非牛顿流体油藏数值模拟研究

根据非牛顿流体在多孔介质中渗流的流变特性,结合油藏注水开发特点,建立三维油、水两相非牛顿流体渗流数学模型.通过数值模拟研究,论证非牛顿流体油藏注水开发的一般性开采原则.计算结果表明,驱替液与被驱替液类型的不同,决定了其开采强度对最终开发指标影响的不同.     

普通稠油油藏聚合物驱合理井距研究——以古城油田泌125区块为例

以古城油田泌125区块为例,针对普通稠油油藏地下原油黏度高、地下原油流动呈非牛顿流体特性,应用油藏工程方法计算了注入能力、采液能力与油藏注采井距的关系;针对稠油油藏存在启动压力梯度的情况开展了有效驱替对井距的研究,结果显示,驱替压力梯度在注采井周围能量损耗最大,油水井中点处存在最小驱替压力梯度,且井距越大,最小驱替压力梯度越小。考虑到经济因素,参考数值模拟研究结果,最终确定了泌125区块合理的井距范围为120~141 m。     

平面非均质油藏均衡水驱调整方法研究

针对平面非均质油藏注采不均衡的问题,运用数值模拟和油藏工程方法,提出了基于多参数定量计算的均衡水驱调整方法。研究表明,井距调整和驱替压差调整是实现平面非均质油藏均衡水驱的2种有效方式。根据储层平面非均质性、流体分布状况与注采井距、驱替压差之间的水驱平衡关系式,可定量调整不同方向注采井距和驱替压差的大小及比例。实际油藏应用表明,均衡水驱调整能够减小储层平面非均质性对水驱开发的影响,提高注水利用率,有效改善油藏开发效果。     

注采优化提高平面非均质低渗油藏井网水驱波及效率

不稳定注水广泛应用于非均质油藏的水驱开发,为进一步改善平面非均质低渗油藏水驱开发效果,采用与目标油藏对应的径向流物理模型,分析了3种注采方式下平面非均质油藏井组生产井生产动态及采收率,明确了3种注采方式改善水驱开发效果的作用机理,并给出3种不同注采方式的适用性。结果表明:不稳定注水方式可形成不稳定压力场,形成油水交渗及弹性力驱油,改善低渗区域的驱油效果;同步平衡产液量注采方式可改善整体水驱波及效率,并利用不稳定注水提高低渗区域原油采收率,整体采收率较高;异步平衡产液量注采方式可在不稳定注水后,调整注采压差,提高低渗区域驱油效率,同时扩大注入水对低渗区域的波及效率,大幅度提高低渗区域的采收率。实验结果可为目标油藏水驱开发注采方式优化提供理论支持。     

非均质油藏井网注采参数优化的可视化模拟驱替实验

油藏储层的非均质性是影响油、水渗流规律及采收率的内在因素,注采参数是影响非均质油藏采收率的外在因素,可视化模拟驱替实验是确定非均质油藏合理注采参数的有效手段.利用可视化动态仿真驱替实验装置进行水驱油的驱替实验,通过设计7套采用不同的注采参数的实验方案,研究非均质油藏的物性差异、井网形式以及注采参数对水驱程度的影响.研究结果表明,对于非均质油藏,注水开发初期,渗流阻力主要为油对水的阻力,驱替受储层非均质性影响不明显,随着驱替不断进行,孔隙喉道的阻力成为主要阻力,驱替越来越不均衡.对比不同实验方案,通过优化调整非均质油藏的井网形式和注采参数,可以实现最大程度的均衡驱替,改善水驱油藏开发效果,获得更高的采收率和经济效益.     

水驱油藏均衡驱替开发效果论证

注水开发是目前油田最主要的开发方式之一,受地层、流体、井网等条件的影响,注入水在地下驱替不均衡。油田进入高、特高含水开发阶段,剩余油分布越来越复杂,传统的开发调整措施面临较大的困难。生产实践表明,注入水在地下驱替的均衡程度与油藏开发效果密切相关,为此提出均衡驱替的概念用以指导油田开发调整方案设计,但目前主要是基于经验的定性认识,缺少定量的、理论上的论证。因此,基于油藏工程和渗流力学理论,首先推导注水开发过程中各注采方向累积注水量与累积产油量的关系式,来描述各注采方向的驱替动态;然后推导各注采方向的驱替动态和油田开发净现值的关系式,并对其进行分析;最后推导均衡驱替注采井距及注采压差优化设计公式。     

特低渗透多层油藏水驱前缘研究

特低渗透多层油藏在注水开发时由于各储层物性和流体特征存在差异,会引起各储层注水推进速度不同.利用特低渗透油藏渗流理论建立理论模型,推导了多层油藏考虑油相和水相启动压力梯度的水驱前缘计算公式,分析了渗透率级差、注采压差、注采井距、地层原油粘度对注水推进速度的影响.并针对注采井距的影响,首次提出了无因次水驱前缘的概念.研究结果表明,渗透率级差越大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进越慢;随着注采压差的增大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐增大,但增幅逐渐变缓;随着注采井距的增大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐变快,但无因次水驱前缘却逐渐变小;随着地层原油粘度的降低,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐变快,且增幅逐渐变大.     

窄条带状稠油油藏均衡驱替产液量调整方法

针对窄条带状油藏平面水驱不均衡问题,运用油藏工程和数值模拟方法,建立基于平面均衡驱替的产液量调整方法,提出利用注采连通值表征注水井各注采方向驱替效果,利用不均衡系数表征水驱不均衡程度;综合考虑窄条带状油藏河道宽度、储层厚度、注采井距、注水量等多种因素,推导得到平面产液量调整公式。研究结果表明,该方法能够使各注采方向的采出程度趋于一致,实现平面均衡驱替;对于不均衡系数大于0.6,驱替较不均衡的井组,利用该方法对生产井产液量进行优化,井组采收率可以提高1.5%以上。研究成果可有效指导水驱开发油藏实现均衡驱替,改善开发效果。     

低渗透油藏注水开发的水突进特征

用活塞式水驱油方法，研究具有启动压力梯度的油藏中油水两相径向渗流特征，包括单一油层的驱替特征和双层油层在水驱过程中油水界面突进的差异。分析表明：相同注采压差条件下，启动压力梯度越大，生产阻力越大，油水界面推进越慢，产液量越低。增大注采压差．可以增加油井的产液量，减弱启动压力梯度对生产的不利影响。启动压力梯度加剧了双层油层注水开发时的层间矛盾．特别是在低渗透层渗透率小于50mD时影响更为显著。     

特低渗透油藏水驱规律及最佳驱替模式

为了进一步改善特低渗透油藏开发效果，提高水驱采收率，通过大量特低渗透油藏水驱开采特征研究，揭示了特低渗透油藏的水驱规律：在注水开发过程中，特低渗透油藏会首先沿现今最大水平主应力方向注、采井间开启注水动态裂缝，随着注水压力的升高，或将开启与之成最小角度的注采井连线方向裂缝，导致注入水沿裂缝方向注采井无效循环，造成油藏水驱开发效果很差。等值渗流阻力法计算结果也证明了面积驱替径向渗流转为裂缝线性侧向驱替平行流后可大大降低渗流阻力。由此提出了“沿现今最大水平主应力方向注水动态裂缝线性注水、侧向基质驱替”的井网转换模式。井网模式的转换避免了注水动态裂缝导致的注入水无效循环，消除了动态裂缝对储层非均质性的影响，减小了渗流阻力，扩大了水驱波及程度。现场应用效果显著，单井产能增加了一倍，平面波及系数提高了43.2%，水驱采收率提高了19.3%。     

管输剪切模拟搅拌槽中流体平均剪切率的计算

计算搅拌槽内流体剪切率的Metzner-Otto方法只适用于计算某些叶轮搅拌槽系统内层流时叶轮区的平均剪切率,不能满足原油管输过程剪切作用模拟的需要。根据流体流动的能量耗散率与剪切率的关系,提出了通过搅拌的轴功率计算搅拌槽全槽流体平均剪切率的方法。针对牛顿流体和幂律流体,提出了全槽平均剪切率的计算式。以实验室用的一个小型搅拌系统为例,使用所提出的方法,建立了槽内流体平均剪切率与搅拌转速、流体体积、幂律流体稠度系数及流动特性指数关系的经验数学模型。该模型预测的结果与直接由实测扭矩计算的平均剪切率相当接近。本方法适用于各种类型的叶轮,不受流体流态的限制,其原理还适用于符合其他流变模型的非牛顿流体。     

三塘湖盆地上石炭统原油流变性研究

三塘湖盆地上石炭统火山岩储层物性差,地层压力及单井产量低。通过对原油流变性特征的研究,认为原油运移时在储层的不同区域处表现为两种不同的流变性。在井口附近的区域内,原油的流变特征为牛顿流体,粘度值为一个常量,在剪切速率为10(1/s)下的粘度具有一定的适用性;在井口附近的区域以外,原油的流变特征为非牛顿流体,粘度值为一个变量,在剪切速率为10(1/s)下的粘度将会造成较大的偏差。油藏工程中需要考虑原油在较低剪切速率下的非牛顿流变性,准确的对油藏做出评价。     

储层条件下的含蜡原油流变性研究

为研究含蜡原油在储层条件下的流变性,应用高压拈度计,在储层压力条件下开展了原油流变性实验。结果表明：在较低的温度条件下,含蜡原油的拈度随剪切速率增大而减小,且起初在一定的剪切速率范围内减幅较大,随后减幅越来越小;随着温度的降低,含蜡原油的表观拈度、拈流活化能及稠度系数增大,非牛顿指数减小,流变特性越来越偏离牛顿流体;采用非牛顿指数、稠度系数、拈流活化能和结构拈度指数等4项参数,能较全面地表征储层条件下含蜡原油的流变性。     

Pressure Behavior for Spherical Flow in a Reservoir of Non-Newtonian Power-Law Fluids

The pressure variations during polymer flooding of oil reservoirs for oil recovery projects can be used to analyze the flow in the reservoir which is especially useful for the partially perforated reservoirs. This paper presents a relationship between the viscosity and the shear rate which is similar to forms developed for radial flow (Odeh, A. S., Yang, H. T. ([1979]). SPEJ. AIME (Jun.) 155). The power-law viscosity model is used to give the variation of the fluid viscosity with the spherical radius for a mathematical model of unsteady spherical flow for non-Newtonian fluids with wellbore storage and skin. An analytical solution for the wellbore pressure responses derived in Laplace space is used to analyze the behavior characteristics at early and later times to interpret the well-test parameters. The pressure variations are similar to those for a Newtonian fluid at the early times, but at later times, the variation of the viscosity with the power-law exponent is important, so the pressure response differs from that for a Newtonian fluid. The solution has significance for interpreting well test parameters for non-Newtonian spherical flow.     

底水油藏水平井临界生产压差研究

在底水油藏水平井开发底水脊进原理的基础上,采用等值渗流阻力法,结合底水驱动垂向临界速度导出了底水油藏开发的临界生产压差计算模型及临界产能的计算方法。分析了垂向渗透率、油水密度差、水平井位置、油水粘度比以及底水锥进高度等参数对临界生产压差的影响,其结果对水平井开发底水油藏确定合理的生产压差具有指导作用,为底水油藏水平井产能设计提供了参考依据。     

Transient pressure behavior of Bingham non-Newtonian fluids for horizontal wells

Heavy oil production in horizontal wells has gained a lot of attention in Kuwait. Oosthuizen et al. [Oosthuizen, R., Al Naqi, A., Al-Anzi, K., Gok, I., Zeybek, M., Cig, K., Al Hashim, H., 2007. Horizontal-well-production logging experience in heavy-oil environment with sand screen: a case study from Kuwait. SPE 105327, 15th SPE Middle East Oil & Gas Show and Conf., Bahrain, Mar. 11-14] presented a field example of heavy oil and water flow in a horizontal well. The field example is from Kuwait in Burgan Formation which is in Managish Field. They utilized advance production logging tool with distributed velocity and hold up distribution using tracer conveyance in sand screen completion. Unfortunately in Kuwait, interpretation of heavy oil horizontal well test data is still not well-understood compared with those for vertical well.Pressure transient modeling and analysis effort in the petroleum industry in Kuwait and elsewhere has mainly concentrated on the behavior of Newtonian fluids in homogeneous and heterogeneous reservoirs. Very little information is presently available on modeling of transient flow behavior of non-Newtonian fluids in reservoirs. This work presents new procedures, similarly to the TDS technique, for analyzing transient pressure tests of Bingham non-Newtonian fluids for horizontal wells.The flow of a slightly compressible Bingham fluid is discussed, and new analytical equations based on pressure and pressure derivative behavior of horizontal wells are developed. A simple log–log plot of pressure and pressure derivative with time provides accurate results of reservoir parameters so that both type-curve matching and multiple specialized plots are avoided. A step-by-step procedure for calculating reservoir and well parameters without type curve matching or regression analysis for six different cases is included in this work.     

大港油田稠油在油井中的流变特性

通过试验研究了大港油田４个区块的稠油在不同温度、不同剪切速率及不同含水条件下的充变体性。结果表明,大港油田稠油在油层中具有半顿流体的特性;而在井筒中,将会出现非牛顿流体的流动特性。含水原油在井筒中流动时将不会出现明显的乳化现象,粘度将随含水率增加而降低。     

春光油田稠油流体特性研究

春光油田稠油黏度高、流体特性复杂,开采和输送难度大,为有效开发春光稠油,实验研究了温度、含水率等因素对春光稠油流体性质、屈服值的影响,结果表明,当含水率小于40%时,该类稠油的黏度随着含水率的增加而大幅上升,符合Richarson经验公式;含水率对春光稠油的流体类型无显著影响,流变性质均呈现牛顿流体特性;在60℃温度下,稠油呈现一定的剪切变稀的非牛顿流体特性;在70℃~90℃时,稠油黏度基本不受剪切速率的变化影响,呈现牛顿流体特性。春光稠油的屈服值随温度升高而急剧下降,较高的温度是保证原油在地层和井筒中流动性的关键因素。     

一类驱油剂在油藏孔隙中的流变与流动特性

化学驱中的驱油剂、原油及其混合物是一类在组成结构和性质上均十分复杂的流体,这些流体在油藏中的流变性和流动特性是影响驱油效率的主要因素。介绍了化学驱中几种复杂流体力学问题及其研究成果。就其流变性而言,聚合物溶液和碱-表面活性剂-聚合物(ASP)复合体系均属粘弹性流体,但在中等剪切速率的简单剪切流动条件下,其流变性可用幂律模式描述。在驱油过程中,驱油剂的稠度系数沿渗流方向呈指数规律减小,而幂指数则以线型规律递增。粘弹性流体在结构复杂的油藏孔隙中流动时,产生的二次流利于驱替孔隙盲端和喉道中的残余油。还探讨了化学     

驱油剂在孔喉中的微观流动和宏观渗流特性

驱油剂控制流度比以及其改善吸水剖面的能力主要取决于其在油藏中的实际渗流特性.通过数值计算和实验方法研究了牛顿型、幂律型和粘弹型3类驱油剂在单个孔喉中的流动规律,并在此基础上探讨了驱油剂在非均匀并联孔喉模型中的渗流特性.分别给出了牛顿型、幂律型和粘弹型驱油剂在孔喉中的流动方程.孔喉模型中的压力分布表明,粘弹型驱油剂在孔隙变截面处的拉伸流动中存在储能过程,具有较高的局部阻力和渗流阻力;牛顿型和幂律型驱油剂在拉伸流动中无储能过程,局部阻力和渗流阻力相对较低.在宏观上,驱油剂在非均匀并联孔喉模型中的分流率显示,当油藏层间非均质性较弱时,粘弹型驱油剂比幂律型驱油剂更易于流入中、低渗透层;当油藏层间非均质性较强时,增加驱油剂的粘弹性对液流转向中、低渗透层的影响不明显.