水驱油藏驱替压力与波及系数相关性研究

油藏水驱开采后剩余油分布十分复杂,其控制因素也极为复杂。目前从水驱采收率的角度来看,搞清驱油效率和体积波及系数的控制因素也就基本上搞清了剩余油分布的控制因素。针对目前状况,本文通过数值模拟的方式,对驱替系统按照不同采油速度、不同生产压差、厚油层二次射孔的方式进行模拟从而分析不同方式开采驱替压力与波及系数及采收率关系。     

复杂断块油藏人工边水驱提高采收率机理分析

人工边水驱技术是胜利油田近两年提出的一种特高含水后期提高复杂断块油藏采收率的水驱接替技术.该技术已取得了较好的现场应用效果,但提高采收率的内在机理有待深入研究.文中对与人工边水驱技术相关的已有研究成果进行了系统调研整理,对人工边水驱提高复杂断块油藏采收率的机理进行了分析.首先对人工边水驱提高采收率矿场实施现状进行了评价,在此基础上,利用室内实验、数值模拟、动态监测、理论推导等方法,开展了人工边水驱提高驱油效率和体积波及系数的内在机理分析.分析认为,人工边水驱主要通过增大过水倍数、提高驱动压力、改变流场、使分散剩余油二次富集等方法达到提高采收率的目的.最后根据研究结论对复杂断块油藏人工边水驱的内涵进行了完善.     

中轻质油藏高含水期注水体积波及系数研究

针对中轻质油藏高含水期注水体积波及系数变化规律认识不清的问题,运用渗流力学理论及油藏工程方法,基于油水相渗比的新型表征公式和新型水驱曲线,建立了一种适用于中轻质油藏高含水期的注水体积波及系数变化规律的研究方法。研究结果表明：随着中轻质油藏进入高含水期,优势渗流通道的形成导致大量注入水形成低效甚至无效循环,从而导致体积波及系数的增长速度随含水率的上升逐渐减缓。将研究成果应用于渤海南部BZ油田,注水体积波及系数的计算值与实测值的误差仅为-5.2%,满足矿场应用要求。研究成果对中轻质油藏高含水期油田开发效果的预测及评价有一定指导意义。     

复杂断块油藏见水后面积波及系数的修正

由于复杂边界、平面非均质性和井网完善程度对复杂断块面积波及系数的影响,因此在常规注采井网均质油藏水驱面积波及系数的基础上,引入复杂边界校正系数、地层非均质性与注采井网关系校正系数、井网完善校正系数来修正复杂断块见水后的面积波及系数,得到其计算表达式。应用此法计算江苏油田庄2断块2009年7月底的面积波及系数,其计算结果与数值模拟结果相差仅3.6%,证实了该理论修正方法的合理性。     

驱油效率和体积波及系数的确定

从Buckley-Leverett 一维水驱理论出发得到了驱油效率与可采储量采出程度的数学关系,且驱油效率有最小值。在此基础上,进一步建立了实际油藏的驱油效率与可采储量采出程度的数学模型。利用采出程度驱油效率和体积波及系数三者关系。给出了体积波及系数与可采储量采出程度的计算公式。根 据驱油效率和体积波及系数计算公式.提出了注水开发后期体积波及系数和驱油效率潜力分析方法和应采取的开发方式。通过实际应用计算结果与已有成果相一致。     

驱油效率和体积波及系数的确定

从Buckley-Leverett 一维水驱理论出发得到了驱油效率与可采储量采出程度的数学关系,且驱油效率有最小值。在此基础上,进一步建立了实际油藏的驱油效率与可采储量采出程度的数学模型。利用采出程度驱油效率和体积波及系数三者关系。给出了体积波及系数与可采储量采出程度的计算公式。根 据驱油效率和体积波及系数计算公式.提出了注水开发后期体积波及系数和驱油效率潜力分析方法和应采取的开发方式。通过实际应用计算结果与已有成果相一致。     

计算注水开发不同阶段体积波及系数的新方法

体积波及系数是油田评价开发效果、制定开发调整方案的重要依据。为了研究注水开发不同阶段体积波及系数的变化规律，从注入孔隙体积倍数角度出发，根据油水相对渗流理论与油藏工程原理，提出了驱油效率与注入孔隙体积倍数的计算模型，建立了体积波及系数计算方法，并以胜利油田3 个试验区为例进行了计算与分析。结果表明：驱油效率与注入孔隙体积倍数之间满足指数方程，二者关系曲线呈上凸型；随着注入孔隙体积倍数的增大，驱油效率由最小驱油效率逐渐增大，并趋近于最大驱油效率；对驱油效率计算模型进行验证，预测值与实测值的平均相对误差仅为1.90%；水驱开发过程中体积波及系数与注入孔隙体积倍数关系曲线整体呈快升-缓升-近平台状演变趋势，计算结果能够指导开发调整措施的效果评价；3 个试验区目前体积波及系数接近90%，波及区内存在大量剩余油，亟需开展波及区内主体剩余油的描述与启动方法研究。     

有关稠油油藏驱油效率的讨论

利用油藏工程基本知识和基本方法，对稠油油藏水驱和蒸汽驱的两组驱油效率室内实验结果进行了分析。结果认为：第一组实验结果违背了油藏工程基本事实；第二组实验结果符合油藏工程基本事实。     

冀东油田复杂断块油藏水驱采收率计算方法

复杂断块油藏在我国油田开发中占重要位置,与整装砂岩油藏相比,其开发水平和开发程度都有较大的差距。对于冀东油田这类构造岩性层状复杂断块油藏来说,注采井网仍不能有效控制全部的地质储量,仍有很大一部分储量无法通过水驱开发。冀东油田复杂断块注水开发油藏注采井网以不规则点状注水井网形式为主,常规油藏工程计算采收率方法无法满足生产要求。将冀东油田复杂断块构造岩性油藏不规则点状注采井网分为4类13种油砂体井网配置模式,分别计算每种模式极限面积波及系数,进而计算区块水驱采收率和理论采收率。根据建立的复杂断块油藏水驱采收率计算方法,计算了冀东油田复杂断块油藏水驱采收率,与标定采收率相比,复杂断块油藏理论采收率计算方法的计算结果与动态法差别较小。     

海上底水油藏水平井水驱波及系数定量表征

海上底水油藏开发中后期面临着水驱油规律认识不清及水平井井间水驱波及系数定量描述难的问题。以渤海Q油田为例,利用室内一维长岩心水驱油实验、油藏数值模拟方法,建立了底水油藏精细数值模型,研究了底水油藏长期水驱后驱油效率和水平井井间水驱波及系数变化规律。结果表明：水驱油实验中驱替倍数提高至2 000 PV,驱替速度由1 mL/min提高至5 mL/min,驱油效率较常规水驱驱替倍数为100 PV时提高了15%～20%;基于数值模拟的水平井水驱波及体积研究,通过引入高倍水驱后相渗曲线,并将模型网格精度提高至长×宽×高为10.0 m×10.0 m×0.3 m时,实现了对水驱波及体积的精细刻画,计算出的波及系数由原始模型的66.7%降低为54.6%,提高了模型计算精度;水平井布井油柱高度和井距均是影响井间水驱波及系数的主控因素,水平段油柱高度越低,井距越大,井间水驱波及系数越低。基于以上研究结果,建立了海上底水油藏井间水驱波及系数图版,明确了底水油藏水平井布井界限参数：布井井距100～150 m,油柱高度6～8 m,井控储量（15～25）万m³,水平井最大提液幅度2 000 m³/d,极限经济产油量10 m³/d,水平井累计产油量大于5万m³。该研究成果成功指导了海上Q油田底水油藏21口加密水平井的实施,可为底水油藏中后期高效挖潜提供借鉴。     

高尚堡多层系复杂断块油藏含水率变化影响因素研究

多层系复杂断块油藏断层数量多、构造复杂、含油层系多、非均质性强,开发过程中油井含水率控制难度大,导致原油产量和采收率较低。以高尚堡深层油藏为背景,通过油田实际动静态资料分析和油藏数值模拟,研究筛选出油井含水率变化的多种影响因素;建立各种条件下的油藏模型,研究射孔层位含油性、油水井间大孔道、高渗条带、断层、储层非均质性、注采比、采液速度、构造等因素对油井含水率的影响。结果表明,以上各种因素直接影响油井的含水率,但其影响程度存在一定差异。     

垦利油田复杂断块油藏断层封堵性研究

垦利油田是一典型的多断块油藏,断层对该区的油水分布有很强的控制作用.在构造研究的基础上,利用三维地震解释资料,通过精细储层研究,对该区构造格架进行了重新解释,深化了对注水开发起遮挡作用的断裂体系的认识,大幅度提高了构造格架模型的精度.并且从两盘接触关系,两盘产出及压力变化情况、井间注入与产出、产同与产出的干扰状况判断断层的封堵性,对剩余油研究及下步挖潜提供了较为可靠的依据.     

渤海复杂断块油藏精细挖潜的实践与认识

位于渤海的渤西复杂断块油田群由4个储量均为约1 000×104m3的复杂断块油田组成。油田群内部断层发育,含油层系多,油气水关系复杂。经过长期衰竭开发,地层能量下降快、各层采出不均衡、剩余油分布复杂,开发效果逐渐变差。为了解决开发过程中出现的诸多突出矛盾,通过动静结合、精细地质研究寻找剩余油;通过晚期加强注水、细分开发层系缓解层间矛盾;通过老井上返、滚动勘探开发等方法实现产量接替。这些方法的研究与应用,延长了海上老油田的开发寿命,提高油田采收率5%～12%,对于海上复杂断块油田的精细挖潜和高产稳产具有重要的指导作用。     

大港滩海复杂断块凝析气藏开发方案研究

大港油田滩海地区断块较多,油藏类型复杂,其中张海5断块为受构造和岩性双重作用控制的带油环凝析气藏。针对这个断块的非均质性较强,平面纵向连通性较差等特点,采用数值模拟方法并结合油藏工程方法对断块凝析气基础性开发的合理井网井距、井型、水平井水平段长度进行了筛选;同时对枯竭式开采、循环注气、水驱等不同驱动方式进行了论证,对比出了最优的驱动方式。通过对先采油后采气、先采气后采油和油气同采的3种不同开采方式开发效果的对比,优选出了适合这2个凝析气藏的合理油气开采顺序。在各种机理研究及驱动方式和开发方式研究的基础上,对这个断块进行了各种预测方案的对比分析,优选出了能够高效高速开采滩海地区凝析气藏的技术方案及对策,并提出了开发建议。     

永安气藏开发规律及剩余气分布研究

永安地区气藏类型是断层遮挡的底水构造气藏。根据开发动态分析,底水活跃,加之依靠自身能量无法将侵入到地层中的水全部带出,出水以后气井产量递减急剧加快,大部分可采储量是在无水采气期采出。通过数值模拟研究认为,目前剩余气受构造与井网的控制,主要分布在局部高点及气井之间,这部分剩余气开发将是提高气藏开发水平的重要方向。     

低渗透油田水驱扩大波及体积技术探讨

低渗透油田水驱开发效果的好坏取决于水是否"均匀"地驱替整个油藏。针对低渗透油田注水开发存在"注不进、采不出和堵不住"三大问题,分析了注不进水、采不出原油、堵不住水窜流的本质原因,提出了以下建议:(1)根据渗透率和裂缝具体情况,设计体膨颗粒(微球)与柔性颗粒组合,在裂缝沿程形成智能动态调驱段塞,抑制窜流问题,大幅度扩大注水波及体积;(2)通过攻关纳米材料的改性,赋予纳米颗粒减弱水分子间作用力的功能,实现注得进与采得出,大幅度扩大低渗透区域常规水驱不可及的波及体积。     

低渗透裂缝性油藏两级封窜扩大波及体积技术

为降低低渗透油藏CO_2驱油过程中窜逸现象的发生,选取低渗二维饼状岩心,用压裂设备逐渐加压对岩心造裂缝,采用反五点法模拟超前注水后低渗透油藏的开发,进行改性淀粉凝胶封堵裂缝后水驱、乙二胺封堵气窜通道后CO_2驱两级封窜实验。结果表明,改性淀粉凝胶可有效封堵地层中的裂缝,水驱及改性淀粉凝胶一级封窜裂缝后的采收率为23.4%;一次CO_2驱期间出现气窜,但气窜阶段仍是提高采收率的重要阶段,一次CO_2驱的采收率为21.3%;乙二胺可有效封堵低渗层气窜通道,扩大CO_2波及体积,乙二胺二级封窜后CO_2驱采收率为15.0%。在反五点法岩心物理模拟实验中,水驱及水驱后改性淀粉凝胶一级封窜地层中裂缝+CO_2非混相驱后乙二胺二级封窜气窜通道的采收率为59.6%,增油效果明显。图5表4参26     

油层岩石的孔隙结构与驱油效率的关系

根据岩石的毛管压力曲线资料．在矩法确定的岩石孔隙结构特征值基础上,提出了孔隙结构特征值函数的方法．室内驱油实验结果证明,孔隙结构特征值函数与水驱油效率有很好的正相关性,利用孔隙结构特征值函数可以预测油藏的水驱油效率．