偏心五点井网的水驱开发特征

实际油田中五点井网的井位分布与常规井网可能会存在一些偏差,形成偏心五点井网,研究偏心五点井网的水驱开发问题十分必要。基于压力叠加原理,求解了偏心五点井网的稳态渗流问题,并结合流线方法分析偏心距的变化对五点井网水驱开发特征的影响。研究结果表明:在均质地层中,随着五点井网偏心距的增大,井网单元的流线分布越来越不均匀,井网见水时间提前,见水时刻的面积波及效率降低,与常规五点井网相比,偏心五点井网的水驱开发效果会明显变差。为了改善偏心五点井网的水驱开发效果,在满足均匀驱替的基础上,给出了一种简单的计算偏心五点井网合理生产井流量比的数学公式。     

利用启动压力梯度计算江苏中低渗透油田注采井距

江苏中低渗油田断块复杂，储层发育差异大，难以形成较好的注采井网。应用启动压力递度规律，从渗流机理上分析注采井距与启动压力递度的关系，结合江苏中低渗透油藏岩心实验资料，推导出启动压力递度与流度关系公式以及注采压差、油层渗透率与极限注采井距的关系。研究结果应用于生产，取得较好的效果。     

启动压力梯度的“循环回旋”等效模拟新方式

针对大型商业软件无法直接表征低流度油藏中启动压力梯度的情况,提出一种启动压力梯度的等效模拟新方法。通过物模实验,确认低流度油藏中存在启动压力梯度,且与流度呈幂函数关系。首先对Eclipse软件中的关键字"THRPES"设置阈压,然后通过创新的"循环回旋"方式对平衡分区进行设置,进而对油层存在启动压力梯度的状况进行等效模拟,阈压赋值采用实验所得数据。采用考虑了启动压力梯度的数值模拟新方法对渤海A油田X井组进行模拟,历史拟合效果相对较好。     

聚合物驱提高采收率技术在昌吉油田吉7井区的研究与应用

针对昌吉油田吉7井区常规水驱预测采收率偏低的现状,采用物模实验的方法研究了聚合物驱提高该区块采收率的应用潜力。实验结果表明,吉7井区储集层的渗透率级差、含水率、原油黏度等指标均能满足开展此项工艺的条件。物模实验还评价了水油流度比对提高采收率的影响。实验结果表明,三管并联岩心,水油流度比为(3∶1)～(1∶1)时,与常规水驱相比,能提高采收率5%～10%,为现场实施方案的制定提供了技术依据。在昌吉油田吉7井区5口注水井实施的聚合物驱现场试验结果表明:聚合物驱能够改善注水井的吸水剖面,控制井组含水上升速度;与常规注水井相比,能提高采收率5.5%。     

基于动态资料的低孔低渗砂岩储层渗透率测井评价方法——以陆丰凹陷古近系为例

复杂孔隙结构导致陆丰凹陷古近系低孔低渗砂岩储层的孔隙度级别相同，但渗透率相差1~2个数量级，常规孔渗模型计算渗透率的精度低，难以满足当前对古近系储层有效性识别和产能预测的需求。通过综合运用岩心物性分析、压汞和核磁共振T₂谱，将储层划分为4类流动单元，利用电缆地层测试流度结合孔隙度识别流动单元类型，实现储层绝对渗透率的准确评价。在此基础上，基于岩心相渗实验建立岩心尺度上的绝对渗透率和最大油相渗透率的转换模型，然后利用纯油层取样渗透率和钻杆测试（DST）试井解释渗透率建立岩心尺度到DST试井尺度的渗透率转换模型，最终实现DST测试油相渗透率的计算。运用电缆地层测试流度结合流动单元法对陆丰凹陷5口井古近系地层绝对渗透率进行评价的结果显示，预测渗透率的相对误差平均值为48.3%，精度明显高于Herron模型。采用测井计算的DST尺度油相渗透率对3口井的产能进行预测，结果与实际测试产能吻合较好。     

应用试井资料研究水驱油藏剩余油饱和度分布

针对目前常用预测剩余油分布的方法存在局限性的实际，在前人研究的基础上提出，利用注水井压力落差试井资料，通过水驱前缘含水率导数、油水两相区流度分布导致的拟表皮因子与油水相对渗透率的关系，在没有油水相对渗透率资料的情况下，确定油水相对渗透率曲线，计算剩余油饱和度分布。利用所编制的实用软件，通过实例分析，验证了该方法的可行性。     

油田开发中层系合理性的评价方法——以胜利油田某稠油油藏为例

目前表征油田开发过程中层系合理性的方法多采用渗透率级差或变异系数来判断,对于层系内纵向上流体性质变化大的稠油油藏,仅用渗透率这一物性参数难以准确评价层系的合理性,因此提出了用流度变异程度来表征层系合理性的方法,流度变异程度的计算借鉴了洛伦兹曲线法,选取胜利油田海上12个稠油油藏的动态数据,统计了层系内流度变异程度与干扰系数的关系,给出了相关公式和判断同类油藏层系合理性的标准,并且相似油藏可以通过流度变异程度的大小估算层系干扰系数的大小,该方法简单实用。     

纯梁采油厂关于高粘度原油开采方式的探讨

高粘度原油将以其丰富的资源,先进的开采技术,成为21世纪的重要能源。为了解决高粘度原油开采难题以及降低高粘度原油在开采、运输、炼化方面的成本,世界各高粘度原油大国在高粘度原油开采理论和基础研究方面不断加大力度,促进了高粘度原油开采技术的不断发展。     

鲁克沁油田深层稠油注水开发技术

鲁克沁中区深层稠油采用常规注水开发后因油水黏度比大,平面、剖面注采矛盾严重,注入水单向突进十分严重。采用分层系开发、分层系注水、精细注水、化学调剖等开发对策,平面和剖面矛盾不断改善,水驱动用程度从2008年的17.1%提高到目前的40.9%,地层压力逐年恢复,自然递减得到有效控制。研究表明,由于油水黏度比高,见水后流度比即大于1,而且随着含水上升,流度比上升迅速,注入水的指进、突进会更严重;水驱见效区半径为100~300 m,见水前缘与水淹前缘的距离为10~30 m. 单井及油田水驱特征均表现为凸型,中高含水期为主要采油期。