水相分流量全过程有理式模型的建立及应用

水相分流量曲线是研究油藏开发动态的重要基础资料之一，主要获取途径是室内实验测试。受实验周期及实验设备限制，注入量有限，无法直接得到水相分流量曲线端点值。现有的计算模型基本未考虑极限驱替，曲线端点值无法通过拟合计算获得。基于油藏工程理论，明确水相分流量曲线的理论关系、曲线特征和边界条件。通过对比分析多种数学模型，确定采用有理式函数为基础形式建立水相分流量的全过程模型。结果表明，模型计算值与实测值的平均相对误差仅为0.4%，计算精度高，能够实现极限驱替时刻残余油饱和度预测以及相对渗透率比值全过程曲线的计算。研究过程所需参数可从相对渗透率测试报告中获取，数学模型具有较高的普及性和实用性，能够为水驱油藏开发的理论极限、剩余开发潜力及下一步调整方向提供指导和帮助。     

基于枚举法的断块油藏层系重组优化设计

高含水期多油层断块油藏,纵向非均质性严重,层间动用程度差异明显,层系重组是减小层间干扰、提高中低渗储层动用程度的有效手段。文中采用枚举法,穷举出可能方案,综合考虑技术、经济两方面,筛选出采收率和经济效益都较高的重组方案。技术方面以累计产油量为评价指标,建立了多油层非活塞水驱油模型,根据B-L水驱油理论,预测各划分方案累计产油量。同时,考虑经济效益约束,采用净现值法,进行动态经济评价。以某断块油藏为例,计算结果表明:14个小层划分为2套层系,共有8 191种重组方案,采用渗流阻力级差约束后筛选,保留64种,经开发指标预测和经济效益评价,第63种为最优方案。其钻井数为2,油价3 500元/t时,其净现值为430万元。     

厦门城市建筑风貌保护的思考

本文简要介绍了厦门城市建筑风貌 ,并分析了当前建设中的m几种倾向 ,提出了对保护的思考 ,以期对厦门城市建筑风貌建设有所助益     

特高含水期油藏剩余油分布新认识——以孤岛油田中一区Ng 上3砂组为例

特高含水期是陆相油藏开发的重要阶段,而剩余油研究是特高含水期油藏提高采收率的基础。根据孤岛油田中一区特高含水期的3口密闭取心井和17口新钻井资料,从平面、层间和层内对剩余油的分布特征和富集规律进行分析。结果表明,特高含水期剩余可动油在研究区普遍分布、局部富集,矿场生产动态实践也验证了该认识的正确性。根据研究区夹层分布规律及储层韵律性建立了全遮挡型、半遮挡型和韵律型3大类剩余油局部富集模式,其中,半遮挡型剩余油局部富集模式可进一步分为油井遮挡型、水井遮挡型和井间遮挡型3小类,韵律型剩余油局部富集模式可进一步分为正韵律型和均匀型2小类。新认识突破了特高含水期剩余油高度分散、局部集中的传统认识,对河流相老油田的剩余油挖潜具有重要意义。     

特高含水期油藏平面分区调控方法

针对特高含水期平面剩余油分布复杂,不同区域开发对策不同的特点,提出了基于油藏数值模拟计算结果的油藏分区调控方法。首先通过极限含水率对应的含水饱和度值作为水淹区与潜力区的划分依据;其次以建立的考虑经济因素的剩余可采储量丰度界限和渗流速度界限,将潜力区进一步划分为低速新井调控区、低速注采调控区、高速新井调控区、高速注采调控区4类。综合考虑各分区分布特征,采用连通区域标记算法统计各分区连片区域网格数,计算连片区域的面积和剩余可采储量,确定不同连片区域开发政策。实际油藏的应用结果表明,调控后低速新井调控区和低速注采调控区面积大幅度减小,调控5年油藏采出程度增加3.1%。     

缝洞型碳酸盐岩油藏压裂直井非稳态复合产能模型

产能预测对油藏开发方案优化具有重要意义。根据缝洞型碳酸盐岩油藏的地质特征,结合直井压裂开发特点,建立缝洞型碳酸盐岩油藏非稳态复合产能模型,通过Laplace变换求得Laplace空间解,再运用stehfest数值反演得到实空间产量。实例验证结果表明,新建模型计算结果与实际生产数据趋势基本一致,验证了模型的正确性。由无因次产量曲线变化趋势可知,流体流动阶段共分为7个阶段,分别为人工裂缝线性流动阶段、过渡阶段A、天然裂缝线性流动阶段、裂缝耦合双线性流动阶段、过渡阶段B、基质线性流动阶段和边界控制流动阶段。影响因素分析结果表明:储容比影响前期和后期产能,天然裂缝与人工裂缝之间的相对储容比越大,前期产能越小;基质与溶孔之间的相对储容比越大,后期产能越小;而中期产能受窜流系数的影响,窜流系数越大,中期产能降低速度越小。     

高含水期大孔道渗流特征及定量描述方法

受注入水长期冲刷作用影响,疏松砂岩油藏在特高含水期易发育大孔道,大孔道的存在造成无效水循环,影响水驱开发效果,故大孔道识别与定量描述对高含水期提高采收率措施有重要意义。文章分析了大孔道中的高速非达西渗流特征,依据高速非达西渗流的识别标准,建立了大孔道识别标准,并在考虑注水开发过程中渗透率随冲刷孔隙体积倍数变化的基础上,建立了油藏模拟系统,并给出了大孔道定量描述方法。最后选取孤东油田七区西馆上段Ng6³⁺⁴开发单元作为典型油藏,进行了大孔道识别与定量描述研究。结果表明,在典型油藏的模拟区域储层内大孔道所占的比例较小,主要分布在注水井周围或注采井间。考虑了注采井距、注采压差、渗透率等指标所建立的大孔道识别标准能够有效的在油藏模拟系统中应用,并能准确、定量的描述大孔道。     

灰色关联分析法在产量递减主控因素确定中的应用

从油田产量递减主要影响因素确定以及影响主要因素的油井筛选两个层次上采用灰色关联分析法进行了分析。在油田产量递减影响因素诊断方面,以优选出的方便适用、现场容易取得的指标为基础,对"趋大"和"趋小"指标采用不同的标准化方法,进一步得到各因素的关联序。在影响主要因素的单井筛选方面,以含水率为例,以油田含水为参考序列,以各单井的产水量为因素序列,筛选出了主要单井。结果表明灰色关联分析法能够适应油田产量递减追踪分析中影响因素多、数据量大的特点,可以很好地应用于油田产量递减追踪分析。     

罗151块火成岩油藏开发技术政策界限研究

利用油藏工程方法,研究罗151块火成岩油藏开发技术政策界限,以确定此类油藏合理的开发技术参数,为该类油藏合理、有效的开发提供技术支持。由于火成岩油藏的特殊性,即溶蚀孔洞、裂缝以及粒间孔同时并存,因此应立足于注水开发、机械采油,井网部署应考虑裂缝的发育方向,注水井水线方向应与裂缝方向有一定的角度。对于高压异常油藏,初期地层压力下降幅度大,地层压力一旦降到静水柱压力以下,向上恢复的难度很大,因此地层压力宜保持在略高于静水柱压力范围内。利用所确定的技术政策界限,在罗151块布井12口（其中生产井8口,注水井4口）,平均单井日产油30t,开发效果较好。     

胜利油区整装油田非均质油层分类及评价

胜利油区整装油田油层多、非均质性强，油田开发进入“精细挖潜、深度开发”阶段后，挖潜方向以层内挖潜为主。根据油藏地质特征和流体特征，利用多参数乘积法、灰色关联分析、总信息量分析等方法开展油层分类研究，提出了非均质流动系数的概念，建立了油层分类标准，实现了分类标准定量化。将河流相和三角洲相沉积油层分别分为3类，建立了不同类型油层采收率预测模型，进行了理论采收率预测，在此基础上，进一步建立了不同沉积类型单元的采收率预测模型，为胜利油区整装油田进一步挖潜提供了理论支持。图4表5参12