尕斯库勒油田周期注水试验研究

尕斯库勒油田为典型的低渗透砂岩油藏,储层差异大,层间、层内非均质严重.针对该油藏的地质特征和开采现状,利用周期注水技术改善开发效果.现场试验表明:周期注水技术在该油田矿场试验中取得了积极的效果,为油田进行大规模周期注水展示了良好的前景.同时,该技术在尕斯库勒油田的成功应用,也为低渗透砂岩油藏周期注水开发提供了一个可以借鉴的实例.     

子寅油田仑16块周期注水试验研究

百色盆地子寅油田仑16块砂岩油藏已进入特高含水开发后期,水驱剩余可采储量少,注水开发效果差,为提高区块采收率和开发效果,开展了周期注水先导试验。试验结果表明:周期注水改善了水驱开发效果,产油平稳,含水下降2．41%,采收率提高5．57%。在降压半周期动态表现为:含水下降、含水平稳和含水波动略有上升三个阶段;各井组单位压降产液也出现逐渐上升、相对平稳和略下降三个阶段。注水周期以4～6个月比较合适。该试验的成功对砂岩油藏周期注水改善开发效果具有重要的指导意义。     

子寅油田仑16块周期注水试验研究

百色盆地子寅油田仑16块砂岩油藏已进入特高含水开发后期，水驱剩余可采储量少，注水开发效果差，为提高区块采收率和开发效果，开展了周期注水先导试验。试验结果表明：周期注水改善了水驱开发效果，产油平稳，含水下降2．41％，采收率提高5．57％。在降压半周期动态表现为：含水下降、含水平稳和含水波动略有上升三个阶段；各井组单位压降产液也出现逐渐上升、相对平稳和略下降三个阶段。注水周期以4～6个月比较合适。该试验的成功对砂岩油藏周期注水改善开发效果具有重要的指导意义。     

黄沙坨油田周期注水试验效果分析

黄沙坨油田属于火山岩裂缝性油气藏,针对该油藏的地质特征和开采现状,可利用周期注水技术改善开发效果.现场试验表明,周期注水技术在该油田矿场试验中取得了积极的效果,为油田进行大规模周期注水展示了良好的前景.同时,周期注水在该油田的成功应用,也为火山岩裂缝性油气藏周期注水开发提供了一个可以借鉴的实例.     

老君庙油田L油藏注水开发效果评价与分析

本文应用油田矿场实际资料统计规律与理论计算曲线比较,评价L油藏注水开发效果,即注入水利用率、水驱油效率、水驱波及系数和水驱最终采收率等。认为L油藏注入水利用率实际值与理论计算曲线基本接近,预测最终水驱油效率、水驱波及系数分别为0.541和90%,最终水驱采收率达到48%以上。同时,论述了L油藏注水开发中,在改善开发层系、加密井网,调整注水方式和注采井的比例,以及选择合理的分层注水,排液采油等方面的主要方案调整和技术措施,所取得的开发效果。     

胡七北块油藏周期注水可行性研究

周期注水已被公认为是一种提高注水波及系数的有效方法，周期注水能有效的改善油田开发效果。文章详细论述了胡七北块油藏周期注水的有利条件，胡七北块实行周期注水，能有效地改善纵向非均质性油层的水驱油效果，大大提高原油采收率。通过对胡七北块油藏周期注水可行性的研究，将有力的指导胡七北块油藏今后的开发。     

高凝油油藏注水开发效果评价方法探讨

油藏注水开发效果评价是油藏开发的一项重要工作,一般包括注水方式和注采井网适应性生评价、综合含水率及耗水量评价、注水利用率、注入水波及体积和注水开发效果综合评价等几方面内容.介绍了相渗曲线法、经验公式法、类比法等3大类注水评价方法,结合沈阳油田高凝油油藏开发实际,应用水驱曲线建立存水率、含水率、含水上升率、水驱指数等评价模型,对注水开发效果进行评价,并采用矿场统计法、实验资料统计法和水驱曲线法等3种方法对沈阳油田注水体积波及系数进行评价.     

优化砾岩油藏水驱体系研究

与国内东部砂岩油田比较，克拉玛依砾岩油田具有沉积、构造复杂，宏观、微观非均质性很强。注水开发效果差的先天不足。多年来，通过油藏精细跟踪描述和三雏地震精细解释，逐步细化了油田内各油藏的精细地质模型和水驱模式，明确了剩余油分布规律。在采取调整、完善开发井网，多方式优化注水以及油水井配套措施后，建立了一套符合油藏实际，满足开发要求的油藏注入水驱压力系统，取得了很好的油藏开发效果。     

双河油田特高含水后期存水率与水驱指数变化特征研究

存水率和水驱指数的变化特征是注水油田经常使用的重要评价指标 ,通过对双河油田存水率和水驱指数的变化特征研究 ,提出油田注水开发效果的评价需根据油藏类型的不同 ,存水率和水驱指数变化规律的不同 ,结合压力、含水上升率等指标 ,对注水开发效果进行综合评价 ,指导油田注水结构的调整。     

柳赞北区中低渗油藏CO_2驱技术研究与应用

冀东油田柳赞北区断层根部中低参透油藏采用注水开发,注入压力高,注水困难,地层能量得不到有效补充,导致多数油井能量不足,水驱开发效果差。通过转变开发方式,利用CO2驱代替水驱,来改善区块开发效果,进行了CO2驱油室内试验。试验结果表明:CO2驱技术在该油藏有较好的适应性,气驱过程中能够形成混相或近混相,与水驱相比,采收率提高6.49个百分点。在柳赞北区进行了现场试验,目前二氧化碳注入量完成方案设计的21%,采收率提高了2.5个百分点,取得了较好的降水增油效果。     

水驱油田理论含水上升率预测新方法及其应用

含水上升率是水驱油田开发效果评价和指标预侧的关键参数。文中基于甲、乙、丙、丁4种水驱特征曲线,推导出了含水上升率与含水率的理论关系式,并结合相渗曲线关系式,确定了含水上升率表达式的系数。在渤海C日油田的实际应用结果表明：基于甲型水驱特征曲线的理论含水上升率在含水率为50%处达到最大值,特征曲线关于该点对称;基于乙、丙型水驱特征曲线的理论含水上升率曲线,随含水率升高始终呈下降态势;基于丁型水驱特征曲线的理论含水上升率曲线,以中高含水期为转折点,呈先升后降的变化态势。通过将理论曲线与C日油田实际数据进行对比,得出油田适用的水驱特征曲线为丙型水驱特征曲线。由此可见,可以利用含水上升规律进行水驱特征曲线的判别选取。     

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。     

水驱储量动用程度计算方法研究

水驱储量动用程度是水驱开发油田的重要指标,准确合理地计算出不同类型油田的水驱储量动用程度,对油田的开发调整具有指导意义.文中从水驱开发效果角度分析,认为水驱储量动用程度等于水驱动用储量与地质储量的比值.利用甲、乙、丙、丁4种水驱曲线表达式,从理论上推导出4种水驱曲线的水驱动用储量计算公式,然后结合水驱储量动用程度定义,就可以进行油田水驱储量动用程度计算.为了能准确可靠地利用目前的研究方法计算实际油田的水驱储量动用程度,对不同油田如何选择适合的方法进行了研究.研究认为,应根据实际油田的含水上升规律特征选择合适的水驱曲线,然后进行水驱储量动用程度计算.     

Hubbert模型与水驱曲线联解法

将 Hubbert预测模型与甲、乙、丙型水驱曲线法相结合 ,提出了一种预测水驱开发油田的含水率、产油量、产水量、产液量和相应累积产量随开发时间变化 ,以及可采储量的联解法 ,并编制了相应的实用软件 ,使方法应用更可靠 ,更方便。该方法克服了 Hubbert预测模型法和水驱曲线法在水驱油田开发指标预测中各自的局限性。     

预测水驱油田含水率的麦克斯韦模型及应用

针对传统水驱油田含水率预测模型只能计算含水率与累积产液量、累积产油量,而无法计算含水率与时间之间的关系,同时,部分含水率预测模型未知参数较多,计算过程复杂等问题。根据水驱油田的含水率变化规律,并取极限含水率为1,将统计学中的麦克斯韦模型应用于含水率预测。新模型计算得到“一簇水驱曲线”,可预测不同类型油藏含水率随开发时间的变化,且新模型只有一个未知参数b,求解简单方便。根据油田实际生产数据,利用MATLAB软件编程,计算出最佳参数值b,得到大庆油田南二三开发区、平湖油气田M油藏和大庆油田萨北过渡带区块预测含水率随开发时间的新模型,且三个油田最后10年预测含水率值与实际值的绝对误差平均值分别为2.88%、8.41%和7.29%,该模型预测精度较高,具有一定的可靠性和实用性,能够对水驱油田开发的含水率进行预测,指导水驱油田的开发。     

水驱油田开发效果评价方法综述及发展趋势

对国内外水驱油田所应用的开发效果评价方法,包括状态对比法、系统动态分析法、模糊综合评判 法、灰色系统理论法等进行了评价,分析了各种方法存在的优点和不足,指出状态对比法及模糊综合评判 法比较适合油田应用,并对各种评价方法在应用与研究过程中存在的问题和将来的发展趋势进行了较深 入的探讨。研究成果对水驱油田开发效果评价方法优选及研究具有一定的指导意义和参考价值。     

提高边水气藏采收率的方法研究

气藏开发实践表明，边水气藏的采收率要比定容气藏低得多。如何采取有效的方法提高边水气藏的采收率一直是气藏开发领域的一大难点。为此，从目前边水气藏的采收率普遍较低的现状分析出发，通过对边水气藏气、水两相渗流特征及影响水驱气藏采收率机理的分析发现，气藏的废弃压力和水侵波及系数是控制气藏一次采收率的主要因素。为提高边水驱气藏的采收率，目前传统的做法是控制气藏开采速度、保持气藏能量、尽可能地延长气藏的无水采气期和控制边水的入侵速度，这种开采方式最终造成边水气藏水淹时的废弃压力很高，而采收率较低的局面。由此建立了加快边水气藏开采速度、降低气藏废弃压力、增大水侵体积系数可以有效地提高边水气藏采收率的观点，文章从理论上论证了该思路的可行性，并以实际边水气藏为例进行了计算，计算结果说明了本思路的正确性。     

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。     

二段直线法预测高含水期油田开发指标

高含水期马克西莫夫-童宪章(甲型)水驱规律曲线发生上翘,用于油田动态分析时误差较大,分析认为曲线上翘的原因是,油水相对渗透率比(Kro/Krw)与含水饱和度(Sw)在半对数坐标系下,高含水期曲线直线段再次发生向下偏折,出现第二段直线段。在此基础上引进了二段直线法,即甲型水驱规律曲线在中含水期及高含水期各成直线段。运用几种水驱规律曲线公式,分别计算了大庆油田杏北开发区西部过渡带和杏四~六面积区块未措施井的可采出储量,并验证了累积产油量和含水率。结果表明,高含水期二段直线法优于甲型、西帕切夫(丙型)和张金庆型水驱规律曲线。     

低渗透油田储层连通关系动静态综合评价方法

葡西油田G137区块水驱控制程度达79%,而油田却有50%以上油井因注水不受效关井,说明仅用水驱控制程度评价注采系统的适应性已经不能满足油田开发的需求。将注采系统研究中连通关系细分为静态连通和动态连通,并提出有效连通系数概念,即注水受效厚度与砂体静态连通厚度的比值;将常用的真水驱控制程度定义为视水驱控制程度和有效连通系数的乘积。该方法实现了静态连通和动态连通的分阶段评价。应用该方法分析了葡西油田试验区和G137区块注水受效差的本质区别,前者是由于砂体规模小、静态不连通所致,后者则是因为储层物性差、动态不连通所致。因此,对于低渗透油田,将油田开发的水驱控制程度考核指标分解为视水驱控制程度和有效连通系数进行考核更为合理。