边水油藏合理注采比确定方法研究

注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况,反映产液量、注水量与地层压力之间联系的综合指标。边底水油藏注采比的确定需要有准确的水侵量为依托。利用物质平衡法计算边水油藏水侵量,并以此为基础,推导边水油藏地层压力恢复速度与注采比的关系式,实现了对注采比的计算和合理的预测。将上述研究成果用于新立村油田永8断块油藏的实际分析中,绘制出地层压力与注采比关系图版,应用效果理想,对边水油藏合理注采比的确定具有指导意义。     

新立油田注采比变化规律研究

结合水驱砂岩油藏注采关系和水驱油规律曲线,推导出4种预测注采比变化规律的数学模型。研究表明,注采比变化过程是水油比(含水率)的单值函数。依据矿场实际和理论分析,总结注采比曲线的5种基本类型,系统分析了储层渗流特征、导压系数、地层压力等因素对注采曲线形态的影响。应用该套方法可以有效预测注采比或含水率的变化,指导低渗透油藏开发动态分析和注水开发方案的制订,具有很好的实用价值．     

注采压力系统及合理注采比研究的一种方法

注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况．反映产液量、注水量与地层压力之间联系的一个综合性指标。在目前矿场实践中,有些具有边水能量补充的注水油田还未实现定量计算合理注采比。针对这个问题,应用油藏工程方法,结合具体油田开发数据资料,研究注采压力系统的适应性。进而在给定油藏合理地层压力、流压、产液量的情况下求得该油田的合理注采比,从而为油田开发综合调整提供理论依据。该研究成果对同类油藏的开发具有重要的指导意义。     

河道砂油藏开发中后期配产配注方法及应用

针对河道砂油藏连片性相对较差、面积相对较小、基础资料相对欠缺、油藏数值模拟方法难以有效应用的实际情况,从油藏自身的动态规律出发,确立了河道砂油藏注采指标的统计规律-累积产液量与时间的双对数直线规律和累积产液量、累积注水量与累积产油量的半对数直线规律。以此为基础推导出了累积产液量、月产油量、月注水量及月注采比与开发时间的关系。建立了一整套配产配注公式,可反映在稳定水驱阶段,累积产液量、月注水量及月注采比随时间的递增规律和月产油量随时间的递减规律。在老河口油田桩106-54砂体的应用表明,月产油量呈现出明显的逐月递减趋势,而日注水量和月注采比均呈现出逐月递增趋势,符合水驱砂岩油藏的开发规律。目前该配产配注结果已在现场应用,对老河口油田桩106-54砂体实际生产起到了有效的指导作用,目前该砂体生产态势平稳,开发效果较为理想。     

塔河油田缝洞型油藏单井注水替油技术研究

塔河油田在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验,大幅度提高了原油采收率。通过全面分析塔河油田大量现场注水替油资料,提出了以下注水替油技术:选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油,并优先选择溶洞型储集体油井;注水替油前要尽可能利用天然能量,在地层压力难以维持正常机抽生产时进行注水替油;在注水替油的第一个周期,周期注采比应控制在0.25～0.50;溶洞型储集体油井早期注采比应控制在1.0～2.0,中后期控制在0.5～1.0;裂缝性储集体油井早期注采比应控制在0.8～1.5,中后期控制在0.3～0.8;溶洞型储集体油井前期可适当提高注水速度,裂缝性储集体油井的注水速度不宜过高;注水压力应低于井口承压能力和地层破裂压力;注水焖井后开井产液量不能高于注水前正常生产时的产液量。这些技术为碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油生产提供了理论依据和技术支撑。     

并行数值模拟技术在油藏开发中的应用——以沙南油田梧桐沟组油藏为例

根据沙南油田梧桐沟组油藏已取得的静、动态资料，应用并行油藏数值模拟技术，在对油藏进行历史拟合的基础上，分别对油藏天然能量、不同井网、井距、不同注水时机、不同注采比及合理采油速度进行了开采指标预测和参数敏感性分析，为实现沙南油田梧桐沟组油藏高质高效开发及稳产提供了技术保障和理论依据。     

任丘雾迷山组油藏恢复注水数值模拟研究

受环保及地层压力下降的制约,任丘雾迷山组油藏在经历了 8年的降压开采后,1999年需恢复注水。为获得既经济又有效的开发效果,进行了恢复注水各项技术政策界限的数值模拟研究。通过计算不同注采比、不同产液量及不同井网条件下的各项开发指标,确定了油藏合理压力保持水平和压力恢复速度。同时,采用经济可采储量及经济可采储量货币值进行了不同方案的经济效益评价,优选了最佳注水方案。近 2年的恢复注水实践表明,数模结论与矿场实际基本一致,即对于降压开采油藏在接近或达到压降极限时恢复注水后应保持较低的注采比和较低的压力水平开采,可以最大限度地利用天然能量,使弹性油量继续聚集,进一步发挥降压开采的作用,保持较好的开发效果。     

注采比与产水率的关系研究

为了改进钟德康推导的砂岩油田注采比曲线的通用预测公式,基于王怒涛关于甲乙型和丙丁型综合水驱特征曲线的研究成果,结合注水开发砂岩油田的注采关系曲线,推导出了预测注采比变化规律的甲乙型和丙丁型注采比曲线。两类曲线方程均表明注采比变化全过程是水油比（含水率）的单值函数,根据方程可以预测油藏开发后期的注采比或产水率。实例应用研究结果表明,丙丁型注采比曲线有时并不适用。此外将实际注采比曲线与理论图版进行拟合,得到拟合效果较好的n值,从而可以反过来确定哪一种水驱特征曲线可更好地描述油藏的开发动态。     

王家湾长2油藏合理注采比研究

注采比能够反映出产液量、注水量与地层压力之间的关系,研究油藏在注水开发过程中的合理注采比,对于稳定原油产量、控制含水上升、实现油田合理高效开发具有十分重要的意义。利用油藏工程方法中的水驱特征曲线和物质平衡原理,对区块长2油藏当前合理注采比进行了研究,并和现场实际数据进行了对比,绘制出地层压力与注采比关系图版。结果表明:两种方法计算的数值和矿场实际的注采比一致,能够指导王家湾区块的整体注水开发。     

基于不同裂缝发育程度下周期注水注采参数优化研究

针对裂缝性油藏非均质性强,裂缝发育程度对周期注水开发效果影响较大的问题,利用数值模拟软件,建立实验室条件下数值模型,反演三维物理模拟水驱油实验。在此基础上对比不同裂缝发育程度下周期注水增油效果,实现不同裂缝发育程度下周期注水注采参数定量优化（包括注水时机、注采比和间注时间）。研究表明：与常规注水相比,裂缝分布越不均匀,储层非均质性越强,周期注水增油降水效果越明显;注水时机对采收率的影响表现为单调性,注水间歇和注采比对采收率的影响表现为非单调性,合理的间注时间为65~105d,注水阶段合理的注采比为1.64~1.96。裂缝分布越不均匀,间注时间相应延长,注采比相应减小。研究成果指导了锦州A油田优化注水工作,老井区实现累计增油6.9×10⁴m³,含水率降低7.2%,新井区预计采收率可以提高1.3%。研究成果对裂缝性油藏开展周期注水矿场实践具有重要的指导意义。     

一种新的广义水驱曲线

水驱特征曲线是注水开发油田动态预测的主要方法。通过众多研究者的工作, 目前已多达50 种以上的曲线形式。但由于研究对象、研究思路的不同, 应用领域不相一致, 致使这些方法的应用受到极大的限制。基于对描述油水相对渗透率比与含水饱和度关系曲线的方程的修正, 建立了能够用一个公式描述各种不同形态水驱曲线的方法。     

基于Rayleigh模型及水驱特征曲线的联解模型

预测模型与水驱特征曲线是油藏工程的2种预测油藏开发指标的基本方法,但二者均有局限性。将Rayleigh模型与常用水驱特征曲线相结合,导出了能够在不同开发时间预测各指标的联解模型。通过对油田预测数据与实际数据的对比分析表明,该模型的预测精度相对较高,说明该联解模型是可靠的,具有较广的实用性。     

Arps递减曲线与甲型水驱曲线的相关性及参数计算

Ａｒｐｓ产量递减曲线和甲型水驱曲线表达了大部分水驱油藏的基本规律。确定Ａｒｐｓ产量递减曲线的两个参数（产量递减率和递减指数）的传统方法是通过拟合生产历史（产量）获取,但存在拟合历史应取多长、预测范围应多大这两个问题。从甲型水驱曲线出发,提出了甲型水驱油藏的产量、递减率、含油率的预测模型,确定了Ａｒｐｓ产量递减曲线的两个参数与含水率、产油量、动态地质储量之间的关系。对不同的开发阶段,甲型水驱曲线可用几条含油率与累计产液量之间的双曲递减曲线分段描述。在产液量基本稳定的情况下,产油量与时间之间的关系也满足双曲递减规律,其递减率与年产油量、含水率成正比,与地质储量系数成反比;而递减指数取决于水油比。给出了Ａｒｐｓ曲线与油田生产历史能够吻合的范围和预测区间的大小,以及Ａｒｐｓ曲线与甲型水驱曲线的相关性。针对产液量基本稳定的生产过程,还给出了产油量的预测模型,用该模型预测产油量可到产油量初值的１／４～１／２,生产历史可拟合到产油量初值的１．２～１．５倍。在拟合预测区间内,甲型水驱曲线上的直线段与相应的Ａｒｐｓ递减曲线具有相同的开发特征。图３表２参３（裴连君摘     

两种水驱特征曲线及其应用

本提出的水驱特征曲线和经典的水驱特征曲线完全等效，主要用于层状水驱油田和处于高含水期的任何类型水驱油田。另一种水驱特征曲线适于底水驱灰岩油田，新的水驱特征曲线采用了累积产油量的计算式，用于计算可采储量和评价调整效果比较直观和方便。     

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。     

累积存水率和累积水驱指数与含水率的理论关系

鉴于目前很多文献中出现错误的累积存水率和累积水驱指数与含水率的关系式,从累积存水率和累积水驱指数的定义出发,结合石油天然气标准中推荐的6 种水驱特征曲线,推导出了正确的累积存水率和累积水驱指数与含水率的理论关系表达式。用该系列公式可以正确评价水驱油田的注水适应性及开发效果。     

基于水驱特征曲线的注采比优化研究

目前陆上大多数油田都已进入中高含水期,为了控制含水上升速度,提高原油产量,实现油田的高效开发,需要准确的确定油田注采比。应用注水开发砂岩油田的注采关系和水驱特征曲线推导出注采比预测模型。该模型使用参数简单,只需要较少的生产动态数据,且预测结果准确,适用于动静态参数较少的油田。通过对某陆地油田开发实例进行分析,研究结果表明,该模型预测效果好,精确度高,可以推广到其它油田,从而指导油田注采比的预测与调整。     

应用数值模拟技术研究周期注水

在层间、层内渗透率差异较大的情况下,利用周期注水来形成不稳定压力场,可以提高该类油藏的开发效果。应用油藏数值模拟技术,结合室内研究成果,对周期注水机理进行研究分析,结果表明,渗透率和毛管力是影响周期注水效果的主要因素,不同工作制度、合理周期注水、注水量变化幅度对其效果也有一定影响。在此基础上,对黄骅坳陷王官屯油田官80断块开展矿场试验,结果证实:在保持地层能量和注采平衡的基础上,多层均质油藏采用周期注水可以提高注入水的波及体积和最终采收率;应最大限度提高注水量变化幅度,当层间矛盾突出时,可实施分层系周期注水;在弥补水量和保持地层压力方面,不对称型周期注水工作制度优于对称型。图2表4参1(闻国峰摘)     

水驱气藏动态储量和水侵量计算新方法

为了解决由于水侵量未知导致水驱气藏储量计算困难的问题,基于气藏压力下降引起水体压力下降、水体孔隙收缩和水体中水的弹性膨胀导致水侵的机理,应用物质平衡原理,推导出了水侵量计算模型,建立了水驱气藏动态储量和水侵量计算新方法,该方法可同时计算出气藏的动态储量和水侵量.在此基础上,应用理论数值模型和实例验证了本文方法的可靠性....     

韵律性砂岩油藏不同部位注水开发效果研究

对韵律性底水砂岩油藏，根据其注水部位的不同，应用油水两相二维剖面模型进行模拟开发研究。根据油、水在横向和纵向上的运动情况和层间窜流情况，对模拟结果进行了分析，揭示了不同沉积韵律油藏不同部位注水开采效果的一般规律。