水驱曲线

摘要： 气顶边水油藏进入开发中晚期后,面临着气窜与水侵的双重难题,需要评价开发效果,并基于评价结果调整开发策略,但无法直接应用气驱特征曲线或水驱特征曲线评价该类油藏的开发效果。因此,基于稳定渗流理论,推导了气驱特征曲线关系式,并与水驱特征曲线关系式联立,建立了计算不同阶段气驱产油量占总产油量比例的方法;利用该方法可计算出气顶边水油藏气驱与水驱的采出程度,并根据计算结果调整开发策略。以锦州X油田3井区为例进行了应用分析,计算出该井区所开发气顶边水油组上部当前气驱采出程度为24.3%,下部当前水驱采出程度为48.4%,发现该油组上部气驱采出程度低,指出应实施屏障注水,提高油组的采收率。研究结果表明,采用气驱-水驱联合特征曲线可以评价气顶边水油藏的开发效果。

摘要： 青平川油区构造上处于鄂尔多斯盆地东部,储层物性较差,前人采收率计算方法少且计算不准确,针对存在问题,采用静态参数法和动态法共13种方法对研究区采收率进行定量计算,通过对各种方法对比分析,并结合研究区油藏地质特征,优选出合理的采收率计算方法。研究表明,产量递减法得出的采收率与标定的采收率最为接近,是最适合研究区的采收率计算方法,得到的采收率为13.63%。

摘要： 水驱油田无因次采液指数随含水率变化的规律是油藏产能评价和举升方式选择的重要依据.目前常用计算方法不适用于测试资料缺乏的油田.文中基于分流量方程、相对渗透率幂函数表达式和近似理论水驱曲线,推导建立了无因次采液指数随含水率变化的表征公式,提出了一种利用累计产油量和累计产液量等日常生产数据直接计算无因次采液指数曲线的方法.实例应用表明,计算的无因次采液指数与实际测量点在不同含水率时均能很好地吻合,证明了新方法的准确性.新方法所需数据简单易取,计算简便,结果可靠,不仅可以计算油田的无因次采液指数曲线,还可以计算每口油井的无因次采液指数曲线,为油田现场精细化提液、设施液处理能力预留等动态分析工作提供了新的理论支撑.

摘要： 强底水油藏因为水体能量充足随着生产的持续,含水持续上升,出现"厂"字形的含水上升特征,很快进入特高含水期,特高含水期主要通过提液来稳产,在大液量生产条件下,通过油田的岩心实验发现随着油田持续的产出及冲刷,冲刷倍数达到成千上万倍的情况下,油田的物性及渗流规律会发生变化,依据行业标准在冲刷倍数三十倍的情况下测得的油和水两相相对渗透率曲线已经不适用于该类油藏.为了认识水驱油田高含水期的水驱规律特征,从强底水油藏高含水期水驱特征曲线出发,结合常用的油藏工程公式,如Buckley-Leverett前沿推进方程,Welge平均含水饱和度方程等,得到计算油和水两相相对渗透率曲线的计算模型.通过油田的实际生产数据来进行数模拟合验证,通过对比行业标准在冲刷倍数三十倍的情况下测得的油和水两相相对渗透率曲线与含水期油田水驱特征计算的油和水两相相对渗透率曲线实际模型的拟合效果可以看出,本文求取的新油和水两相相对渗透率曲线更符合实际,充分体现了油藏特高含水中后期物性分布及流体渗流规律.该方法为强底水油藏高含水期渗流规律及剩余油的认识提供指导.

摘要： 以水驱储量动用程度作为油田开发的重要参考指标,提出了准确合理地计算基于油井单元的水驱储量动用程度的方法.基于当前L油田注采井网,以油井与油井、油井与水井、定向井与水平井流线边界为划分依据,将L油田划分为27个基本开发单元,完成单元静态井控储量计算,应用各油井单元静态、动态数据和乙型水驱曲线完成动用程度计算.结果 表明,受井网完善度、水驱方向的影响,各单元动用程度存在较大差异,结合井网注采受效分析确定了高部位油井转注、中部位细分层系、低部分补充注水井的下一步综合调整方向,为油田的精细化认识与下一步开发优化提供了重要借鉴.

摘要： 注水开发砂岩油藏进入特高含水期后,其生产特征和水驱规律都与高含水阶段有所不同,高含水阶段的水驱规律不能用于指导特高含水期的生产实践.为了做好特高含水期的油藏开发管理工作,基于DT油藏的生产数据,从生产特征和驱油机理出发,研究了特高含水期的水驱规律,取得了以下主要认识.特高含水期油藏呈现出了"一高两低"的生产特征,即高含水、低产量、低采出程度.产量递减率和含水上升速度也都较低.地下存在大量的剩余油可以挖潜.油藏存在水驱采油和水洗采油两个基本的开采机理,水驱采油的对象为连续型剩余油,开采效果较好;水洗采油的对象为离散型剩余油,开采效果较差.油藏开发初期以水驱采油为主,然后转变为开发后期以水洗采油为主的开发过程.高含水阶段的水驱曲线和水油比曲线近似为一直线,特高含水期的水驱曲线和水油比曲线出现上翘,表明水驱采油向水洗采油过程的转变,开采效果变差.用高含水阶段水驱规律预测的油藏采收率比用特高含水期水驱规律预测的采收率高,DT油藏平均高了5.24％.提高采收率的方法都是通过提高采出程度来实现的,具体包括3个方面:扩大波及、加深水洗、提高驱油效率.长期水洗也可以提高油藏采出程度.特高含水期的油藏开发仍应以扩大波及为主,并带动驱油效率一起提高.

摘要： 在马克西莫夫-童宪章水驱特征曲线的基础上,将微分和物质平衡方程、Welge方程相结合,可得到马克西莫夫-童宪章水驱特征曲线对应的微观油水渗流特征方程,为利用油藏生产数据确定油水渗流特征提供新的方法.利用物性好的大庆油田南二三开发区葡Ⅰ组油藏生产数据,给出详细计算流程,其计算结果与水驱油实验结果基本一致,表明新方法可行.利用三塘湖油田牛圈湖特低渗油藏马62井区油水渗流特征进行验证,发现马62井区体积压裂后所表现出的油水渗流特征与相邻井区室内实验确定的结果相差较大,表明室内实验得到的油水渗流特征只反映了基岩的油水渗流特征,未能反映多孔介质油藏注水开发过程中的水驱油特征.

摘要： 常用水驱曲线的表达式均为累产数据之间的数量关系,本质上是描述含水上升规律的理论方法.但实际油田随含水率升高,高含水油井关停数量增多,虽然对累产油影响较小,但对累产液和累产水的变化趋势存在较大影响,导致常用水驱曲线在高含水期拟合不准确.因此笔者推荐一种新型水驱曲线,直接描述含水率和采出程度之间关系,从而提高对全阶段含水上升规律描述的准确程度.基于新型水驱曲线,给出推导相渗曲线的方法,利用实例证实以及油藏数值模拟对相渗曲线进行验证,反演结果表明符合率高,说明新型曲线具有一定推广应用价值.

摘要： 基于相渗曲线,推导出不同油水黏度比条件下的水驱地质储量计算公式,并对童氏曲线图版进行校正.本文推导过程中,用不同油水黏度比条件下的相渗曲线的线性回归参数m和b,以及初始合油饱和度的新表达式代替经典童氏曲线中的"C=7.5",该改进公式在油水黏度比1～10时,正好是陈元千先生推导的改进水驱曲线特例.本文新推导的水驱地质储量预测公式及改进的童氏曲线图版,适合于任何条件下的采收率预测,可以提高水驱可动油储量和水驱采收率的预测精度,也为新油田含水预测提供方法.

摘要： 利用新型水驱曲线结合甲型、乙型及考虑经济极限产量的递减法,确定了油田单井水驱可采储量,并计算得到了油井无因次采液指数变化曲线,结果显示,油田单井采液指数以A型及B型曲线为主,具备在中低含水阶段提液的潜力,由于窄河道稠油油田易形成注入水突破,提出了包括注入水单向突进、注采井网不完善、无效循环通道及层间矛盾突出等4类井不宜提液.

摘要： 为准确把握油藏动态,针对高含水海相砂岩油田地质油藏特点,从公式推导依据、理论计算、实例应用三个方面论证了常用水驱曲线的适应性,并探讨了基于水驱曲线的高含水海相砂岩油田产液结构优化方法的适用性.研究结果表明,张型广适水驱曲线在含水高、原油黏度低的海相砂岩油田适用范围更广、预测精度更高,基于张型广适水驱曲线提出的两种油田产液结构优化方法具有互补性,实际计算过程中可协同应用,另外对于水驱规律不明显的油井可采用多种等效表征方法.

摘要： 相对渗透率曲线是油藏工程研究中的一项重要基础资料,目前油藏工程中使用的相对渗透率曲线主要从室内岩心实验得到。受储层非均质性和实验质量的影响,岩心尺度的相渗曲线很难代表整个油藏的相渗特征。根据适用范围较广的张金庆水驱特征曲线法,可以修正室内实验得到的相对渗透率曲线。通过具体的计算实例,表明该方法计算的相渗曲线更符合储层实际特征,对数值模拟中相对渗透率的求取以及水驱油田含水上升规律分析具有一定的参考意义。

摘要： 应用油藏数值模拟方法对喇萨杏油田特高含水期开发指标影响因素进行了研究，并对水驱特征曲线和产量递减类型进行了分析。特高含水期影响油田开发指标的因素主要有渗透率、垂向渗透率级差、储层润湿性等。随着渗透率的增加，含水上升率、产量递减率逐渐减小，阶段采出程度、采收率逐渐增加;随着油藏垂向非均质性的增强，含水上升率和产量递减率逐渐增大，但这种趋势却随着油藏含水的增加而逐渐减弱;随着储层由亲油向亲水转化，在特高含水期的含水上升率和产量递减率减小，阶段采出程度及最终采收率都增加。原油粘度对特高含水期开发指标的影响较小。喇嘛甸、萨北开发区各单元在特高含水期含水上升遵循水驱特征曲线变化规律。喇嘛甸、萨北开发区递减类型基本符合双曲递减和指数递减。

摘要： 应用油藏数值模拟方法对喇萨杏油田特高含水期开发指标影响因素进行了研究，并对水驱特征曲线和产量递减类型进行了分析。特高含水期影响油田开发指标的因素主要有渗透率、垂向渗透率级差、储层润湿性等。随着渗透率的增加，含水上升率、产量递减率逐渐减小，阶段采出程度、采收率逐渐增加;随着油藏垂向非均质性的增强，含水上升率和产量递减率逐渐增大，但这种趋势却随着油藏含水的增加而逐渐减弱;随着储层由亲油向亲水转化，在特高含水期的含水上升率和产量递减率减小，阶段采出程度及最终采收率都增加。原油粘度对特高含水期开发指标的影响较小。喇嘛甸、萨北开发区各单元在特高含水期含水上升遵循水驱特征曲线变化规律。喇嘛甸、萨北开发区递减类型基本符合双曲递减和指数递减。

摘要： 应用油藏数值模拟方法对喇萨杏油田特高含水期开发指标影响因素进行了研究，并对水驱特征曲线和产量递减类型进行了分析。特高含水期影响油田开发指标的因素主要有渗透率、垂向渗透率级差、储层润湿性等。随着渗透率的增加，含水上升率、产量递减率逐渐减小，阶段采出程度、采收率逐渐增加;随着油藏垂向非均质性的增强，含水上升率和产量递减率逐渐增大，但这种趋势却随着油藏含水的增加而逐渐减弱;随着储层由亲油向亲水转化，在特高含水期的含水上升率和产量递减率减小，阶段采出程度及最终采收率都增加。原油粘度对特高含水期开发指标的影响较小。喇嘛甸、萨北开发区各单元在特高含水期含水上升遵循水驱特征曲线变化规律。喇嘛甸、萨北开发区递减类型基本符合双曲递减和指数递减。

摘要： 应用油藏数值模拟方法对喇萨杏油田特高含水期开发指标影响因素进行了研究，并对水驱特征曲线和产量递减类型进行了分析。特高含水期影响油田开发指标的因素主要有渗透率、垂向渗透率级差、储层润湿性等。随着渗透率的增加，含水上升率、产量递减率逐渐减小，阶段采出程度、采收率逐渐增加;随着油藏垂向非均质性的增强，含水上升率和产量递减率逐渐增大，但这种趋势却随着油藏含水的增加而逐渐减弱;随着储层由亲油向亲水转化，在特高含水期的含水上升率和产量递减率减小，阶段采出程度及最终采收率都增加。原油粘度对特高含水期开发指标的影响较小。喇嘛甸、萨北开发区各单元在特高含水期含水上升遵循水驱特征曲线变化规律。喇嘛甸、萨北开发区递减类型基本符合双曲递减和指数递减。

摘要： 应用油藏数值模拟方法对喇萨杏油田特高含水期开发指标影响因素进行了研究，并对水驱特征曲线和产量递减类型进行了分析。特高含水期影响油田开发指标的因素主要有渗透率、垂向渗透率级差、储层润湿性等。随着渗透率的增加，含水上升率、产量递减率逐渐减小，阶段采出程度、采收率逐渐增加;随着油藏垂向非均质性的增强，含水上升率和产量递减率逐渐增大，但这种趋势却随着油藏含水的增加而逐渐减弱;随着储层由亲油向亲水转化，在特高含水期的含水上升率和产量递减率减小，阶段采出程度及最终采收率都增加。原油粘度对特高含水期开发指标的影响较小。喇嘛甸、萨北开发区各单元在特高含水期含水上升遵循水驱特征曲线变化规律。喇嘛甸、萨北开发区递减类型基本符合双曲递减和指数递减。

摘要： 本发明提供一种水驱特征曲线快速拟合方法及系统，该方法包括：根据水驱特征曲线类型，分别确定各水驱特征曲线待定参数；将待定参数代入含水率变化关系式，计算采出程度和含水率变化曲线；根据实际生产数据，选取适合描述油田含水变化规律的对应类型的水驱特征曲线；设定第一含水率值对应的坐标为拟合线段的初始坐标，设定第二含水率值对应的坐标为末端坐标，分别确定对应类型的水驱特征曲线的初始坐标和末端坐标的表达式；将待定参数估值代入初始坐标和末端坐标的表达式中，确定拟合线段的初始点和末端点并绘制拟合线段。通过该方案解决了工程软件制图效率低的问题，实现对水驱特征曲线的快速拟合，方便水驱特征曲线的绘制。

摘要： 本说明书实施例公开了一种基于洛伦兹曲线的水驱无效循环识别方法、装置及介质，所述方法通过充分掌握油藏各井间的连通规律，再根据实际油藏物性参数和开发动态，计算出所研究注采单元各小层吸水量；然后，基于洛伦兹曲线确定吸水量变异系数，根据吸水量变异系数判断水驱效果，并依据无因次注水系数和无因次有效厚度系数比值的临界值判定无效循环层位。并根据水驱效果和识别的无效循环层位进行调整，之后再利用洛伦兹曲线和水驱无效循环层位判定方法进行调整后评估，为更好地指导油田水驱无效循环识别和措施调整工作奠定基础。

摘要： 本发明公开了一种基于水驱特征曲线的可采储量预测方法，包括以下步骤：步骤1：根据油相相对渗透率与水相相对渗透率的比值，得到两相渗流特征方程；步骤2：根据两相渗流特征方程和平均含水饱和度方程，得到基于水驱油藏全生命周期的水驱特征曲线；步骤3：根据油藏生产水油比和累产油数据拟合，得到A、B、C′、D；步骤4：根据水驱特征曲线计算得到油藏的可采储量Npmax：本发明结合平均含水饱和度方程和两相渗流特征曲线，建立的水驱油藏全生命周期的水驱特征曲线关系式，为快速计算水驱油藏的可采储量提供理论依据。

摘要： 本发明公开了一种岩心气水相对渗透率曲线的驱替‑核磁联测方法及装置，实现了通过驱替‑核磁测试实验来获取岩心气、水相渗曲线的目的。驱替可以合理模拟不同压力地层气驱水过程，核磁可以准确测量岩心中水的分布情况及含水饱和度，精度高；且整个测试过程中无需测量气、水流量，测试流程得以改进；相对渗透率计算新方法采用新推导的积分公式(2)和公式(3)计算，计算结果稳定性好，曲线光滑，规律性强，后期基本无需校正。实现了岩心气、水相渗曲线标准化、精确化测量目的。最终测试结果可以为气藏产能评价和产水动态分析提供基础数据。

摘要： 本发明公开了一种基于水驱特征曲线的可采储量预测方法，包括以下步骤：步骤1：根据油相相对渗透率与水相相对渗透率的比值，得到两相渗流特征方程；步骤2：根据两相渗流特征方程和平均含水饱和度方程，得到基于水驱油藏全生命周期的水驱特征曲线；步骤3：根据油藏生产水油比和累产油数据拟合，得到A、B、C′、D；步骤4：根据水驱特征曲线计算得到油藏的可采储量Npmax：本发明结合平均含水饱和度方程和两相渗流特征曲线，建立的水驱油藏全生命周期的水驱特征曲线关系式，为快速计算水驱油藏的可采储量提供理论依据。

摘要： 本发明提供一种水驱特征曲线快速拟合方法及系统，该方法包括：根据水驱特征曲线类型，分别确定各水驱特征曲线待定参数；将待定参数代入含水率变化关系式，计算采出程度和含水率变化曲线；根据实际生产数据，选取适合描述油田含水变化规律的对应类型的水驱特征曲线；设定第一含水率值对应的坐标为拟合线段的初始坐标，设定第二含水率值对应的坐标为末端坐标，分别确定对应类型的水驱特征曲线的初始坐标和末端坐标的表达式；将待定参数估值代入初始坐标和末端坐标的表达式中，确定拟合线段的初始点和末端点并绘制拟合线段。通过该方案解决了工程软件制图效率低的问题，实现对水驱特征曲线的快速拟合，方便水驱特征曲线的绘制。

摘要： 本发明公开了基于甲型水驱特征曲线的缝洞型油藏采收率预测方法，包括以下步骤：S1、基于甲型水驱特征曲线建立无因次水驱特征曲线模型；S2、根据步骤S1所建立的无因次水驱特征曲线模型绘制无因次水驱特征曲线样板图版；S3、选择生产过程中稳定水驱阶段；S4、结合步骤S2得到的无因次水驱曲线样板图版确定单井的特征参数X；S5、对各个单井的合理特征参数Xi作算术平均得出适用于缝洞型油藏的特征参数XM；S6、根据适用于缝洞型油藏的无因次水驱特征曲线模型预测在目前开发方式下油藏的采收率情况。该方法预测的采收率与实际情况相符，操作简单，充分考虑了缝洞型油藏的地质特征和生产特征，具有较高的适用性。

摘要： 本发明提供了一种理论水驱曲线确定方法和装置，该方法包括：对相渗曲线进行标准化处理，确定标准化相渗曲线；对标准化相渗曲线进行拟合，确定相渗拟合系数；对标准化相渗曲线的参数进行归一化处理，确定归一化相渗曲线参数；根据相渗拟合系数、归一化相渗曲线参数和标准化相渗曲线，确定归一化相渗曲线；根据归一化相渗曲线，确定理论水驱曲线。本发明通过对相渗曲线进行处理，得到归一化相渗曲线，然后利用归一化相渗曲线，确定理论水驱曲线，实现了油藏开发的准确预测。

摘要： 本发明提供了一种理论水驱曲线确定方法和装置，该方法包括：对相渗曲线进行标准化处理，确定标准化相渗曲线；对标准化相渗曲线进行拟合，确定相渗拟合系数；对标准化相渗曲线的参数进行归一化处理，确定归一化相渗曲线参数；根据相渗拟合系数、归一化相渗曲线参数和标准化相渗曲线，确定归一化相渗曲线；根据归一化相渗曲线，确定理论水驱曲线。本发明通过对相渗曲线进行处理，得到归一化相渗曲线，然后利用归一化相渗曲线，确定理论水驱曲线，实现了油藏开发的准确预测。

摘要： 本发明公开一种基于微观流动模拟获取高含水区块水驱曲线方法，包括：对获取的矿场岩心进行CT扫描，得到数字化的多孔介质；步骤2、模拟多孔介质内水驱油过程，其包含：驱油过程中多孔介质内油水的流动和实时追踪油水界面；步骤3、在多孔介质内水驱油过程得到出口端从驱替初始到驱替结束的累产水量Wp和累产油量Np，绘制lgWp‑Np曲线；步骤4、在lgWp‑Np曲线中选取含水率fw的预设段作为最终的甲型水驱曲线，拟合水驱曲线，得到适用于特高含水期的甲型水驱曲线。采用本发明的技术方案，可以获取准确评价特高含水油藏水驱开发效果及预测指标的变化趋势的甲型水驱曲线，克服现有水驱曲线在高含水阶段的不足。