用示踪分析技术评价油藏特征

根据常规示踪剂分析技术存在的问题,提出了描述示踪剂运移规律的数学模型,对影响示踪剂运移规律的因素进行了平面网格加密、纵向网格加密、示踪物质的弥散性、纵向非均质性和平面非均质性的矿场规模的灵敏性分析,并用实验室五点井网平板模型进行了对比分析.结果表明.本模型可以很好地解决注水油田精细描述所面临的问题.     

井网调整后水驱控制程度及砂体接触方式研究

在油田开发过程中,随着开采的深入以及对油层认识的不断加深,部分区块有必要对原有的井网进行调整以满足当前生产的需要。为了进一步挖掘油田潜能,大庆油田某试验区通过细分重组层系,加密及注采系统调整等方式对老井网进行了重新调整,并根据沉积相带图及射孔等资料,研究了试验区井网调整前后的水驱控制程度及油水井所在砂体之间的接触方式。对比分析了控制程度和接触方式的变化情况,明确了不同调整方式对井网完善程度的贡献值。     

海上油田丛式井网整体加密调整技术研究

以绥中36-1为代表的海上稠油油田已经进入开发中后期,逐步暴露出注采矛盾突出、层间和平面上储量动用差异大、单井控制储量过高、采油速度和采收率较低、综合含水上升快,产量递减快等问题,针对中国海油稠油开发面临的挑战,首次提出海上油田大规模综合调整研究,由于海上油田特殊的开发方式,陆地油田综合调整工作中成熟的研究思路和技术路线无法复制到海上油田,海上油田整体加密调整技术研究面临诸多技术难点,因此,本次研究结合绥中36-1油田I期自身特点和开发方式,针对油田开发存在的问题,创新性地提出一整套海上油田的整体挖潜和调整的技术思路和研究方法,完成绥中36-1油田I期整体加密调整方案,调整后油田井网由反九点面积注水井网转变成为行列注水井网,探索“定向井+水平井”开发模式,整体加密实施效果良好,油田水驱状况明显改善,水驱储量动用程度从调整前的80.5 %提高到调整后的91.3 %,采收率大幅度提高,预计提高采收率10.4 %,整体加密调整技术必将在同类油田中推广应用。     

反九点井网不同井型对海上油田聚合物驱油效果影响实验研究

在内置微电极三维平面均质岩心模型上进行物理模拟实验,对比研究了反九点井网条件下直井和水平井对开采效果和剩余油分布的影响。在均质条件反九点井网(一注三采)中,边井之一采用水平井开发,水平井所控制的泄油面积大,区域内的剩余油较直井开发动用程度高,水平井单井最终采收率比相同位置直井单井最终采收率高了2.53%;但是整体上改善开发效果不明显。为了进一步研究不同井型对开发效果及剩余油分布的影响,利用数值模拟技术研究了非均质条件下不同水平井布井方式对驱油效果以及剩余油分布的影响。研究结果表明,非均质条件下采用水平井与直井组合开发,效果要好于单纯采用直井开发的模式。不同的水平井布井位置提高采出程度的幅度及动用剩余油的范围又有所差异。当水平井位于低渗带时,能够大范围动用直井开发时不能动用的低渗带剩余油,降低剩余油饱和度,提高采出程度相对较高。当水平井位于中渗带时,能够一定程度上提高采出程度,虽然提高了中渗带剩余油的动用程度,但大部分低渗带的剩余油仍然没有动用。当水平井同时位于中、低渗带时,提高采出程度的幅度小于低渗带为水平井的方案,而大于中渗带为水平井的方案。     

井网控制程度对气藏采收率影响

采收率影响因素众多,井网控制程度是主要因素之一。目前井网控制程度对采收率影响研究较少,尚缺乏规律性认识。以靖边气田A井区为例,提出了一种井网控制程度的计算方法—泄流面积法。应用该方法计算了小层井网控制程度,研究了井网控制程度对采收率影响规律。结果表明,靖边气田井网控制程度差异很大,在3.2%-81.1%之间;现有井网对马五13较为适应(马五13井网控制程度81.1%),而对其它小层控制程度低、适应性差;井网控制程度与采收率呈线性正相关规律,井网控制程度每增加10%、采收率提高8.5%。该认识具有实际意义,为掌握靖边气田储层开发特征、改进气田开发方式提供了依据。     

考虑启动压力的煤层气直井采收率预测模型

为查明煤层气井组排采时各井产气量差异的主要原因,采用实验室启动压力梯度和渗透率关系测试实验与渗流理论方法,构建了考虑启动压力的煤层气垂直井采收率预测模型.晋城矿区潘庄区块煤层气井的采收率计算结果表明:临界解吸压力、煤储层的导流能力的大小对煤层气井采收率的影响较大.改善煤储层的导流能力是提高采收率的重要途径.煤储层临界解吸压力、产气半径的差异性导致人为划定的单井控制面积计算采收率的局限性.     

大庆扶余油层超前注水技术政策界限研究——以葡333区块为例

根据低渗油田地质特征,确定了超前注水的技术政策界限指标。通过地质建模、数模及方案优化研究区块超前注水相关技术政策指标界限。其中包括对合理注采井网、井距研究;超前注水时机和地层压力保持水平研究;超前注水强度、注入压力、累积注水量研究等。从研究结果选出最优方案,为低渗油田开发提供理论依据。     

致密气藏水平井整体压裂井网部署优化

 致密气藏多采用衰竭式开发模式,如何减少井间干扰是井网部署时必须考虑的问题.针对目标研究区域,基于各压裂水平井的等效压力波及椭圆,建立了致密气藏水平井整体压裂井网部署优化模型.从弹性势能的角度,模拟目标区域和波及椭圆之间的运动,将井网部署模型转化为求取弹性势能函数的最小值问题,采用具有较高求解效率的拟物算法实现了该模型的求解.以M 区块为例进行水平井整体压裂方案设计,模拟结果显示:气价较低时,M 区块可采取稀井高产的开发模式;随着气价的增加,M 区块需要打更多井以获得最佳的经济效益.     

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.