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。     

水驱特征曲线在低渗透油藏开发中的应用

低渗透油藏开发储量占比较大,但现有含水率预测与采出程度的计算方法适用于中、高渗透油藏,一般不适合低渗透油藏。针对该问题,在中国石油建立的低渗透类比油藏序列中,筛选出具有代表性的30个油藏作为研究对象,运用丁型水驱特征曲线公式,采用数理统计和理论推导的方法,得到低渗透油藏含水率与采出程度关系图版。研究结果表明：新图版符合低渗透油藏水驱开发规律,经实践验证图版实用可靠,能够有效预测低渗透油藏含水率、采收率等开发指标。该研究对低渗透油藏的开发具有一定的指导意义。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

特高含水开发期曲流河储层构型深化研究及应用

针对孤岛油田Ng3油藏非均质的地质特征,采用油藏综合分析、测井响应分析及数值模拟等方法,开展了特高含水开发期高弯度曲流河储层构型深化研究。解析了单河道、点坝及点坝内部构型单元等不同级次曲流河的储层构型模式,通过采用层次约束、模式拟合的构型表征方法,系统地进行了复合曲流带、单一曲流带、单一点坝及点坝内部侧积体精细表征．建立了密井网区三维构型模型及参数模型。同时针对特高含水期储层构型控制下的剩余油分布特点,开展了井网调整转流场＋非均相复合驱先导试验。,结果表明：中心井区日产油量由4．5t上升到71．0t,含水率由98.8％下降到83．5％,累计增油26539t．预计井网调整转流场提高采收率2．3百分点,非均相复合驱提高采收率6．2百分点,试验区采收率达到63．6％．     

高含水油藏储气库建库微观模型可视化实验研究

采用人造微观储层模型模拟实际建库过程中的各个过程。应用可视化方法，观察各驱替过程的驱替现象，可以清楚地观察到流体进入和驱替的全过程，并分析了储气库的注气、储气机理。天然气驱油和水的效果十分明显，说明高含水后期油藏进行储气库建设，其注气、储气能力较好。在渗透率较高的高倾角油藏中局部注气时，其重力驱动效果明显，气液界面不平行。随着注气速度的增加。油藏的注入能力和储气能力将进一步加强。     

油水运动追踪技术在高含水后期油藏数值模拟中的应用

高含水后期随着油田开发的深入,多数油井已是高含水,如何精细地描述储层内流体的运动、判断油井的主要来水方向、识别无效注水井是需要解决的一个问题.因此,介绍了油水运动追踪技术的方法,此方法可以有效地解决数值模拟中高含水后期无效注水的识别和不同层段、区域动用程度的确定等问题,可以更精细地掌握在不断变化的开采过程中,每口水井的注入水或某些层段、区域流体的渗流行为和特征.其基本原理是应用ECLIPSE数值模拟软件建立一个概念模型,通过示踪剂选件分别对每口注入井定义不同的水相示踪剂,对不同层或区域内的原油定义不同的油相示踪剂,通过分析模拟计算结果可识别无效注水井、识别某生产井的主要来水方向并能定量给出地层感兴趣区域内储量的动用情况.     

高含水油田注水后油藏参数变化规律研究

应用注水模拟实验、环境扫描电镜、水淹层测井解释等研究技术，分析了储层参数变化机理．较全面地分析了高含水期的高孔高渗油藏、中孔中渗油藏和稠油油藏注水后储层结构的变化规律，并将研究成果应用于水淹层测井解释、地质模型的重新修订、数值模拟调参、剩余油分布预测和油层防砂等方面，取得了较好的效果。本项研究可为类似油田的开发提供一定的借鉴。