用数值模拟、油藏描述等技术,对剩余油分布规律进行了深入细致的研究,研究认为剩余油主要分布在厚油层的顶部以及水锥锥体之间。根据剩余油分布特点,结合水平井既可提液增油,又可控制底水锥进的优势,在该油田实施水平井挖掘剩余油潜力,在梁南设计实施水平井12口,通过优化设计水平井轨迹,制定并实施科学合理的开发管理模式以及区块注采调配方案,取得单井初增油60．6t,综合含水10．5％的较好效果,区块采收率提高5．0％。     

高邮凹陷高含水砂岩油藏储层物性变化特征及影响因素分析

高含水砂岩油藏经过长期注水后,其物性会发生变化,对油藏开发产生明显的影响。为此,通过利用不同渗透率的岩心开展了水冲刷实验研究,并在实验基础上分析了黏土矿物、孔喉特征及岩石润湿性等对储层物性变化的影响。实验结果表明,渗透率较大的样品随着注水倍数的增加,渗透率逐渐增大;渗透率较小的样品随着注入倍数的增加,渗透率逐渐减小;且不同注入速度会影响物性的最后变化程度;黏土矿物含量、孔喉特征和岩石润湿性三者对储层物性变化有影响,其中黏土矿物含量对物性变化影响最大,孔喉特征和岩石润湿性影响较小。     

高含水油田发展油藏地球物理技术的思考与实践

根据油田开发的需要,在高含水油田有必要开展油藏地球物理技术研究,横向上要精确识别和预测对剩余油富集具有遮挡作用的小断层、微幅度构造、砂体边界和岩性隔挡(如废弃河道),纵向上要精细预测控制剩余油丰度的砂体厚度和储层物性参数,重点解决河道边界预测和薄互层储层单砂体厚度预测精度问题。并结合高含水油田开发的需求,提出了关于发展油藏地球物理技术的发展方向。以大港油田港东一区一断块研究为例,说明了在高含水油田应用油藏地球物理技术的必要性和有效性。     

特高含水期油藏平面分区调控方法

针对特高含水期平面剩余油分布复杂,不同区域开发对策不同的特点,提出了基于油藏数值模拟计算结果的油藏分区调控方法。首先通过极限含水率对应的含水饱和度值作为水淹区与潜力区的划分依据;其次以建立的考虑经济因素的剩余可采储量丰度界限和渗流速度界限,将潜力区进一步划分为低速新井调控区、低速注采调控区、高速新井调控区、高速注采调控区4类。综合考虑各分区分布特征,采用连通区域标记算法统计各分区连片区域网格数,计算连片区域的面积和剩余可采储量,确定不同连片区域开发政策。实际油藏的应用结果表明,调控后低速新井调控区和低速注采调控区面积大幅度减小,调控5年油藏采出程度增加3.1%。     

边底水油藏开采机理与含水上升规律

针对靖安侏罗系边底水油藏的开发特征,以边底水生产开采机理和控制底水锥进的理论方法为指导,根据油藏动态分析研究,结合数值模拟结果,分析了新52井区边含水上升规律,研究了井区含水上升影响因素,提出人工注水是油藏实现＂控水稳油＂和高效开发的有效途径。新52井区注水开发延缓边底水锥进的效果,有效减缓了油田含水上升,确保了油藏的稳产开发,为油藏中后期开发调整积累了经验。     

裂缝性底水油藏含水率及产量变化规律研究

将部分打开底水油藏内的流动视为上部平面径向流动和下部垂直单向流动的组合，利用上部的平面流动确定地层内压力分布的差异，而在下部流动中考虑地层内的压力差异和重力作用，导出了部分打开裂缝性底水油藏的水相分流量方程，可准确描述不同生产压差下的含水变化规律。水相分流量方程结合无因次采油（液）指数便可对油藏的产量变化规律进行预测。该理论的建立为底水油藏开发中的动态分析和预测提供了依据。