预测水驱砂岩油藏含水上升规律的新方法

Y1水驱特征曲线是一种广义水驱特征曲线;其斜率b可以反映不同的含水上升规律,我国油田根据地层原油粘度μo可分为低粘(μo<3mPa·s)、中粘(3mPa·s<μo<30mPa·s)和高粘(μo>30mPa·s)三级。根据34个低粘砂岩油田、35个中粘砂岩油田和19个高粘砂岩油田的数据,用Y1水驱特征曲线计算它们的b值,并与空气渗透率建立联系,发现可将油田分为低渗(K<100×10-3μm2)、中渗(100×10-3μm2600×10-3μm2)三级。分别对低粘、中粘和高粘油田以及所有油田的b值和它们的K、μo值,用二元回归法得出了计算b值的回归公式。该公式可用于新油藏的开发评价与设计,预测含水率与可采储量采出程度关系。实例表明该公式的预测结果有一定的准确性。     

注蒸汽开发稠油油藏可采储量预测方法探讨

通过对稠油开采机理和油藏类型的分析，提出了注采关系曲线法和水驱曲线法为注蒸汽开发稠油油藏预测可来储量的主要方法，并对这两种方法的适用性进行了分析。运用数值模拟的方法，对稠油油藏在油藏条件下经济流动极限进行了研究，建立了产能与流度的关系曲线。     

封闭油藏动态及可采储量的一种预测模型

当油田开发进入中后期时,对其经济可采储量的预测,是进行油田开发评价的重要内容。从分析封闭油藏累积产油量与地层压力的相关曲线分布特征及其统计规律入手,在机理上对曲线分布特征的产生给予明确的解释与说明。基于对生命体系生长曲线的研究,引入广义Usher 模型,给出了一种适用于封闭油藏溶解气驱阶段关于油藏动态指标预测的新模型。采用非线性最小二乘法对模型求解,即可确定出模型的各项拟合参数及可采储量。经实例验证,是行之有效的,并具有计算简单、操作方便及预测精度高等特点。     

枣35地区火山岩油藏开发特征及提高可采储量研究

枣园油田枣３５地区火山岩油藏是目前世界上发现的首例双重孔隙介质玄武岩稠油油藏。通过对油藏实际开采资料进行分析，与裂缝性油藏相比，有独特的开发特征。油藏完全靠天然弹性能量开采，地层能量严重不足，弹性采收率低，如何提高火山岩油藏可采集量，是目前急需解决的难题。还就微生物驱油提高可采储量进行了探讨，筛选了试验井组，进行微生物驱油试验，取得了较好的效果。     

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。     

预测油藏开发中后期生产动态的新型水驱特征曲线

在水驱油田开发实践中,国内外提出了大量的水驱特征曲线表达式,其中常见的有甲型、乙型和丙型水驱曲线等。但这些曲线存在在生产中后期发生上翘的现象,导致对于油藏可采储量的计算产生较大误差。针对这种现象提出了一套新型水驱特征曲线对油藏生产中后期的生产动态进行预测,这些曲线能够比较准确地计算出中后期的生产动态指标。对于某油藏实例进行计算的结果表明,提出的新型水驱曲线对于某水驱油藏而言比传统的水驱特征曲线计算结果更为准确。     

预测油气田可采储量和剩余可采储量的新方法

基于油气藏工程中的产量递减法 ,提出了预测油气田可采储量和剩余可采储量的新方法。只要油气田产量已明显进入递减期 ,就可以利用该方法预测未来某一开发年限时的技术可采储量、经济可采储量和剩余技术可采储量、剩余经济可采储量 ,以便于进行油气田开发规划的应用研究。应用实例证实了该方法的有效性和实用性。     

含水致密砂岩气藏可动用储量评价新方法及其应用

确定可动用储量是气藏开发评价的核心工作,也是开发方案科学编制的重要基础。致密砂岩储层一般具有基质致密、高含水饱和度等特征,其基质储量动用十分缓慢,气藏开发早期难以准确评价。根据气藏衰竭开采过程中压降漏斗特征,采用长岩心多点测压物理模拟实验方法及流程,模拟测试了常规空气渗透率分别为1.630 mD、0.580 mD、0.175 mD、0.063 mD的含水储层孔隙压力在衰竭开采过程中的变化特征,建立了一套面积占比方法,实现了对可动用储量进行量化评价,提出了一套提高气藏储量动用技术的对策与建议。以井控范围400 m为例,分别评价了瞬时产气量降为10%时的初期配产和极限动用条件两种情况下的储量动用情况。研究结果表明：含水致密砂岩气藏的采出程度与储层渗透率、含水饱和度、废弃产量等因素密切相关,总体上基质越致密、含水饱和度越高、废弃产量越大,则采出程度越低;通过优化加密井网、人工裂缝规模与基质的匹配关系,避开可动水层、实施控水增气开采,降低废弃产量、延长气井生命周期等技术措施可以提高采出程度。     

油气田剩余可采储量、剩余可采储采比和剩余可采程度的年度评价方法

剩余可采储量、剩余可采储采比和剩余可采程度是判断油气田当前开发形势的重要指标,是决策是否进行开发调整的重要基础,因而受到全球各石油公司的高度重视。根据中国行业标准,评价可采储量的方法主要包括水驱曲线法、产量递减法和预测模型法。水驱曲线法仅适用于水驱开发的油田,而产量递减法和预测模型法则适用于已经进入递减阶段的任何储集类型、驱动类型和开采方式的油气田。DeGolyer and MacNaughton和Ryder Scott两家评估公司对中国境内油气田的剩余经济可采储量进行年度储量资产价值评价所使用的方法是由美国证券交易委员会多部门团队提供的Arps指数递减的变异公式。利用适用于不同开发模式的广义指数递减法,推导得到了油气田年度经济可采储量、剩余经济可采储量、技术可采储量、剩余技术可采储量、剩余可采储采比和剩余可采程度的计算公式,并对DeGolyer and MacNaughton公司使用的变异指数递减法进行了说明和评价。通过8个油田实际应用结果表明,笔者提供的计算方法实用有效。     

聚合物驱油田可采储量计算方法

为了改进聚合物驱（聚驱）油田可采储量的计算方法,利用聚驱驱替特征曲线,对大庆油田萨北开发区的19套井网进行研究,发现一类与二类油层聚驱可采储量的计算方法是一致的,只是在不同开采阶段采用的方法不同。在聚驱后续水驱阶段,水驱规律曲线表现出明显的直线特征,可采用修正甲型和丙型水驱规律曲线计算聚驱可采储量、标定可采储量、空白水驱可采储量和聚驱增储结果等;在聚驱中后期阶段,通过计算出的累积产油量,利用历史数据预测转后续水驱的累积注水量,即可计算出整个聚驱过程中的聚用量,并可分析后续水驱阶段的采出程度,从而建立起中后期可采储量的计算模型;在聚驱早、前期阶段,对于还未注聚的区块无法用驱替曲线进行可采储量预测,因此采用多元回归的方法,从影响聚驱效果的主要因素出发,回归了聚驱可采储量的计算模型,根据注聚前设定的注聚方案参数就可以进行可采储量的预测。应用实例表明,该方法可精确计算聚驱油田不同阶段的可采储量,其计算平均误差仅为1.96%。     

预测油气田可采储量方法的优选

对于新老油气田，基于所处的阶段和拥有的资料，优选了几种预测油气田可采储量的方法。这些方法包括：相关经验公式法、驱替效率法、压降法、物质平衡法、产量递减法和数学模型法     

一种新型水驱特征曲线的推导及应用

文中分析了现有油水相对渗透率曲线指数式表征方法的局限性,指出在低含水时期或特高含水期时,采用指数式相渗表征方法得到的常规水驱曲线对生产动态数据进行拟合将出现较大误差。继而,基于油水相对渗透率曲线Krw/Kro的非指数型特征,文中提出一种新的水驱特征曲线,并详细论述了该水驱特征曲线广义表达式、含水率上升规律表达式的推导过程。实例应用表明,采用文中水驱曲线,对低含水期、中高含水期水驱开发过程中的生产数据拟合和指标预测均具有较好效果,在各含水阶段的可采储量预测结果也具有较好的一致性。     

确定水驱气藏废弃压力与可采储量的简便方法

水驱气藏的废弃压力和可采储量是确定采收率的关键参数,它们的大小直接影响到气藏采收率的高低,因此如何准确计算水驱气藏废弃压力与可采储量的大小显得非常重要。引入虚拟曲线法,根据容积法地质储量计算公式,推导出水驱气藏的视废弃地层压力与可采储量关系式。应用生产动态数据绘制水驱气藏压降储量曲线与虚拟曲线于同一图中,压降储量曲线延长线和虚拟曲线的交点即是水驱气藏的废弃压力点。该点对应的压力即是水驱气藏的废弃压力,对应的累计产气量为可采储量。     

致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法

由于致密油藏的地质特征、渗流特征、开发特征及生产特征均有别于常规油藏,因此亟待建立适应于致密油藏压裂水平井开发的生产动态分析及可采储量预测方法。以致密油藏压裂后的衰竭生产特征为基础,根据油藏工程基本理论,应用物质平衡与动态分析方法提出了一种简便且广泛适用的致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法。研究结果表明,在单井最小含水率一定的条件下,单井可采储量采出程度与含水率变化有关。通过绘制关系图版,发现投产初期含水率降低速度较快,随着可采储量采出程度的不断上升,含水率下降速度逐渐减缓,且单井可采储量采出程度及含水率均随最小含水率的减小而降低。当可采储量采出程度为1时,生产井含水率降至最小含水率。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组X区块的12口致密油井为例,应用该方法分别预测了单井可采储量,计算了可采储量采出程度,并通过对比其中2口生产井的理论图版曲线与实际生产数据,验证了该预测方法的可靠性及准确性。此外,基于提出的理论与方法,预测了2口实例井的生产动态,并分别得到了累积产油量、累积产水量与含水率之间的生产动态关系曲线,用以评估油井当前生产状态并预测生产趋势。     

致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法

由于致密油藏的地质特征、渗流特征、开发特征及生产特征均有别于常规油藏,因此亟待建立适应于致密油藏压裂水平井开发的生产动态分析及可采储量预测方法。以致密油藏压裂后的衰竭生产特征为基础,根据油藏工程基本理论,应用物质平衡与动态分析方法提出了一种简便且广泛适用的致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法。研究结果表明,在单井最小含水率一定的条件下,单井可采储量采出程度与含水率变化有关。通过绘制关系图版,发现投产初期含水率降低速度较快,随着可采储量采出程度的不断上升,含水率下降速度逐渐减缓,且单井可采储量采出程度及含水率均随最小含水率的减小而降低。当可采储量采出程度为1时,生产井含水率降至最小含水率。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组X区块的12口致密油井为例,应用该方法分别预测了单井可采储量,计算了可采储量采出程度,并通过对比其中2口生产井的理论图版曲线与实际生产数据,验证了该预测方法的可靠性及准确性。此外,基于提出的理论与方法,预测了2口实例井的生产动态,并分别得到了累积产油量、累积产水量与含水率之间的生产动态关系曲线,用以评估油井当前生产状态并预测生产趋势。     

致密油藏可采储量概率快速评估方法——以红河油田长8油藏为例

致密油藏储层致密、大面积含油、局部“甜点”富集、油水分布复杂以及后期工程改造带来的储层复杂性,决定了其单井开发动态与可采储量分布具有较大的差异性和较强的不确定性,很难用常规的储量评估方法得出合理的确定性认识。通过引入北美对非常规页岩油气藏储量的评估方法,采用已开发井确定单井储量,再用已开发井储量的概率分布特征来表征区块或者油气藏的储量。对红河油田长8致密特低渗油藏进行了研究,跟踪单井的初期生产动态和产量递减特征,分析可采储量与地质特征、含油性和初期生产动态的相关性,来寻找影响可采储量估算的关键因素。用P₁₀/P₉₀值来判断数据的不确定性,其值在3~8,可获得90%的置信度所需最小的样本量;该值如大于10,说明油藏具有地质、工程改造的复杂性和不同区块的差异性。通过不确定性法建立了关键影响参数和单井可采储量的概率分布,实现了单井可采储量的快速评估和评价。