草古1潜山特-超稠油油藏开发规律及对策研究

草古1潜山油藏油质较稠,裂缝发育,底水能量较强.从油水运动规律、油井含水变化规律以及储量动用状况等方面出发,分析开发特点及规律,并提出了改善开发效果的主要措施.     

稠油热采不同开发技术潜力评价

为评价中国石化不同稠油热采开发技术的潜力,针对蒸汽吞吐加密和蒸汽驱2种提高采收率技术,利用财务净现值、油藏数值模拟和成本分析法,绘制蒸汽吞吐单井经济极限产油量和蒸汽驱经济极限油汽比图版,建立了2种油藏埋深、2种井型蒸汽吞吐加密潜力评价标准,修订了蒸汽驱潜力评价标准,并以中国石化W油田为例开展实例应用。研究结果表明:当油藏埋深一定时,随着油价下降,无论是直井还是水平井,蒸汽吞吐单井经济极限产油量均呈指数增加;在油价为60美元/bbl时,中国石化稠油油藏蒸汽驱经济极限油汽比为0.096 t/t,W油田蒸汽吞吐加密和蒸汽吞吐直接转蒸汽驱新增可采储量分别为32.4×10~4和71.1×10~4t,总潜力为103.5×10~4t,当油价为80美元/bbl时,W油田总潜力为426.5×10~4t。同时,建议将水平井蒸汽驱潜力作为技术攻关潜力进行评价。     

低渗透油藏中不同压裂注采井网非稳态产量计算分析

在井网压裂基础上进行注水,可以有效改善流场,增大泄油面积,是开发低渗透油藏的重要手段。快速准确预测低渗透油藏注水开发产量可以为开发优化设计奠定基础,但低渗透油藏注水开发呈现非稳态、非线性渗流特征,基于达西定律形成的油藏工程方法并不适用。本次研究通过流场分析,来划分等效流动单元,并在此基础上考虑了油水两相渗流启动压力梯度,采用流线积分法建立了不同压裂注采井网的水驱非稳态产量解析计算方法。与物理模拟及数值模拟相比,计算方法更简单,计算速度更快,可以为低渗透油藏压裂注采方式优选及注水开发对策制定提供手段。采用本方法计算并剖析了启动压力梯度、压裂注采方式及裂缝长度对油井生产动态的影响,结果表明：启动压力梯度增大了渗流阻力,与不考虑启动压力梯度相比,油井产量更低;受流动单元控制,不同压裂注采方式的增产效果及见水时间完全不同,同时压裂注采方式的增产效果最好,能够增产3.1倍,但见水时间仅为24个月;随着压裂缝长增加,油井产量越高,但当缝长超过最佳长度,增油效果不明显。     

弱挥发性黑油油藏注水及注气开发效果研究

Plutonio油田为原油性质较好、地饱压差较小的弱挥发性黑油油藏,人工注入流体、保持地层压力开采是此类油藏提高采收率的重要手段。正确分析油藏注采平衡状况,认识不同注入流体的驱油效果,有利于及时调整注入量,达到提高开发效果和采收率的目的。通过注采比及地层能量分析,认为该油田O72油藏和O73油藏之间有流体交流及能量补充; 相对渗透率曲线及数值模拟研究表明,该油田水驱油效率比气驱油效率高15%～23.1%; 剩余油研究也表明,水驱油效率高于气驱,但气驱波及范围大于水驱。实际生产中采取同时注水、注气的开采方式,投产3a,2个油藏的采出程度分别达到18.5%和10.9%,采油速度达到3.3%～5.5%,获得了较好的开采效果。     

鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层超前注水效果及微观机理分析

鄂尔多斯盆地长3储层致密油储集层孔隙结构复杂,孔隙度小,渗透率低,渭北长3储层超前注水试验区目前见效井比例低、增油量少,非有效层吸水强度大、油井易水窜,形成复杂水网,后期调整难度大,单井注水增油量和可采储量均未达到经济界限。针对先导试验区渭北长3储层注水开发状况,通过微观机理和精细数值模拟研究分析认为,致密油层喉道半径小,自吸排油能力较弱,注水驱油阻力大,基岩流体流动能力低,在微裂缝干扰下,基岩注水驱替难以建立有效驱动压差,因此,超前注水开发不能达到较好开发效果。     

非常规油气藏压裂水平井动态缝网模拟方法及应用

非常规油气藏压裂水平井投产后,储层压力变化导致压裂缝产生形变,表现出动态缝网特征,对油气井产能具有重要影响.为准确模拟动态缝网对非常规油气藏开发的影响,提高开发方案设计水平,首先构建了描述裂缝宽度时变性及裂缝宽度非均匀分布的裂缝形变数学模型,可同时模拟裂缝宽度和长度的变化;然后采用传导率修正技术,将裂缝形变数学模型与离...     

不同基质-裂缝耦合模式下致密油生产动态特征

针对致密油生产动态特征复杂、单井产能差异大的特点,基于不同孔缝介质并存的致密油储层特征,研究多重介质耦合下的流动机理,结合地震解释、测井分析和岩心薄片等静态资料,基于裂缝类型、尺度和发育程度的变化,将致密油储层储渗模式划分为多级裂缝-孔隙型、大裂缝-孔隙型、微裂缝-孔隙型和孔隙型4种类型,不同储渗模式具有不同的孔缝介质组合类型,表现出不同的渗流特征和产能特征。利用油藏工程和数值模拟方法,结合动、静态资料,揭示出各类储渗模式下油井的生产动态特征。对比分析得出,只有当不同尺度的大裂缝和微裂缝组成复杂缝网时,储层出油能力最强。针对不同储渗模式,应采用合适的储层改造方式,使天然裂缝与人工压裂裂缝形成缝网,有效沟通基质,在增加初期产量和产量规模的同时,增大基质的动用程度,提高致密油采出程度。     

角度不整合面遮挡油藏数值模拟建模技术研究

角度不整合面遮挡形成的油藏与常规层状油藏的特点不同,研究内容及开发方式不同.这类油藏在不整合面处平面上向一个方向延伸,剖面上向倾向方向延伸,每个层无法象常规油层那样形成建模所需的构造顶面、储层分布等地质参数;因此,在地质建模研究方面采用与常规研究方法完全不同的特殊处理技术,从构造、储层及网格模型等多方面准确刻划了不整合面下油藏的地质特点,为类似油藏地质建模及油藏数值模拟技术的正确研究提供了技术依据.     

稠油化学降粘复合驱提高采收率实验研究

受地层压力高、储层厚度薄、边底水活跃等油藏条件影响,部分稠油油藏热采时的热损失大、成本高、采收率低,难以得到有效开发。通过室内驱油实验,研究稠油降粘剂驱、聚合物驱以及化学降粘复合驱提高采收率机理,对比分析不同驱油体系对于稠油提高采收率效果的影响。实验结果表明:利用水溶性降粘剂和聚合物组成稠油化学降粘复合驱驱油体系,可以提高采收率16.04%,优于仅使用降粘剂或聚合物作为驱油剂。对于稠油化学降粘复合驱效果,从换油效率角度考虑,优化复合驱段塞中聚合物和水溶性降粘剂的质量分数分别为0.3%和1.0%;从提高采收率角度对比,优化采用前置聚合物段塞后置水溶性降粘剂段塞的注入方式,相比于前置水溶性降粘剂段塞后置聚合物段塞的注入方式,可提高采收率7.2%~10.7%;在此基础上,优化得到水溶性降粘剂与聚合物段塞的最佳体积比为3∶2。在非均质模型和微观可视化模型中,化学降粘复合驱不仅兼具聚合物和降粘剂的驱油机理,而且还产生了协同增效作用,对于稠油较单一化学剂驱可大幅度提高波及范围和洗油效率。     

井间示踪剂解释模型研究

根据Abbaszadeh—Dehghani M的井间示踪剂层状解析模型，分析采出浓度曲线，在一次解释求得水淹层组合参数的基础上，进行二次解释，求出水淹层的单参数，进一步发展了该解析模型。利用油田实例进行了对比计算，表明该数值方法的正确性，为定量解释层状油藏的非均质性，提供了一种方便可靠的方法。