水驱砂岩油田驱油效率和波及系数研究（一）

本文研究了我国水驱砂岩油田的驱油效率和波及系数,主要结果是:1)极限驱油效率主要受油水粘度比和绝对渗透率影响,中国、美国、苏联的油田有较一致的相关关系;2)水驱开发结束时的油田驱油效率可直接用油水相对渗透率曲线计算的对应含水率0.98的驱油效率得出;3)水驱砂岩油田开发过程按驱油效率和波及系数随含水率的变化可分为两个阶段:含水率0.7—0.8以前,油田以扩大波及系数为主,含水率0.7—0.8以后,驱油效率上升幅度较大,其上升规律受变异系数影响;4)厚度波及系数随含水率的变化是一个先快后慢的过程,小层水淹时达到最大值。油层有效厚度越大,厚度波及系数越小;5)加密井网、细分层系是注水开发有效的调整措施。它的层系划分的原则应是使层段内所有小层的渗透率都高于吸水界限渗透率、层段变异系数小于0.5和完善小层内的注采井网;6)根据25个油田的统计,我国水驱砂岩油田在水驱开发结束时平均采收率0.367,平均驱油效率0.531,平均小层平面波及系数0.9,平均厚度波及系数0.77,平均体积波及系数0.693。     

基于近似理论水驱曲线的油藏水驱体积波及系数动态计算方法

水驱体积波及系数是油藏开发过程中的重要参数,目前其计算方法需拟合油、水相相对渗透率曲线,难以满足油水渗流规律多样的复杂油藏应用的需求。为此,基于近似理论水驱曲线和Welge方程线性表达式,通过理论推导建立了一种新型的水驱体积波及系数和驱油效率动态计算方法,可根据实际生产动态数据计算不同开发阶段的水驱体积波及系数和驱油效率,克服了现有方法对油、水相相对渗透率曲线的依赖。研究表明,新方法计算结果可靠,且能准确得到复杂类型油藏不同含水率阶段体积波及系数和驱油效率的变化规律。新方法所需数据基础简单、计算简便快捷,适应各种类型油藏,可实现水驱前缘突破后各含水率阶段的准确计算,在油田动态分析和开发效果评价等方面具有广泛的应用前景。     

复杂断块油藏注水体积波及系数与驱替程度变化规律研究

对于注水开发油田而言,体积波及系数和驱替程度是重要的评价参数。以渤海湾盆地黄骅坳陷港东一区一断块明三油组和枣南孔一段枣1281断块为研究对象,采用油藏数值模拟研究、油藏工程计算和注采井网分析等方法,定量分析了研究区块注水体积波及系数与驱油效率及其在开发过程中的变化规律。指出在油田开发初期注水体积波及系数增长迅速,在开发后期增长缓慢,到高含水阶段后,宏观注水波及系数提高幅度不大,但水洗强度增加,使强水洗段厚度比例和驱油效率增大。认为需通过提高波及范围内的整体驱替程度来提高水驱采收率。该项研究对老油田开发后期调整具有一定的参考作用。     

海上底水油藏水平井水驱波及系数定量表征

海上底水油藏开发中后期面临着水驱油规律认识不清及水平井井间水驱波及系数定量描述难的问题。以渤海Q油田为例，利用室内一维长岩心水驱油实验、油藏数值模拟方法，建立了底水油藏精细数值模型，研究了底水油藏长期水驱后驱油效率和水平井井间水驱波及系数变化规律。结果表明：水驱油实验中驱替倍数提高至2 000 PV，驱替速度由1 mL/min提高至5 mL/min，驱油效率较常规水驱驱替倍数为100 PV时提高了15%～20%；基于数值模拟的水平井水驱波及体积研究，通过引入高倍水驱后相渗曲线，并将模型网格精度提高至长×宽×高为10.0 m×10.0 m×0.3 m时，实现了对水驱波及体积的精细刻画，计算出的波及系数由原始模型的66.7%降低为54.6%，提高了模型计算精度；水平井布井油柱高度和井距均是影响井间水驱波及系数的主控因素，水平段油柱高度越低，井距越大，井间水驱波及系数越低。基于以上研究结果，建立了海上底水油藏井间水驱波及系数图版，明确了底水油藏水平井布井界限参数：布井井距100～150 m，油柱高度6～8 m，井控储量（15～25）万m³，水平井最大提液幅度2 000 m³/d，极限经济产油量10 m³/d，水平井累计产油量大于5万m³。该研究成果成功指导了海上Q油田底水油藏21口加密水平井的实施，可为底水油藏中后期高效挖潜提供借鉴。     

丙型水驱曲线的扩展推导及其在埕北油田的应用

对丙型水驱曲线进行了扩展推导 ,使其不仅可以预测水驱油田的可采储量、可动油储量、含水率和最终体积波及系数 ,而且可以预测水驱油田的采收率、驱油效率和残余油饱和度。丙型水驱曲线预测公式在渤海埕北油田的应用结果表明 ,预测的各项指标比较符合油田实际情况。     

胜利油区整装油田三角洲沉积单元水驱开发潜力分析

以胜利油区整装油田三角洲沉积单元相对渗透率曲线为基础,计算了极限驱油效率,并回归得到极限驱油效率的计算公式;采用统计方法计算了极限平面波及系数和厚度波及系数,并与取心井资料进行验证评价;依此得到三角洲沉积单元的最终采收率,与目前井网条件下标定的采收率相比,提高采收率潜力为5.8%。以胜坨油田二区沙二段83单元为典型单元,建立精细油藏地质模型,采用数值模拟技术计算分析了提掖、周期注水、井网加密、分层开采等挖潜措施对应的开发潜力,为三角洲储层沉积单元的开发调整提供了重要依据。     

驱油效率和体积波及系数的确定

从Buckley-Leverett 一维水驱理论出发得到了驱油效率与可采储量采出程度的数学关系,且驱油效率有最小值。在此基础上,进一步建立了实际油藏的驱油效率与可采储量采出程度的数学模型。利用采出程度驱油效率和体积波及系数三者关系。给出了体积波及系数与可采储量采出程度的计算公式。根 据驱油效率和体积波及系数计算公式.提出了注水开发后期体积波及系数和驱油效率潜力分析方法和应采取的开发方式。通过实际应用计算结果与已有成果相一致。     

驱油效率和体积波及系数的确定

从Buckley-Leverett 一维水驱理论出发得到了驱油效率与可采储量采出程度的数学关系,且驱油效率有最小值。在此基础上,进一步建立了实际油藏的驱油效率与可采储量采出程度的数学模型。利用采出程度驱油效率和体积波及系数三者关系。给出了体积波及系数与可采储量采出程度的计算公式。根 据驱油效率和体积波及系数计算公式.提出了注水开发后期体积波及系数和驱油效率潜力分析方法和应采取的开发方式。通过实际应用计算结果与已有成果相一致。     

一种预测水驱体积波及系数的新方法

为了准确、简便地预测水驱体积波及系数,在前人的研究基础上,对翁氏模型进行无因次处理,得到无因次典型曲线模板,并结合俞启泰水驱曲线,推导出了水驱体积波及系数与含水率和开发时间的关系式,当含水率为极限含水率时,可得到最终水驱体积波及系数。通过实例表明,在开发时间为9a之前,体积波及系数的增加较快;当开发时间大于9a时,体积波及系数增加较慢,趋于稳定。该方法可用于油田开发动态预测,对实际生产有一定的指导意义。     

聚合物驱波及系数和驱油效率的计算方法研究

根据室内三维物理模拟聚合物驱油实验含油饱和度的测定结果,深入探讨了非均质砂岩油田聚合物驱油过程中,扩大波及系数和增加驱油效率对提高采出程度贡献率的定量计算方法,并给出了分析解释.结果表明,在3层非均质模型聚合物驱油过程中,聚合物驱提高采收率的贡献主要来源于提高波及系数的贡献,聚合物的黏弹性也具有提高驱油效率的作用.通过计算得出,在有隔层模型中增加驱油效率对提高聚合物驱采出程度的贡献占11.85%,扩大波及体积的贡献占88.15%;聚合物溶液在模型高渗透层内提高驱油效率作用的效果要好于中、低渗透层.     

计算水驱油藏体积波及系数的新方法

基于张金庆水驱特征曲线,从物质平衡基本原理出发,利用水驱驱油效率表达式、体积波及系数表达式及Welge方程中油水两相区平均含水饱和度与出口端含水饱和度的理论关系,推导出水驱驱油效率、体积波及系数与含水率的理论关系式,并提出一种计算水驱油田驱油效率和体积波及系数的新方法。通过实例计算,当含水率为100%时,张金庆水驱特征曲线法计算的体积波及系数值为99.7%,而西帕切夫水驱特征曲线法计算值为100%。计算结果证实张金庆水驱特征曲线法更能准确反映矿场实际,更具合理性。研究表明,该方法不仅较传统的岩心测试、油藏工程及数值模拟研究等方法更简便、高效、节约成本,而且成功解决了这些方法适用范围窄等问题。     

基于甲型水驱曲线的体积波及系数变化规律

针对满足甲型水驱特征曲线的水驱体积波及系数变化规律不明确的问题,运用油藏工程方法,对甲型水驱曲线公式进行变换,并结合油水相对渗透率比值及水驱油效率的变化规律,利用实验室岩心分析数据和实际油藏开发数据,得到了水驱体积波及系数随含水率变化的数学模型。通过鄂尔多斯盆地北2区水驱砂岩低渗透油藏进行验证,水驱体积波及系数预测值与实测值的相对误差仅为1.80%。研究结果表明,在水驱开发的中间阶段,水驱体积波及系数与由含水率及常数组成的复合变量成线性关系;预测模型的适用阶段,由具体油藏的实验室岩心测试结果而定,北2区油藏在含水率达到40%以后才能使用预测模型。研究成果对于满足甲型水驱特征曲线的油藏开发效果评价具有重要意义。     

文昌油田水驱砂岩油藏驱油效率评价方法探讨

文昌A油田高渗油藏目前实际采出程度67.9%，远大于早期岩心水驱油效率测定值57.21%，因此传统的驱油效率认识存在不合理性。而利用开发后期强水洗段岩心开展水驱油实验结果表明，文昌海相砂岩油藏水驱油效率可达81.73%。通过开展水驱油微观研究表明，水驱过程是对储层的改造过程，随着润湿性、孔喉结构、物性等性质的变化，水驱油效率是变化的。此文将驱油效率划分为静态驱油效率和动态驱油效率，提出用动态驱油效率来描述水驱砂岩油藏在不同阶段的水驱油效率，创新建立了以物理模拟与油藏工程方法相结合的动态驱油效率评价技术，研究成果表明动态水驱油效率是随着油藏水驱倍数的增加而逐渐增加。并将动态驱油效率应用于油藏数值模拟研究中，创新建立了两相渗流动态模型，在数值模拟中实现了非均匀驱替模式，更符合油藏的开发规律，实现了精细化数值模拟研究，提高了油田剩余油认识精度。     

对《一种预测水驱油田体积波及系数的新方法》一文公式的修正与应用

在水驱油田的动态分析和预测中,水驱曲线可用于预测油田的含水率、可采储量以及评价油田的开发动态等。结合油田实例和相关文献调研发现,俞启泰型水驱曲线在预测油田含水率变化时更为方便准确。《一种预测水驱油田体积波及系数的新方法》一文在该曲线的基础上推导出预测体积波及系数的新公式,但在推导过程中存在不合理性,因此对其进行了修正。利用胜坨油田T21断块开发数据,将新公式和修正后的公式分别与陈元千基于甲、乙、丙型水驱曲线推导出的体积波及系数与含水率公式进行对比发现,修正后的公式与陈元千的甲、乙、丙型体积波及系数与含水率关系曲线具有很好的一致性,而新公式与甲、乙、丙型体积波及系数与含水率关系曲线差异较大,表明新公式有其不合理性。修正后的公式不仅具有适用油田类型更为广泛的优点,而且计算结果更加合理准确,应予以推广。     

用动态资料预测注水开发油田驱油效率

驱油效率是注水开发油 田的一个重要指标,目前都由实验室水驱岩心实验得到。实验室测定的只是最终水驱油效率,不能用来描述开发过程中的相关状况。根据水驱油藏特征,在丙型水驱曲线的基础上,详细推导了利用油田地质参数和生产历史数据预测注水开发油田驱油效率的公式。双河油田某开发层系的实例研究表明,这里提出的方法在油田开发效果评价中有一定的应用价值,同时具有形式简练、易于计算和结果可信的特点。     

聚合物驱后提高采收率方法室内实验研究

利用三维大型物理模型进行了聚合物驱油实验,研究了非均质砂岩油田聚合物驱油过程中波及系数变化情况和聚合物驱后剩余油分布特征。对4种不同方法的驱油实验对比研究结果表明,在聚合物驱后,高渗层位的波及系数较大,进一步扩大波及体积而降低剩余油饱和度的潜能较小,可通过二元或三元体系驱方式提高驱油效率来进一步挖潜剩余油;而中、低渗透层的波及系数低,含油饱和度高,可采用调剖或高黏度聚合物驱扩大波及体积与三元复合驱提高驱油效率相结合的方法进一步提高最终采收率。     

北二东泡沫复合驱试验取得好效果

北二东泡沫复合驱先导性矿场试验历经5年多时间，提高采收率超过25％，表明泡沫复合体系具有较强的流度控制、发泡能力和较高的驱油效率，并具有比聚合物驱和三元复合驱更高的波及效率和驱油效率。该项试验取得4个方面的重大技术创新：①泡沫复合驱油方法在水驱砂岩油田开发中的首例成功实践。泡沫复合驱集聚合物驱、三元复合驱、碱驱及常规泡沫驱等多种驱油特性于一体，其中三元体系提高了驱油效率，气体上浮作用扩大了波及体积。     

计算注水开发不同阶段体积波及系数的新方法

体积波及系数是油田评价开发效果、制定开发调整方案的重要依据。为了研究注水开发不同阶段体积波及系数的变化规律，从注入孔隙体积倍数角度出发，根据油水相对渗流理论与油藏工程原理，提出了驱油效率与注入孔隙体积倍数的计算模型，建立了体积波及系数计算方法，并以胜利油田3 个试验区为例进行了计算与分析。结果表明：驱油效率与注入孔隙体积倍数之间满足指数方程，二者关系曲线呈上凸型；随着注入孔隙体积倍数的增大，驱油效率由最小驱油效率逐渐增大，并趋近于最大驱油效率；对驱油效率计算模型进行验证，预测值与实测值的平均相对误差仅为1.90%；水驱开发过程中体积波及系数与注入孔隙体积倍数关系曲线整体呈快升-缓升-近平台状演变趋势，计算结果能够指导开发调整措施的效果评价；3 个试验区目前体积波及系数接近90%，波及区内存在大量剩余油，亟需开展波及区内主体剩余油的描述与启动方法研究。     

文昌海相水驱砂岩油藏驱油效率新认识

驱油效率是表征油藏驱油能力的重要参数,传统方法是利用短岩心驱替实验结果来标定油藏的驱油效率,并进一步评价油藏的开发潜力,文昌13-2油田Ⅱ油组目前采出程度为56.8%,已经远大于早期短岩心测试水驱油效率47.08%。这表明传统标定方法存在不合理性,必须重新研究文昌13-2油田的水驱油效率。此文利用分形维动态相渗、RPM饱和度测井、密闭取心饱和度测试及长岩心水驱油实验方法对Ⅱ油组水驱油效率进行了综合研究。分析表明长岩心驱替实验结果更适合标定文昌海相水驱砂岩油藏的驱油效率,最终标定文昌13-2油田Ⅱ油组驱油效率为84.27%。这在水驱油效率研究方面有了颠覆性的认识。通过将水驱油效率研究成果应用到油藏数值模拟研究中,提高了油田剩余油认识精度,能更好地指导油田后期调整挖潜工作的开展。     

海外河油田深部调驱开发效果评价

针对海外河油田海1块"高采出程度、高含水率"的问题,实施弱凝胶深部调驱技术。利用聚合物/有机铬凝胶的高黏弹特性改善流度比,扩大波及体积,提高驱油效率。通过注入井注入压力、水驱指数、霍尔指数、驱替特征曲线、含水上升率等指标对调驱效果进行评价。至2013年6月已开展18个井组,累计注入调驱凝胶体系5.13×105m3,注入孔隙体积倍数0.12 PV,累计增油43 kt,综合含水率降低2.6%。