不同驱油动力下裂缝油藏水驱方向与驱油效率的关系

本利用美国ＳＳＩ公司研制的ＣＯＭＰⅣ模拟软件对驱油分别受毛管压力控制、毛管压力和驱动压力共同控制、驱动压力控制时，裂缝油藏注水开发的水驱方向与驱油效率之间的关系进行了研究。     

特高含水期油藏井网调整开发效果三维物理模拟实验研究

水驱油藏进入特高含水期后,井网调整是进一步提高采收率的有效途径。基于三维水驱物理模拟实验装置,开展了基础井网、井网抽稀及井网加密的正韵律储层水驱油物理模拟实验,对比井网不调整与调整（井网抽稀与井网加密）的开发效果。实验结果表明：与基础井网相比,井网抽稀和井网加密都可以提高采收率,且井网抽稀的采收率提高幅度比井网加密大;当累积注水量相同时,注入速度越大,水驱波及系数越大,采收率越大,且井网调整后提液的采收率要比井网调整后不提液的采收率要大。与基础井网、井网加密相比,井网抽稀水驱开发效果最好;井网调整后提液可以进一步提高采收率。     

巨厚潜山裂缝性油藏井网部署方法研究

针对开发井网部署难题,基于渗流机理结合数值模拟和物理模拟方法,对开发井型、注采井网和开发井位置进行研究,推荐部署一种“高部位微裂缝区采油、低部位大裂缝区注水的水平井立体交错井网”,其中水平井应与地层主裂缝方向成45.0°部署,开发井具体位置通过孔渗场计算裂缝区域定量分布的方法确定。模拟结果表明：大裂缝区注、微裂缝区采较微裂缝区注、大裂缝区采的开发井网15a累计多产油4.6×10⁴m³,相对增油达16%。研究成果对同类油藏开发井网部署具有一定的借鉴意义。     

裂缝性油藏大尺度可视化水驱油物理模拟实验

为了更好地认识裂缝性碳酸盐岩油藏的渗流机理,结合实际油藏地质特征设计制作了裂缝不充填和裂缝充填形式的2组大尺度可视化模型。采用油藏实际油样和相似地层水进行水驱油机理模拟实验。观测到由于裂缝性油藏非均质性的影响,水驱后残余油分布形式多种多样。其存在方式各有不同,主要形式有柱状、角隅状和膜状,每种残余油的形成机理也有所不同。结合实验结果,对2组可视化模型水驱油效率以及含水率变化规律进行了分析,发现与常规孔隙介质水驱油特征有明显差别。     

裂缝性碳酸盐岩油藏可视化模型水驱油实验

为了更好地认识裂缝性碳酸盐岩油藏的渗流机理,结合油藏实际地质特征,利用真实岩心设计制作了可视化网络裂缝模型,考察了注入速度、模型倾斜角度等因素对注水效果的影响,以及水驱油过程中的油水运动分布特征。观测到由于受裂缝性油藏非均质性的影响,水驱后残余油存在形式主要有孤滴状、角隅状及膜状等,每种残余油的形成机理也不同。实验结果表明:水驱油时,驱替速度与采出程度不成正比,而是存在一个最佳驱替速度,即临界驱替速度;剩余油的形成和分布主要受岩石表面润湿性、裂缝连通性和重力分异的影响;水驱油效率与裂缝地层倾斜角度有关,地层倾斜角度越小,采出程度越高。裂缝性油层较厚时,水驱后油层顶部可能会有大量剩余油,仍具有较大开发潜力。     

裂缝性油藏动态的特殊元素模拟

本文用一种特殊的元素代码，分析了一个间隔化的北海油 流体压力降期间的机制动态。文中着重分析了间隔区压力下降对现有断层的活化影响，完整岩块裂缝造成的断层封闭性质的变化。着重研究了根据剪切位移和断层／裂缝传导性的变化来确定流体压力降期间的现有断层动态。模拟表明压降区附近的现有断层好几个部分都可活化。     

裂缝性油藏水驱油机理与注水开发方法

本根据裂缝性油藏油水运动的基本规律以及两江地区裂缝性油藏的注水开发实践，对裂缝性油藏最佳注水方式的合理选择进行了论证，指出了五点或直线排状井网是开发这类油藏的最佳选择，并用油田实际开发资料进行了验证。     

陆9井区薄层底水油藏水驱油规律研究

陆梁油田陆9井区由于受低幅度构造影响,成藏过程中单层(砂层厚度5～10m)未被充满,造成所有的油井同一层内形成上油下水的分布特点。油藏开发初期采用反九点面积注水井网开发,目前已进入中高含水期,采出程度为20%左右,为了挖掘剩余油潜力,应用油藏数值模拟结合实钻穿层井验证方法对薄层底水油藏水驱油规律进行了研究。研究结果表明,陆9井区薄层底水油藏水驱特征为底部水淹型,剩余油呈船底形状分布规律。     

水驱油流线模拟在天然裂缝性油藏中的应用

由于流体在裂缝和基质之间的复杂流动,天然裂缝性油藏的水驱油管理面临困难.流线模型通过孔间传质评价各注入井对相应生产井的注入效果.天然裂缝模型运用流线驱替注水效率的概念来提高水驱管理.考虑重力和裂缝与基质之间的窜流,运用算子分裂技术的流线方法首次模拟了双孔双渗模型中的水驱油过程.该模型能够重新分配注入水以改善裂缝和基质的原油采收率.快速的流线计算方法使得该模型也可以应用于矿场试验.本文阐述了基于注水效率的注入速率控制对模拟双孔双渗油藏的方法和实施办法,验证了实例模拟的有效性.该方法可以评价一注一采单元的注水效果.根据计算的注水效率可以确定注入速率的分配,以便从裂缝和孔隙中驱出更多的原油.实例证明,这种方法对高度非均质的天然裂缝性油藏非常有效.     

裂缝性油藏压裂井产能数值模拟模型研究与应用

研究的裂缝性油藏渗流介质包括人工压裂裂缝和天然微裂缝、大裂缝及基质，将大裂缝与基质的物质交换在微裂缝系统中加以描述，建立了含大裂缝的多重介质渗流数学模型，研制了裂缝性油藏压裂后生产动态模拟器，结合塔里木盆地塔河奥陶系裂缝性油藏参数，综合研究了天然裂缝、人工裂缝对压裂后产能的影响。研究表明：天然裂缝渗透率是影响压裂后产能的重要因素之一；人工裂缝的导流能力随生产时间递减对压裂后产量有重大影响。压裂可能导致天然裂缝污染，应采用低伤害压裂液体系。最大限度地减小对天然裂缝的伤害；增加人工裂缝长度可以改善流体沿裂缝向井底的流动性能，但随着压裂液滤失量的增大对天然裂缝的污染会加重、加深，应确定合理的压裂施工规模以获得合理的裂缝长度，避免导致裂缝长度增加而产量下降。裂缝系统连通差、渗透率较低的油藏，实施压裂也难以获得理想的增产效果；含有大裂缝的井压后产量明显高于不含大裂缝的井，但易形成水窜，可导致油井压裂后含水上升较快。图3表1参9     

压裂直井井网流线模拟研究

压裂井网的生产动态预测是压裂设计的重要部分,为此提出了利用流线追踪预测压裂井网生产动态的方法,为油田井排排距优化及裂缝长度设计奠定基础.在直井与压裂直井井网中,通过镜像反演获得单个直井排的压力场,采用叠加原理获得压裂直井井网的压力场,对压力场微分获得井网单元的流体质点运动速度场,进而运用迭代追踪方法获得井网单元的流场,并编制流线模拟器.采用模拟器能够描绘不同排距、不同裂缝长度下井场的流线图并能够获得油井见水时间.模拟结果显示,油井实施压裂后,裂缝井周围形成线性流,水驱前缘变得平缓;随着井网排距和裂缝穿透比的增加,可以获得较长的无水采油期,但导致后期含水率快速上升.     

底水油藏水平井水淹动态和水淹模式研究

不同水平井的水淹动态特征存在显着差异,而油藏类型、储层物性、流体性质、水平段长度、水平段位置和开发方式等因素都会对水平井水淹动态产生重要影响。以塔里木油田TZ402CⅢ油组水平井为例,根据其生产动态和历史拟合数值模拟,分析了水平井水淹动态特征差异及其影响因素,提出了塔里木油田底水油藏水平井的3种水淹模式,即线状见水整体水淹模式、点状见水整体水淹模式和点状见水局部水淹模式。可为水平井新井设计、完井方式选择、后期措施工艺选井等提供参考依据。     

低渗透油藏压裂水平井井网优化方法研究

采用压裂水平井井网是开发低渗透油藏的有效手段,但此类井网的缝网参数较多,注水开发使得渗流规律与油水分布更为复杂,诸多参数存在交互作用,井网优化难度增大。针对压裂水平井缝网参数优化过程中面临的问题,按照从局部到整体,从主要到次要的研究思路,分析裂缝半长与裂缝密度对压裂水平井单井产能的影响规律;然后根据裂缝参数技术界限,以最大采出程度和净现值为目标,研究了注采井距、水平段长度、水平井裂缝半长、注水井裂缝半长、排距等缝网参数对目标值的影响规律及相应机理,得出了缝网参数的最优组合,为低渗透油藏压裂水平井网优化提供了方法和借鉴。     

压裂水平井电模拟实验研究

根据水电相似原理,设计了压裂水平井的电模拟实验,研究了单井状态下和井网条件下裂缝参数对压裂水平井产能的影响状况及其等压线分布规律.结果表明,压裂水平井存在极限产能;压裂井最优裂缝条数受水平井段长度、裂缝长度、层位是否射开等因素的影响,在不同的井网中,最优裂缝条数也会相应变化.对不同井型的等压线对比发现,压裂水平井扩大泄油面积的能力优于普通水平井.     

聚驱后油藏井网调整与深部调剖三维物理模拟实验

针对聚合物驱后油藏剩余油分布特点,提出了井网调整与深部调驱相结合的提高采收率方法。孤岛油田中一区Ng3注聚区为模型原型,以相似准则为理论基础,设计并制作了平面非均质三维物理模型;研制了具有自组装特性的聚合物微球,优选出由BS与AES复配而成适用于目标油藏的乳化剂体系;原始一注四采五点法井网注聚后采收率为34.1%,在进行驱替试验的同时,采用电阻率法测量了模型中含水饱和度分布;调整原始井网,对非均质油藏模型分别注入聚合物溶液和聚合物微球与乳化剂复合体系深部调驱2组实验。结果表明,2个方案均可以提高聚驱后油藏采收率,单一聚合物溶液提高6百分点,而聚合物微球与乳化剂复合体系可提高采收率16百分点。分析各驱替阶段剩余油分布情况,聚合物微球与乳化剂复合体系能够封堵高渗层,使后续驱替液转向进入两侧低渗区域。     

裂缝型凝析气藏数值模拟研究新方法

为了正确模拟裂缝型凝析气藏的开发动态,提出一种适合于裂缝型凝析气藏双重介质组分模型的数值模拟方法,即首先进行拟组分数的合理划分,然后建立单个岩块的单重介质精细模型和双重介质模型,调整双重介质模型的毛管力曲线拟合单重介质精细模型的计算结果,建立拟毛管力曲线,在此基础上开展双重介质组分数值模拟研究。研究表明,直接利用双重介质组分模型可以正确模拟裂缝型无水凝析气藏的生产动态;但对于裂缝型有水凝析气藏,模拟结果与实际生产动态偏差较大,而采用拟毛管力曲线后模型则可以获得正确的模拟结果。用该法对塔里木盆地塔中Ⅰ号气田某裂缝型凝析气藏的生产动态进行了模拟。结果表明,该方法可用于裂缝型凝析气藏的数值模拟,对实际气田开发动态拟合较好,指标拟合误差小于5%。图6表1参18     

裂缝性储层暂堵规律的模拟试验研究

为了研究固相颗粒在裂缝性储层中的暂堵规律,利用表面生成和合成原理建立了裂缝宽度的数学模型,依据固相粒子在裂缝中的堵塞机理对粒子在裂缝中的架桥规律做了模拟试验,并用函数逼近和数据拟合的方法对试验结果进行了处理。基于模拟试验得到的架桥规律,可以在已知裂缝参数的情况下根据架桥距离选择粒子尺寸,从而为通过中性粒子实现裂缝性储层的暂堵提供定量依据。     

低渗透油藏CO_2驱井网模式数值模拟

文中介绍了几种CO2驱常用井网模式的特点及适用范围,根据大庆油田外围某低渗区块地质与流体物性参数建立地质模型,在相态拟合的基础上对CO2驱不同井网模式进行了数值模拟研究。结果表明：该区五点井网的采出程度和地层压力保持程度要高于正方形反九点井网;五点井网中,排距与井距之比处于0.20~0.33和0.90~1.12范围内时采出程度较高,正方形井网的采出程度最低;储层中渗透率的各向异性、层内非均质性及天然裂缝的发育,使得同一井网密度下不同井排距方案的采出程度差异变大,并且会造成CO2的不均匀推进,影响采出程度。     

稠油油藏注水开发合理井网井距研究

合理的井网和井距是油藏开发的关键参数,关系到油藏的开发效果及采收率等重要指标。通过采收率与井网密度的关系式计算了油藏的井网密度,并通过经济极限开发指标计算了合理的井距范围,在此基础上运用CMG油藏数值模拟软件,模拟了该稠油油藏六种井网及四种井距下的开发模式,并预测了含水率及采收率等指标,从中优选出了一套方案,为油藏的科学高效开发提供了理论依据。     

非均质油藏双水平井SAGD三维物理模拟

为了改善双水平井SAGD开发过程受储层非均质性影响的问题,利用自主研发的双水平井双管柱结构三维比例物理模型和已有的注蒸汽三维模拟实验系统,研究了油藏非均质性对SAGD蒸汽腔展布的影响规律。研究结果表明：当储层存在平面非均质性时,双水平井SAGD在开发过程中存在蒸汽腔发育不均匀、水平段油藏动用程度较差等现象,影响了SAGD的开采效果;水平井采用双管柱结构可提高水平段油藏动用程度;合理的注采参数、有效的操作压力、较高的蒸汽干度以及稳定的生产井井底饱和温度与实际温度的差值控制均可有效改善开发效果。根据物理模拟实验的结果总结了双水平井SAGD生产各阶段的注采调控方法,将其应用于油田现场取得了较好的开发效果。