数值模拟在埕4南块调整方案中的应用

埕４南块是已进入特别高含水期的水驱砂岩油藏。根据油藏的特点，结合油藏的静态曲线和动态曲线资料，应用微机多层二维二相数值模拟软件，进行了历史模拟，找出了剩余油分布规律；作出了新的开发方案模拟，提供了优选的参数。经过三年来的实际应用，已取得了良好的效果。     

水驱开发油藏高含水期驱替程度和波及系数变化规律

为了准确表征水驱开发油藏高含水期驱替程度和波及系数变化规律,根据高含水期油水相渗曲线变化特征,利用前人研究成果,建立了水驱驱替程度E_d和体积波及系数E_v与含水率f_w的关系式,并以鄯善油田三间房组油藏为例,研究了方法改进前后上述参数在油藏高含水期的变化规律。结果表明:油藏进入高含水期,f_w—E_d关系曲线由上凹渐变为下凹,水驱驱替程度E_d随含水率变化速率加快;E_v—f_w关系曲线由下凹渐变为近平台状,体积波及系数E_v随含水率变化速率减缓。研究揭示的高含水阶段水驱参数变化更加真实地反映地下水驱状况,对预测水驱油田高含水期开发动态有积极意义。     

砂岩油藏特高含水期的水驱特征

注水开发砂岩油藏进入特高含水期后,其生产特征和水驱规律都与高含水阶段有所不同,高含水阶段的水驱规律不能用于指导特高含水期的生产实践。为了做好特高含水期的油藏开发管理工作,基于DT油藏的生产数据,从生产特征和驱油机理出发,研究了特高含水期的水驱规律,取得了以下主要认识。特高含水期油藏呈现出了"一高两低"的生产特征,即高含水、低产量、低采出程度。产量递减率和含水上升速度也都较低。地下存在大量的剩余油可以挖潜。油藏存在水驱采油和水洗采油两个基本的开采机理,水驱采油的对象为连续型剩余油,开采效果较好;水洗采油的对象为离散型剩余油,开采效果较差。油藏开发初期以水驱采油为主,然后转变为开发后期以水洗采油为主的开发过程。高含水阶段的水驱曲线和水油比曲线近似为一直线,特高含水期的水驱曲线和水油比曲线出现上翘,表明水驱采油向水洗采油过程的转变,开采效果变差。用高含水阶段水驱规律预测的油藏采收率比用特高含水期水驱规律预测的采收率高,DT油藏平均高了5.24%。提高采收率的方法都是通过提高采出程度来实现的,具体包括3个方面:扩大波及、加深水洗、提高驱油效率。长期水洗也可以提高油藏采出程度。特高含水期的油藏开发仍应以扩大波及为主,并带动驱油效率一起提高。     

基于高含水期油田水驱特征的相渗曲线计算方法

强底水油藏因为水体能量充足随着生产的持续,含水持续上升,出现“厂”字形的含水上升特征,很快进入特高含水期,特高含水期主要通过提液来稳产,在大液量生产条件下,通过油田的岩心实验发现随着油田持续的产出及冲刷,冲刷倍数达到成千上万倍的情况下,油田的物性及渗流规律会发生变化,依据行业标准在冲刷倍数三十倍的情况下测得的油和水两相相对渗透率曲线已经不适用于该类油藏。为了认识水驱油田高含水期的水驱规律特征,从强底水油藏高含水期水驱特征曲线出发,结合常用的油藏工程公式,如Buckley-Leverett前沿推进方程,Welge平均含水饱和度方程等,得到计算油和水两相相对渗透率曲线的计算模型。通过油田的实际生产数据来进行数模拟合验证,通过对比行业标准在冲刷倍数三十倍的情况下测得的油和水两相相对渗透率曲线与含水期油田水驱特征计算的油和水两相相对渗透率曲线实际模型的拟合效果可以看出,本文求取的新油和水两相相对渗透率曲线更符合实际,充分体现了油藏特高含水中后期物性分布及流体渗流规律。该方法为强底水油藏高含水期渗流规律及剩余油的认识提供指导。     

高含水砂岩油藏降压开采数值模拟研究方法

中高渗砂岩油藏在注水开发高含水后期,利用油藏降压开采作为开采转换方式措施是提高水驱采收率的重要方法,关键是如何依据油藏的静、动态等条件与状况,量化给出降压开采的时机、地层压力降落的程度、含水率与采出程度的相关关系来最大限度的取得最高水驱采收率。在研究与综合分析国内外高含水油田油藏数据的基础上,分别按正韵律、反韵律、复合韵律建立计算模型,设计了42种数模计算方案,并以某油田断块为重点,应用CMG公司的IMEX黑油模拟器,设计并计算研究了26种数模计算方案,取得了一定的研究成果,为研究砂岩油藏高含水后期开发时实施降压开采措施提供了方法与认识,并对断块的生产历史和数值模拟研究计算结果与计算模型的计算结果进行验证比较,结果可以看出两者有很好的可比性。     

注水开发油藏润湿性变化及其对渗流的影响

为提高水驱开发油藏采收率预测精度,研究了油藏岩石润湿性与相对渗透率之间的变化规律及其对两相渗流的影响。采用室内润湿性实验测定方法,对水驱开发油藏润湿指数与含水饱和度的关系进行了定量表征,导出了适合润湿性变化型油藏的两相渗流方程,建立了变润湿性水驱开发油田的采收率预测方法。润湿实验结果表明:所测岩心的润湿指数的对数与取心油层的含水饱和度呈近似线性关系。相对渗透率实验所测的代表低含水期到高含水期岩心的油水两相等渗点对应的含水饱和度由41%增加到53%,亲水程度增强。一维模型计算结果表明,含水率达到98%时,油润湿和强水润湿性油藏的预测采收率分别为52.7%和73.3%。研究揭示的水驱油藏岩石润湿性变化规律和建立的数学模型,可为更加准确地预测水驱油采收率提供参考。      

基于水驱开发全过程的新型水驱特征曲线

注水开发油藏高含水期,油水相对渗透率之比与含水饱和度不再为线性关系,导致传统的水驱特征曲线不再适用。针对上述问题,基于Willhite相对渗透率曲线表征公式,提出了适应于水驱开发全过程的油水相对渗透率比值与含水饱和度的关系式,结合油藏工程方法,得到新型水驱特征曲线。将新型水驱特征曲线应用于江苏油田高6断块,综合含水率为92%时,新型水驱特征曲线的预测误差为1.24%,比常规乙型水驱特征曲线的拟合效果更好,预测误差更小。该研究成果对水驱油藏高含水期开发调整具有重要意义。     

国内外堵水调剖技术最新进展及发展趋势

油水井堵水调剖是严重非均质油藏控水稳油、提高水驱效率的重要技术手段。我国油田多数进入高含水或特高含水开采期后,常规的堵水调剖技术已不能满足油田生产需求,深部调驱技术的研究及应用等取得了许多新进展,在改善高含水油藏水驱开发效果方面获得了显著效果。通过系统分析国内外调剖堵水技术现状及存在问题,根据我国高含水油田开发现状及需求,提出了深部液流转向改善水驱开发效果的技术发展趋势,即立足高含水油藏开发后期实际需要,在重新认识油藏现状基础上,以廉价高效的深部转向材料开发为核心,开展深部液流转向改善水驱配套技术及机理理论研究,实现对高含水油藏深部水流优势通道的干预,使水流转向,达到改善高含水油藏水驱效率的目的。表3参22     

水驱开发油藏高含水期采收率的综合评价

在修正水驱动态储量计算方法基础上,结合具体水驱开发油藏实例,提出水驱开发油藏高含水期采收率综合评价技术,合理评价油藏当前和最终的采收率,从而论证油藏开发极限潜力,为开发调整提供依据论证。     

胜坨油田二区沙二段3砂层组分阶段油藏数值模拟

用常规油藏数值模拟方法进行高含水期油藏剩余油分布模拟时．没有考埏油藏长期开发过程中储集层岩石和流雄参数的变化．采用不变的地质模型和流体模型．导致模拟结果失真。分阶段数值模拟方法考虑了开发过程中岩石和流体参数的变化。采用分阶段地质模型和流体模型．使模拟结果更符合开发实际情况。选用Eclipse数值模拟软件中的黑油模型，应用分阶段数值模拟方法以及PEBI网格划分技术对胜坨油田二区沙二段3砂层组油藏进行高含水期精细数值模拟研究，分析剩余油分布的规律。取得了较好的效果。图3表1参12     

低渗透油田纳米微球深部调驱技术研究及应用评价

温米油田温西三区块已进入高含水期开发阶段,主力油砂体水淹严重,层间、层内、平面矛盾突出。通过实施加密调整、精细注水、调剖等技术,取得了一定效果,但持续时间短,开发矛盾未根本扭转,因此有效恢复主力层系储量动用成为油田稳产的关键。本文在深入研究水驱机理的基础上,利用纳米微球特性,开展了逐级深部调驱试验,明确了调驱增油机理,有效改善井组开发效果,为老油田开发调整提供了思路及对策。     

克拉玛依砂砾岩油藏复合驱布井方式研究

针对克拉玛依油田老区砂砾岩油藏多处于高含水率,高递减,低速、低效的水驱开发后期阶段的现状,本次选择七中区S72-2、S72-3、S73、S74-1砂砾岩油层,采用类比分析、油藏工程分析、数值模拟及经济评价等研究方法,对不同井网井距条件下复合驱开采技术界限和开发效果进行了论证,最终确定了五点法正方形面积井网、150m注采井距的复合驱工业化试验方案。     

濮城油田沙一段油藏濮1-1井组二氧化碳驱研究及先导试验效果分析

根据沙一油藏的物性特点,开展了CO2驱研究,室内进行了地层原油相态、压力组分、注CO2压力等实验。为了确定合理的开采方式,进行了连续注CO2、水气交替注入等实验研究。室内实验表明,在沙一油藏进行CO2驱是可行的。在室内模拟和CO2驱替实验的基础上,在现场开展了矿场试验。通过在濮1-1井进行试验,井组取得了好的效果,日增油8.5 t,累积增油1 150 t。这为下步濮城油田高含水油藏进一步提高采收率提供了新的途径。     

底水油藏直井含水上升预测新方法的建立

底水锥进是影响底水油藏开发效果的重要因素。综合考虑各种影响因素,基于详细理论研究与分 析,利用某油藏生产数据建立了底水油藏的数值模型,并应用数值模拟结果中的累积产油、产水和产液量 计算俞启泰水驱特征变化曲线,得出反映直井含水变化规律的参数b 值。确定b 值为响应值,运用响应 曲面实验设计分析方法研究不同因素对b 值的影响,最后建立主要影响因素与b 值的关系式,结合俞启 泰曲线b 值图版,得到了预测底水油藏直井含水变化规律的回归曲线-图版法。应用此图版法对海上某 油田H12 井含水率进行了预测,并与实际生产数据对比,认为此方法可作为预测底水油藏直井含水率变 化规律的一种有效方法。     

百万节点油藏数值模拟技术应用

立足于现代数值模拟技术的前沿领域 ,开展了适合百万节点模型的油藏数值模拟技术研究。运用国际上最新推出的并行计算机和并行模拟软件 ,探索出做百万节点模拟的 4项实用技术 ,即数值模型的自动化建模技术、精细建模与模拟计算中时间步精确控制技术、模拟参数场的交互更新技术以及工艺措施拟合的数字化技术 ,并据此技术实现了大庆油田实际油藏区块 12 4× 10 4 个节点的数值模拟 ,给出了层状砂岩油藏高含水阶段薄油层中的剩余油分布及调整挖潜的开发指标预测结果。通过百万节点油藏数值模拟技术的研究和应用 ,实现了对薄、差油层剩余油的精确描述 ,为大庆油田的调整挖潜提供了更多有价值的数值依据 ,总体上将油藏数值模拟技术提高到了一个新的水平。     

陆相水驱油藏断层分割与剩余油富集研究

中国东部老区的陆相水驱油藏目前已全面进入高含水、高采出程度开发阶段，因此，认识剩余油分布，成为老油田开发调整及提高采收率的重要内容。文章重点论述了断层分割控油模式及对剩余油富集的控制机理，依据断层发育部位和力学机制不同建立了4种断层分割控油方式；利用物理和数值模拟方法研究断层分割控油机理，建立断层分割控油的定量预测模型。研究表明，高含水复杂非均质油藏的剩余油分布主要受断层、储层非均质性及注采方式等控制。     

储层微相及砂体预测模型

针对我国东部各油田进入特高含水期采油阶段所面临的稳产难题,提出了建立预测模型的方法,即综合各种途径取得的信息,主要依靠沉积学加上地质统计学方法,对井间参数进行一定精度的、细致的预测估值.随机建模的具体方法目前发展较快的是地质统计学方法,这种方法的思路是寻求比较符合地质规律的地质统计学模型和方法,表征各种沉积类型的储层参数的变化规律,用这种已知的规律对井间未知的地区参数的空间分布作出预测估值.以胜坨油田二区沙二段7-8砂组为例,利用模拟退火方法和顺序指示模拟方法分别建立了砂体格架和沉积微相平面展布等预测模型,并分析了模型与剩余油分布的关系,为油田的进一步挖潜作出了有意义的探讨.     

特高含水期油田剩余油分布研究

高含水后期油田稳产的关键取决于对剩余油的深入了解和再认识.濮城油田濮53断块油藏已经进入特高含水期,油藏产量递减大,含水上升快,注采系统适应性差.本文分别应用物质平衡法、油水相对渗透率法和沉积微相法对其剩余油分布进行了研究.以生产分析为基础,分析研究沉积微相、水淹图和剩余油饱和度之间的关系.同时在精确地质建模的基础上,对该油藏进行数值模拟研究,拟合了油田的生产动态,得出了剩余油分布规律.由此采取油针对性的挖潜措施,达到控水稳油的目的.这些研究方法对特高含水期同类油藏的剩余油分布研究具有一定的借鉴作用.     

水驱油藏高含水期精细模拟技术研究与应用

在剖析高含水期开发过程中所表现出来的渗流现状和规律的基础上,以解决该开发阶段油藏工程问题为目的,比较系统地提出了油藏精细模拟的原理思路和方法,提高了模拟的精度,拓宽了油藏模拟的应用领域,已经在ＸＷ油田高含水开发单元剩余油研究和综合调整实际应用中发挥着重要作用,取得了较满意的应用效果。     

特高含水期构型控制隐蔽剩余油定量表征技术

沉积构型对特高含水期隐蔽剩余油分布控制作用强,为实现构型及剩余油的量化表征,首先以典型曲流河点坝沉积模式为基础,在基于层面建模理念的指导下,提出了一套以曲流河点坝侧积泥岩顶底沉积界面的构建为核心的数学算法和计算机程序,实现了曲流河点坝概念模型建模。在此基础上,研发了实际构造分布和砂体分布背景下,侧积泥岩顶底界面形态的几何校正算法,实现了实际点坝的建模。以大港油田北部明化镇组曲流河点坝砂体为例,构建了概念和实体模型,通过基于概念模型的数值模拟提出了特高含水期点坝单砂体内部剩余油沿侧积泥岩与点坝顶面交线弧形条带状分布的特点。量化统计表明,点坝概念模型的数值上部1/3采出程度仅为7.8%,中部1/3采出程度为30.1%,底部1/3采出程度则高达65%,并以侧积体为单元量化分析了剩余油的富集规律。针对油田单一点坝内部直井注水-水平井采油的开发模式,通过设计模拟实验,比较了2种典型一注一采井配置关系对注水开发效果的影响。模拟实验表明,当注水直井在点坝上远离废弃河道处部署,水平井在靠近废弃河道一侧部署时,注水方向与侧积体加积方向一致,此时侧积泥岩的定向遮挡作用会增加注水流线的复杂程度,从而起到扩大波及系数、抑制含水上升的目的,具有较好的开发效果。