注水井劈分系数计算新方法研究

如何实现注水井的科学、合理配注是注水开发油藏面临的一个难题。为了更精确地了解油水井在地下的注采关系,最重要的是确定注水井到生产井间的水量劈分情况。通过对以往劈分系数的研究及对所选井组中注采井的压力分析,根据压力波的前缘确定水驱前缘位置,并建立一种新的计算水井到油井间的劈分系数方法。该方法计算简便,能合理地计算出相连生产并的劈分注水量．为注水并配注提供理论依据。     

灰色关联方法确定井组配注量

在注水时机、注水方式一定的情况下，注水强度尤其是各注水井的注水量配置显得非常重要。在对目前国内存在的配注方法的综合分析和研究之后，提出了以水驱油田注水井井组为研究单元，采用灰色关联分析方法中的关联度经归一化处理得到的关联系数作为井组内油井的动态劈分系数，从而对油井产液量劈分，进一步确定井组内注水井的配注量。经实例试算，说明本方法可以作为一种常规配注方法，该方法摒弃传统方法对注采井层段大量数据统计的烦琐性，方法简单，实用性强。     

灰色关联方法确定井组配注量

在注水时机、注水方式一定的情况下,注水强度尤其是各注水井的注水量配置显得非常重要。在对目前国内存在的配注方法的综合分析和研究之后,提出了以水驱油田注水井井组为研究单元,采用灰色关联分析方法中的关联度经归一化处理得到的关联系数作为井组内油井的动态劈分系数,从而对油井产液量劈分,进一步确定井组内注水井的配注量。经实例试算,说明本方法可以作为一种常规配注方法,该方法摒弃传统方法对注采井层段大量数据统计的烦琐性,方法简单,实用性强。     

运用水驱特征曲线和劈分系数法确定注水井配注量

注水井合理配注是油田注水开发管理工作的一项重要内容,以提高油田注水开发效果为目标,研究了注水井注水量的定量化配置问题。根据注水开发油田特有的水驱特征曲线关系式,推导出了两种利用配产量确定区块配注量的计算模型,并建立了符合油田实际情况的注水井注水量劈分系数。应用表明,该计算模型具有一定精度、实践性较强,为注水井合理调配提供了依据。     

利用物质平衡法分析小层注水量

北部湾海域油田注水井笼统注水居多,且复杂断块油田纵向多层,层间干扰作用较强。为精确掌握油田注水井对各个层位的注水情况,对物质平衡方程式作了深入研究。该文利用物质平衡方法劈分小层注水量,有效提高了注水井不同层位注水量的劈分精度。该方法动静结合,具有阶段性,解决了传统方法劈分误差较大的问题,为开展注水受效性分析、注水调配和潜力分析提供重要基础。     

运用劈分系数法确定注水井单井配注

如何实现注水井的科学、合理配注是注水开发油藏面临的一个难题。在分析注、采系统的基础上，运用劈分系数法分别建立了注水井的注水量及劈分量计算模型、采油井的产液量及方向比例计算模型，并结合某一油藏，给出了单井定量配注的计算方法和步骤，编制出了计算软件，通过在该油田的实际应用，取得了很好的效果。     

多元回归方法确定井组配注量

注水开发是保证水驱油田高产、稳产的最重要措施之一。在注水时机、注水方式一定的情况下,注水强度,尤其是各注水井的注水量配置显得非常重要。合理的单井配注量,可以有效缓解平面矛盾、层间矛盾、层内矛盾和提高水驱油田开发效果、水驱采收率。在对目前存在的配注方法的综合分析和研究之后,提出以水驱油田注水井井组为研究单元,采用多元回归方法来确定注水井井组配注量,并基于多元回归方法的回归系数和偏相关系数,分别建立了多元回归模型Ⅰ、Ⅱ。实例分析表明,本方法简单、实用性强。     

一种定注水总量的配注新方法研究

随着海上注水油田开发进入中后期,设备能力无法满足注水需求。本文建立了渗流模型,将注水量在各方向上劈分,利用水—油折算系数确定注水量与产油量的关系,计算出最大产油量下各注水井注水量,现场实施效果明显。     

注水井合理配注方法研究——以双河区块Ⅵ油组为例

油田注水开发后期,层间矛盾和平面矛盾日益加重,油层非均质严重,水淹不均衡,通过对注水井合理配注,改变液流方向,在油层中造成新的压力场,使注入水进入波及较差地区和井网未控制地区,从而使动用较低的相对富集的剩余油推向井底而被采出,提高油田开发效果。文中动静结合,既考虑储层本身物性差异,又考虑长期注水开发带来的平面和层间矛盾,以数模为手段,通过层间渗透率和注水强度的改变来确定垂向合理配注;然后以油井为中心,根据注采平衡,确定平面配注;综合垂向配注和平面配注,最终确定注水井在每个层上的合理注水量。     

注水井合理配注方法研究——以双河区块Ⅵ油组为例

油田注水开发后期,层间矛盾和平面矛盾日益加重,油层非均质严重,水淹不均衡,通过对注水井合理配注,改变液流方向,在油层中造成新的压力场,使注入水进入波及较差地区和井网未控制地区,从而使动用较低的相对富集的剩余油推向井底而被采出,提高油田开发效果。文中动静结合,既考虑储层本身物性差异,又考虑长期注水开发带来的平面和层间矛盾,以数模为手段,通过层间渗透率和注水强度的改变来确定垂向合理配注;然后以油井为中心,根据注采平衡,确定平面配注;综合垂向配注和平面配注,最终确定注水井在每个层上的合理注水量。     

微地震监测水驱前缘技术在哈得双台阶水平井的应用效果评价

哈得4油田薄砂层油藏首创采用双台阶水平井注水开发,然而双台阶水平井的动态监测是一个全新的课题,注入水朝哪个方向推进、主力驱替方位如何、水驱前缘波及何处都难以判断。示踪剂方法施工复杂、周期长、精度不够,只能粗略判断,而利用微地震监测水驱前缘技术,却可准确得到注水井的水驱前缘状况、注入水的波及范围、优势注水方向,为中后期合理调整、挖掘剩余油、提高最终采收率,提供了可靠的技术保障。     

秦皇岛32-6稠油油田注水效果分析

秦皇岛32-6油田位于渤海中部海域,油田构造幅度较为平缓,储层为复杂河流相沉积,油藏埋深浅,油质稠,油水关系复杂,投产初期生产状况差,基本没有无水采油期。在没有海上同类油田注水经验可借鉴的情况下,针对油田地质油藏特征和生产动态特点对秦皇岛32-6油田实施了注水开发。注水井选择原则为静态上考虑砂体展布及水驱程度,动态上考虑地层压降及转注井生产状况,用低效井替代设计注水井;注水模式为“早期温和注水,注水强度逐渐增强,在饱和压力附近达到注采平衡”。秦皇岛32-6油田实施注水后取得了很好的开发效果。     

SAGD井挤液扩容水力波及范围模型

风城油田陆相稠油油藏广泛采用蒸汽辅助重力泄油（SAGD）方式开采,由于储集层非均质性强、渗透率低,目前现场采用挤液扩容方式改造储集层,以缩短SAGD井预热周期。为了定量评价改造区域的形状,提出基于挤液扩容水力波及范围的可注性系数和挤液渗透率的概念和计算方法,推导了单口和两口水平井挤液扩容水力波及范围的解析解,最后应用模型对现场挤液施工的效果进行了预测,并结合有限元计算结果进行了检验。研究表明,所研究储集层的可注性系数为0.27~0.30,双井注水系统的水力波及半径和面积均随两井间距、水的有效渗透率、水平段长度和定排量施工条件下的注入压力增加而增加,随注入液黏度增加而减小。现场SAGD井挤液施工过程中需要尽量降低注入液黏度,在稳定排量的同时,逐步增加注入压力和近井地带的储集层渗透率,以优化挤液扩容效果。     

利用动态调整方法改善赵凹油田非均质油藏开发效果

赵凹油田储层属于近物源陡坡型扇三角洲沉积体,储层非均质性严重,目前油田进入高含水开发阶段,地下剩余油分布更加复杂、隐蔽,挖潜难度大,需采取有效的技术手段在剩余油富集区注水井与采油井间建立有效的驱动压差,促进剩余油的合理流动。通过实施合理动态调整,促进了液流转向,扩大了注水波及体积,提高了注水效率,单元开发形势明显好转。     

洛伦茨曲线在杏六区吸水剖面研究中的应用

大庆油田杏六区油藏经过43 a 的注水开发,现已进入高含水开发后期,油层吸水的不均匀程度较为 严重。通过与常规吸水剖面对比,运用洛伦茨曲线详细分析了杏六区2 口注水井之间吸水剖面的不均匀 程度,认为是由储层非均质性及人为因素所引起,并对比了单井在措施调整前后吸水剖面的改善情况,以 及整个区块油藏在不同时期吸水剖面的变化。同时,在分析洛伦茨曲线基尼系数基础上,引入表征吸水剖 面不均匀程度的“不均匀系数”,定量测定各层的吸水状况和吸水剖面的不均匀程度,认为该油藏吸水剖 面极不均匀,并提出适合杏六区油藏的调整措施,为该区后续的注水开发和相应的措施调整提供了依据。     

低渗透砂岩油藏注水诱导裂缝特征及其识别方法——以鄂尔多斯盆地安塞油田W区长6油藏为例

在总结注水诱导裂缝概念的基础上,阐明了注水诱导裂缝的基本特征及形成机理,提出了识别注水诱导裂缝方法,最后利用该方法对鄂尔多斯盆地安塞油田W地区长6油藏A0井组的注水诱导裂缝进行了识别。注水诱导裂缝为张性裂缝,其规模大、延伸长,渗透率高,纵向上不受单层控制,延伸方位一般与现今地应力的最大水平主应力或者油藏主渗流裂缝方向一致,并随着低渗透油藏注水的推进发生动态变化。长期注水开发过程中,若油井逐渐表现出方向性水淹且含水率变化曲线呈现出阶梯状上升,试井解释具有裂缝渗流特征,同时水淹井对应的注水井吸水剖面逐渐表现为指状吸水且注水指示曲线出现拐点,示踪剂或水驱前缘监测油水井之间表现出良好的连通关系,则可判定在油水井之间形成了注水诱导裂缝。     

安棚油田深层系水平主应力方向及其对开发的影响

在泌阳凹陷安棚油田深层系低渗透油藏中,对地层水平最大主应力方向认识上一直存有争议。根据岩心观察和定向取心资料认为:该深层系储集层天然裂缝较发育,为两组呈“x”相交的裂缝,一组走向为20~40°,另一组为80~100°,力学性质为剪性或张剪性,并据此推断裂缝形成时水平最大主应力方向为北东60°左右。由于布井时受地层水平最大主应力方向为东西观点的影响,目前深层系水平最大主应力方向已成为注入水单向突进的方向,造成油井水淹加速。因此,提出调整措施:通过油井转注或补打新的水井将原来东西向的注水井排调整为北东向的注水井排,抑制含水上升速度,提高注水波及体积系数,以改善开发效果。     

高含水后期周期注水实践与认识

针对大庆杏南油田某区块高含水后期注水开发个别井区产液量高、含水高、动用状况不均衡、常规注水难以再扩大波及体积等问题,优选井组实施周期注水,根据周期注水原则确定周期注水井注水方式。实施周期注水后产量递减和含水上升速度减缓,注入水利用率提高,数值模拟结果表明,预计可提高采最终收率0.68个百分点,实现了高含水后期注水高效开发。