简介:本文介绍了一种连续监测水驱动态数据的方法,这些数据可以是单井数据、井组数据或者整个油田的数据。通过注水进行非混相驱的效率取决于许多参数,包括流度比、纵横比和非均质性指数。累积水油比(在本文中叫做CWOR)可以作为评价水驱效率的无因次参数。为了得到这些控制参数的标准范围,进行了以模拟为基础的研究(包括这些因素的重复组合)。估算了CWOR的预计范围(从1.5到50以上)。此外,检验了不同油藏给定条件下的瞬时WOR(IWOR)与CWOR的上升趋势,可以把这些趋势作为测量水驱效率与预计的渐近水平的监测工具。本文提出了这样一种方法,即通过比较IWOR与CWOR的无因次曲线估算油藏非均质性指数。
简介:巴肯页岩油藏的生产井主要存在3种类型的产量变化趋势。其每一种递减曲线特征对于确定巴肯页岩油藏的产量变化趋势尤其是Ⅰ型和Ⅱ型产量变化趋势都具有重要的意义。在总共146口生产井的生产历史中,有51%的井表现出Ⅰ型产量变化趋势。具有Ⅰ型产量变化趋势的油井所占比例很高,这真实地反映了巴肯页岩油藏的主要生产特征,这一点将在文中重点论述。具有Ⅰ型产量变化趋势的油井的生产特征是:油藏压力低于泡点压力,并有天然气逸出。这些特征AKGOR与时间的关系图上可以看出。对油藏压力降到泡点压力以下的原因进行了分析,而且确定了溶解气驱是主要的驱动机理。此外,在产量与时间的双对数坐标图上观察到了到2个线性流阶段。具有Ⅱ型产量变化趋势的油井的生产特征是:产量主要来自于基质,在生产过程中油藏压力高于泡点压力,原油始终以单相流动,GOR在生产过程中基本保持不变。在巴肯页岩油藏中,具有Ⅱ型产量变化趋势的油井表现出单线性流态,在产量与时间的双对数坐标图上表现为一个1/2斜率的直线。具有Ⅲ型产量变化趋势的油井,其生产数据点一般比较分散,很难对其生产特征进行规律性的分析总结。本文还介绍了计算原始石油地质储量(OOIP)、裂缝间基质泄油面积(Acm)的方法。
简介:实践证明,水平井结合多段横向水力压裂增产处理是开发页岩气藏的一种有效策略。一些石油公司把这种方法成功地运用到了页岩油藏的开发。但由于油的粘度高而且在油藏压力低于原油的泡点压力时最终会出现两相流,页岩油的采收率低于页岩气。但是,近期发现的伊格尔福特(EagleFord)页岩油藏明显超压,初始油藏压力远高于泡点压力。这一有利条件再配合水力压裂技术就可实现页岩油的商业开采。本研究的目的就是评估在油藏压力低于和高于泡点压力时超低渗非常规油藏的开采动态。水力裂缝的相对渗透率(包括临界含气饱和度等)与页岩基质的相差很大,而对页岩这种绝对渗透率很低的储层,也没有现成的实验室多相流测量技术可供使用。此外,水力裂缝中支撑剂嵌入和可能出现的多相流会导致真实的裂缝导流能力比实验室得出的结果低几个量级。与页岩气一样,要获得较高的页岩油采收率,生成的裂缝间距应足够密,以便在开采期间能够出现裂缝干扰现象。本文将就低于和高于泡点压力这两种情景,运用现有页岩油藏的成功经验,研究裂缝间距、裂缝导流能力、裂缝半长、临界含气饱和度、并底流动压力和基质渗透率等参数对油井的经济开采和最终采收率的影响。模拟表明结果严重依赖所假设的相对渗透率特性,而且通过敏感性研究获取了有关这些油井可能存在的长期开采动态的详细信息。
简介:[摘 要]低渗透油藏注水开发应本着“注采同步”或超前注水的原则,注上水、注够水、注好水,但由于各种原因,某外围油田油藏超前注水效果不理想。从2016年前部分年度测试吸水剖面的吸水总厚度大于射孔总厚度,说明部分注入水进入了非目的层位,造成了注入水的浪费,与前述分析油藏注水开发效果较差相吻合[3]。下步调整要结合水井注水强度分布、能量分布及油层水淹状况,根据注水调整预测结果,建议坚持总体温和注水,局部强注控注相结合的原则,加强中部低能部位注水,控制高压区注水强度,均衡压力驱替系统,在提高压力保持水平及流动压力的同时,抑制含水上升速度。
简介:乍得Bongor裂谷盆地由于其晚期的构造反转,在层序的形成上具有独特性,导致盆地内BNE等油藏平面与纵向非均质性较强,而盆地内取心资料少,加大了建立油藏层序格架的难度。结合区域构造演化,分析各级层序成因,利用地震、钻井、岩心、测试等资料在层序地层学思想指导下建立各级层序与层组的对应关系,识别层序界面,在三级层序框架下构建能反映油藏层间差异性的四级层序。研究结果表明:各级层序受构造沉降和全球海(湖)平面变化双重作用,BNE油藏各砂层组受长米兰科维奇旋回影响对应于四级层序,层序界面顶部为低密度、高声波时差油页岩,井震结合方法在该油藏取心资料匮乏的情况下能较好地识别此级别层序界面并进一步划分地层,在层序格架控制下,各油水层横向分布和产能差异较大,故建立目的层层序格架对多期叠置砂体油藏分层系高效开发具有重要意义。