水驱油田

摘要： 为了快速准确预测水驱开发油田的采收率,在考虑储层特征、流体性质等影响原油采收率因素的基础上,建立了基于反向传播神经网络优化算法的采收率快速预测方法。首先,以蓬莱19-3油田地质特征和流体性质为依据,建立了油藏数值模拟地质模型,选取渗透率变异系数、原油黏度、油层净毛比和生产压差等4个关键因素,每个因素选取5个水平,采用油藏数值模拟方法对625组数据进行了模拟,建立了625组采收率及其影响因素关系数据库;然后,基于BP网络及优化理论,建立了快速预测采收率的人工神经网络方法。选取500组数据作为算法训练集,125组数据进行测试,测试结果表明,125组测试数据的预测采收率相对误差范围为−2.91%~5.07%,平均相对误差为0.16%,满足工程精度要求。多层水驱开发油田采收率快速预测方法为蓬莱19-3油田及其他同类油田采收率快速预测提供了新的技术手段。

摘要： 动态相对渗透率(相渗)常作为已开发但无试验相渗的区块、井区或层位的参考相渗。通过Eclipse软件数值模拟建立注水油藏直井开发模型,使用模型输入相渗和模型输出流量/压差计算的无量纲采油采液指数,对比了“水油比法”和“张型近似理论水驱曲线法”动态相渗求解方法的精度,验证了方法的适用油藏类型,并对比了真实油藏的试验相渗和动态相渗曲线的差异。研究结果表明,张型近似理论水驱曲线法计算的动态相渗与数值模拟输入相渗较为接近,预测的无量纲采油采液指数与模型中的流量/压差数据计算的结果基本一致,对倾角较小的注水和天然边水驱动油藏的预测精度较高,对底水驱动油藏的预测精度较低,动态相渗计算结果与实验室相渗归一化结果一致性较高;水油比法动态相渗基于稳态法相渗实验过程,与油田实际开发过程有本质不同,计算结果误差较大。建议在相关研究中使用张型近似理论水驱曲线方法计算动态相渗。

摘要： 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.

摘要： 随着各国水驱油田开发技术水平的提高,开发效果的评价方法也逐渐成熟起来。在众多方法中,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。本文针对这些方法的优缺点展开分析,希望对我国水驱油田开发效果评价系统工程的发展有所帮助。

摘要： 针对目前水驱油藏相对渗透率曲线计算方法未能考虑储层参数时变的问题,开展了理论研究.基于新型的近似理论水驱曲线,推导建立了油相指数、水相指数、残余油饱和度下的水相相对渗透率等相对渗透率曲线关键参数的数学表征公式,同时结合残余油饱和度计算方法,构建了一种广泛适用的考虑储层参数时变效应的油水相对渗透率曲线动态计算方法,可直接根据生产数据计算长期水驱后的油藏相对渗透率曲线.应用实例表明,新方法求得油水相对渗透率曲线可有效反映油藏动态规律,为油田可采储量标定、剩余油分布规律研究、特高含水期油藏数值模拟历史拟合等提供了理论支持.

摘要： 油价的不断变化和老油田的难以管理已经成为不可忽视的重要问题,而增强效益优先的理念和开发高产田,从而实现缓解用油压力和降低开采成本已经成为人们关注的重点.除了需要成立相应的优质开采团队和优化开采的结构之外,还需要对目前我国水驱油田的开发效果进行有效评估和客观分析,找出影响开采效果的重要干扰因素,并对其进行重点分析并加以解决,从而实现油田开发效益的最大化.

摘要： 水驱油藏在高含水期进行动态分析时,由传统水驱特征曲线推导的体积波及系数已不能描述该时期水驱特征曲线上翘的特征,存在较大误差.基于高含水期水驱特征曲线推导出适用于该时期的新型体积波及系数预测公式,对不同油水黏度比下体积波及系数与含水率的关系进行分析,通过实例进行准确性验证和上翘点研究.应用分析表明,油水黏度比越大,水驱曲线上翘时机越晚.在高含水期,新型体积波及系数公式预测误差远小于甲型、乙型,张金庆型,对上翘点的确定值与已有文献一致.新型预测公式对水驱油田生产后期的开发指标预测与评价更具实用性.%When analyzing the performances of the waterflooded oil reservoir at the high watercut stage,because the volumetric swept coefficient deduced from the conventional water flooding characteristic curves can't describe the curve upwarping features,there is a large error.On the basis of the water drive characteristic curve at the high watercut stage,a new predicting formula of the volumetric swept coefficient which is suitable for the stage was derived;the relationships between the volumetric sweep coefficient and the water cut under various oil-water viscosity ratios were analyzed.With the help of the case study,the accuracy was verified and the upwarping moment was studied as well.The application analysis shows that the greater the oil-water viscosity ratio is,the later the upwarping moment will be.At the high watercut stage,the error of new formula is far smaller than those of Type Jia,Yi and Zhang Jinqing,and moreover the determined values for the upwarping moment are accordant.The new predicting formula is more practical for the development index prediction and evaluation of the waterflooded oilfield at the later stage of the production.

摘要： 认识和把握高含水油田产量递减影响因素和影响规律对于油田稳产具有重要意义.首先,采用现场生产数据统计分析方法探究了新井和措施的投入对油田产量递减的影响规律,创新性建立了第n-2年新井产量比例(NPR(n-2))、第n-1年新井产量比例(NPR(n-1))和第n-1年措施增油量比例(SIPR(n-1))三项主控因素指标,其中NPR(n-2)及SIPR(n-1)的增大会加大第n年油田总产量递减,而NPR(n-1)的增大能减缓第n年的总产量递减.接着,通过大规模油藏数值模拟手段从理论角度正面论证了以上指标及影响规律的普适性.并提出新井和措施的投入并不是越大越好,高的增产投入尽管能保证当年的稳产,但会给长期稳产埋下巨大隐患.在把握规律的基础上对增产措施规划进行科学合理配置才能实现油田的可持续稳产.最后,通过胜利油田现场实例分析,验证了研究结论的准确性和实用性.

摘要： 水驱油田进入特高含水期后含油饱和度进一步降低,引起油水渗流特性发生突变使得在大多数水驱油田广泛使用的适用于中高含水阶段的开发指标预测方法误差增大.本文在前人研究的基础上利用贝克莱水驱油理论和韦尔奇公式将渗流特征关系、典型水驱特征曲线与产量递减规律进行联合求解,推导出多种包含时间参数的特高含水期开发指标预测新方法,此方法包含了水驱特征曲线法和递减规律的优点.以数值模拟方法为标准对比发现二次型模型准确程度较高,预测误差在允许范围内并且简便易实现,对实际油田开发具有一定的实际指导意义.

摘要： 姬塬油田盐67区长8油藏随着水驱波及面积逐渐增加,油藏整体水驱受效,但综合含水上升速度逐渐加大,见水井比例逐渐增大,水驱矛盾逐渐加剧.目前综合含水上升趋势得到控制,但仍存在上升风险,注水开发效果逐渐变差,为有效控水稳油,本文针对该区见水特征进行分析,通过对见水特征、见水类型、见水原因的分析,总结不同部位的储层变化特征及见水主控因素,分析认为该油藏西北部盐67小区以孔隙型见水为主,该区东南部的盐28小区以裂缝型、孔隙型双重见水特征为主;针对不同见水特征,对目前已采取的治理对策,浅层调剖、暂堵调剖措施及聚合物微球驱试验的适应性进行总结评价,分析认为浅层调剖及暂堵调剖措施效果较好,聚合物微球驱试验逐渐见效;针对目前开发矛盾,制定下步治理对策,改善水驱效果,提高开发水平.

摘要： 姬塬油田盐67区长8油藏随着水驱波及面积逐渐增加,油藏整体水驱受效,但综合含水上升速度逐渐加大,见水井比例逐渐增大,水驱矛盾逐渐加剧.目前综合含水上升趋势得到控制,但仍存在上升风险,注水开发效果逐渐变差,为有效控水稳油,本文针对该区见水特征进行分析,通过对见水特征、见水类型、见水原因的分析,总结不同部位的储层变化特征及见水主控因素,分析认为该油藏西北部盐67小区以孔隙型见水为主,该区东南部的盐28小区以裂缝型、孔隙型双重见水特征为主;针对不同见水特征,对目前已采取的治理对策,浅层调剖、暂堵调剖措施及聚合物微球驱试验的适应性进行总结评价,分析认为浅层调剖及暂堵调剖措施效果较好,聚合物微球驱试验逐渐见效;针对目前开发矛盾,制定下步治理对策,改善水驱效果,提高开发水平.

摘要： 姬塬油田盐67区长8油藏随着水驱波及面积逐渐增加,油藏整体水驱受效,但综合含水上升速度逐渐加大,见水井比例逐渐增大,水驱矛盾逐渐加剧.目前综合含水上升趋势得到控制,但仍存在上升风险,注水开发效果逐渐变差,为有效控水稳油,本文针对该区见水特征进行分析,通过对见水特征、见水类型、见水原因的分析,总结不同部位的储层变化特征及见水主控因素,分析认为该油藏西北部盐67小区以孔隙型见水为主,该区东南部的盐28小区以裂缝型、孔隙型双重见水特征为主;针对不同见水特征,对目前已采取的治理对策,浅层调剖、暂堵调剖措施及聚合物微球驱试验的适应性进行总结评价,分析认为浅层调剖及暂堵调剖措施效果较好,聚合物微球驱试验逐渐见效;针对目前开发矛盾,制定下步治理对策,改善水驱效果,提高开发水平.

摘要： 姬塬油田盐67区长8油藏随着水驱波及面积逐渐增加,油藏整体水驱受效,但综合含水上升速度逐渐加大,见水井比例逐渐增大,水驱矛盾逐渐加剧.目前综合含水上升趋势得到控制,但仍存在上升风险,注水开发效果逐渐变差,为有效控水稳油,本文针对该区见水特征进行分析,通过对见水特征、见水类型、见水原因的分析,总结不同部位的储层变化特征及见水主控因素,分析认为该油藏西北部盐67小区以孔隙型见水为主,该区东南部的盐28小区以裂缝型、孔隙型双重见水特征为主;针对不同见水特征,对目前已采取的治理对策,浅层调剖、暂堵调剖措施及聚合物微球驱试验的适应性进行总结评价,分析认为浅层调剖及暂堵调剖措施效果较好,聚合物微球驱试验逐渐见效;针对目前开发矛盾,制定下步治理对策,改善水驱效果,提高开发水平.

摘要： 姬塬油田盐67区长8油藏随着水驱波及面积逐渐增加,油藏整体水驱受效,但综合含水上升速度逐渐加大,见水井比例逐渐增大,水驱矛盾逐渐加剧.目前综合含水上升趋势得到控制,但仍存在上升风险,注水开发效果逐渐变差,为有效控水稳油,本文针对该区见水特征进行分析,通过对见水特征、见水类型、见水原因的分析,总结不同部位的储层变化特征及见水主控因素,分析认为该油藏西北部盐67小区以孔隙型见水为主,该区东南部的盐28小区以裂缝型、孔隙型双重见水特征为主;针对不同见水特征,对目前已采取的治理对策,浅层调剖、暂堵调剖措施及聚合物微球驱试验的适应性进行总结评价,分析认为浅层调剖及暂堵调剖措施效果较好,聚合物微球驱试验逐渐见效;针对目前开发矛盾,制定下步治理对策,改善水驱效果,提高开发水平.

摘要： 岩心实验得到的相对渗透率曲线具有一定的局限性,很难反映地层长期水驱后的油水两相渗流特征.根据适用范围更广泛的广适水驱曲线,提出了利用生产数据计算相对渗透率曲线的新方法.利用广适水驱曲线,结合相渗曲线表达式,通过二元线性回归得到新的相对渗透率曲线,该方法能够反映更真实的渗流特征和生产动态.通过具体实例分析,新方法得到相对渗透率曲线计算的含水率与实际更符合,具有一定的精度;在单井产液量调整中有较好应用,具有一定的实用性;为数模相渗曲线校正提供一种新的思路,具有一定的前景.

摘要： 岩心实验得到的相对渗透率曲线具有一定的局限性,很难反映地层长期水驱后的油水两相渗流特征.根据适用范围更广泛的广适水驱曲线,提出了利用生产数据计算相对渗透率曲线的新方法.利用广适水驱曲线,结合相渗曲线表达式,通过二元线性回归得到新的相对渗透率曲线,该方法能够反映更真实的渗流特征和生产动态.通过具体实例分析,新方法得到相对渗透率曲线计算的含水率与实际更符合,具有一定的精度;在单井产液量调整中有较好应用,具有一定的实用性;为数模相渗曲线校正提供一种新的思路,具有一定的前景.

摘要： 岩心实验得到的相对渗透率曲线具有一定的局限性,很难反映地层长期水驱后的油水两相渗流特征.根据适用范围更广泛的广适水驱曲线,提出了利用生产数据计算相对渗透率曲线的新方法.利用广适水驱曲线,结合相渗曲线表达式,通过二元线性回归得到新的相对渗透率曲线,该方法能够反映更真实的渗流特征和生产动态.通过具体实例分析,新方法得到相对渗透率曲线计算的含水率与实际更符合,具有一定的精度;在单井产液量调整中有较好应用,具有一定的实用性;为数模相渗曲线校正提供一种新的思路,具有一定的前景.

摘要： 本发明公开了一种油田驱替物、油田驱替方法与油田驱替物的试验制备装置。油田驱替物的试验制备装置，它包括具有空腔的壳体；容置于壳体的空腔内的分散筒，分散筒与壳体之间形成间隙空间，分散筒具有内腔，分散筒具有直径为4‑20μm的第一孔隙；第一端部机构，其设在壳体的前端，第一端部机构开设有与间隙空间相连通的出口通道；第二端部机构，其设在壳体的后端，第二端部机构开设有与间隙空间相连通的第一入口通道以及与分散筒的内腔相连通的第二入口通道，第一入口通道与液体输送源相连通，第二入口通道与气体输送源相连通。本发明采用以上结构以及方法，使得气体的直径达到微米级，并与液体均匀混合，形成呈均匀排布的驱替物。

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： 本发明涉及的是一种油田水驱分类井组开发效果对标方法，具体为：一、对油田区块内的采油井和注水井进行单井分类，计算井组小层分类评价值；二、建立注水井注水量劈分系数计算公式，计算注水井的注水量劈分系数；三、对注水井注水量劈分系数进行修正；四、获得井组中采油井1当月累积受效注水量，建立该井组当月累积受效注水量与采油井1当月采出程度间的关系曲线；五、利用弗雷歇距离算法、井组累积受效注水量与采出程度的关系曲线对一类、二类或三类井组内的单个井组聚类，得到该类井组的采出程度对标曲线；六、基于三个类别井组的采出程度对标曲线数据，找出低于三条对标曲线数据的单个井组进行开发调整。本发明用于指导同类区块的开发工作。

摘要： 本发明属于石油开发技术领域，尤其涉及适用于水驱开采油田的多元调驱体系及调驱技术。本发明的技术方案为：适用于水驱开采油田的多元调驱体系，包括氮气、泡沫、微球和驱油剂。通过对水驱开采油田的高含水油井含水上升原因研究，为控制油井含水上升，提高水驱开采效果，发明了在水井注水过程中注氮气、泡沫、微球、驱油剂多元体系改善吸水剖面，提高水驱波及体积的多元体系调驱技术。

摘要： 本发明公开了一种油田驱替物、油田驱替方法与油田驱替物的试验制备装置。油田驱替物的试验制备装置，它包括具有空腔的壳体；容置于壳体的空腔内的分散筒，分散筒与壳体之间形成间隙空间，分散筒具有内腔，分散筒具有直径为4-20μm的第一孔隙；第一端部机构，其设在壳体的前端，第一端部机构开设有与间隙空间相连通的出口通道；第二端部机构，其设在壳体的后端，第二端部机构开设有与间隙空间相连通的第一入口通道以及与分散筒的内腔相连通的第二入口通道，第一入口通道与液体输送源相连通，第二入口通道与气体输送源相连通。本发明采用以上结构以及方法，使得气体的直径达到微米级，并与液体均匀混合，形成呈均匀排布的驱替物。

摘要： 一种海上油田水驱采收率预测方法，包括以下步骤：一：根据研究对象地质油藏特征，确定类比油田；二：对类比油田生产动态数据进行历史拟合；三：预测类比油田的采收率，并开展采收率敏感性分析；四：基于采收率预测结果构建机器学习模型；五：利用训练好的机器学习模型对研究对象采收率进行预测。本发明不仅考虑了海上油田开发的特殊性；而且，在定量化预测采收率时，还构建了机器学习模型，避免了主观因素，具有较强的客观性；同时，机器学习时，还避免了常规采用机器学习样本点少的问题；解决了海上油田水驱采收率预测难的问题。

摘要： 本发明公开了一种油田水驱波及系数预测方法及装置，其中方法包括：获取目标油田的含水率；根据所述目标油田的含水率，以及预先建立的水驱波及系数预测模型，确定目标油田的水驱波及系数；所述水驱波及系数预测模型根据油田历史生产数据预先建立。本发明用于预测目标油田水驱波及系数的水驱波及系数预测模型是根据油田历史生产数据建立的，与实际油田生产数据吻合度高，通过水驱波及系数预测模型得到的预测结果准确率高，有利于预测油田水驱开发动态。

摘要： 本发明提供了一种水驱开发油田开采潜力预测方法。该水驱开发油田开采潜力预测方法主要是对于已投产年限较长的老油田，将所有投产井按投产年份分类，采用水驱特征曲线辅助自动预测技术,计算所有油井水驱可采储量,并按照单井投产顺序计算对应的井控储量，从而得到老油田逐年投产井的单井平均可采储量随井控储量的变化关系；再基于该油区所有已投产油田规划动用地质储量，预测不同井控条件下或者不同单井可采储量界限条件下水驱可采储量，从而可预测新油田开采趋势及潜力。本发明可以忽略油藏类型差异，适用于老油田/新油田、大中型油田、油田群或者油区水驱采收率预测，为油田/油田群/油区开发中后期加密调整提供潜力评价依据。

摘要： 一种油田驱采水回水的油、水、天然气三相分离装置,它包括箱体1,箱体1的顶盖为集气罩2,箱体1内的一端有溶气释放器3,溶气释放器3与进水管4相接,箱体1的另一端有集油槽6,集油槽6有通向箱体1外的出油口7,在集油槽6下方有出水口8,在溶气释放器3与集油槽6之间有栏板9,栏板9将箱体1分成二部分。油田驱采水回水从溶气释放器3喷出,释放出的天然气起气浮作用,使油、水、天然气三相分离,天然气回收率达95%,回水除油率达90%以上。

摘要： 本发明公开了一种水驱油田开发规划离散优化方法，属于油气田开发技术领域，该方法包括以下步骤：步骤一：选择油田并对其进行分析评价；步骤二：采用离散化概念进行费用计算；步骤三：采用离散化概念进行产量和工作量计算；步骤四：计算储采平衡限制、投资平衡限制和成本限制下的余量；步骤五：根据以上步骤数据汇总从而生成最直观的趋势图；通过对成本计算采用离散化概念计算使得得出的数据不仅限于目前所得到的数据，对长远发展来说有极大的帮助；通过对产量、工作量采用离散化概念计算使得求出的数据更符合未来趋势，对长远发展有帮助；通过对多种数据的汇总分析，使得得出的结论更具专业性和准确性，给水驱油田的开发规划提供了定量的依据。