特低渗透油藏井网适应性评价

针对特低渗透油藏储层物性差、难以建立有效的驱动压力体系问题,以X区块为例,无限大地层等产量汇源模型为基础,建立最小驱动压力梯度表达式,与启动压力相结合得出不同注采压差下技术极限注采井距;应用油藏工程方法中的油井渗流速度公式与产量公式,建立不同注采压差、不同井距对应储层渗透率下限表达式;此外,井距关系到经济效益的好坏,应用曲线交汇法计算井网密度,将开发投入将来值与总产出相比较,当总利润最大时计算得到经济最佳井网密度,当总利润为0时,对应经济极限井网密度。研究结果表明随注采压差增大,技术极限注采井距增大,渗透率下限随注采井距的增加而增大,X区块经济极限井距为154 m,经济合理井距为202 m。     

齐家北油田次生孔隙弱发育区合理注采井距研究

低渗油藏油水渗流规律研究表明,只有当驱动压力梯度完全克服油层启动压力梯度后注采关系才能建立,克服最大启动压力梯度的最小驱动压力梯度所对应的注采井距即是油层能够动用的最大注采井距。本文以齐家北油田次生孔隙弱发育区为例,结合启动压力梯度与渗透率的关系,建立了最大注采井距与油层渗透率的关系。研究结果表明,该区块能够有效动用的最大井距为100m,在目前250m井距下无法建立合理的注采关系,为油田下一步开发调整提供了科学的决策依据。     

确定合理注采井距 改善文99南块开发效果

文99南块是文东99块向南滚动扩边逐步投入开发的,由于注采井距大,井网密度小,储量控制程度低,水驱运用状况差。通过不同方式注采井距的研究,确定文99南开采合理井距为200-210米,并依此结果进行部署,取得较好成果。     

西峰油田白马南区压力驱替系统的建立方法探讨

西峰油田白马南区块储层物性差，微裂缝发育，井排距较大，油藏难以建立起有效的压力驱替系统。通过建立低渗透油藏的非这西渗流的压力驱替梯度的数学公式模型，得到注采井距、油水井间的地层压力等因素是影响压力驱替梯度的主控因素。通过理论及矿场开发数据认识到适当增大注采井间的压力、主侧向差异化控制注采参数、缩小井距等方法是建立起白马南区压力驱替系统有效的手段和方法。     

喇嘛甸油田二类油层聚驱合理井距探讨

喇嘛甸油田于2006年进入二类油层聚合物驱开发阶段,二类油层将分十个区燃入三次采油开发.目前已编制完成布井方案8个区块.从注采井距上看,二类油层已实施聚驱区块主要采用106m～212m注采井距,由各个区块目前开发效果可以看出,各套井距均存在一定利弊.由此,本文以指导喇南中东块二区和南中西块二区布井方案编制工作为前提,从...     

临盘油田田3块开发方案研究

本文对开采方式、注水可行性、地层压力保持水平进行分析,并对油井单井产能、水井单井注水能力进行论证,再对区块合理井网密度及井距进行理论分析及计算,最终设计该块初期反七点注采井网,后期是开发效果,再转为交错排状注采井网。     

榆树林油田扶杨二类油层加密井网适应性研究

通过对比分析榆树林油田东160断块和升371断块两种加密井网的开发效果,表明升371断块加密井网适应性较差,并从理论上对扶杨二类油层注采井距进行了计算,确定了其他二类区块的加密调整方法。     

低渗透油藏极限注采井距的确定与附加压力损耗分析

由于流体在低渗透油藏中渗流存在启动压力梯度,使注采井距理论上存在一个最大值。利用考虑启动压力梯度影响的一源一汇稳定渗流理论,获得了不同注采压差和油层渗透率对极限注采井距以及注入水有效影响范围分析的表达式,可以计算出给定注采压差、渗透率条件下,低渗油藏的最大注采井距,并分析了注采压差、极限注采井距与附加压力损耗三者之间的关系,从而为合理注采井网的部署提供依据。     

低渗透油藏启动压力与技术极限注采井距研究

低渗特低渗透油藏一般都具有较高的启动压力梯度,而启动压力梯度的存在使得注采井距理论上存在一个最大值,即技术极限注采井距,技术极限注采井距对合理注采井距的确定有重要的指导意义。本文选取西部某油田具有代表性的岩心进行实验,对实验数据进行分析,归纳出了该区启动压力梯度的表达式,计算了该区的极限注采井距,研究了确定合理注采井距的一般方法。     

A区块改善开发效果技术研究

A区块开发杨大城子油层,属于特低渗透储层,基础井网注采井距大,油水井间压差逐年增大,低效井多,开发效果差。利用数模技术优选了以加密调整为主的治理对策,应用后有效改善了区块的开发效果。     

甘谷驿西部油田注水效果分析

通过对超前注水、同步注水、滞后注水进行了对比分析,肯定了超前注水的效果.甘谷驿油田西部注水试验已4年多了,4年多来反九点法注采井网,由于井距小、微裂缝发育、主裂缝明显,东西向油井在部分水淹或含水较高,而南北向油井压裂引效措施后产量不理想,稳产期相对较短,因此优化裂缝主向、侧向井距组合,适当调整注采井网,是提高甘谷驿油田西部注水试验井区效果的关键.     

有效驱替理论在低渗透油藏中的应用分析

在低渗透油藏,注水井附近地层具有较高的注水压差,因而也具有较高的视渗透率。在生产井附近地层同样也具有较高的生产压差,和较高的视渗透率,可称为易流动半径。但是在低渗透储层中,易流动半径很小。而注采井问有很长的压力平缓段,压力梯度低,视渗透率也低,渗流能力很低,称为不易流动带,是影响低渗透油藏有效开发的主要因素。减小注采井距,在相同的压差下压力平缓段减小,压力梯度增大,视渗透率也有较大提高。在较高的压力梯度和较高视渗透率的双重作用下,渗流量会有较大的提高,水驱效果得到改善。为此,对低渗透油田适当减小注采井距,可以建立较大的驱替压力梯度和有效的驱油效果,能改善注水状况和采油状况,提高采油速度和最终采收率。     

微生物强化水驱在高矿化度油藏的应用

青海花土沟油田矿化度很高,容易导致外源采油微生物适应性下降.长江大学MEOR实验室通过对其油藏本身存在的微生物进行富集、筛选、分离得到3株芽孢菌,性能评价表明适合作为该油藏的采油菌.室内岩心物理模拟实验表明:该采油菌可比单纯水驱提高采收率10%以上,并对该油田2口注水井进行了微生物强化水驱的现场试验.在不到一年的时间内,其关联油井增产3000多t.     

对界定塔板喷射液泛限的另类探讨

准确界定塔板的喷射液泛限是合理设计塔板的关键,通过实验测定和模型核算,分别对小板间距和大液量工况的塔板喷射液泛限作了探讨。发现小板间距塔板的喷射液泛会提前出现,提前幅度已超过10%。塔板在大液量下运行,能较大幅度地推迟喷射液泛。对于工程界常用Hunt关联计算筛板雾沫夹带,实验数据校核结果表明偏差较大,建议慎用。     

折流板脉冲萃取柱水力学性能研究

以体积分数30%三烷基氧膦(TRPO)煤油溶液和1 mol/L硝酸溶液为体系,在100 mm折流板脉冲萃取柱中考察了折流板脉冲萃取柱的操作参数(脉冲振幅、脉冲频率、流速和流比)和结构参数(板间距)对其水力学性能(液泛通量、液泛存留分数和正常操作时分散相存留分数)的影响。实验研究表明:液泛通量随着脉冲强度的减小而增大,与流比和板间距无关,并给出其关联式;操作参数和柱结构参数对液泛存留分数的影响均可忽略;正常操作时分散相存留分数与连续相的流速、流比成正比关系,而与脉冲频率无关,并随板间距和脉冲振幅的增大而增大,并给出了分散相存留分数的经验关联式。     

木146区块扶余油层注采关系评价及水驱控制程度研究

146区块1976年投入开发,经历了4个开发阶段,从初期采用菱形反九点面积注水井网开发到现在改为200×100的线状注水开发方式,目前木146区块有油井82口、水井35口,区块日产液2405.6t,日产油55.9t,含水97.7%,区块已经进入特高含水开发阶段,开发矛盾突出。本文针对此问题从注采关系研究入手,分析了区块各沉积单元水驱控制程度,为下一步精细水驱挖潜奠定了基础。     

庆45区块稠油蒸气驱生产井闪蒸预测分析

在大庆油田庆45区块稠油蒸气驱生产过程中,地层的非均质性导致局部受效层温度过高,引起井底闪蒸。根据传热学和计算流体动力学理论,建立井底温度计算模型,提出闪蒸预测方法,将计算的井底温度、压力与水饱和蒸汽临界温度-压力曲线相结合,依据井底温度和压力在临界曲线上的相对位置判断井底闪蒸情况。以庆45-22-K281井为例,进行现场测试和井底闪蒸预测。预测结果与实测结果表明,闪蒸预测方法有效,为稠油蒸气驱生产井的闪蒸防治提供依据。     

HDPE内外防腐油管在空气泡沫驱井的应用

常规N80新油管在空气泡沫驱井上应用约4个月就会腐蚀穿孔,针对空气泡沫驱井的腐蚀特点,优选HDPE内外防腐油管在注空气泡沫井上进行应用,在中原油田采油三厂3口空气泡沫驱井矿场应用表明,其结构简单,密封性能良好,施工方便,油管内外腐蚀情况大幅度减轻,,平均免修期达到523天,油管报废率由100%降低到35.5%。     

三元复合驱结垢样品分析研究

三元复合驱油井结垢严重，为了解结垢的组成及形成规律，开展了三元复合驱结垢样品的综合分析研究。通过对样品采用有机物含量测定、SEM、EDAX、XPS等分析手段，最终确定了结垢样品的化学组成及成分含量。研究结果表明，三元复合驱油井结垢样品以CaCO3和SiO2沉淀为主。本实验为三元复合驱实施过程中垢的防治和减少垢的形成，提供了重要的实验依据。     

低渗透油田小井距注CO_2方案优化研究

为解决大情字井油田水驱控制程度低,注水压力高,开采效果差以及长岭气田天然气的脱碳埋存难问题,决定大情字井油田开展小井距CO_2混相驱替试验。为研究CO_2驱油机理,提高注气开发效果,通过数值模拟技术并结合矿场试验,对开发层系划分、井网部署、注入方式、注气速度、气水段塞比以及油井流压等参数进行了优化,确定优化方案如下:确定青一段7、11、12和14小层为注气试验层;采用五点法井网,注采井距为225 m,采用气水交替的方式注入,年注气速度为0.07 HCPV,气水比为1:1,油井流压为12 MPa。经矿场实施结果表明,小井距注CO_2驱替,增油效果明显,并且试验周期短,能有效解决地层压力亏空、水驱见效慢以及砂体控制程度低等问题,并且选择物性相近,具有良好隔层的油层注气,采用气水交替的注入方式可有效抑制小井距易气窜问题,更大程度提高油田采收率。