稠油油藏提高采收率技术数值模拟研究

渤海地区具有十分丰富的稠油资源,其油藏储层胶结疏松、渗透率高、非均质性严重并且边底水活跃,水驱采收率较低.因此,必须采取调剖、堵水和降黏组合技术措施来进行稠油开发,与其它稠油开发措施相比较,稠油乳化降黏技术具有操作简便和经济性好等优点,其中强化分散体系由于其良好的乳化降黏性以及简易的注入工艺受到石油科技工作者的高度重视.为使稠油乳化降黏技术尽快投入矿场试验,针对渤海普通稠油油藏开发实际需求,以油藏工程理论为指导,以数值模拟方法为技术手段,以正交试验原理安排实验,以A油田B1井组为试验平台,对比了不同开发方式对目标井组开发效果的影响.结果表明,单独注入强化分散体系4个月以上增油效果要好于单独调剖,而调剖与注强化分散体系联合作用效果要明显高于单独调剖与单独注强化分散体系之和,达到了"1+1"大于2的功效;高低浓度注入优于单一浓度段塞;水井调剖和油井堵水会明显增加强化分散体系增油有效期和增油量,推荐水井采取"调剖+强化分散体系高低浓度交替注入"组合措施,油井采取"堵水+强化分散体系吞吐"组合措施。     

水湿储层水驱油微观驱替特征的网络模拟研究

应用逾渗理论,基于计算机随机建模方法,建立了水湿储层三维网络模型.模型的孔隙喉道半径采用截断式威布尔分布随机产生,通过与实际岩心相渗曲线的拟合,验证了模型的有效性.计算了形状因子、孔隙度、导流率等参数,为模拟过程提供基础数据.应用建立的网络模型,模拟了饱和油和水驱油两个驱替过程,分析了孔隙特性参数对相对渗透率及驱替效率的影响.结果表明:随着孔喉比的降低、配位数的增加、形状因子的增加(在一定范围内),水相渗透率降低,油相渗透率升高,残余油饱和度降低,驱替效率增大.与其他理想模型相比,模型可以更真实地研究油水两相流动特征.     

JYC油田8106-5井组调剖设计及效果预测

针对JYC油田的8106-5井组进行了调剖设计以及效果预测.首先,应用一种数学方法对调剖半径、调剖剂用量进行理论研究,得到8106-5井组的调剖半径为14.09 m,调剖剂用量为266 m3.接着,对调剖效果进行预测.应用油藏工程方法,确定调剖措施后各层的等效渗透率、吸水量,并通过对平面分配系数以及油井的分层含水率的计算,得到8106-5井组的日产油量为1.24 t.通过对产油量递减规律的研究,得到8106-5井组的调剖有效期和累积增油量分别为358 d和413.35 t.结果表明,研究成果对同类型油田的调剖设计及效果预测的研究有推广应用价值.     

吸水体膨颗粒与油藏适应性评价

针对矿场调剖实际需求,利用仪器检测和物理模拟方法,开展了体膨颗粒吸水率与溶胀率、抗剪切性、渗流特性、传输运移能力、粒径与油藏孔隙匹配关系和驱油效果实验研究.结果表明:随时间延长,体膨颗粒吸水率和溶胀率增大,并且初期增幅较大,24小时后增幅减缓.体膨颗粒抗剪切性能较好,经地层剪切后83%以上仍为大颗粒.体膨颗粒粒径愈小,溶剂水矿化度愈低,吸水率和溶胀率愈大,抗剪切能力愈差;与污水相比较,污水配置聚合物溶液中体膨颗粒吸水率和溶胀率较小,抗剪切性较好,当体膨颗粒浓度为6000mg/L时,"体膨颗粒粒径/平均喉道直径"范围在4.18~5.40之间可适用于油藏.推荐体膨颗粒浓度6000mg/L,注入量0.38PV,调剖半径51.3m,为避免封堵近井地带,可先选择小粒径颗粒注入,并逐渐增大粒径.     

薄差储层有效驱替理论与应用

应用油藏工程方法,综合考虑驱替压力梯度和启动压力梯度的影响对薄差储层有效驱替理论进行研究.根据不等产量一源一汇驱替压力梯度公式,分别得到地层压力、注入压力、井底流压以及井距变化时的驱替压力梯度图版,并分析其变化规律;根据岩心水动力实验结果,建立启动压力梯度与渗透率的关系,分析有效驱动不同渗透率的储层所需要的驱替压力梯度临界值.研究表明:驱替压力梯度大于最大启动压力梯度是薄差储层有效驱替的必要条件;小井距是薄差层有效驱动的最优选择;可以通过措施和注采压力系统调整达到驱替压力梯度高于最大启动压力梯度的目的,从而有效驱动薄差储层.研究对薄差储层开采具有重要的指导意义,并在矿场试验中得到了有效论证.     

应用模糊综合评判方法优选非均质油藏调剖井和层

通过注水保持油层压力的方法开发非均质油藏,不可避免会造成油井含水或部分油井水淹.注入水窜入油井时,不管低渗透层是否受到开发,大部分注入水进入到高渗透层,因而使低渗透层在开发过程中采油速度很慢,或是基本未投入生产.为了降低产水量,保持或提高采油量,必须对已开发的非均质油藏实施相应的堵水调剖措施,防止注入水沿高渗透带水锥突进到油井,影响水驱采收率.本文建立了应用模糊综合评判方法优选非均质油藏调剖井和层的数学模型,通过实例分析表明,运用综合评判方法优选调剖井和层是一种客观有效的方法,该评价方法计算方便,易于操作和推广.     

考虑最大与最小孔隙半径比的相渗曲线计算模型

相对渗透率对指导油田开发具有十分重要的作用,分形理论的出现为计算相对渗透率曲线提供了一种新的方法,但已有求取相对渗透率曲线的分形模型都将最大与最小孔隙半径比视为无穷大进行简化计算,误差较大.因此建立了考虑最大与最小孔隙半径比求取油水相渗曲线的模型,并分析了最大与最小孔隙半径比对相渗曲线的影响,结果表明最大与最小孔隙半径比的增大对油相渗透率影响微弱,对水相渗透率影响巨大,且水相渗透率曲线随着最大最小半径比的增大渐向右移,两相区面积逐渐减小,当比值为无穷大时两相区面积为零.最后,结合F储层,验证了采用比值变化模型计算的相渗曲线与实验测得曲线误差甚微.说明该方法简单易行,精准度高,值得推广与应用.     

杏六区薄差储层有效动用界限研究

大庆长垣内部油田已进入高含水期,目前的水驱开发对象已由中高渗透层逐渐转变为薄差储层,这类储层油藏地质条件复杂,开发效益较差,已探明的储量中却有数亿吨储量主要存在于低渗透的薄差储层中.由于其微观孔隙结构和物性特征与厚油层存在差异,有些物性较差的储层甚至无法动用.以大庆油田杏六区的薄差储层为研究对象,运用压力数法和非线性渗流指数法确定有效动用的渗透率下限,利用双管并联实验确定级差上限,结合核磁共振技术与压汞实验结果给出孔喉动用的下限,得出:杏六区薄差储层有效动用的渗透率下限为1×10~(-3)μm~2;级差上限为5;流动孔喉半径下限为0.288μm,该结果为薄差储层的有效开发提供了一定的参考和借鉴.     

低渗透油藏聚合物强化泡沫调剖剂

为改善某低渗透油田的水驱开发效果,开展了聚合物强化氮气泡沫调剖提高采收率研究.根据该油田的地质油藏条件,建立典型地质概念模型,地质模型能够比较完整地反映地层静态状况和井网条件.对聚合物强化泡沫调剖注采参数进行了优化设计.研究结果表明,聚合物强化氮气泡沫调剖最佳注采参数为:聚合物分子量为800万,聚合物浓度为1000mg/L,最佳泡沫剂浓度为0.25%(质量分数),气液比为1:1.     

洼38块特稠油油藏流-固-热三场耦合规律研究

近年来,随着石油的不断开发开采,在研究高压注水,稠油热采等涉及到温度剧烈变化的研究领域中,油藏工作者难以通过经典的渗流力学理论和传统的油藏数值模拟方法得到有效、合理的解释,必须考虑到温度场、渗流场、应力场三场相互影响、相互作用、相互变化等相关变化因素.基于考虑热弹性的岩石应力一应变关系、地下流体运动定律、能量守恒定律,建立包括油水两相渗流控制方程、岩石变形体控制方程、温度场控制方程的稠油油藏三场耦合数学模型,运用全耦合算法实现同时求解所有耦合方程组,研究了应用有限元分析软件ADINA进行三场耦合规律的建模过程与方法.以小洼油田洼38块为例研究三场耦合规律.结果表明:距离井筒越近,其总位移、温度场、应力场、渗流场及岩石物性参数越会产生明显的变化;距离井筒越远,其变化越不明显.距离井筒越近的储层温度变化越剧烈,而距离井筒越远的储层温度变化越缓;井筒周围的温度变化呈现倒置漏斗形状,随着注水的不断进行,漏斗会逐渐平缓;最后储层各点的温度会平衡在同一温度水平线上,达到平衡状态.模型较为真实的模拟油藏实际开采情况.     

识别非均质油田无效注采井和层的数学模型

多层砂岩油藏注水开发后期,在油水井之间形成了储层高渗透通道,导致注入水沿高渗透通道做无效循环,油井产量下降.为改善注入水驱油效果,必须对无效注采井层实施调剖、堵水等措施,而有效识别无效注采井层是解决问题的关键.优选出了识别无效注采油水井和无效注采层位的判定指标,并建立了用于识别无效注采油水井和无效注采层位的模糊综合评判数学模型.     

胜利断块油藏细分注水技术界限研究

老油田进入特高含水期后,剩余油分布更加零散,各种地质因素也因长期注水开发而发生了一定的改变.此时稳油控水难度进一步加大,为了进一步挖掘剩余油,控制含水上升速度、减缓产量递减,必须对注水井采取进一步的细分调整.基于水湿油藏注水井注水层段吸水效果,从注入水受力分析入手,运用达西定律推导出了水驱油藏水驱油全过程中的单位体积注入水沿竖直、地层两个方向运移的渗流速度公式,明晰了水驱油藏注水层段不同开发阶段砂岩吸水机理.研究结果表明,水驱油藏细分注水效果与岩石绝对渗透率、水相相对渗透率、注入水黏度、水动力压力梯度、注水井启动压力梯度、含水饱和度、地层倾角、油水密度差等参数有关.结合胜利油田断块油藏地质特征及细分注水工艺要求,制定了一套适合胜利油田不同断块区的细分注水技术政策界限:层段内渗透率变异系数小于0.3,砂岩条带宽度极比小于2.5,且东辛油区断块油藏层段内砂岩厚度小于6m,小层数小于4个;现河油区断块油藏层段内砂岩厚度小于5m,小层数小于5个;临盘油区断块油藏层段内砂岩厚度小于6m,小层数小于6个.矿场试验证实,该细分注水技术政策界限是合理、实用的,其为胜利断块油藏注上水、注够水、注好水,实现多层断块油藏的高效开发提供了技术保障,对类似油藏细分注水技术界限研究具有一定的借鉴意义.     

整体压裂裂缝导流能力与储层渗透率匹配关系研究

针对低渗透油藏存在非达西渗流的问题,建立了整体压裂三维油水两相油藏和裂缝系统的数学模型,并采用有限差分法进行求解.利用建立的数学模型,针对不同储层渗透率级别,研究裂缝导流能力对油井产能的影响.结果表明:在各级储层渗透率级别下,随着裂缝导流能力的增加,采油强度逐渐增加,但增加的幅度越来越小.在此基础上,引入采油强度变化率的概念,确定了不同储层渗透率级别下裂缝导流能力与采油强度变化率的关系,进而得到不同储层渗透率级别下的最佳裂缝导流能力.为合理、高效开发低渗透油藏提供技术支持与保障.     

垂直裂缝气藏中凝析油气试井模型及应用

凝析气井经过压裂产生垂直裂缝,流体在地层与裂缝中往往形成双线性流.根据凝析气形成的双线性流渗流特点,通过凝析油气不稳定渗流的基本微分方程,经过线性化处理,考虑裂缝传导能力和表皮效应,应用拉普拉斯变换,建立了垂直裂缝气藏中凝析油气渗流的双线性流的新模型,求出了模型的解.并绘出了凝析气藏试井理论曲线,通过试井测试资料解释,可计算凝析气井的地层渗透率,气藏压力,裂缝传导能力和裂缝表皮系数等相应的地层参数,可为气藏开发提供动态参数和理论依据.     

纵向非均质性对海上稠油油田水驱油开发效果的影响研究

为兼顾生产成本与开发效果,海上稠油油田开发大多采用多层合采,层内和层间的差异对水驱开发效果影响显著,针对纵向非均质严重的问题,基于不同渗透率级差、不同平均渗透率,建立了反韵律下9种非均质物理模型,研究层内和层间非均质性对海上稠油油田水驱开发效果的影响.研究结果表明:对于层内非均质模型,渗透率级差对开发效果影响更大,平均渗透率相近时,级差越大,层内非均质性越强,注入水沿高渗透层突进,油层下部驱替效果越差,采出程度越低;层内均质层间非均质时,级差越大采出程度越低,高渗层段注入水形成优势通道抑制低渗透层吸水,高渗透层最高采收率达77.4%,低渗层采收率可低至0.7%,使油层上下部驱替效果相差较大;层内和层间都非均质时,分层开采的开发效果好于多层合采,各层采收率变化幅度与分层开采时差异较大;利用综合影响因子表征层内和层间非均质性的综合影响,其值为0.08时对应采出程度为41.48%,综合影响因子越高,纵向非均质性越强,采出程度越低.     

凝析油-气在存在裂缝的双渗介质中渗流的变产量数学模型及其应用

当凝析气藏压力低于露点压力时,有凝析油析出,致使井底附近阻力变大,影响凝析气的采出量,反凝析现象带来了一些特殊的经济问题.选择合理的开发方式,提高凝析气的采收率,成为了当前工作中迫切需要解决的难题.为了控制合理的井底流压常会引起产量的改变.主要针对凝析气在存在裂缝的双渗气藏中的渗流问题,建立气井变产量生产新模型并进行求解,同时选择相关合理参数绘制了试井理论图版,根据试井理论图版利用试井测试数据进行解释,可以得到相应动态参数为气田开发预案提供相应的理论依据.     

Stable hyperbolic singularities for three-phase flow models in oil reservoir simulation

We study the characteristic speeds of systems of two conservation laws representing three-phase flow in a porous medium with gravity taken into account.Generically hyperbolicity fails on open regions (elliptic regions) where the characteristic speeds assume complex values. The presence of such regions creates difficulties such as multiple solutions which indicate a modeling problem, according to some authors.The hyperbolicity of the models we study depends on the relative permeability functions. It is customary in oil engineering studies to suppose that the water and gas permeabilities depend only on their respective saturation, while the oil relative permeability changes with the gas and water saturations. Such a hypothesis on the oil relative permeability generically leads to elliptic regions.We define a set of three curves that surround elliptic regions of any model. By studying these curves, we indicate a procedure to locate the singularities and prove that for any choice of gravitational and viscosity parameters such regions shrinks to points where the characteristic speeds are real and equal, provided it is assumed that each relative permeability depends on its respective saturation only. Our results, together with a paper of Trangenstein, lead to the conclusion that in order to insure real wave speeds, such an assumption is necessary and sufficient when gravitational effects are considered in three-phase models.Research supported by Brazillian Government grant from CNPq under number 204395/88.7.     

补孔措施目标井层优选方法

油井补孔措施就是增加射开新的油层,是保证油井高产、油田持续开发的重要增产措施.而补孔措施效果好坏,主要取决于目标井层的选择是否合适.分析了影响油井补孔措施效果的因素,认为主要包括两方面共7个因素,一方面是井因素,包括全井含水率和全井日产油量共2个因素,另一方面是小层因素,包括小层渗透率、小层孔隙度、小层有效厚度、小层含油饱和度和小层地层压力共5个因素.在此基础上,建立了油井补孔措施目标井层优选方法,该方法以模糊数学为基础,通过综合评判对侯选井层打分,从而优选补孔措施目标井层.实际应用结果表明,利用该方法优选补孔措施目标井层,可靠性高,补孔措施实施后效果好.这种方法具有较高的学术与实用价值.