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对于裂缝较发育的低渗透油藏,其各向异性对平面波及系数影响较大,目前还没有形成一套完整的评价方法。通过引用等饱和度前缘界面来定义平面波及系数,利用数值模拟流线技术,建立了一套低渗透油藏平面波及系数的评价方法。研究结果表明,利用该评价方法计算的见水时平面波及系数与油藏工程方法的计算结果一致,并验证了其合理性。基于长庆油区某开发区块资料,利用该评价方法绘制出正方形反九点井网不同各向异性系数下的平面波及图版,分析不同各向异性系数下的平面波及特征,并针对低渗透油藏中缓解平面矛盾、改善平面波及状况的角井转注、水平井加密和堵水调剖等对策,预测调整后平面波及系数提高幅度,并绘制相应图版。 相似文献
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现有稠油底水油藏水锥变化计算公式均未考虑由于长期大液量冲刷引起的储层物性变化,导致计算出的水驱波及体积偏大。为了准确描述高含水阶段水锥和水脊的变化规律及剩余油分布,考虑了长期大液量冲刷下储层物性的变化,运用等值渗流阻力法对波及区内外储层渗透率进行了等效表征,建立了考虑物性时变的稠油底水油藏水锥、水脊变化数学模型。分析可知,储层物性时变对水锥的影响十分显著,相同水锥宽度下,考虑物性时变的数学模型计算的波及高度较不考虑该因素的现有公式的计算值要小46.3%。将考虑物性时变的数学模型的计算结果与邻井测井解释结果对比,相对误差仅5.3%。根据渤海Q油田现有井距条件下利用考虑物性时变的稠油底水油藏水锥、水脊的接触关系,总结出了该油田3种井间剩余油分布模式,并针对不同模式给出了相应的挖潜措施。矿场先导试验证实了基于储层物性时变的稠油底水油藏高含水期精细挖潜技术的可靠性、有效性,为稠油底水油藏高含水阶段挖潜剩余油提供了技术支持。 相似文献
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海上稠油油田开发中后期主要采用强注强采开发方式,在这种大液量冲刷下储层微观孔隙结构及水驱油效率发生变化,给油田高含水期的水驱开发规律认识带来了难度。通过物理模拟实验方法,研究了储层在长期注水冲刷过程中的各特征参数变化规律。结果表明,对于高孔高渗储层经过长期注水冲刷后,孔隙度变化不明显,渗透率明显增大,易形成无效循环通道;孔隙微观变化特征明显,出现孔喉半径增大、渗流能力增强的变化规律;随着驱替倍数增加,等渗点右移,残余油饱和度下降,驱油效率提高近10%。研究成果验证了海上陆相疏松砂岩油藏特高含水期产液量2 000 m3/d的先导试验,为海上油田高含水期开发策略的制定提供了理论支持。 相似文献
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渤海Q油田西区是典型曲流河沉积储层的稠油底水油藏,目前处于高含水开发阶段。为提高高含水期底水油藏注水效益,针对区块局部夹层发育特征,将目前注采井网抽象分为无夹层、半封闭夹层和封闭夹层三种模式,利用油藏数值模拟和正交设计法对三种模式下的最优注水方式及注采比进行了研究。研究结果表明,基于夹层分布状态实施层内分段注水,不仅可以维持地层压力,还可起到较好的驱油效果。研究成果应用于渤海Q油田西区后,油藏地层压力稳中有升、自然递减率明显降低,分注注采井组产油量上升,改善了西区的开发效果。 相似文献
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提高稠油底水油藏转注井注水效率研究 总被引:1,自引:0,他引:1
针对稠油底水油藏转注井注入水在正韵律作用下驱油效果差,大部分注入水无效循环等问题,对底水油藏转注井注入水驱油效果差的原因进行了分析,提出了对转注井渗透率锥体型变化带底部进行"置胶成坝"、扩大底水油藏转注井注水波及体积的方法,并利用数值模拟、流线模拟等方法对"置胶成坝"关键参数进行了评价。结果表明:稠油底水油藏转注井注入水驱油效果差的原因是定向井转注后注入水受正韵律及大液量冲刷的影响,在"渗透率锥体型变化带-底水区-生产井波及区"形成"U"形管式无效水循环;"置胶成坝"技术提高了稠油底水油藏转注井注入水的驱油效果。先导试验井组增油效果明显,增油量达40 m3/d,改变了底水油藏转注井注入水驱油效果差的现状,将底水油藏注水由"注够水"转变为"有效注水"。这种新的注水模式对稠油底水油藏提高转注井注水驱油效果具有重要指导意义。 相似文献