超前注水增产机理及影响因素室内研究

以低渗透油藏非线性渗流规律为基础,利用室内物理模拟方法研究压敏效应的影响.选择某一低渗透油藏为油藏模型,数学模型采用BOAST-NFR For Excel三维三相黑油模型,选择隐式求压力显示求解饱和度的IMPES算法,对超前注水增产机理及建立有效驱替压力系统、注水时机、人工裂缝等影响因素进行室内研究.     

杜84断块馆陶油藏双水平SAGD优化设计

辽河油田曙一区杜84块馆陶油层为一顶部和四周被水包围的特殊油藏．开发初期按70m井距正方形井网部署直井蒸汽吞吐开发,在油井蒸汽吞吐过程中,射孔井段下部油层动用差,蒸汽超覆现象随周期延长而加剧．带来顶水突破的隐患,同时油藏递减逐渐加大,油藏开发效果逐渐变差。为提高杜84块馆陶超稠油油藏剩余油动用程度．决定采用SAGD开发技术。本文以油藏特点和开发现状为基础,应用STARTS数值模拟软件,采用变深度、不均匀网格进行油藏数值模拟,对双水平井组合的SAGD技术布井方式、水平段长度、水平段在油层中的位置、注采参数等进行了优化设计。实施效果表明,采用双水平井组合SAGD技术,提高超稠油原油采收率是经济可行的。     

变质岩潜山油藏开发特征研究

辽河油田兴古7块属于裂缝型块状底水变质岩潜山油藏。油藏多发育中高角度裂缝,具有地层古老、潜山内幕构造复杂、岩性多样、含油幅度大、油层巨厚等地质特征,开发特点为平面上满块含油,纵向分段见油;非均质性强,产能差异大;油藏天然能量不充足,注水难受效;水平井开发效果好;纵叠平错三维井网设计合理,有效发挥重力驱油作用,适用于注气立体开发。运用数值模拟方法,分析该块油藏外在开发指标特征与内在渗流机理的联系,预测各项技术指标后,发现各阶段产量递减率、地层压力、气油比、含水等技术指标变化存在明显节点。依据指标变化节点,将立体开发划分为弹性驱阶段、重力驱阶段、气驱见效阶段、注气突破阶段、注气突破后期五个开发阶段,解决了变质岩潜山油藏立体开发阶段划分的瓶颈问题。该研究对变质岩潜山油藏的立体开发具有理论指导意义。     

川口油田长6油层注水解堵开采研究

川口油田属特低渗透油田,平均空气渗透率为0.79×10-3～0.96×10-3μm2,储层物性差,油藏压力低,渗透率特低,基本无自然产能,水力压裂求产后产能下降快。1998年油田开始注水,随着注水时间的延长,油田开发矛盾也在逐渐暴露,主要表现为水淹井多、吸水剖面不均匀、部分油井见效缓慢。为最大限度地发挥油层潜力,根据油藏地质特征和油水运动规律,进一步完善注采井网,完善注采对应关系,以反九点法井网为主的川口油田注水开采,取得了突破性的发展;严格控制注水参数,解决了水质超标、注水井注不进水、注水井堵塞、油井水淹等技术难题。油井增产明显,取得了一定的经济效益和社会效益,逐步确定了一套适合川口油田注水开发的工艺流程和工艺技术。为特低渗透油田提高资源利用率,提高原油采收率闯出了一条新的路子。     

考虑应力敏感效应和启动压力梯度的低渗透油藏数值模拟

低渗透油藏存在显著的应力敏感效应和启动压力梯度。流固耦合法对于高温、高压条件下岩石本构特性的确定和岩石物性参数的选取以及初始应力场的确定方面,均存在很大不确定性,加之其求解过程复杂,程序编制困难,实际应用存在很大问题。根据模拟软件中应力敏感处理方法和非达西渗流线性化原理,提出了数值模拟中应力敏感效应和启动压力梯度处理方法和依据。应用本方法对文东低渗砂岩油藏某区块进行了模拟研究。分别模拟考虑应力敏感和启动高压力梯度、不考虑应力敏感和启动高压力梯度(常规模型)、仅考虑应力敏感、仅考虑启动压力梯度对应的油田日产油量、累计产油量、采出程度的关系曲线。数值模拟结果表明:考虑应力敏感和启动压力梯度模型单井日产量较常规模型低,特别是投产初期;考虑应力敏感和启动压力梯度模型累计产油量和采出程度远低于常规模型。     

转向注水改善特低渗油藏开发效果

针对卫城油田沙四段油藏进入高含水开发后期,受裂缝发育影响,平面、层间矛盾日益突出,含水上升速度加快、开发形势变差的状况,开展油藏精细描述研究工作,重点研究地应力-裂缝对开发的影响,认识到注采井网不适应是该油藏高含水开发后期的主要问题。在剩余油研究基础上,一是通过实施避开裂缝方向优选转注井点,转换注采方向,使注采方向与裂缝方向成45°夹角注水;二是通过打塞、挤堵、重分、差层转注等手段,抽稀Ⅰ类层井网、建立差层井网,同时改变Ⅰ类层和Ⅱ、Ⅲ类层的注水强度,实现了卫城沙四段特低渗油藏高含水开发后期"转换注水方向、转换注采井别、改变注水强度"的转向注水。通过研究及应用,使卫城沙四段特低渗油藏注采井网逐步优化,水驱控制程度、水驱动用程度分别提高7.5和5.4个百分点,油藏综合含水下降0.4%,日产油量由135t/d回升到154t/d,自然递减率同期对比减缓7.62个百分点,增加可采储量10.5×104t,提高采收率1.45个百分点。     

提高特低渗透油层动用程度机理研究

针对特低低渗透油田储层物性差、油层渗透率低、渗流阻力大、油层压力下降后渗透率受损失的特点,以特低渗透油层孔隙结构为基础,从微观的角度出发,提出了提高特低渗透油层可动油及可动油动用程度方法的机理。推导出注采比与油井地层压力间的公式,提出了特低渗透油层的最佳压裂时机,并在龙虎泡高台子特低渗透油层开展现场试验,给出了最佳注采比（3．24）,验证了特低渗透油层在注水受效后为压裂改造的最好时机。     

平原型水库水位变化对库区附近地下水位影响的滞后性研究

水库水位变化对库岸地下水位的变化有直接影响,但库岸地下水位的上升或下降需要较长时间,也就是说地下水位的变化会存在一定的滞后性。结合江巷水库的浸没问题,运用Modflow软件建立地下水流的三维数值模型,将水库水位概化为阶梯型周期性变化,预测地下水位的变化规律。结果表明,库岸地下水位变化的滞后性主要与距离、渗透系数、给水度等因素有关,而降水蒸发对地下水位的滞后性影响很小。     

三峡库区奉节县新城植物油厂滑坡地下水动力场分析

三峡库区奉节县新城植物油厂滑坡大多处于三峡水库水位以下,库水位变化对边坡(滑坡)稳定性影响较大,尤其在库水位骤降时,坡体内将产生较大的动水压力,不利于边坡稳定.采用数值模拟方法模拟了边坡地下水渗流场.结果表明,库水位由175 m骤降至145 m时,植物油厂滑坡所受动水压力远高于正常蓄水位时所受的动水压力;采取降低地下水位的工程措施后,有效降低了正常蓄水位下边坡内的动水压力,为科学治理滑坡提供借鉴.     

大庆油田低渗透油藏试井方法研究

针对大庆油田低渗透油藏试井分析中资料利用率低的问题．在研究前人理论的基础上,建立了一种不依赖于径向流直线段特征的试井解释方法——ISA法。同时,根据ISA法编制了试井资料分析软件,并应用该软件进行了实例分析。分析结果表明：ISA法处理后直观效果好,双对数拟合效果好。对大庆油田219口井（层段）试井资料进行了分析,分析平均误差为5．38％。     

塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏的储层连通性及其油(气)水分布关系

岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏特有的复杂地质特征,在一定程度上制约了人们对油、水体的赋存与分布状况及分布规律的认识,制约了预测和控制油井见水技术措施的实施。因此,充分利用岩溶缝洞单元的研究成果,结合开发井的油水资料,不断归纳总结不同岩溶地貌单元油井的开发动态特征,研究和探讨油水的组合规律、组合类型,分析油水分布变化状况,对油水体系进行划分,这对碳酸盐岩油藏开发具有重要的理论与实际意义。     

安塞油田王窑区裂缝性储层注水综合研究

安塞油田王窑区长6油藏属典型低孔低渗油藏,主力油层为长611油层。该储层物性差,微裂缝发育导致油藏非均质性强,注水及剩余油分布明显受裂缝影响。进入中高含水开发期后,综合含水率上升迅速,产量递减严重。在进行野外露头观测和室内岩心观察基础上,对裂缝类型、性质、规模、密度进行定性和定量描述,使用古地磁方法确定主应力方向。结合实际生产资料,对注水开发中裂缝发育引发的生产动态特征进行分析,对比王窑区裂缝分布综合图与油井见水方位综合图,用生产动态方法验证裂缝研究的正确性。采用油藏工程与数值模拟相结合的方法,分析裂缝对注水开发的影响和剩余油分布特征。根据王窑区长611储层裂缝发育状况和裂缝发育区剩余油分布特征,提出在控制注水压力的基础上,进行强化注水、合理布局有效井网,提高侧向水驱效率,以及注水剖面调整等措施。     

油藏数值模拟技术在陆梁油田开发中的应用

油藏数值模拟技术是迄今为止定量描述非均质地层中多项流体流动的唯一方法,此项技术在陆梁油田开发生产中发挥了巨大作用。陆梁油田陆9井区油藏具有构造幅度低,储层非均质性强,油层厚度薄,边、底水能量充足特点。开发初期,针对油藏地质特征,对各区块开展油藏数值模拟研究工作,对油藏开发方式、射开程度、临界产量进行评价和论证。经过近10年的全面开发,随着动(静)态资料数量、类型的增加,对油藏的认识不断深化,建立了数值模拟跟踪系统,通过修正地质模型,不断优化开发方式。通过油藏模拟研究,加深了对油水运动规律的认识,摸清了油藏剩余油分布规律,同时,对单井组注采比进行优化研究,为油藏精细注水提供依据,并开展了油水井措施优化研究,确保措施有效实施。此外,针对水平井,进行了可行性和开发方式的研究,为水平井开采边、底水油藏提供了依据。目前,该技术已成功应用于油田的动态调水、老区剩余油挖潜以及水平井设计等工作中,有效改善了油藏开发效果,减缓了油藏综合递减率,确保了油藏持续高效开发。