对特高含水期水驱特征曲线上翘问题的新认识

室内实验和矿场实践表明,水驱特征曲线在特高含水期会出现偏离直线段上翘的现象从而会影响其使用范围。首先将渗透率曲线处理成油水两相相对渗透率比值的对数与含水饱和度始终为直线关系之后的形式,再利用正交试验的方法分析不同类型相对渗透率曲线、储层韵律性、油水黏度比以及储层纵向渗透率等因素对于水驱特征曲线上翘时机的影响。通过正交试验分析后发现相对渗透率曲线在高含水饱和度阶段的异常状况对于水驱特征曲线上翘的影响有限,由注入水无效循环形成的生产井的产出结构变化才是水驱特征曲线上翘的重要原因。最后通过物模实验与实际生产资料对所得出结论进行了验证。     

优势渗流通道识别与精确描述

优势渗流通道导致注入水在注采井间低效甚至无效循环,严重影响水驱开发效果,是中高渗透砂岩油藏提高水驱采收率必须解决的关键问题。针对油田生产实际,最大限度挖掘油田生产动态资料,利用渗流理论和数学手段,对优势渗流通道进行识别和描述。根据取心井资料,确定渗流场分区,结合数值模拟技术,识别出注采井间的优势渗流通道;依据无效循环量模型、高速非达西渗流公式和Carman-Kozeny公式,定量描述注采井间优势渗流通道的参数;采用模糊数学理论计算井组内注采井间优势渗流通道参数。以杏六中区P23三角洲前缘厚油层典型井组为例,识别出X21井与X11井、X24井与X13井、X26井与X14井之间存在优势渗流通道,并计算出优势渗流通道的无效循环量、平均孔隙半径和渗透率,与实际情况吻合较好,验证了该方法的准确性。     

深层稠油油藏天然气气水交替注入参数优化

针对鲁中区M稠油油藏的地质与开发特征,结合相态拟合后的状态方程,建立先导试验区油藏数值模拟模型。利用历史拟合调整后的油藏数值模拟模型,采用正交试验设计方法,考虑天然气气水交替的注气量、首段塞尺寸、后续段塞尺寸、气水段塞比、注气时机和注气速度6个参数,以采收率为评价指标,对各注入参数进行正交试验研究。通过对试验结果的直观分析和方差分析,定量评价各注入参数对稠油油藏采收率的影响程度,得到各注入参数优先次序,并获得天然气气水交替各注入参数的最优组合,为现场天然气气水交替注入参数的确定提供指导和依据。     

油田水驱开发系统结构分析

油田水驱开发系统复杂,指标繁多,指标之间相互有部分交叉、覆盖、包含等成分.为了理顺这些指标之间的结构、关系,应用系统论、控制论、信息论,分析了水驱油田开发系统,建立了油田开发系统结构及其信息表征体系结构,明晰了油田开发巨系统的结构,获取了水驱油田开发巨系统、子系统、孙系统及系统之间的协调性与整体性的外在信息表征体系.这些指标归属3大体系:地质状态指标体系、控制状态指标体系、生产状态指标体系.将这些指标综合起来即为综合评价水驱油田开发效果的主要初始指标体系.     

精细油藏描述研究中的几个问题探讨

从精细油藏描述研究现状入手,对比分析了目前国内外精细油藏描述研究的优势和不足。总体上国内精细油藏描述研究与国外相比还有较大差距。目前精细油藏描述研究中还存在断裂体系刻画多解性、单砂体预测精度低、剩余油分布有效研究方法技术不成熟、储层在开发过程中变化规律研究薄弱等问题。结合自身研究实践,针对上述问题,提出了加强各种基础地质实验、重视储层地质成因分析、新技术方法的应用、综合性研究降低地质多解性、用动态的思维开展精细油藏描述研究和加强精细油藏描述研究信息化平台建设等技术对策。     

部分水解聚丙烯酰胺共混体溶液的黏性和弹性研究

实验研究了大庆工业品HPAM聚合物三元共混体溶液的黏性和弹性。用0.241%NaCl盐水配制溶液,以1.0 g/kg溶液45℃、7.34 s-1黏度表征溶液黏性,以45℃储能模量-频率关系和拉伸细丝直径-时间关系表征溶液弹性。共混聚合物的平均相对分子质量m由工业品聚合物的η按质量权重平均法计算。由η在5.0×106-3.8×107、HD=23%的8种聚合物混配的m=2.5×107的6个三元共混聚合物,[η]和溶液黏度均低于η=2.5×107的单一聚合物,其中低η聚合物组分含量高时[η]和黏度更低,但除了[η]和黏度最低的2个共混体外,溶液弹性均高于单一聚合物。由η为1.5×107、2.8×107、3.3×107的3种聚合物混配的m=2.8×107的5个共混聚合物,[η]和黏度与η=2.8×107的单一聚合物相当,弹性则在不同程度上得到改善。由此得到结论:在等基础上与单一聚合物相比,工业品聚合物共混体在聚合物η和混配比例适当时,其增黏性能不降低而溶液弹性提高。图5表2参8。     

控制压力平衡是减缓套损趋势的有效途径

高压注水可以加剧套管损坏已越来越成为共识,并已初步确定了原始地层压力是预防套损的合理注水压力.首先从大庆喇、萨、杏油田的压力变化与套损关系入手,注意到了压力变化对套损趋势的影响,进而对喇、萨、杏油田6个主要开发区的压力变化与套损趋势的关系进行了分析,认为只有当注入压力高于原始地层压力并出现明显的梯度变化时,才会造成套损井数的激增.这主要是由于较高的注入压力变化加剧了井间或层间压力场的变化,从而使地层出现颤动的因素得以加强,在构造相对薄弱的地带就会出现局部蠕动,造成套管的变形与错断.     

基于驱替单元的水驱油藏动用状况分类评价方法

针对油田进入特高含水后期阶段，剩余油高度分散，无效循环不断加剧，剩余油和无效循环均赋存于“井间层内”的问题，无论是挖掘剩余油还是治理无效循环，水驱开发调整都必须聚焦于“井间层内”，不断向精细化方向发展。为了精细分析和量化评价水驱油藏动用状况，提出了驱替单元是最小可控单元的概念，分析了驱替单元的5个控制因素，明确了驱替单元与其所属领地的关系。通过研究将含水率和采出程度作为驱替单元分类评价的关键指标，应用含水率和采出程度建立了分类评价标准，并且在数值模拟计算结果的基础上，对每个驱替单元进行分类评价，形成了基于驱替单元的水驱油藏动用状况分类评价方法。应用该方法对实际油藏L区块进行了评价，并对具体井别提出了调整措施，评价结果可有效指导每个最小可控单元注水、堵水、增注、调剖等控制调整措施的实施。     

特高含水期油田新型水驱特征曲线公式推导

目前国内部分水驱油藏都进入了特高含水阶段,对于特高含水油藏来说,相对渗透率比值与含水饱和度的关系曲线会发生上翘的现象,这也导致推导出的水驱特征曲线在油田特高含水期产生上翘,使得运用常规水驱特征曲线对实际油田生产进行预测会产生较大的偏差。基于实际油田的数据资料,通过对不同油田区块多条相对渗透率比值与含水饱和度关系曲线上翘后的部分进行拟合分析,给出了新的相对渗透率比值与含水饱和度关系表达式;同时,根据新的相对渗透率比值与含水饱和度关系表达式推导出新型水驱特征曲线,并将其运用于实际油田的生产。结果表明,新型水驱特征曲线能够很好地预测常规水驱特征曲线产生上翘后的油田生产动态,对特高含水阶段的预测具有较好的适用性。     

流动压力低于饱和压力油井生产能力变化规律及其应用

本文通过黑油模型计算,结合理论分析和实际生产资料,研究了地层压力高于饱和压力、流动压力低于饱和压力情况下油井采液、采油指数变化的规律和特点,提出了采液、采油指数受压力影响的判别方法及预测公式,对油田开发动态分析和生产能力预测有一定的意义。