水驱曲线在小断块油藏可采储量计算中的应用与评价

水驱特征曲线是水驱开发油田进入中、高含水期后进行年度及阶段可采储量标定和开发指标预测的主要方法之一,它反映了在一个独立的水动学系统内累计产油量与累计产水(液)量之间的变化关系。优选两个开发接近末期的水驱开发油藏,对其不同时期的可采储量利用五种水驱曲线法进行计算,评价各种水驱曲线方法在小断块油藏可采储量标定中的应用效果。     

一种预测水驱油田开发指标的改进型增长曲线

3Y4增长曲线是一种预测油田产量和可采储量的数学模型,但其预测精度较低,预测效果较差。基于油田开发时间与累计产量之间的关系特征,在该模型基础上提出了一种预测油田产量和可采储量的改进型增长曲线,其涵盖了多种增长曲线且具有一定的广义性。结合矿场实例应用表明,改进型增长曲线在油田开发指标预测中应用效果较好,预测精度较高,具有较好的适用性和实用性,可用于预测油田产量、可采储量和含水率。改进型增长曲线的提出是对已有水驱油田开发指标预测方法的有效补充。     

预测油田产量和可采储量模型的典型曲线及其应用

预测模型是油藏工程的重要组成部分。其不但可以预测油田的产量和可采储量,也可以预测油田因开发调整或三次采油方案实施增加的可采储量。预测模型按产量和累积产量的变化特征,可分为单峰周期模型和累积增长模型2类。前者包括翁氏模型、威布尔模型、瑞利模型、陈-郝模型和广义模型等,后者包括HCZ模型和哈伯特模型等。针对单峰周期模型,通过无因次处理油田实际开发数据与典型曲线的最佳拟合,能够得到模型指数m和模型常数a、b、c,即可用于对油田产量和可采储量的预测。通过对单峰周期模型的分解,分析了模型的控制因素。应用实例表明,典型曲线和拟合求解的方法是实用有效的,该方法还可用于多峰产量变化的预测。     

稠油油藏可采储量预测方法研究

对目前注蒸汽开发稠油油藏的可采储量的预测方法进行了筛选,对这些方法进行了分类评价,提出了注采关系曲线法和水驱曲线法为稠油油藏注蒸汽开发预测可采储量的主要方法。对确定稠油油藏水驱曲线方法的极限含水率进行了研究,建立了含水率与平均单井日产油关系式。将研究成果运用于实际油田可采储量的预测,取得了较好的效果。     

水驱特征曲线对油田不同阶段开发效果的评价研究

水驱特征曲线是预测水驱油田未来开发动态和最终采收率的一个重要方法.通过水驱特征曲线的分析,推导出预测油田可采储量、采收率和综合含水率的公式,并根据油藏数值模拟结果,针对不同沉积类型油藏总结其不同开发阶段的水驱规律特征,克服了以往只能针对不同油田区块研究的缺点;对不同开发阶段条件下措施前后预测的可采储量和最终采收率进行对比评价,结果表明,随着二次加密井网开采技术的调整,最终采收率均有所提高.     

水驱特征曲线与产量递减曲线在油田开发后期的综合应用

随着油田的开发,油藏综合含水逐渐增高,在油藏动态分析和最终采收率预测中,水驱特征曲线与产量递减曲线都存在着一定的不足,如果将二者结合应用,就可比较准确地计算出油藏的可采储量和剩余开采年限,为油田开发决策提供可靠的依据。     

水驱特征曲线在东河砂岩油藏可采储量预测中的应用

水驱特征曲线是预测油藏开发动态和标定油藏采收率的一种重要方法。本文通过绘制东河砂岩油藏四种水驱特征曲线,结合上报可采储量、数值模拟预测,找出适合目前东河砂岩油藏开发的水驱特征曲线,并分区预测东河砂岩油藏可采储量、采收率、产水量、综合含水等开发指标,为东河砂岩油藏下步开发调整,提供理论依据。     

常规稠油油藏剩余可采储量研究

目前研究剩余油的方法很多,水驱特征曲线法适用于中高含水期水驱油藏;渗饱曲线法是结合相对渗透率曲线和驱替特征曲线求得两相区平均端含水饱和度,进而计算出剩余可采储量,该方法在相渗曲线资料较为齐全的油藏应用效果较好;无因次注采曲线法预测的是含水100%时的开发指标。以古城油田B124区块为例,应用多种方法进行了剩余可采储量计算与评价。研究表明,由于古城油田B124区块相渗资料少,渗饱曲线法不适用于该区块;水驱特征法和无因次注采曲线法预测的剩余油可采储量较接近,其均值可作为该区块的剩余可采储量值。     

可采储量标定方法在张天渠油田的应用

在可采储量标定中,因油藏类型及开发阶段不同,很难用一种方法合理标定所有单元的可采储量,通过对单元开发指标与剩余可采储量及储采比匹配关系的研究,提出不同类型油藏的可采储量标定方法。以低孔低渗中后期注水开发的张天渠油田为研究对象,比较了经验公式法、递减曲线法及水驱曲线法在油田中的应用状况,从而筛选出了适用于张天渠油田可采储量标定的递减曲线法,标定出该油田合理的石油可采储量是55.97×104t,为油田的下步合理开发提供了科学依据。     

水驱油田开发指标的综合预测法

在油藏工程中,为了克服产量预测模型缺少含水率和水驱特征曲线缺少时间的问题,将产量预浏模型公式与水驱特征曲线方程进行联解,建立含水率与开发时间的函数关系,从而预测水驭油田的产油量、产水量、产液量、含水率及相应的累积产量与可采储量.这既保持了这2种方法原有的预测功能,又克服了两者的不足.然而,目前的联解模型均是单一类型的产...     

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.     

利用水驱储量预测可采储量的简便方法

油田可采储量是评价石油储量利用程度的重要指标,是油田开发分析的重要依据。现行的油田可采储量计算方法在实际应用中还存在一定的局限性。根据注水开发油田的储量构成特点,考虑油藏基本特征和储量动用状况,提出了依据一次采收率、水驱油效率、井网控制储量、水驱储量预测可采储量和采收率的方法。该方法可对小层可采储量进行计算评价,能对正在进行或将要进行重大调整、治理油藏的可采储量进行分析预测。实践证明,该方法可以深     

缝洞性碳酸盐岩油气藏开发对策——以塔河油田主体开发区奥陶系油气藏为例

塔河油田奥陶系油气藏是典型的古岩溶缝洞性碳酸盐岩油气藏,开发初期采取滚动勘探开发模式、分批次动用储量、“点、线、面”复合直井井网控制储量、以地震属性的提取与分析为主的储层预测与识别技术、深度酸压和侧钻水平井等技术取得了较好效果,使开发井建产成功率由不足60%提高到85%以上,探明石油地质储量突破5×10⁸t,油田年产量达到350×10⁴t。随着开发进程的深入,对缝洞储集体的识别精度不够,缝洞性油藏储量的可信度低,开发中后期缺乏提高采收率和单井产能的对策等方面影响了开发效果的进一步提高。为此,下步的开发工作中应采取以下措施:1)以动用储量或可采储量作为开发方案编制或调整的依据;2)用直井加水平井的复合井网增加对储量的控制;3)重新划分开发单元;4)采用单井控制储量规模确定合理开发井数;5)以合理生产压差确定单井配产。     

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%。     

油藏特高含水期井网加密潜力评价新方法

针对以往井网加密潜力评价方法在油藏特高含水期应用中存在的不适应性,以胜利油区40个开发后期中高渗透水驱砂岩油藏单元为样本,建立了井网密度与加密井平均单井增加可采储量的关系,并对其影响因素进行了分析.结果表明,加密井平均单井增加可采储量与井网密度呈指数关系,并且随着井网密度的增大,加密井平均单井增加可采储量逐渐减小;但加密井平均单井增加可采储量与井网密度关系曲线的形态各不相同,其主要影响因素是流动系数、储层非均质性以及开发过程中地层能量的保持状况.基于单井经济极限可采储量的理论计算公式,计算得到中高渗透砂岩油藏在不同油价、不同井深条件下的单井经济极限可采储量计算图版,依据该图版和所建立的井网密度与加密井平均单井增加可采储量的关系,可对特高含水期油藏井网加密潜力进行评价.实例应用结果表明,胜坨油田二区沙二段83-5单元在油价为80美元/bbl时,单井经济极限可采储量为0.57×104 t,经济极限井网密度为20口/km2.     

基于蒙特卡洛模拟的三维地质模型不确定性分析

在海上油田前期开发阶段钻井资料少,且中深层地震资料品质差,造成基于随机建模方法的地质模型存在较大的不确定性,如何快速准确地对地质模型开展不确定性分析是地质建模研究的难点。文中以地质储量和可采储量作为不确定性分析的定量指标,通过地质模型分析不确定性变量存在的原因和不确定性范围;同时,综合正交试验设计、响应曲面拟合的方法,在随机建模的基础上,应用蒙特卡洛模拟法计算模型地质储量和可采储量的概率分布,定量分析模型的不确定性,并排队优选出反映油藏风险和潜力的高、中、低3套模型,为油田的开发决策提供定量依据。     

利用单井控制储量研究非均质油藏剩余油分布特征

针对G油田XX井区非均质油藏参数变化难于适应剩余油分布富集描述的问题,利用单井控制计算储量,将油层有效厚度、物性和原油性质接近的油砂层控制在一个单井计算单元内,考虑非均质油砂层参数平面和纵向上的差异及其油气采出量,计算出了各油砂层单井控制地质储量、技术可采储量和剩余可采储量。利用单井控制可采储量,分析单井剩余可采储量和剩余油分布图表,阐明了剩余油平面和剖面分布富集井区、层位及其相应位置和形态,提供了目的层段剩余油挖潜规模、范围及其具体井位和富集量,为剩余油挖潜和高效开发指明了方向。     

复杂断块油藏溶解气可采储量研究方法优选

优选出适合复杂断块油藏地质特征的溶解气可采储量的研究方法十分必要,为此,在对东濮凹陷复杂断块油藏地质特征总结分析的基础上,对中原油田复杂断块油藏溶解气的可采储量进行了研究。以复杂断块——中老三块油藏溶解气可采储量标定为实例,用多种方法计算、评价其可采储量,优选采出程度法作为标定方法。进一步系统归纳总结了适合不同类型、处于不同开发阶段的油藏溶解气可采储量的研究方法,优选出适合复杂断块油藏溶解气可采储量标定的方法,对国内同类油藏溶解气的可采储量标定具有指导意义。     

渤海海上油田开发调整策略及效果

针对渤海油田具有陆相油层、海洋环境、稠油油田储量比例大的特点,调整油田开发思路,充分利用已发现的油气资源和已有的生产设施,力求生产规模最大化和减少资金投入,通过逐步完善注采井网、动用新层系、优化开采方式、开发井型转换等技术措施,增加了油田产量,提高了油田可采储量,取得了较好的应用效果,为今后渤海油田的开发调整提供了可供...     

利用浅层大平台钻井技术挖潜扶余油田压覆区储量——以城平12区块为例

地面压覆区的特殊地理条件造成了油水井井况差、井网不完善、措施挖潜难度大、储量无法有效动用等现状,影响了扶余油田的综合调整。针对此问题,以城平12块油藏为例,开展了浅层大平台水平井技术在扶余油田的试用研究。该项技术在有限的地面条件下得到了成功应用,地下储量得到充分动用。该研究为扶余油田增加可采储量、实现"十二五"稳产奠定了坚实基础。