油藏井问动态连通性反演方法研究

随着油藏的不断开发,油藏参数发生了很大变化,静态连通性已经不能准确反映油层性质.基于注采井的生产动态数据,应用系统分析思想提出了对油藏井问动态连通性进行定量反演的研究方法,分别介绍了基于注采数据的多元线性回归模型和改进的多元线性回归模型.通过模型求解得到了表征油藏井问动态连通程度的权重系数.结合油藏数值模拟技术,验证了模型的有效性.应用2种不同模型分别反演了概念模型的井间动态连通性,并进行了对比分析.结果表明,在油藏岩石和流体耗散严重的情况下,改进的多元线性回归模型引入非线性扩散滤波系数能有效地消除注入信号时滞性和衰减性的影响,能够获得较好的井间动态连通性反演效果.     

井间动态连通性评价新方法研究

中国主力油田目前均已进入开发中后期,存在水驱效率低、油井含水率高等问题,为更加快速、高效地研究油藏井间的动态连通性,降低开发成本,对基于注采数据的传统连通性评价方法进行了改进。通过研究油水井的动态注采数据,以井间连通单元为对象,建立考虑生产井间相互干扰的物质平衡方程,并以此为基础,采用线性化求解方法,拟合实际动态注采参数,反演得到井间连通参数。研究表明,改进后的方法计算速度极大提高,连通性评价结果与示踪剂测试吻合度更高。评价结果可很好地指导油田下一步的措施方案,具有一定的现场推广价值。     

应用不稳定试井判断井间连通性

判断井间连通性是评价气藏储量、优化布井和编制开发方案所必需的工作，但随着气田的开发，气藏压力分布不断变化，对投产区新钻井，利用原始地层压力和压力梯度判断井间连通性的方法受到一定限制。根据理论分析，对于均质气藏，受邻井生产干扰的井压力恢复导数与具有定压边界的井压力恢复导数的曲线形态相似，但前者压力恢复导数小于0.5，而后者压力恢复导数先高于0.5再减小，最后小于0.5，根据此特点，可以利用投产区新钻井的不稳定试井结果，判断井间连通性，再结合压力梯度法可研究气藏的压力系统特征。     

水驱油藏井间动态连通性反演研究进展及展望

水驱油藏开发过程中认识井间连通性是分析剩余油特征、优化技术措施的重要基础,其中的关键是建立识别井间动态连通性的反演方法。目前关于水驱油藏井间动态连通性反演方法已开展了较多的研究,从井间动态连通性研究目的意义出发,综合分析了现有的水驱油藏动态连通性反演方法研究现状及存在的问题,并进行了研究方向展望。     

井间连通性的综合分析方法

采用将动态与静态数据相结合，从6个方面研究井间地层连通性的综合分析方法。该方法考虑的6个方面为：地层各处原始折算压力近似相等；各井原始地层压力与深度成线性关系；在开采期间，各井地层压力同步下降；各井产量递减总体趋势类似；某井工作制度发生变化时，邻近井有干扰反映；各井原油密度、组份等一致。采用此方法，对TH油田进行了实例分析。结果表明：该方法得出的认识可靠，它对于复杂多重介质中井间地层连通性的确定尤为重要。     

低渗透油藏井间动态连通性方法研究

为准确定量反演低渗透油藏井间动态连通性,建立了1种新型数值方法——多元线性回归模型。通过遗传算法对该模型进行优化求解,可得到较准确的表征注采井间动态连通性的连通系数。研究表明,该方法可在同时考虑注水井、生产井的注采动态基础上,有效反演低渗透油藏井间动态连通性,反映出不同注采井间注水信号的时滞性和衰减性。实际应用证明了该方法的简单实用性,对于矿场具有较高的应用价值。     

基于井间连通性的产聚浓度预测方法

为了准确预测产聚时间、产聚浓度等含聚采出液关键指标,提出了基于井间连通性的产聚浓度预测方法,通过与数值模拟软件计算结果的对比进行了验证,并进行了实例分析。在水驱井间连通性模型的基础上,考虑聚合物的黏度、浓度、吸附量和水相渗透率下降系数等关键参数,建立了聚合物驱生产动态预测模型。与传统数值模拟方法相比,该模型需要求解的压力方程组维数较低,且通过自动历史拟合反演井间传导率和连通体积,提高了计算速度和精度。采用1注4采均质油藏模型,通过与数值模拟软件计算结果的对比验证了模型的可靠性和准确性,并对主要模型参数进行了敏感性分析,发现随着注聚后水相渗透率下降系数、注聚浓度和注入孔隙体积倍数的增加以及注聚时机的提前,驱油效果变好。应用实例分析结果表明,建立的模型能有效预测不同开发方案的产聚浓度变化规律。     

砂砾岩油藏井间动态连通性判定方法

砂砾岩油藏储层结构复杂、非均质性严重,依靠传统的方法难以获得可靠的储层解释,研究砂砾岩油藏井间连通关系对于合理有效开发砂砾岩油藏至关重要。 针对砂砾岩油藏的储层特征,对以往井间动态连通模型进行了改进,利用正求法和反求法,将非线性优化问题转化为多元线性回归问题,减少了模型的计算量,并且有效避免了模型的多解性。 应用实例证实了改进后模型的准确性和 ２ 种求解方法的有效性,利于现场推广,可有效指导砂砾岩油藏的开发决 策。     

利用气藏压力系统分析方法判断井间连通性

判断井间连通性的最有效方法是井间干扰试井,但在井距较大的情况下,汕于受测试条件及测试范围的限制,使其难以得到广泛应用。同时地质研究和地震横向预测无属静态范畴,难以真实地描述井间的连通性。针对上述实际存在的问题,提出气藏压力系统分析判断井间连通性的方法,该方法属动态范畴,具有简捷、有效、经济的特点,经干扰试井和钻井结果检验,其判断结果是可靠的。     

基于井间连通性的油藏开发生产优化方法

基于连通性思想与最优控制理论,建立了一种新的油藏开发生产优化设计方法。在现有井间连通性模型基础上,通过改进饱和度追踪方法,得到可预测油水动态的连通性模型,使其在处理油田常见液量剧变、关停井、转注等措施带来的流体转向时计算更为精确。在对油藏历史动态进行自动拟合反演后,建立了油藏生产最优控制模型,结合优化算法进行快速求解,最大化经济效益的同时,自动获取最优开发注采方案。概念算例表明,改进后饱和度追踪方法更为精确;实际算例显示,该方法能自动优化油井转注时机,且优化后注采方案能有效控水增油,提高经济开发效益,为现场开发方案设计提供指导。     

基于系统分析方法的油藏井间动态连通性研究

注采系统具有一阶线性时滞系统的特征,应用系统分析方法,建立了油藏井间动态连通性反演模型,模型参数意义明确,可以考虑注入信号的衰减和时滞特性,同时基于拟牛顿算法给出反演模型特征参数的求解方法。应用所建模型,对冀东油田高13断块进行了井间动态连通性反演。根据井间动态连通图,可将各井组划分为各向连通型、单向连通型、线状连通型。对区块内各油井目前的动液面进行统计表明,应用本文方法进行井间连通性反演符合油藏的实际情形,可为该区后期开发方案的实施提供依据。     

利用塔河油田奥陶系油藏生产动态资料研究井间连通性

塔河油田奥陶系油藏属缝洞型底水驱动碳酸盐岩油藏,储层非均质性强,准确判断储层连通情况及发育情况是提高油藏开发效果的关键。通过对比分析S48井与T401井的原油产油量、含水和流体性质等生产动态特征发现,单井生产动态变化特征具有极其相似的变化趋势,说明两口井是相连通的,根据干扰试井资料加以验证了其准确性。利用生产动态资料研究井间连通性,方便快捷,这种方法为分析同类储层连通性提供了借鉴。     

基于井间连通性的油藏注采调整优化方法

针对单模型系统的不确定性,运用井间连通性模型与最优控制理论,建立了一种新的油藏开发注采调整优化设计方法。所建连通性模型可模拟计算出井点产出的油水动态。而后运用多模型集合平滑数据同化方法(ES-MDA),得到反演模型特征参数,以拟合后的多个连通性模型集合为动态预测基础,结合鲁棒优化理论,建立了油藏开发鲁棒生产优化模型,并通过模型自动求解得到油水井注采参数。研究结果表明,该模型能得到实时注水劈分和井间连通关系,将研究成果应用于新疆B80实际区块,该区块日增油46.8m³/d,累计产油0.655×10⁴ m³,含水率降低4.56%,研究成果对同类油藏减小开发生产的风险、提高经济效益有重要意义。     

基于井间连通性的油藏注采调整优化方法

针对单模型系统的不确定性,运用井间连通性模型与最优控制理论,建立了一种新的油藏开发注采调整优化设计方法。所建连通性模型可模拟计算出井点产出的油水动态。而后运用多模型集合平滑数据同化方法(ES-MDA),得到反演模型特征参数,以拟合后的多个连通性模型集合为动态预测基础,结合鲁棒优化理论,建立了油藏开发鲁棒生产优化模型,并通过模型自动求解得到油水井注采参数。研究结果表明,该模型能得到实时注水劈分和井间连通关系,将研究成果应用于新疆B80实际区块,该区块日增油46.8m3/d,累计产油0.655×104 m3,含水率降低4.56%,研究成果对同类油藏减小开发生产的风险、提高经济效益有重要意义。     

油藏井间连通性反演软件的研制与应用

油藏井间连通性研究对于油田开发方案的制定意义重大,基于实际生产动态数据反演油藏井间连通性是目前一类非常重要的研究方法。针对当前该类方法存在的问题,利用油水井注采动态数据建立了井间动态连通性模型及反演方法,并研制了相应的井间连通性反演软件。应用实例表明该软件操作灵活,能够较好的考虑关停井等复杂油田生产情况,对油水井间的连通关系进行定量表征和预测,为优势渗流通道的识别和措施方案的调整提供指导。     

BZ油田井间动态连通性研究

BZ油田油藏是渤海典型的中高孔渗稠油油藏,目前处于高含水阶段,开展油藏井间动态连通性的研究对后期剩余油挖潜有重要指导意义。稠油油藏原油粘度较高,存在启动压力梯度,传统的井间动态连通性研究方法不适用于稠油油藏。为此,基于系统分析思想,将注水井、生产井及其井间介质看作一个系统,根据物质平衡原理和稠油油藏的产量描述模型,考虑启动压力梯度影响,利用油田的注采生产资料,建立稠油油藏注采井间动态连通性评价的新模型,并利用最小二乘原理反演得到注采关联系数,进而分析BZ油田的井间动态连通状况。研究结果为渤海BZ油田及其他相似油藏的井间动态连通性分析提供了科学依据。     

水驱开发多层油藏井间连通性反演模型

针对当前井间连通性模型只能预测产液动态变化、无法计算油水两相动态且不能分层进行连通性分析等局限性,建立了新的可模拟油水动态的多层油藏井间连通性模型。模型将油藏系统分层离散成一系列由井间传导率和连通体积等参数表征的井间连通单元,并以连通单元为模拟对象进行物质平衡方程计算,通过考虑定液、定压两种生产模式实现压力求解和井间流量计算,结合前缘推进理论建立了井间饱和度追踪计算方法,最终得出井点处各层的油水产出动态;以此为基础利用随机扰动近似法和投影梯度法等通过动态拟合建立了模型参数反演方法。实例应用显示,所建模型取得了较好的动态拟合和预测效果,反演后的连通模型参数与实际油藏地质特征相吻合,验证了方法的正确性;相比当前连通性方法,模型能实时获得分层井间流量分配系数、单井产液和产油劈分系数等信息,可以更准确地反映油藏平面及纵向的油水流动关系和生产措施变化,指导油田实际生产。     

新场气田须二段气藏X2井区井间连通性及开采对策

综合分析了新场气田须二段气藏X2井区X851、X2、X201等6口井的地层压力变化趋势及井间排水相互影响的动态特征,认为该井区各井间是相互连通的,属统一水动力系统;X2井区水体活跃,供给较充分,据物质平衡方程,计算天然地质储量为68.8×108m3,目前水侵入量为87.2×104m3,水侵速度为389 m3/d,而目前排水量仅为327 m3/d,采出水量小于侵入水量,气藏存在被水淹停产的风险;据此提出在X2井区构造部位较低、产水量和地层压力均较高的X201井实施强排水,经初步排水表明,排水效果较好,建议排水规模从现在的97 m3/d,增加到159 m3/d,最大限度的实现井区排水量与侵入水量接近,以利于较高构造部位气井的正常生产.     

表征井间地层参数及油水动态的连通性计算方法

为研究井间连通性,利用注采数据建立了可模拟井间油水动态的新连通性计算模型。该模型对油藏注采系统进行了简化表征,将其离散成井与井之间的连通单元,每个单元由传导率和控制体积两个特征参数表征;基于连通单元通过物质平衡和水驱前缘推进方程进行井点压力计算和饱和度追踪,最终得出井点处的油水产出动态;在此基础上结合投影梯度算法通过拟合实际动态建立了模型参数自动反演方法。该模型相比传统连通性模型可以进行油水动态指标的预测、实时反映井间相互作用和连通状况、有效表征油藏井间地层参数。应用实例表明,其反演结果可靠,并与示踪剂测试结果吻合,进一步验证了该方法的有效性。     

油藏井间动态连通性定量评价新方法

传统的油藏井间动态连通性研究方法存在各种弊端。为了更加准确快捷定量评价油藏注采井间的动态连通情况,由物质平衡方程出发,仅利用油田的注采数据建立了能够定量评价注采井间动态连通性的计算模型。利用最小二乘原理将模型转化为带有约束的优化函数,并采用基于模拟退火机制的遗传算法进行求解,得到注采连通系数,可定量表征注采井间的动态连通情况。新方法在渤海BZ油田进行了应用,计算结果与油田干扰试井分析和示踪剂分析结果非常一致,验证了方法的可行性。利用新方法指导油田调驱作业,调驱后井组含水率下降6. 8个百分点,日增油量为70 m~3/d,增油降水效果明显。该研究对同类油田的开发具有一定的借鉴指导意义。