缝洞型碳酸盐岩油藏注水驱油提高采收率研究

Y油田为缝洞型碳酸盐岩油藏,油藏复杂的地质特征决定了其开发模式有别于常规砂岩油藏.为了有效提高Y油田采收率,利用Eclipse数值模拟软件建立了地质模型,对水平井长度、射孔间距及酸压缝长等油藏产能影响因素与转注时机、注采比以及关井时间等注采参数进行了优化.结果认为:对于Y缝洞型碳酸盐岩油藏,水平井水平段长度为500m、射孔间距为20m或酸压规模为100m时,累计产油量可达到最大值;压力降至废弃压力时进行转注,可获得最大采收率;周期注采比等于1时,周期时效与累计增油量达到最大值;关井时间为8天时,采收率提高幅度最大.     

水平井挖潜二类油层典型沉积单元剩余油潜力区的计算方法研究

剩余油潜力区的分布一直是油田开发过程中的焦点问题,就目前大庆油田开发的现状来看,剩余油潜力区除了主要分布在主力油层以外,也存在于一些非主力油层内,二类油层就是其中具有代表性的油层.与主力油层相比,二类油层不论在纵向上还是在平面上非均质性都比较严重,给剩余油的挖潜带来了较大难度,而采用水平井挖潜二类油层剩余油也是目前一些油田采用的开采方法,因此对于二类油层剩余油潜力区计算方法的研究就成为了首先要解决的问题.选用了北一区断东试验区二类油层中典型沉积单元进行了剩余油分布状况的剖析和潜力区界限的建立,进行了水平井挖潜二类油层典型沉积单元潜力区计算方法的研究,对油田二类油层实际开发方案的制定具有一定的指导意义.     

一种预测注采关系调整效果的数学模型

在油田开发过程中,由于某些油层的注采关系并不完善,需要补充注水井调整注采关系,为了实现对注采关系调整开发效果的预测,本文利用劈分方法、注采平衡原理、油水两相非活塞式水驱油理论等理论方法,推导出了一套计算注采关系调整开发效果的数学模型,利用该模型对大庆油田注采关系调整试验区的G161-483井进行了实例计算.根据劈分方法,计算得出G161-483井的4口受效井的劈分系数,分别为0.28、0.12、0.43、0.17.由G161-483井产油量与累产油量的关系得出水驱极限累产油量为0.0750×10~4m~3,注采关系调整极限累产油量为0.6395×104m3,计算得到增油量为0.5645×10~4m~3.由受效井产油量与累产油量的关系得出,该井的水驱极限累产油量为12.5023×10~4m~3,注采关系调整极限累产油量为13.4416×10~4m~3,计算得到注采关系调整技术增油量为0.9393×10~4m~3.最终得出了注采关系调整技术总的增油量为1.5038×10~4m~3.结果表明,注采关系调整技术能够有效地延长经济极限开发有效期,提高波及体积,增加生产期的累产油量,从而提高采收率.     

海上油田井网经济评价及优化模型

本文通过井组数值模拟方法,对海上油田开发不同井网模式的开发效果及经济效益进行了研究,指出水平井九点法井网是开发海上油田的一种较好的井网模式.提出了海上油田开发中钻井平台及井网布局整体优化模型,并讨论了遗传算法在模型求解中的应用.     

非均质砂岩油藏异步周期注水数值模拟理论及应用研究

针对砂岩油藏周期注水特点,综合考虑弹性力、毛管力和重力的影响,建立起非均质砂岩油藏异步周期注水数学模型,并推导出相应的数值解.提出了一种新的流动系数取值方法,能够准确描述停注过程中毛管力作用引起的吸渗现象.在杏树岗油田周期注水试验区进行了实例验证,结果表明:地层压力相对误差为4.0%,产液量相对误差为3.2%,含水率绝对误差为0.9%.应用该方法对杏树岗油田厚油层不同周期注水方案进行了数值模拟计算,决定采取异步周期注水方案,并确定出合理的油层纵向组合方式和水井平面组合方式.平均注水强度为25m3/(d.m)左右,注水和停注半周期都是3个月.现场实施5个月后,区块综合含水率由92.17%下降到91.51%,产油量稳定,预计最终水驱采收率提高1%以上,取得了良好的开发效果.     

超稠油蒸汽驱开发热效率研究及注气策略优选

针对超稠油油藏蒸汽驱热效率的利用普遍偏低的问题,结合某超稠油区块的实际地层情况,建立直井与水平井组合蒸汽驱井组三维油藏数值模拟模型,运用单因素分析法,研究井网形式、井组井距、注汽井射孔位置、注气介质对超稠油蒸汽驱开发的影响,并验证了模型的可行性.研究结果表明:中央排状井网对比反五点法、反七点法、反九点法、右起排状井网,可以更好的利用热效率;VPHI型注汽方式加热半径和波及范围更大;井距从50m升至100m过程中,生产效果先上升后大幅下降,在70m生产效果最好,井距过大,热损失严重;射孔方式随着厚度增加影响效果逐渐减小;在蒸汽吞吐转驱前注入0.4组分的CO₂和0.6组分的N2,可以更好地封存热量,减少热损失,提高热效率.该研究对同类型油藏提高采收率有重要指导意义.     

基于灰色关联法的水平井压裂参数优化研究

针对低渗透薄互砂岩油藏A油田C9区块水平井井区储层物性差、非均质性强、开发难度大等问题,为改善水平井井区开发效果、提高水平井单井产能,应用灰色关联法,结合数值模拟软件,分析影响压裂水平井产能的主要因素,开展水平井压裂参数优化研究,结果表明裂缝半长和裂缝间距是影响压裂水平井产能的主要因素,优选出水平井压裂方案:裂缝半长为...     

特高含水期井震结合注采系统挖潜调整研究

进入特高含水期后,开展注采系统调整挖潜剩余油是油田持续稳产的关键.为了提高特高含水阶段油田采收率,提出井震结合方法精细标定构造层位、认识储层特征,构建地质模型并数值模拟剩余油分布,针对剩余油应用井震结合解释成果设计注采系统调整方案并优化相应注水强度.实验区块研究结果表明:特高含水期,采用井震结合注采系统调整方法最终产油量和采收率分别提高31.21×10~4t和1.54%,能够达到有效挖潜剩余油的目的;而改变注水强度对最终开发效果影响显著,随着注水强度增加,采收率先增大后减小,存在最佳的注水强度为9m~3/d·m.     

岩石矿物对润湿性的影响

通过使用X射线衍射仪,铸体薄片,偏光显微镜来对油层岩石中粘土矿物,石英,长石,重矿物,碳酸盐进行定量分析,最后再利用接触角测定仪对接触角进行的测量.为了进一步分析描述各种岩石矿物组分对润湿性的影响,使用SPSS对岩石矿物进行分析,通过多元回归拟合出接触角的关系式,经验证拟合效果十分理想,可以作为今后现场对该油层的接触角预测的理论依据,更方便快捷地制订相应的提高采收率方案,从而节约了时间成本达到了节约开采成本的目的.     

基于改进灰色verhulst模型的稠油产量预测

稠油油田开发是一个复杂的过程,在地下信息较少的情况下可以将其视为灰色系统.以辽河油田某稠油研究区为例,基于Verhulst模型建模理论对该区2005-2011年的年产油量建模发现后期预测误差呈增大趋势.在Verhulst模型的基础上结合G(1,1)灰色建模理论建立了残差修正年产油量Verhulst模型,模型精度由原来的96.0994%提高到97.6763%.2012-2014年的年产油量预测结果显示残差修正模型的预测精度达到了99.2281%,且关联度检验结果显著提高.将模型预测结果与数值模拟预测结果进行了对比,结果表明残差修正的Verhulst模型是一种快速、简洁、精准的预测方法,在一定的条件下使用残差修正Verhulst模型,不仅可以预测稠油油田近期的年产油量,还可对研究区后期开发方案调整等问题提供决策依据.     

努拉里边底水油气藏提高采收率注采制度优化方法

开发边底水油气藏关键因素是抑制边底水锥进,延长油井无水采油期以提高油藏采收率,因此需要设置合理的开采速度和油水井注采制度.为深入了解不同井网系统和注采参数对边底水油气藏开发效果的影响程度,针对努拉里边底水油气藏开展研究.对边底水影响程度进行研究,得到各井在改变水体倍数后,以含水率差值4%为界限定义受边底水影响程度强弱,差值超过4%则定义为强水侵井,反之则为弱水侵井.在此基础上,采用油藏工程和数值模拟方法优选了注采参数,得出最优井距为1000m,最佳日注水量为30m³/d,最佳采液速度为4.75%-5%,并对优化参数进行了模拟预测,优化后累计产油量增加1.98×10⁴t,采收率达到54.7%.运用油藏工程方法对优化后的开发方式调整进行了分析,结果表明:可采储量采出程度小于62.78%时应以扩大波及体积为主,大于62.78%后应以增加驱油效率为主,目标区块优化后可采储量采出程度达到71.3%,相对潜力值i=0.81<1,处于开发后期,此时开发方式应以提高驱油效率为主.研究成果为同类边底水油气藏前期开发和后期措施调整提供了理论指导和借鉴.     

应用模糊综合评判方法识别水驱优势渗流通道井和层

在油田注水开发过程中,由于储层平面非均质性、流体非均质性及开发条件的影响,在平面上会出现注入水突进的情况.注水井中的注入水向不同方向驱油,推进往往是不均匀的,一般总有一个方向突进最快,且经过长期水洗之后,这个方向有可能发展成大孔道,形成水驱优势渗流通道.建立应用模糊综合评判方法识别水驱优势渗流通道井和层的数学模型,应用水驱优势渗流通道分析判定软件,对河南双河油田ⅦⅣ油组主力油层(Ⅷ1、Ⅳ1、4、5)274口井进行了实例计算,识别出水驱优势渗流通道油水井共97口,其中水井43口,油井54口,识别出14个水驱优势渗流层位.通过油藏工程和数值模拟方法进行了验证,表明运用综合评判方法识别水驱优势渗流通道井和层是一种客观有效的方法,评价方法计算方便,易于操作和推广.     

非常规井数值模拟技术研究进展与发展趋势

与常规井数值模拟相比,非常规井数值模拟侧重于刻画垂直、水平井筒内的多相流动,解释由于摩擦、静水力、加速度以及滑移造成的各相之间的速度差及压力损失,模拟井下流量控制设备及复杂现象.从复杂结构井的流量方程、多相井筒管流与油藏渗流耦合模拟、多段井模型、井下流量控制设备模拟、近井区域粗化、井下复杂现象模拟和嵌入式裂缝模型7个方面出发总结了非常规井数值模拟技术研究进展和主要缺陷.基于多段井模型的井筒 油藏耦合数值模拟、扩展井模型与油藏模型耦合模拟、流固耦合数值模拟、对井下监测调控设备的数值模拟以及多段压裂复杂结构井的数值模拟是未来的发展趋势.     

Newton-非Newton幂律流双区复合水平井压力动态特征分析

聚合物驱油在提高原油采收率方面具有重要作用，水平井在薄层油田的开发过程中占有重要优势.根据聚合物驱油过程，基于点源函数基本理论，建立了Newton-非Newton双区复合水平井试井解释数学模型.利用Laplace积分变换和Fourier有限余弦积分变换方法，获得了Laplace空间Newton-非Newton双区复合水平井试井解释数学模型的解析解.通过Stehfest数值反演得到了典型无因次井底压力、压力导数特征曲线.研究表明:幂律指数越小，外区压力、压力导数曲线上翘越明显，且压力导数曲线呈斜率为(1-m)/(3-m)的直线；当幂律指数为1时，该模型简化为水平井常规双区复合模型；水平井水平段长度越长，早期径向流阶段结束的时间越早； 内外区流度比越大、 内区半径越小， 外区压力和压力导数曲线位置越高， 且始终保持斜率为(1-m)/(3-m)的直线.     

New approach for describing transient pressure response generated by horizontal wells of arbitrary geometry

This paper is aimed at developing a methodology for studying the transient pressure behavior of horizontal wells with any curvilinear trajectory in an isotropic/anisotropic arbitrarily shaped reservoir. This methodology employs generalized functions to represent the tortuous horizontal well. A particular way of removing the singularities involved in the partial differential equation is based on reducing the original problem to the conventional solution of the homogeneous diffusivity equation under any given initial and boundary conditions. The Green function method and any standard numerical technique are combined in a single computational strategy to obtain the transient pressure response generated by a curved and twisted horizontal well in reservoirs with irregular boundaries. Analytical methods can be also used, whenever possible, to solve the reduced problem. This proposal can be easily broadened to analyze the performance of the pressure transient of any kind of reservoir sources or sinks that can be modeled using generalized functions. Some models are presented.