水驱开发

摘要： 海上油田普遍采用水平井高速开发,开发特征与陆地油田存在一定差异。石油天然气行业标准中规定的采收率经验公式主要以陆地油田为样本点,在海上油田适用性较差。通过分析现有采收率经验公式在渤海油田的适用性,利用数值模拟和实际数据开展水平井采收率影响因素分析,并利用多元线性回归构建渤海油田水平井采收率经验公式。实际应用表明,预测相对误差控制在10%以内,为渤海油田水驱开发单元水平井开发采收率预测提供了一种新的方法。

摘要： 水驱开发油田进入高含水期后在水的高倍冲刷下储层物性不断发生变化,影响储层剩余油分布与调控策略的制定。为精确模拟储层时变条件下剩余油的分布状况,根据室内试验和矿产资料利用有效驱替通量定量表征储层物性参数的时变规律,并形成基于驱替通量的时变数值模拟技术。建立概念模型对时变软件进行应用,分析不同时变参数对开发效果和剩余油分布的影响。结果表明渗透率时变水窜加剧,开发效果变差;原油黏度时变水油流度比降低,黏性指进导致波及系数和洗油效率变差;相渗曲线时变油相渗流能力升高,有利于驱油;综合时变是各参数时变共同作用的结果,开发效果整体趋好。B油田考虑储层物性时变后,数值模拟历史拟合精度提高约7%。该技术可连续稳定地表征水驱开发时储层物性的动态变化,确保剩余油分布模拟结果的可靠性,为油田后期深度挖潜奠定基础。

摘要： 南海部分油田在整体开发方案阶段未考虑水驱开发,面对油田开发增储上产需求,需要对地层进行能量补充。为满足目前南海油田现场注水需求,开发出一种就地利用近源天然水层在井下闭式环境实施人工注水的工艺方案,形成了自源闭式注水技术及配套管柱工艺、工具,解决了地面无注水设备平台注水问题,补充地层能量,提高水驱开发效率。通过双管边测边调工作筒,结合双管工具,实现了采水通道和注水通道的分离,从而实现了井下的分层注水。通过泵频调节,实现了整井注入量的调整,同时通过管柱设计,实现了不动管柱返排等工况下闭式注水工艺难题。通过海上现场实施,有效地对地层能量进行了补充,保障开发效果。自源闭式注水工艺技术,为海上油田开发提供经济、高效、低碳的水驱开发解决方案。

摘要： 目前大庆长垣油田已进入特高含水后期开发阶段,动态非均质性加剧,剩余油分布高度零散、液油比急剧升高,操作成本持续攀升,持续高效开发面临着巨大挑战。通过深入剖析特高含水后期水驱开发在剩余油表征、拓展新井潜力、控制老井递减及套损防控4个方面面临的技术难题,提出了4项技术对策:一是发展以小尺度高精度智能表征为核心的新一代精细油藏描述技术;二是发展以“水驱层系井网调整+二三结合”为核心的新一代层系井网优化技术;三是发展以动态非均质调控+单砂体挖潜为核心的新一代综合调整技术;四是发展以大数据及地应力分析为核心的新一代套损防控技术。研究成果明确了多层非均质砂岩油田特高含水后期控含水控递减关键技术的发展方向。

摘要： 石油是人们生产生活中不可或缺的能源,作为石油供给与应用的源头,油田开发一直备受关注。随着油田开发规模扩大及开采时间增长,许多油田在开发后期都出现了油层地层压力不足、油田产量下降、部分油井含水上升以及油田综合含水率上升等问题。为提升原油采收率,油田往往会强化水驱措施优化,保持注水开发后期的原油采收率,控制油田综合含水率。此项措施是油田开发后期提升原油采收率的关注重点。基于此,对油田开发后期提升原油采收率的技术措施进行研究,以供参考。

摘要： 常规砂岩油田注水开发最终采收率多为35%~50%。基于大量室内实验、应用实例和中外油田案例类比,分析了特高含水开发阶段进一步提高水驱油藏驱油效率的可行性。讨论了水驱油藏在周期注水、关停老井侧钻、多油层逐层上返或沿断层面钻加密井等扩大注水波及体积基础上,长期高孔隙体积倍数注水、低矿化度水驱等经济可行的提高驱油效率思路和方法。室内研究和矿场实践结果表明,长期注水开发砂岩油藏润湿性由偏亲油性向偏亲水性转化,残余油饱和度降低,有利于提高驱油效率。依据成熟开发油田大量类比实例,在油层和流体性质较为有利的条件下,强天然水驱油藏依靠天然能量开采,或弱天然能量油藏通过注水开发最终采收率可达70%。采用自流水注水、低矿化度水驱、同井注采工艺等技术已证实是经济可行的。特高含水开发阶段老油田已有的大量开发井和配套设施为进一步提高采收率提供了基础。应用经济可行的长期高孔隙体积倍数注水思路有望将水驱开发油田采收率进一步提高至50%~70%。

摘要： 文中以高含水油藏为研究对象,根据渗流力学原理分析了流场参数间的相互影响关系,明确压力场、速度场、饱和度场是流场表征的最佳物理量。建立了注采井间压力场、饱和度场三维曲面演化模型,分析了不同含水阶段两场演化规律;明确了水驱流场最理想状态并不是个别井点位置压力的提高,而是整个压力斜面的抬升,斜面斜率越大,流场驱替作用越好。提出了压力场与饱和度场适配关系定量评价方法,揭示了适配系数随开发演化的4个阶段。水驱开发是一个从“适配”到“失配”,经过流场调整后重建“适配”的反复过程;高含水油藏流场的压力场需要经常调整,以适应不停变化的饱和度场,才能取得更好的开发效果。通过批量数值模拟,建立了适配系数与累计产油量之间的相关性,并提出了一种基于适配系数的流场调控优化方法。该方法可通过较少计算量更快地获得较优的调控方案,经模型测试优化,效率提高40%以上。

摘要： 渤海B油田经过长期注水开发,注水压力逐渐上升,注水量不断下降,同时,酸化解堵效果变差,有效期变短,导致油田长期欠注,地层压降大,产量递减快.在实际注水过程中,注水井近井地带会形成一定污染,造成额外的附加压降,目前执行的注水压力界限是早期注水开发时的设计值,已不能满足当前的注水需要,亟需开展注水压力优化研究.因此,引入附加压降理论,运用流体力学原理计算实际注水压差,推导出理论无因次吸水指数,进而求得理论注水压差,并通过压降试井及酸化解堵效果来验证附加压降计算值的准确性,最终得到合理的注水压力,为油田提压注水提供依据.结合现场设备条件,在渤海B油田实施了23井次提压注水,在节省酸化解堵费用的同时,也取得了较好的增注稳油效果,为提高油田最终采收率提供保障.

摘要： 为了解决大庆外围葡萄花油田因渗透率低、孔隙度低、孔喉半径小、吸水能力差等原因,而导致注水受效差、开采速度低、注采不平衡、地层能量不足的问题,开展了补液增能技术试验.采用地面撬装设备将一定规模增能剂缓慢持续注入地层,增加地层存水率,补充地层能量,提高低渗透油层水驱开发效果.从现场应用效果看,该技术能够有效提升注水质量和开发水平,且与常规措施相比,该技术投入产出比提高1倍以上,已创经济效益1583.7万元.该项技术可作为水驱油田开发中一项常规工艺技术进行推广应用.

摘要： 针对碳酸盐岩油藏非均质性强、常规油藏水驱储量动用程度评价方法利用PLT生产测试资料只能评价厚度动用程度、无法定量表征水驱开发效果变化规律问题,本文提出了利用同井点具有连续PLT生产测试资料的井,运用洛伦兹曲线方法计算厚度动用变异系数,定量反映历年油藏产液、吸水剖面动用不均匀程度的方法.研究结果表明:运用该方法可以反映碳酸盐岩油藏水驱效果,能够真实评价北特鲁瓦碳酸盐岩油藏注水开发效果的变化.在此基础上提出了北特鲁瓦碳酸盐岩油藏调整注采结构、改变注水方式和优化注水量以改变油田开发效果的建议.

摘要： 综合调整方案是改善陆相砂岩油田开发效果的重要手段,年产量贡献率5％左右,特别是随着油田综合含水不断上升、剩余油高度分散、油田操作成本不断上升及整体效益的下降的情况下,该技术重要性尤为突出.但是油田目前面临三方面问题:一是油田开发成果丰富、格式多样、成果共享应用难;二是综合调整方案编制技术门槛高、专业性强、工作效率低;三是综合调整方案整体优化考虑因素多、决策难.针对问题研发了基于大数据的砂岩油田水驱开发综合调整技术,该技术包括三项关键技术:一是研发了油藏数值模拟关键字封装、动静态参数正则判断技术;二是研发了基于专家经验的单井地质方案编制技术;三是研发了基于自适应的文化粒子群双向进化算法的多目标多因素影响的综合调整方案整体优化技术.实现了综合调整方案编制方案的高质量、智能化编制.应用该技术三年来累计实施综合调整方案55773井次,累计增油55.45万吨,新增原油利润为81879.8万元,提高了油田开发效果和效益.

摘要： 物理模拟及实际生产表明,海相砂岩长期水驱开发存在残余油饱和度端点时移,然而,传统数值模拟无法便捷实现时移模拟,严重阻碍了油田历史拟合及潜力认识.本文创造性提出了一种新的时移模拟方法,通过相渗时移精细表征和全过程反演迭代,规避了传统模拟弊端和瓶颈.X油田实际应用表明,新方法使历史拟合中高含水期含水上升趋势大幅改善,过路井饱和度拟合精度高,有效地指导了老油田开发后期精细极限挖潜.该成果对南海东部海域老油田高含水期开发具有较强推广价值.

摘要： 利用单井取心井资料的基础上,发挥小井距取心井井距较小、井间储层特征关联性较强的优势,研究小井距取心井上各类储层的水洗特征.同时,结合储层发育状况、井网特征,落实了储层非均质特征以及储层动用特征.对比分析了时隔4年完钻的两批取心井的水洗情况,统计分析储层水洗厚度比例、水驱驱油效率,明确研究区在不同时期的油层动用状况,明确不同类型油层,不同厚度油层,以及同一井组内部不同位置油层动用状况的研究、驱油效率差异的研究.研究表明,一类、二类油层动用程度较高,三类薄差层动用相对较低,厚层与薄层的动用程度差异较小;在注采主流线与分流线上,不同油层驱油效率相差4.5～8.6个百分点,分流线上储层动用程度低;注采主流线上,距注入井1/3～2/3井距的部位驱油效率相差3.1～17.8个百分点,距离越大储层动用程度越低;河道中部比边部驱油效率高5.4个百分点.剩余油主要分布于薄差油层、注采分流间、砂体边部等部位.在油田特高含水后期开发阶段,通过小井距取心井资料能进一步深入了解储层的动用状况,有助于准确地掌握油田动态,适时采取有效的调整方法,提升油田开发效果.

摘要： 利用单井取心井资料的基础上,发挥小井距取心井井距较小、井间储层特征关联性较强的优势,研究小井距取心井上各类储层的水洗特征.同时,结合储层发育状况、井网特征,落实了储层非均质特征以及储层动用特征.对比分析了时隔4年完钻的两批取心井的水洗情况,统计分析储层水洗厚度比例、水驱驱油效率,明确研究区在不同时期的油层动用状况,明确不同类型油层,不同厚度油层,以及同一井组内部不同位置油层动用状况的研究、驱油效率差异的研究.研究表明,一类、二类油层动用程度较高,三类薄差层动用相对较低,厚层与薄层的动用程度差异较小;在注采主流线与分流线上,不同油层驱油效率相差4.5～8.6个百分点,分流线上储层动用程度低;注采主流线上,距注入井1/3～2/3井距的部位驱油效率相差3.1～17.8个百分点,距离越大储层动用程度越低;河道中部比边部驱油效率高5.4个百分点.剩余油主要分布于薄差油层、注采分流间、砂体边部等部位.在油田特高含水后期开发阶段,通过小井距取心井资料能进一步深入了解储层的动用状况,有助于准确地掌握油田动态,适时采取有效的调整方法,提升油田开发效果.

摘要： 利用单井取心井资料的基础上,发挥小井距取心井井距较小、井间储层特征关联性较强的优势,研究小井距取心井上各类储层的水洗特征.同时,结合储层发育状况、井网特征,落实了储层非均质特征以及储层动用特征.对比分析了时隔4年完钻的两批取心井的水洗情况,统计分析储层水洗厚度比例、水驱驱油效率,明确研究区在不同时期的油层动用状况,明确不同类型油层,不同厚度油层,以及同一井组内部不同位置油层动用状况的研究、驱油效率差异的研究.研究表明,一类、二类油层动用程度较高,三类薄差层动用相对较低,厚层与薄层的动用程度差异较小;在注采主流线与分流线上,不同油层驱油效率相差4.5～8.6个百分点,分流线上储层动用程度低;注采主流线上,距注入井1/3～2/3井距的部位驱油效率相差3.1～17.8个百分点,距离越大储层动用程度越低;河道中部比边部驱油效率高5.4个百分点.剩余油主要分布于薄差油层、注采分流间、砂体边部等部位.在油田特高含水后期开发阶段,通过小井距取心井资料能进一步深入了解储层的动用状况,有助于准确地掌握油田动态,适时采取有效的调整方法,提升油田开发效果.

摘要： 利用单井取心井资料的基础上,发挥小井距取心井井距较小、井间储层特征关联性较强的优势,研究小井距取心井上各类储层的水洗特征.同时,结合储层发育状况、井网特征,落实了储层非均质特征以及储层动用特征.对比分析了时隔4年完钻的两批取心井的水洗情况,统计分析储层水洗厚度比例、水驱驱油效率,明确研究区在不同时期的油层动用状况,明确不同类型油层,不同厚度油层,以及同一井组内部不同位置油层动用状况的研究、驱油效率差异的研究.研究表明,一类、二类油层动用程度较高,三类薄差层动用相对较低,厚层与薄层的动用程度差异较小;在注采主流线与分流线上,不同油层驱油效率相差4.5～8.6个百分点,分流线上储层动用程度低;注采主流线上,距注入井1/3～2/3井距的部位驱油效率相差3.1～17.8个百分点,距离越大储层动用程度越低;河道中部比边部驱油效率高5.4个百分点.剩余油主要分布于薄差油层、注采分流间、砂体边部等部位.在油田特高含水后期开发阶段,通过小井距取心井资料能进一步深入了解储层的动用状况,有助于准确地掌握油田动态,适时采取有效的调整方法,提升油田开发效果.

摘要： 综合利用岩心、水驱油实验、相渗、测井等资料,通过对3个不同开发状况井组内在不同井距和排距下部署的11口密闭取心井精细解剖,建立水洗判别标准,分析水洗状况,表征特低渗透油藏中、高含水阶段剩余油的控制因素和分布规律.研究表明,动态裂缝和似块状厚砂体内部非均质性是剩余油分布的主控因素.水驱过程中动态裂缝和基质综合作用,可分为基质近活塞驱、基质驱、基质-裂缝驱、裂缝驱四种驱替类型.动态裂缝的产生导致平面上剩余油分布在裂缝两侧,呈连续或不连续条带分布,纵向上使剖面动用程度大大降低.裂缝占主导作用的L76-60井组内2口密闭取心井剖面动用程度仅为9.6％,基质-裂缝驱的W16-15井组内8口密闭取心井剖面动用程度平均为50.7％,未产生动态裂缝的L88-40井组呈基质近活塞驱.

摘要： 综合利用岩心、水驱油实验、相渗、测井等资料,通过对3个不同开发状况井组内在不同井距和排距下部署的11口密闭取心井精细解剖,建立水洗判别标准,分析水洗状况,表征特低渗透油藏中、高含水阶段剩余油的控制因素和分布规律.研究表明,动态裂缝和似块状厚砂体内部非均质性是剩余油分布的主控因素.水驱过程中动态裂缝和基质综合作用,可分为基质近活塞驱、基质驱、基质-裂缝驱、裂缝驱四种驱替类型.动态裂缝的产生导致平面上剩余油分布在裂缝两侧,呈连续或不连续条带分布,纵向上使剖面动用程度大大降低.裂缝占主导作用的L76-60井组内2口密闭取心井剖面动用程度仅为9.6％,基质-裂缝驱的W16-15井组内8口密闭取心井剖面动用程度平均为50.7％,未产生动态裂缝的L88-40井组呈基质近活塞驱.

摘要： 综合利用岩心、水驱油实验、相渗、测井等资料,通过对3个不同开发状况井组内在不同井距和排距下部署的11口密闭取心井精细解剖,建立水洗判别标准,分析水洗状况,表征特低渗透油藏中、高含水阶段剩余油的控制因素和分布规律.研究表明,动态裂缝和似块状厚砂体内部非均质性是剩余油分布的主控因素.水驱过程中动态裂缝和基质综合作用,可分为基质近活塞驱、基质驱、基质-裂缝驱、裂缝驱四种驱替类型.动态裂缝的产生导致平面上剩余油分布在裂缝两侧,呈连续或不连续条带分布,纵向上使剖面动用程度大大降低.裂缝占主导作用的L76-60井组内2口密闭取心井剖面动用程度仅为9.6％,基质-裂缝驱的W16-15井组内8口密闭取心井剖面动用程度平均为50.7％,未产生动态裂缝的L88-40井组呈基质近活塞驱.

摘要： 本发明公开了一种水驱油藏的开发指标计算方法及系统，该方法包括：采集油藏地质特征及开发动态数据；基于物质平衡原理建立水驱油藏物质平衡方程；设置时间步的步长，根据所述油藏地质特征及开发动态数据，得到每一时间步对应的油藏的累积产油量、累积产水量、累积注水量、累积水侵量及累积生产气油比；代入水驱油藏物质平衡方程，利用二分法进行求解得到油藏的平均地层压力，并根据油藏的平均地层压力得到油藏在不同开发时刻下的开发指标；迭代计算每一时间步对应的开发指标，当所述开发指标满足迭代停止条件时，停止迭代计算并得到油藏的开发指标，本发明实现了开发指标的预测，预测结果准确可靠，能够为水驱油藏生产规划提供有力的技术支撑。

摘要： 本发明提供了一种天然水驱油藏开发效果定量评价方法。该方法，首先针对影响天然水驱油藏开发的因素，引入了层间差异动用系数和能量利用系数2项评价指标；然后基于这两项评价指标建立了天然水驱油藏开发效果评价指标体系；最后，根据建立的该体系对待评价油藏的开发效果进行多因素的综合评价。本发明提供的方法，首次建立了天然水驱油藏开发效果评价指标体系，实现了天然水驱油藏开发效果的多因素定量评价。并且，该方法操作简便，适应性强，能够反映天然水驱油藏的开发特征及其水驱效果；同时，其评价结果，能够指出制约油藏开发效果的主要因素，为下步进行有针对性的开发调整提供依据。

摘要： 本发明属于油气田开发领域，涉及水驱油藏转流场开发效果快速评价方法。所述方法包括：搜集目标油藏的地质开发资料，建立目标油藏转流场开发的流线模拟模型；开展目标油藏转流场开发的流线数值模拟，获取转流场前后流线模拟模型的瞬时流场分布；提取转流场前后的瞬时流场分布中各条流线上流经各点的位置数据，以及各条流线上的流体属性数据；计算水驱油藏转流场开发效果快速评价指标；判断水驱油藏转流场措施是否有效。本发明评价方法用时短、效率高，可直接用于水驱油藏转流场开发效果的评价。

摘要： 本说明书实施例公开了一种确定油藏水驱开发效果的数据处理方法、装置及系统，所述方法包括根据目标注水井在目标地层的第一压力、目标油井在目标地层的第二压力、目标地层在目标油井与目标注水井间的渗流阻力以及目标注水井的第一注水量确定目标注水井在目标地层沿目标油井方向的第二注水量；计算第二注水量与目标地层在目标注水井与目标油井之间的平均厚度的比值，获得单位厚度注水量；计算单位厚度注水量相对总单位厚度注水量的第一比值；计算目标地层在目标注水井与目标油井之间的平均厚度相对总层位厚度的第二比值；根据第一比值以及第二比值确定注水量变异系数；根据注水量变异系数确定待分析油藏的开发效果。

摘要： 本发明公开了一种低渗透油田水驱开发效果评价方法，包括以下步骤，第一步，评价单元划分；第二步，收集评价单元里的开发井月生产动态数据；第三步，计算评价单元液量方差和含水方差，制作同一时间不同评价单元交汇图版，评价不同单元水驱效果；第四步，制作不同时间同一评价单元交汇图版，评价同一单元历年水驱效果变化趋势；第五步，计算同一评价单元所有生产井历年水驱含水指数和水驱液量指数；第六步，制作同一时间不同生产井交汇图版，评价对比同一评价单元不同生产井水驱效果；第七步，评价该井历年水驱效果变化趋势。形成了不同评价单元、不同生产井、不同时间段的水驱开发效果评价方法，适应性强，操作简单，利于现场大规模应用及推广。

摘要： 本发明提供了一种用蒸汽驱脱硫后伴生气对水驱开发的稠油区块气驱的方法，该方法包括将所述蒸汽驱脱硫后伴生气及适用于蒸汽驱脱硫后伴生气对水驱开发的稠油区块气驱驱油的发泡剂依次注入至稠油区块的注入井。该方法向注入井注入蒸汽驱脱硫后的伴生气和中性发泡剂，通过该蒸汽驱脱硫后的伴生气和中性发泡剂的协同作用，驱动原油向连通性好的油井流动，从而实现提高水驱开发的普通稠油区块产量的目的。

摘要： 本发明属于油田勘探与开发技术领域，特别涉及一种用于稠油仿水驱开发的降粘驱油剂及其制备方法。该制备方法包括：在引发剂存在下，树枝状大分子单体和N‑烷基丙烯酰胺单体在溶剂中进行聚合反应，得到混合物；上述混合物经过去除溶剂、洗涤、干燥，造粒得到降粘驱油剂。该降粘驱油剂的分子通式如下：其中：m＝3000‑800000，n＝3000～900000，p＝2～6，R＝CxH2x+1，x＝2～20。本发明的用于稠油仿水驱的降粘驱油剂，其原料来源广泛，合成工艺简单，产率高，过程清洁无污染，完全满足强边底水仿活性水驱工艺的技术要求。

摘要： 水驱开发油藏驱替压力梯度实时监测及调控方法，属于油气田开发领域，针对水驱开发油田，由于地层非均质的影响，注入水沿着油水井之间的优势通道窜流，造成注入水无效循环的问题，借助油田现有自动化平台提供的油水井生产参数，实时监测油水井间的驱替压力梯度，采用《PI决策技术辅助选井软件》，计算得到PI值、FD值，判断该井需要进行调剖；然后通过《油水井间驱替压力梯度分布计算软件》，计算得到测试油水井压力梯度分布值；根据不同压力梯度分布值设计可形成不同驱替压力梯度的堵剂、用量以及放置的不同地层部位，来调控驱替压力梯度，进而改善水驱开发效果，提高地层原油采收率。

摘要： 本发明涉及一种油藏深部调驱用聚合物微球的制备方法。它是在采用光聚合反应制备聚合物微球的方法基础上，通过采用水溶性阴离子单体，加入含丙烯酰胺单体水溶液，添加分散剂和交联剂，在表面活性剂和溶剂混合介质中形成油水混合乳液，在可控温条件下通过光聚合反应方式，引发剂被紫外光分解后引发乳液聚合，形成尺寸在50－500纳米范围的微球。本发明制备的聚合物微球材料适合在多种环境条件下反应，具有反应体系安全稳定、操作简易便捷、反应过程和时间可灵活调整，生产效率高、低能耗无污染等特点，本发明利用聚合物微球可以任意浓度的分散在注入水中并能够进入地层深部后逐渐溶胀对孔喉形成封堵的能力、有效的封堵地层的高渗透条带，扩大水的波及体积，显著提高水驱开发油藏的原油采收率。

摘要： 一种多层合采油藏水驱开发井网优化部署方法，采用以下步骤：一：对研究单元进行地质建模；二：对油田的水驱油进行分解；其是将三维驱替过程转化为纵向水驱油和平面水驱油过程；三：设置纵向细分层系方案，计算纵向矛盾程度；四：设置平面井网部署方案，计算平面矛盾程度；五：对纵向和平面方案进行组合，确定最优井网部署方案。本发明不仅对不同纵向层系划分方案和平面井网部署方案矛盾程度进行定量化；而且，还确定了每个方案的总矛盾程度；并根据单井增油量的最小经济界限，以确定最优的井网部署方案；同时，还考虑了纵向划分层系和平面井网部署对开发效果的影响，解决了多层合采油藏水驱开发井网优化难的问题。