低渗油藏超前注水改善注采井距研究

基于渗透率与地层压力的关系和注采井距与注采压差和渗透率的关系,利用油藏工程理论进行了超前注水改善油藏注采井距机理分析,并用实例论证了超前注水的确有效增大注采井距,降低钻井成本,是低渗油藏有效经济开发的重要手段.     

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。     

胜利油田低渗透油藏CO2混相驱合理注采井距研究

针对利用组分数值模拟优化井距复杂、常规技术极限井距计算方法不能考虑储层非均质性和CO_2驱原油黏度随空间变化的问题,通过大量室内实验,回归得到胜利油田低渗透油藏启动压力梯度与储层空气渗透率的关系式;基于非达西渗流理论,考虑储层非均质性、CO_2降低原油黏度、对流、扩散、吸附等特性,建立了CO_2混相驱直线井排注采压差数学模型,进而建立了临界流动井距和产量合理井距的确定方法。以胜利油田某低渗透油藏为例,计算其临界流动井距。研究结果表明,当空气渗透率增大到一定值后,随着渗透率的增大,启动压力梯度逐渐减小,且变化平稳,当空气渗透率减小到一定值后,随着渗透率的减小,启动压力梯度急剧增大。对于胜利油田某低渗透油藏,随着注采压差的增大,产量合理井距逐步增大,计算的产量合理井距与实际注采井距较为吻合,验证了本文计算方法的可靠性。     

利用启动压力梯度计算低渗油藏最大注采井距

低渗油藏油水渗流时启动压力现象的存在，使注采井距理论上存在一个最大值，通过不同渗透率岩样启动压力梯度的研究，结合单井产量公式，可以计算出给定注采压差条件下低渗油藏的最大注采井距，从而为合理注采井网的部署提供依据。     

水驱不同注采位置油藏特征——以萨尔图油田北二西区块油藏为例

利用油藏剩余油粘度和岩心分析方法,对萨尔图油田北二西区块油藏剩余油粘度、驱油效率等参数进行了研究。结果表明,水驱主流线不同注采位置剩余油粘度、油藏流度、含油饱和度和驱油效率均呈现不同程度的非均质性,并受储层物性、注采位置和驱油时间等因素控制;主流线从注水井到采油井方向,油藏非均质性增强,含油饱和度增大,驱油效率减小,且驱油效率与渗透率成正相关,相关程度随渗透率的增大而增高,剩余油粘度与渗透率微弱相关,含油饱和度与渗透率低度相关;随水驱油时间的延长,剩余油粘度和驱油效率增大,油藏流度与含油饱和度下降。综合挖潜水驱不同注采位置剩余油仍有一定潜力,其中主流线靠近采油井位置开采潜力最大;聚合物驱油则更合适,可根据聚合物驱油藏流度比控制范围和剩余油粘度的测定结果,确定聚合物溶液的粘度及质量浓度。     

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。     

中低渗油藏极限井距及波及系数变化规律研究

注入水有效驱替是提高油田注水开发效果和最终采收率的核心。基于稳定渗流模型，建立了考虑启动压力梯度和储层应力敏感的极限半径公式，并结合油藏数值模拟方法，研究了多层合采油藏不同井距波及系数变化规律，首次明确了渗透率级差、注采井距和波及系数的关系。结果表明，启动压力梯度对极限半径影响较大，对部分中低渗储层的影响不能忽略。对于多层合采油藏，受渗透率级差影响，井距对注入水波及系数存在较大影响。缩小井距可以有效提高中低渗油藏波及系数，确保注水有效性，提高油田采收率。现场应用效果良好，可为油田加密调整提供借鉴与参考。     

特低渗透油藏水平井井网极限注采井距的确定

为了确定特低渗透油藏水平井注采井网的极限注采井距,考虑低速非线性渗流段,运用二参数运动方程建立非线性渗流模型,将其引入到Comsol仿真软件建立的物理模型中。采用试算法,不断调整注采井距,直至水驱前缘在到达采油井时的压力梯度等于启动压力梯度,最终得到极限注采井距。以新疆油田某特低渗透油藏为例进行分析,结果表明:随着水平井长度的增加和裂缝间距的减小,极限注采井距增加,但增加不是无限的,存在一定的临界值;水平井注水-水平井采油、水平井注水-压裂水平井采油、压裂水平井注水-压裂水平井采油这3种井网形式的极限注采井距依次增大;在油田开发初期,可以优先采用压裂水平井注水-压裂水平井采油的井网形式。     

低渗油藏高阻区注采启动压差计算模型及应用

低渗油藏具有非均质性,注水开发过程中会形成形状、宽度各异的高阻区,导致油藏渗流阻力增加,增大了有效注采井网的形成难度。从渗流力学基本原理出发,推导出低渗油藏开采中存在高阻区时的注采启动压差计算公式;并应用该公式绘制了油藏渗透率不同、高阻区宽度不同、高阻区与采油井井距不同对注采启动压差的影响曲线,进而研究注采启动压差的影响因素,为低渗透油藏的井网部署提供理论依据。     

渤海油区稠油油藏蒸汽吞吐注采参数优化模型

渤海油区稠油资源丰富,已动用的稠油油藏以常规注水开发为主,采收率偏低,如何经济有效地开采这些稠油资源对渤海油区持续稳产具有重要意义。以渤海油区典型稠油油藏类型为研究对象,通过油藏数值模拟手段,优化不同地层原油粘度、油藏厚度、渗透率以及不同水体倍数的稠油油藏蒸汽吞吐的最优产液速度、焖井时间及注汽强度等关键注采参数。结果表明,对于不同地层原油粘度的稠油油藏,最优产液速度和注汽强度随地层原油粘度的增大而逐渐减小,最优焖井时间随地层原油粘度的增大逐渐增加;对于不同厚度的稠油油藏,最优产液速度、焖井时间和注汽强度均随油藏厚度的增大而增大;对于不同渗透率的稠油油藏,最优产液速度随渗透率的增大逐渐增大,最优焖井时间和注汽强度随渗透率的增大逐渐减小;对于不同水体倍数稠油油藏,最优产液速度和焖井时间随水体倍数的增大逐渐增大,最优注汽强度随水体倍数的增加先增大后减小。应用多元回归数学方法,得到蒸汽吞吐注采参数优化模型,并与数值模拟计算结果进行对比,误差在10%以内。     

注水开发低渗油藏时的储集层渗透率下限

基于等产量一源一汇稳定渗流速度理论与最大压力梯度场分析结果, 获得了启动压力梯度与注采压差和注采井距的关系式, 并根据渗流启动压力梯度与储集层渗透率关系, 可确定出不同注采条件下油藏能够有效注水开发的渗透率下限。实例分析结果与油田开发实践基本一致, 说明建立的理论方法具有较好的实用性, 可为低渗透油田的有效开发提供科学依据。     

低渗透油藏混合井网系统合理注采井距确定

从渗流理论出发,首次推导了直井注-水平井采混合井网系统井间沿程压力与压力梯度分布公式,并对其分布规律进行了分析。结合物理模拟实验得到的启动压力梯度数学表达式,提出了计算低渗透油藏混合井网注采井距的方法,分析了注采压差、渗透率和水平段长度对注采井距的影响。研究表明,混合井网系统所需要的生产压差远小于直井井网,因此混合井网更容易形成有效驱替,可以采取更大的注采井距。     

低渗透油藏不同井网系统注采井距研究

根据渗流理论,推导了水平井注采井网井间压力及压力梯度分布公式,分析了水平井注采井网、混合井网和直井井网不同井网系统沿程压力及压力梯度分布规律,提出了低渗透油藏极限注采井距确定方法,并对其影响因素进行了分析。结果表明,直井井网系统驱替压力梯度在注采井附近较大,而在注采井间较大范围内较小;水平井井网系统的流体在注采井间内为近似线性流动,压力降几乎呈线性变化,压力损失明显低于直井,具有更大的驱替压力梯度,且沿程基本保持不变。因此对于低渗透油藏,水平井注采井网更容易形成有效驱替,其极限注采井距为直井井网的3~4倍,混合井网的2~3倍。     

亲水砂岩油藏注水吞吐开发模式探讨

大港油田南部地区的油藏大多为复杂断块油藏，油藏内部断层多．由于断块面积小而封闭、储集层低渗透、原油黏度高而注水驱替难度大．注水井投注一段时间后往往出现憋压注不进的现象，受益油井见不到注水效果。该娄油藏可充分利用其砂岩的亲水性，根据亲水介质的自吸排油机理，对生产井周期性地先注水后采油，进行注水吞吐开发．来提高油藏最终采收率。王官屯油田王261断块(低渗透油藏)和自来屯油田自1914断块(稠油油藏)均为亲水性复杂断块油藏．在先导性试验成功的基础上，实施了以注水、关井、采油为一个周期的注水吞吐开发模式，2个断块吞吐累计增油2．2万t以上。图2表4参10     

低渗油藏不等产量源汇合理注采井距影响因素分析

低渗透油藏合理井距的确定必须考虑启动压力梯度的影响。根据等产量一源一汇渗流理论,推导出不等产量一源一汇主流线上启动压力梯度最小值,结合启动压力梯度与渗透率关系建立了低渗透油藏合理注采井距确定方法。通过实验及影响因素分析确定注采压差、地层渗透率和注采比对合理注采井距影响关系,得出不等产量一源一汇,最小压力梯度的位置与注采比的大小有关,注采比对合理井距影响较小,储层改造对提高合理井距经济可行。     

特低渗透油藏CO_2非混相驱极限井距计算方法

极限井距计算方法对于特低渗透油藏确定合理井网密度具有重要意义。考虑CO_2对原油的降黏作用及油相启动压力梯度的变化,建立了一维两相渗流数学模型,并应用特征线法、试算法和迭代法进行求解,推导出特低渗透油藏CO_2非混相驱极限井距计算方法。同时开发了极限井距计算软件进行井距实例计算,绘制了理论图版。结果表明:CO_2对于原油的降黏作用可达到60%以上,油相黏度自注气端至采出端逐渐增大;生产压差为10~20 MPa,注气速度分别为10、15、20、25、30 t/d的极限井距均比未考虑油相黏度及油相启动压力梯度变化的极限井距大;极限井距随生产压差增大而增大,随注气速度、地层原油黏度、CO_2黏度增大而减小;生产压差相同时,注采两端压力越大,极限井距越大,油相黏度及油相启动压力梯度的下降幅度越大。     

非均质多层低渗油藏合理注采井距的确定

由于油水在储集层中的流动存在启动压力梯度,只有在渗流场压力梯度大于启动压力梯度的条件下,流体才能流动。对于非均质多层低渗油藏,每一层都有一极限注采井距。只有当极限注采井距大于实际注采井距时,储量方能动用,否则则不能动用。据此充分考虑了多层低渗油藏的纵向非均质性,建立了水驱储量动用程度与注采井距的关系,分析了影响纵向非均质多层低渗油藏水驱储量动用程度的因素,提出了根据低渗油藏水驱储量动用程度确定合理注采井距的新方法。     

注采井网条件下水平井体积压裂重复改造优化设计

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏具有低渗、低压、低丰度的特征,采用"五点水平井注采井网+分段压裂"开发,有效提高了初期单井产量。然而,受裂缝间距大、改造规模小、水平段中部能量补充困难及裂缝长期导流能力下降快等因素影响,水平井长期生产产量递减较大。基于典型水平井生产拟合数值模型的压力场和剩余油饱和度场分布,定义了储层改造体积指数、油藏接触面积指数、缝网导流能力指数及地层压力保持指数,并以此表征裂缝网络模型的增产指标。采用新型NF裂缝网络模型,系统对比评价了各指标的增产潜力及其与产量的敏感程度,最终提出了水平井"SRV+Ct+Cd+ps"的体积压裂重复改造优化设计方法。该方法在某区长6超低渗透油藏现场应用后取得较好的增产效果,4口试验井与常规重复压裂相比,单井产量提高50%~70%。     

特低渗油藏水平井与直井注采系统差异研究

特低渗油藏直井开发注采井距小,单井控制储量有限,但采用水平井注采系统可较好地解决上述问题,从而获得较好的经济效益。文中全面考虑油水两相流、非活塞驱替及产量等影响因素,利用两相流数学表达式,将水驱前缘与油井泄油压力波及距离之和作为设计注采井距的依据,分别研究了特低渗油藏直井与水平井极限注采井距与物性的关系,深入剖析了2种注采系统开发特低渗油藏的差异。实例分析表明,2种注采系统的注采井距与渗透率近似呈幂函数关系,且水平井注采井距是直井的2～3倍,有效解决了直井注采井距小的问题;进一步证实了水平井井间渗流为线性渗流,比直井的注采系统更有利,从而为采用水平井开采特低渗油藏提供了理论基础。     

超低渗透油藏水平井压裂优化及应用

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层致密、物性差、孔喉细微,是典型的低压、低渗、低丰度油藏,超前注水和水平井分段压裂技术可提高其开发效果.文中以最具代表性的华庆油田长6超低渗透油藏为研究对象,结合注采井网根据水平并段与注水井的相对位置,将常规压裂和体积压裂进行组合设计,在距离水线较近的井段实施小规模压裂,距离水线较远的井段实施大规模体积压裂.该方案的实施,在减小早期水淹风险的同时进一步扩大了储层改造体积,提高了人工裂缝和井网、注水的适配性.同时,开展了8口水平井新型压裂设计的矿场试验,与采用常规压裂设计的邻近水平井相比,试油产量提高20 m3/d左右,投产初期3个月累计产油量提高184t,含水率较低且保持稳定.