大庆水驱砂岩油田含水上升的基本规律

应用单层水驱油资料和多层油田注水开发资料，结合不同原油性质油田含水率与可采储量采出程度关系曲线，分析了砂岩油田注水开发过程中含水上升的基本规律。指明了高粘油田含水率８０％以后是油田开发的一个重要阶段。对油田含水上升规律的三种基本公式进行了比较，其中双对数型水驱特征曲线在低含水阶段就出现了直线，并一直延续到高含水期，是描述油田含水上升规律的一种较好公式。     

一种新型水驱特征曲线的建立及应用

目前常用的水驱特征曲线通常只对应一种含水率与可采储量采出程度,在实际应用中存在一定的局限性。因此选取两种在表达式上类似的水驱特征曲线,通过适当变形得到可以代表凸型、凹型和S型的含水上升规律的一种新型水驱特征曲线,并推导出含水率与可采储量采出程度的关系式。通过3个不同油田实例对比分析,发现新型水驱特征曲线特别适用于高含水期和特高含水期的油田,对中低含水期的油田适用性较差。     

对中原油田开发几个问题的思考

20世纪70年代以前,国内发现的油田多为陆相沉积,多油层储层。非均质性严重;原油性质多属中高黏度,油水黏度比一般高于20,在注水开发中形成较强的非均质性和水驱油的非活塞现象。注水开发的基本规律是：注水开发早、中期含水上升速度快,采出程度低,相当多的水驱可采储量要在高含水期采出。70年代末发现的中原油田,储层比较均匀,特别是原油性质好,低密度、低黏度,油水黏度比小,和其他开发油田有很大不同,避免了注水开发过程中的非均质性和注入水的非活塞现象,其基本规律是：注水开发的早、中期含水上升速度慢,采出程度高,相当多的水驱可采储量在中、低含水期就可采出,中原油田濮城沙一段油藏的开发实践就证明了这一点。中原油田的储层具有小孔隙、细喉道、低渗透的特点,和大孔隙、粗喉道、高渗透油田有很大的不同,开发中必须区别对待,特别是保护油气层不受污染,要形成大思路、大政策,贯彻到油田开发的始终,实现注水开发的高水平、高效益。     

渤海稠油油田高含水期提高水驱采收率技术研究及应用

为探索稠油油田进入高采出程度、高含水率阶段提高水驱采收率的新技术,改善油田开发效果,以渤海S稠油油田为例,开展了高倍数水驱技术研究和联合井网注水方法研究。其中,高倍数水驱实验结果表明,当驱替倍数达到300~400倍时,与驱替倍数30~50倍时相比,驱油效率提高约10%,为S油田提高水驱采收率提供了方向;利用灰色关联分析方法所建立的多因素调控注水方法,综合考虑了有效厚度、渗透率、注采井距、注采井数、方向地层系数等因素,能够满足S油田具有海上特色的水平井与直井联合井网的注水需求。将研究成果在S油田G区应用后,G区2016―2019年自然递减率由6.0%降低至4.4%,含水上升率由2.2%降低至1.8%,改善了G区的开发效果,表明该方法对海上注水开发油田进入高含水期后的调整具有一定的指导意义。     

海外河油田普通稠油油藏高含水后期改善开发效果研究

海外河普通稠油油田通过注水开发,在高含水期末已采出可采储量的84.5%,油田自然递减已降至近15 a的最低水平,开发效果得以改善,但随着油田即将步入特高含水阶段,剩余油分布零散、水驱动用程度不均、注采结构不合理等开发矛盾加剧,稳产基础薄弱.通过开展油藏工程研究,重新确立该油田四级断块的注采参数,开展注水油田结构调整,改善了普通稠油油藏高含水后期开发效果.     

引入系数的新型水驱特征曲线的建立

在油藏的水驱动态分析和预测中,水驱特征曲线常用于预测水驱油藏的可采储量以及评价油藏的开发动态,因此其得到广泛研究和应用,但是常用的水驱特征曲线只能对应单一的含水率与可采储量采出程度的关系。为了更好地反映和描述水驱油藏不同类型的含水率上升规律,在已有的2个双对数水驱特征曲线的基础上建立了一种新型的水驱特征曲线,推导了含水率与可采储量采出程度的函数关系式,绘制了该函数呈现凹型、S型、凸型曲线的关系图。将该新型水驱特征曲线应用于实际,通过选取不同的水驱特征曲线系数来预测区块的可采储量,并与实际值相比,选取误差最小的值,建立最佳的水驱特征曲线表达式,进而预测区块的含水率上升规律。通过2个实例的对比分析可知,新型水驱特征曲线在中低含水阶段较为适用,在高含水、特高含水阶段适用性降低。     

扶余油田油层水淹特征及堵水技术

扶余油田是一个已开发40多年的老油田,经过近几年的井网调整,目前含水率达到86.55%,可采储量采出程度达到72.1%,油田总体进入高含水、高采出阶段,油层的非均质性影响给油田上产和稳产带来了很大困难。通过对油层水淹特征的认识,结合堵水实践,目前已形成了堵水系列配套技术。生产实践表明：这些技术的应用,有效指导了老油田控制含水率上升速度、优化注采结构、减缓开发矛盾、控制无效注水、提高地下存水率,为老油田稳产上产和效益开发积累了宝贵经验。     

用水驱曲线确定经济极限含水率的方法及其应用

在我国,对于注水开发油田,水驱曲线法是预测油田可采储量的重要方法。该方法的有效应用,有赖于直线段选取的可靠性和极限含水率确定的合理性。然而,对于不同流度注水开发油田,由行业标准统一规定,一律选用98%的含水率作为预测可采储量的作法,不但是不恰当的,也是缺乏理论依据的。对于业已进入中高含水期产量递减的油田,基于以往笔者的研究成果,依据不同的技术经济条件,应用确定经济极限产量的概算法,提出了确定经济极限含水率的方法,并用于水驱曲线法,预测油田的经济可采储量。通过实例的应用表明,该方法是实用有效的。     

高含水期油田新型水驱特征曲线的推导及应用

注水开发油田高含水和特高含水期由于油水相对渗透率比值与含水饱和度关系曲线在半对数坐标中偏离直线关系,从而导致水驱特征曲线上翘。为此,文中将含水饱和度归一化,提出了一种新的油水相对渗透率比关系曲线,实现了中晚期段相渗曲线的充分拟合,能反映真实的相渗规律并适用于不同的含水阶段。利用这一新型关系曲线,根据一维油水两相稳定渗流理论推导出了一种水油比与采出程度之比(WOR/R)型的新型水驱特征曲线,可以预测高含水及特高含水期油田的最终采收率。实例计算结果表明,新型水驱特征曲线计算简便,具有较高的可靠性,避免了高含水和特高含水期由于水驱特征曲线的上翘而导致的可采储量预测偏差。     

高含水期新型水驱特征曲线的建立及其应用

传统水驱特征曲线在中含水阶段对水驱规律有着较好的适应性,但在高含水阶段曲线出现上翘现象,导致开发后期的动态分析及动态指标预测误差过大。在两种常规水驱特征曲线基础上推导了一种适合高含水期的新型水驱特征曲线,并绘制了含水率与可采储量采出程度的关系曲线。由于推导条件的约束,该新型水驱特征曲线不适用于存在无水采油期的油气藏。实例应用表明,新型水驱特征曲线预测的高含水期含水上升规律与实际情况吻合较好,可采储量预测值与实际值误差较小。     

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。     

注水开发油田高含水期开发技术经济政策研究

对高含水油田开采技术经济政策界限的确定以及其他调整与措施，关系到油田的开发水平和总体经济效益。注水开发高含水期油田开发技术经济政策方法有：地质条件和开发效果双体系评价分类方法．原油成本分类与预测方法，油井经济极限指标的计算方法，油田开发项目经济开采年限的确定方法．经济可采储量的计算方法。基于水驱特征曲线的图版拟台方法。注水开发油田高含水期开发技术经济政策应用研究包括：中高含水砾岩油藏开发效果评价，可变成本的预测，油井经济极限指标、经济可采储量指标、含水上升率等指标的计算。     

低渗透油藏水驱开发效果综合评价方法研究与应用

考虑到低渗透油藏水驱特征的复杂性,借鉴以往对中高渗透油藏注水开发效果评价的一些方法和原理,运用模糊多级综合方法对低渗透油藏注水开发水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、含水率、含水上升率、存水率、注水量、可采储量、能量的保持和利用程度、剩余可采储量的采油速度和年产油量综合递减率10个方面的指标进行评判。为注水开发低渗透油田的水驱开发效果提供一种科学的评价方法。     

水驱油田剩余经济可采储量计算方法

水驱油田剩余经济可采储量的计算模型包括甲型、乙型、丙型和丁型4种水驱曲线,分别适用于不同粘度的层状油藏。求取经济可采储量的最本质原理是资金的赢亏平衡,而经济极限含水率可将水驱特征曲线、油价、成本等有机结合起来。经济极限含水率与油价和原油商品率成正相关关系,与吨油税金和吨液操作成本成负相关关系.     

低渗透油田高压注水开发探讨

为了提高严河油田低渗透油藏的采收率,增加可采储量,通过采用高压注水方式,改善了低渗透油藏的注水开发效果。低渗透油藏在注水开发过程中受毛细管压力、贾敏效应的影响很大,随着渗透率的降低,毛细管压力较高,其微观水驱油特征表现为连续的油很容易在喉道变径处卡断,变成不连续的油滴,必须要有足够的压差才能克服其阻力效应将油驱出。因此,低渗透油藏的注水开发必须使用相对的高压注水,这样才能在理论上提高波及系数10％-25％,从而使采收率提高3％-4％。研究结果表明,严河油田最终采收率提高了25个百分点,增加可采储量29．5×10^4t。     

水驱油田的稳产模式

根据大量的国内外水驱油田的开发经验，建立了水驱油田的稳产模式图。     

大庆油田"十一五"期间油田开发主要技术对策研究

"十一五"期间大庆油田整体上已进入高含水和高采出程度时期开采,目前,70%的可采储量位于高含水层,但主力老油田仍是油田开发的主体;聚合物驱仍是主要的提高采收率技术,但开采对象已由北部的主力油层转向南部的主力油层和北部的二类油层;外围油田也是增加可采储量的主要方向,但90%的储量位于特低丰度、特低渗透及复杂断块油藏.该文深入分析了"十一五"油田开发面临的主要矛盾和问题,研究了油田主要开发调整潜力,提出了油田开发调整的主要技术措施,为油田开发调整及科研攻关指明了方向,为大庆油田"十一五"开发部署提供了重要依据.