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。     

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.     

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.     

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.     

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.     

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.     

边底水油藏提高采收率技术效果数值模拟研究——以吐哈红南油田为例

红南油田属于边底水油藏,于1996年投入开发,以衰竭式开发为主.经历长期稳产及加密调整开发后,2008年开始边底水锥进速度加快,含油面积快速收缩,油田产量大幅递减,亟待采取应对技术措施.拟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方案,对比了衰竭式、注入井作业(包括空白水驱开发及注入井凝胶调驱后聚驱开发)及注入井-油井联合作业(即注入井-油井共同凝胶调驱后聚驱开发)等不同开发方式对目标井组开发效果的影响.结果表明,对于含水率较高的边底水油藏,衰竭式开发效果好于水驱的开发效果;聚合物凝胶可以很好地控制边底水锥进,增强驱油效果;与水井单独控制边底水锥进措施效果相比较,水井-油井联合作业可以取得更好的技术经济效果.     

识别低效循环井的模糊综合评判法及Matlab实现

我国大部分高渗透油田已进入高含水开发期,注入水低效、无效循环加剧.为改善注水开发效果,需要对低效无效循环井采取调剖堵水措施,因此识别低效循环井的方法尤为重要.依据模糊数学基本理论,结合油水井的静态指标和动态指标以及各项指标的权重建立了识别低效循环井的模糊综合评判数学模型.应用Matlab软件对评判模型进行求解,通过实例分析表明,评价方法简便、实用.     

基于多元回归的超短半径水平井累积产油预测方法

随着油田的持续开发和老油区作业频繁等原因使井况日趋恶化,加上油藏的非均质性,严重影响油田采收率的提高.如在开发区内补打更新井、加密井,其建井周期长、成本高.在套管内侧钻中短半径水平井,不但可以节约钻井成本,而且还可以增大油层裸露面积,提高采收率和经济效益.但若准确选择有利的侧钻井位,需要首先建立累积产油量与侧钻井相关参数的关系.根据建立的数值模拟概念模型和确定的水平井开采方案,用正交设计对有效厚度、无因次距顶高度、油水井距、平均渗透率、平均剩余油饱和度、水平井开采阶段完善程度等6项因素进行了组合,并计算了25个数值模拟方案.利用多元回归,从模拟计算结果得到计算注水正韵律油层10年累积产油量的多元回归公式,可作为下步优选侧钻井位的依据.     

油田增产措施合理规划的优化模型研究

在考虑均衡使用增产措施的前提下,以油田规划期内增产措施5年的产油量最大为目标,以增产措施的产油量下限、产水量和费用的上限、增产措施的工作量上限为约束条件建立了规划期内增产措施产油量最大的整数线性优化模型,并运用LINDO6.1对模型编程求解和分析,给油田规划提供一个很好的参照.