波及系数

摘要： 对于应用水平井开发的无夹层底水稠油油藏,波及系数是评价开发效果、进行开发调整的基础参数,也是指导进一步挖潜、从而提高采收率的重要依据。而目前常用的波及系数计算方法,未考虑水平井开发时水脊的动态变化,计算结果误差较大,不适用于水平井开发的无夹层底水稠油油藏。针对这一现状,研究寻求波及系数计算新方法。①利用地质建模与数值模拟技术,分析底水稠油油藏水平井水脊的三维形态,并推导建立了水脊体积计算模型;②采用灰色系统关联分析法,从单井和油组两个层面的实际生产动态开展研究,确定了波及系数的主控影响因素,综合考虑水脊体积计算公式后最终选择井距、平均渗透率、避水高度、产液能力和含水率这5个参数为影响水脊形态特征参数的显著因素;③将上述5个参数作为试验因素,应用Box-Behnken响应面法设计数值模拟的试验模型,并对数值模拟的试验结果进行回归,通过多元非线性回归法得到水脊体积计算公式中3个水脊形态几何特征参数的表达式,即建立了水脊形态参数与气藏静、动态参数的关系式;④在上述研究基础上,推导得出波及系数的计算公式,即建立了适用于水平井开发的无夹层底水稠油油藏波及系数计算方法。实际油藏的应用表明,新方法的计算结果比常规方法更为准确合理,更能反映水平井开发过程中底水的波及状况,可为无夹层底水稠油油藏的挖潜对策提供技术支持。

摘要： 渤海稠油油田油井提液后出现含水稳定甚至下降、可采储量增加及采收率提高等现象,这与常规渗流理论不完全相符,导致采用常规相对渗透率曲线进行历史拟合困难。针对这一问题,利用网络模型开展了微观提液机理分析研究,得到一条反映驱替压力梯度变化情况下的相对渗透率变形相渗曲线(相渗时变),以此提高历史拟合和指标预测的精度。微观网络模拟证实,提高驱替压力梯度后扩大了可动用孔喉的级别以及波及范围,同时增加了活塞式驱替发生的几率,从而提高了驱油效率,现场应用效果表明利用变形相渗可较准确地拟合提液后生产动态,指导开发指标预测。

摘要： CO_(2)气窜时机预测对CO_(2)气窜预防与提高采收率具有重要意义,目前的研究很少涉及气窜时机的定量表征。根据目标区块油藏参数,应用数值模拟手段分析了原油黏度、储层渗透率、注气速度、注采井距等因素对CO_(2)驱前缘移动规律的影响,建立了考虑多因素影响的气窜时间及气窜时波及系数表征公式,并通过与矿场实际对比,验证了公式的准确性。研究表明:在定压生产条件下,原油黏度越大,波及系数减小。当原油黏度大于3 mPa·s,见气时间增加幅度减缓;储层渗透率变大时,渗流阻力变小,驱替前缘移动速度加快,油井突破时间越早;当注气速度增加,前缘移动速度加快,见气时间提前,当注气速度为2500 m3/d时,波及系数最小;当注采井距增大时,气体前缘移动速度减慢,油井见气时间延长,当注采井距大于240 m时,继续增大井距,波及系数提高幅度较小。

摘要： 为了研究北布扎奇油田水流优势通道的发育特征,以北布扎奇油田Ⅵ区为研究对象,利用流线型数值模拟技术对研究区目的层水流优势通道进行识别,并定量表征水流优势通道的发育程度及形成规律。结果表明,研究区Ⅰ类和Ⅱ类通道是无效循环水流通道,水驱波及系数仅为0.120~0.175,其中,Ⅰ类通道油井端含水率大于97%,平均波及系数为0.120,窜流极其严重;Ⅱ类通道油井端含水率93%~97%,平均波及系数为0.175,窜流很严重。水流优势通道的数量较少,体积有限,但占据了多数水量,导致注水低效。优势通道数量与注水井和产油井间的距离成反比;主河道位置是水流优势通道形成的主要区域,特别是注水井和生产井连线平行于主河道时;油井和水井的生产时间长、累计产液量与注水量比值高,日产液量较大的井附近形成优势通道的概率更高;并且通道随油井投产及注采关系调整而变化。

摘要： 断块油藏多采用不规则注采井网开发,传统流管模型仅限于固定规则井网水驱波及快速评价,无法考虑不规则井网的动态加密调整。文中采用三角形流管单元实现不规则井网的流管划分及计算,提出了加密调整后流管计算单元划分和饱和度场转换方法,建立了动态流管模型并编制计算算法,形成了断块油藏加密调整水驱波及评价方法。以渤海BZ-3油田A井区为研究对象,开展了加密调整水驱波及效果影响因素分析和井组加密调整研究,井区开发效果改善明显。该方法可为断块油藏动态加密调整水驱波及评价提供理论基础和依据。

摘要： 地质条件相同或相似条件下,影响油田作业效率、速度的主要因素在于原油的粘度.文章以均质性油藏为例,对不同粘度条件下(低、中高),不同采油速度对均质油藏水驱油物理特征进行分析.结果表明:随采油速度提升,低粘度均质油藏注水沿油层底部突进减弱,水驱波及变化趋势趋向于更均匀态势,开发速度对低粘度均质油藏无水期采出程度影响为正向影响;随采油速度提升,中高粘度均质油藏注水呈明显指进现象,随采油速度提升油藏水驱流线向更细态势发展,高速开发速度条件下见水时间短,踩出速度与低速开发条件差距明显;整体而言,原油粘度越低越容易实现良好的开发效果.

摘要： CO2-原油混相带的运移规律对混相驱效果具有重要影响,目前尚未形成系统的认识.通过组分数值模拟和数学推导,研究了混相带运移变化规律及对采收率的影响.结果表明:混相带前缘突破前,前缘和后缘波及系数、无因次面积线性增大,无因次宽度达到峰值0.14后逐渐减小,而前缘和后缘指进系数增大速度越来越快;混相带前缘突破时,无因次面积达到最大约0.22;混相带后缘突破后,前缘和后缘波及系数上升速度大幅度下降,无因次面积、无因次宽度、指进系数逐渐减小后趋于稳定;混相带前缘突破前和后缘突破后,洗油效率和膨胀系数分别保持为常数,波及系数增大是影响开发效果的根本因素,可采取焖井、水气交替、耦合注采、封堵主流线区域等措施扩大波及系数.

摘要： 应用物理模拟与数值模拟相结合的研究方法,明确了注采耦合在气驱中的作用机理和开发规律。通过微观可视化实验,明晰了CO_(2)驱注采耦合扩大波及的主要机理是溶解扩散与弹性膨胀,其避免了注采井间流线直接沟通,消除了注采井间的高压差条带,使得注采井控制区域压力均匀上升,CO_(2)均匀扩散,从而边角区的油更容易得到动用。利用数值模拟方法建立了CO_(2)驱注采耦合的技术界限,初期耦合、高压力保持水平、短注长采是最优开发模式,可提高目标区块采收率约6.3%。研究结果可为注采耦合技术应用于气驱矿场实践提供理论依据。

摘要： 辽河油田高升稠油油藏高3618区块受储集层强非均质性、井间干扰、孔喉堵塞等影响,火线推进不均匀,火驱效益低,为此,通过火驱物理模拟实验,明确原油不同氧化阶段的温度界限,利用阿伦尼乌斯方程修正动力学参数,在基础井网上建立井间连通性模型,定量表征注采井间连通程度.并用高温气体示踪剂模拟方法验证连通性模型合理性,两者结合表征火线的运移轨迹,拟合精度提高到85％.通过数值模拟方法优化注采参数来调控火线,减缓气窜,增大了火驱波及系数,提高了原油采收率.如I5-0151C2井与I51-156井初始日注气量均为10000 m3,I5-0158C井为10500 m3,注气井月增注气量3000 m3,水平井定液量100 m3/d,参数优化后能够有效维持火线均匀推进,火驱波及系数扩大了8.74％,采收率提高了6.37％.

摘要： 应用物理模拟与数值模拟相结合的研究方法,明确了注采耦合在气驱中的作用机理和开发规律.通过微观可视化实验,明晰了CO2驱注采耦合扩大波及的主要机理是溶解扩散与弹性膨胀,其避免了注采井间流线直接沟通,消除了注采井间的高压差条带,使得注采井控制区域压力均匀上升,CO2均匀扩散,从而边角区的油更容易得到动用.利用数值模拟方法建立了CO2驱注采耦合的技术界限,初期耦合、高压力保持水平、短注长采是最优开发模式,可提高目标区块采收率约6.3％.研究结果可为注采耦合技术应用于气驱矿场实践提供理论依据.

摘要： 采用五点法水平井直井混合井网,利用三维数值模拟技术,对水平井波及系数的影响因素进行研究.研究结果表明,储层、流体以及并网参数对波及系数的影响均较明显,其中流度比是影响波及系数的主要因素.油层越薄,细分层厚度对计算结果的影响越显著,层内三维数值模拟时必须考虑分层对计算结果的影响.

摘要： 随着油田开发难度的增大,以及化学驱实施过程中非均质问题的突出,泡沫驱越来越受到各大油田的重视.然而矿场试验大多应用于中高渗油藏,在低渗透油藏中的应用较少,且多数起泡剂难以满足高盐油藏的地层条件.针对高盐低渗透油藏,研发新型的耐高盐泡沫体系;通过非均质填砂管实验,优化最佳注入方式;研究泡沫体系在非均质可视化填砂模型中的调剖增油机理.结果表明:新型泡沫体系的最佳配方为0.4％羟磺基甜菜碱与0.1％多季铵盐BDT.泡沫体系可应用于矿化度10～150g/L的低渗透油藏.“聚合物(0.05％YG100)0.1PV+起泡剂0.1PV+泡沫0.5PV”为最佳注入方式,可提高采收率15.88％.微观实验发现,泡沫驱可以利用贾敏效应优先封堵高渗区,提高低渗透区的波及系数,且泡沫前缘因遇油消泡,产生稀表面活性剂驱和气驱,也可以明显提高洗油效率.

摘要： 凝析气藏开发过程中压力的保持至关重要,目前一般多采用注气(循环注气)、气水交替等保持压力开发方式.其中气水交替一方面具有较高的波及系数,另一方面也有效的抑制了气体的气窜,应用效果较好.本文针对不同凝析油含量的凝析气藏,确定适宜气水交替的凝析气藏类型.并从微观孔隙出发,分析气水交替驱替凝析油机理并建立渗流模型,结果表明驱替作用主要发生在注气阶段,且随着交替周期的增加,气相渗透率不断降低.

摘要： 不稳定注水能够提高注水波及系数，控制含水上升速度，提高油藏采收率。针对渤南油田罗36块生物灰岩油藏储层非均质严重、油水粘度比大、开发中含水上升快、断块封闭的特点，运用不稳定注水技术，在罗36块实施2个周期4个阶段的区块整体不稳定注水，取得显著的控水增油效果，达到了改善区块开发效果的目的。实践表明，非均质严重的油藏实施整体不稳定注水技术对于补充地层能量、扩大注入水的波及体积、改善油藏开发效果具有重要的意义。

摘要： 结合大庆油田主力油层的非均质特征,室内建立纵向非均质大平面物理模型(45cm×45cm×4.5 cm),采用在物理模型上按照一定规则安装成对微电极的方法,开展聚合物驱油实验,利用各成对电极间电阻率的变化情况所反映的油水前缘运移规律,确定聚合物驱的波及系数.利用1 500mg/L KCl高矿化度水溶液配制聚合物驱油体系,在保证满足流度比的条件下,基于一维及大尺寸三维层间、层内非均质物理模型对该方法进行了验证,结果表明,利用微电极法可以清楚地辨识聚合物驱前缘位置,分析油墙富集带的形成,这一聚合物驱油渗流特征;在用量为570 mg/L·PV的聚合物驱之后,层间模型的中、低渗透层波及系数最终能达到0.92和0.67,而层内模型中、低渗透层的波及系数仅为0.83和0.34,且聚合物驱受效时机相对层间模型较为滞后,总采收率也较层间模型低2.63﹪.

摘要： 油气藏剩余油气分布可视化、量化是数值模拟研究的重要体现,目前商业化数模后处理软件可提取常规的剩余油分布形式,还不能满足现场应用的特殊需要。结合生产实际需要,深度开发油气藏数值模拟后处理软件,可实现以下主要功能:单独提取Eclipse局部网格加密数据、剩余油气水三相图显示、任意分区分岩性段剩余油气储量或可动油气储量提取、剩余油气层厚度分布矢量图生成及光滑处理、波及系数计算、快速读取Eclipse多方案摘要数据等。该软件在塔里木油田轮南、东河、塔中、哈得等油田的数模研究中得到广泛应用,为油藏动态分析、开发方案和调整方案研究提供了极大的方便。

摘要： 客户终身价值包括直接利润和间接利润;而客户波及效应影响着间接利润。为了测量间接利润从而准确算出客户终身价值,运用复杂网络理论对客户波及效应的机理及其度量进行研究,分别获得体现网络拓扑结构特征的和体现经济含义的两个波及系数表达式;针对如何获得客户消费影响网的四个几何量和波及系数设计了实施方案。

摘要： 为最大限度地提高油藏的最终采收率,通过对海1块水驱采收率影响因素的分析,在不同阶段的开发调整中,采取相应措施,以大于1.5％的采油速度高效开发15a,标定最终采收率由原方案的23.5％提高到目前的41.7％.对该块及类似油田在"双高"期进一步提高采收率有一定的指导与借鉴意义.

摘要： 为最大限度地提高油藏的最终采收率,通过对海1块水驱采收率影响因素的分析,在不同阶段的开发调整中,采取相应措施,以大于1.5％的采油速度高效开发15a,标定最终采收率由原方案的23.5％提高到目前的41.7％.对该块及类似油田在"双高"期进一步提高采收率有一定的指导与借鉴意义.

摘要： 为最大限度地提高油藏的最终采收率,通过对海1块水驱采收率影响因素的分析,在不同阶段的开发调整中,采取相应措施,以大于1.5％的采油速度高效开发15a,标定最终采收率由原方案的23.5％提高到目前的41.7％.对该块及类似油田在"双高"期进一步提高采收率有一定的指导与借鉴意义.

摘要： 本发明涉及一种确定非均质储层五点井网水驱波及系数的方法，属于石油开发技术领域，利用表征目标储层的物性参数、流体特征参数和驱油效率，确定非均质储层五点井网中一口水井与一口油井之间的单根流管的流量，构建五点井网中单个计算单元的产量模型和五点井网的产量模型，在建立目标储层五点井网的水驱波及系数与驱替倍数的对应关系的基础上，确定目标储层五点井网的水驱波及系数，本发明提供了一种考虑平面非均质对水驱波及系数的影响，水驱波及系数计算精度高的非均质油层五点井网水驱波及系数确定方法，为非均质油藏数值模拟及现场开发调整提供依据。

摘要： 本申请实施例提供了一种确定多层油藏水驱波及系数的方法及装置，该方法包括：获取工区内各储层的物性参数；根据各储层的物性参数获得各储层的水驱前缘饱和度；确定各储层的水驱分注入量；根据各储层的水驱分注入量及水驱前缘饱和度，确定各储层的水驱前缘运动速度、突破时间、及波及系数。本申请实施例可以确定不同层位在不同时间段的波及系数。

摘要： 本发明提供了一种油藏水驱体积波及系数的确定方法、装置及系统，其中，该方法包括：获取待测油藏的含水率，所述含水率包括：待测含水率和参考含水率；计算得到所述待测含水率与待测含油率的比值；根据所述待测含水率与待测含油率的比值，结合由所述参考含水率确定的表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式，计算得到与所述待测含水率相对应的水驱体积波及系数。在本发明实施例中，提出了利用描述油藏瞬时特征的油藏含水率来确定水驱体积波及系数，从而可以更好的指导油田高效开发，提高油田水驱开发的效果。

摘要： 本发明提供了一种定量评价厚层稠油注蒸汽吞吐纵向波及系数的方法，对于目标区块处，包括：S1收集地质油藏基本参数；S2计算蒸汽微元在油层垂直向的受力值；S3计算蒸汽微元在油层水平向的受力值；S4计算蒸汽微元在油藏垂直方向的合力和瞬时渗流速度；S5计算蒸汽微元在油藏水平向的合力和瞬时渗流速度；S6计算垂向分流系数，绘制垂向分流系数与井间距离的图版；S7计算注入蒸汽的超覆程度，绘制超覆程度与井间距离的图版；S8定量计算倾斜厚层稠油注蒸汽纵向波及系数。本发明达到的有益效果是：实现了在海上大井距热采且无观察井的条件下，定量预测倾斜厚层稠油注蒸汽吞吐或者蒸汽驱纵向波及系数，从而有助于稠油热采方案设计。

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： 本申请涉及油藏技术领域，具体涉及一种基于气驱波及系数调整注气量的方法、装置及电子设备，解决了现有技术中无法同时量化平面波及系数和纵向波及系数，进而无法根据平面波及系数和纵向波及系数有效地评估和改善缝洞型油藏波及状况的问题。方法包括：获得示踪剂井组波及参数、氮气井组波及体积、井组面积以及井组最浅生产层高度；根据示踪剂井组波及参数、氮气井组波及体积以及井组最浅生产层高度，得到气驱纵向波及系数；根据示踪剂井组波及参数、氮气井组波及体积以及井组面积，得到气驱平面波及系数；将气驱纵向波及系数与气驱平面波及系数相乘得到气驱波及系数，并根据气驱波及系数调整注入井的注气量。

摘要： 本发明涉及一种海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定装置及方法，该装置包括恒速驱替泵、水罐、油罐、油藏模型、饱和度监测电极和PC机；油藏模型包括：密闭箱体，分为上部主体模型区和下部底水区，且在主体模型区的顶部两侧和底水区两侧各设置有可开闭的两输出孔和输入孔；底水模型砂体，水平地设置在主体模型区和底水区之间；主体模型砂体，形成在位于底水模型砂体上部的主体模型区内；水平井，设置在主体模型砂体的顶部。本发明能够对不同驱替方式、不同夹层分布模式的海相砂岩底水稠油油藏波及系数进行精确的计算，有利于研究人员更加准确研究此类油藏波及规律内在影响因素，进而合理部署新井井位、提升海相砂岩底水稠油油藏开发效果。

摘要： 本发明公开了一种低粘度原油油藏水驱波及系数预测方法。该方法包括如下步骤：选择水驱开发的低粘度原油油藏为目标油田，根据目标油田的油水相渗，在在含水率为0.02～1.00的范围内，制作

摘要： 本申请提供一种水驱油藏体积波及系数的确定方法及装置，方法包括：根据含水率和含水饱和度的变换曲线建立含水率模型；基于所述含水率模型，结合物质平衡方程和莱文莱特函数确定井控储量；通过所述井控储量、累计产油量、初始含水饱和度和残余油饱和度确定体积波及系数。本申请能够提高水驱体积波及系数的精度，可以更好的指导油田高效开发，确定油藏水驱规律，提高油田水驱开发的效率。进一步地，通过确定待测油藏的体积波及系数，可以准确的获取待测油藏所能够达到的最佳开采效果。

摘要： 本实用新型涉及一种高温高压测波及系数的可视化大模型实验装置，涉及油气田开发技术领域。该高温高压测波及系数的可视化大模型实验装置的不锈钢底板上布有模拟直井21口，可模拟不同的注采井网；可通过调整不锈钢底板位置改变填砂厚度；不锈钢底板上固定有36对电极，可进行检测油水分布情况。端盖上方的可视化窗口，可观察驱替过程中不同含水率阶段平面上的油水界面，可视化程度高，透明有机玻璃板下方布置有透明硅胶板，可有效防止窜流的发生，且模型尺寸大，观察效果好，并可以与电极监测得到的油水界面进行对比。本实用新型可用于各类油藏可视化水驱油物理模拟实验，可研究各类储层的油水运动规律和不同开发阶段剩余油分布规律。