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.     

利用启动压力梯度计算低渗油藏极限注采井距

从低渗储层单相渗流机理室内研究可以得到实测启动压力梯度;依据启动压力梯度的非线性渗流方程,并通过实验数据的统计拟合得到了低渗透储层启动压力梯度与流度的幂函数关系式。结合低渗透油藏渗流理论和低渗透油田实际,得到了低渗透油藏确定极限注采井距的公式和不同生产压差下极限注采井距与渗透率的理论图版,可为低渗透油田开发确定合理井网密度提供理论依据。     

利用启动压力梯度计算低渗油藏极限注采井距的新模型及应用

基于均质地层等产量一源一汇稳定径向渗流源汇连线中点处的压力,给出了由启动压力梯度计算极限注采井距的公式,并重新推导了定井底流动压力注水和生产与定产液量生产和定注水量注水2种情况下计算低渗透油藏的极限注采井距的公式。给出的确定低渗透油藏极限注采井距的公式更实用。应用实例表明,用该方法所得结果与油田注水动态分析结果一致,能用于指导低渗油田注水开发的井网部署。     

利用启动压力梯度计算江苏中低渗透油田注采井距

江苏中低渗油田断块复杂，储层发育差异大，难以形成较好的注采井网。应用启动压力递度规律，从渗流机理上分析注采井距与启动压力递度的关系，结合江苏中低渗透油藏岩心实验资料，推导出启动压力递度与流度关系公式以及注采压差、油层渗透率与极限注采井距的关系。研究结果应用于生产，取得较好的效果。     

特低渗油藏压裂井注采井距与注水见效关系

针对目前注采井距与注水见效关系研究中缺乏对应压裂井研究的现状,以压裂井压力波椭圆等压面传播理论为基础,推导了特低渗油藏压裂井注水见效时间与椭圆动边界半径、启动压力梯度、油井产能水平和原油黏度等的综合关系。并对上述因素对注水见效时间的影响进行了研究。结果表明,这些因素对注水见效均有较大影响,压裂井对上述因素影响的敏感性远小于未压裂井,特别在目标油藏原油黏度较大时,此种差异表现得更为明显,合理注采井距的选择是多因素下主次要矛盾共同作用的结果,其选择应放在优化、高效开发油藏的大系统中考虑。     

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.     

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。     

低（特低）渗透油藏极限注采井距确定的新方法探索

国内外许多实验表明,当储层渗透率低到一定程度后,其渗流特征不符合达西定律,即当驱动压力梯度较小时,流体不能流动,只有当驱动压力梯度达到一定值后,流体才开始流动。而低（特低）渗透油藏具有低孔、低渗的特点,因此具有较高的启动压力梯度,即渗流呈“非线性”特征,在低（特低）渗透油藏井网部署中必须考虑该因素。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,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。为此,本文基于低渗透油藏的渗流机理的分析和研究,推导出了适合低渗透油藏的极限注采井距的新的方法。     

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。     

用压力恢复试井资料求油藏启动压力梯度

大量的试验说明 :低渗透油藏的渗流不符合达西定律 ,其明显的特点是存在启动压力梯度。为测量启动压力 ,以质量守恒定律为基础 ,推导出了压力恢复稳态测压法求解启动压力梯度的公式 ,并以 12口井实例进行了说明。结果表明 :压力恢复稳态测压法求解启动压力梯度理论正确 ,方法简单 ,具有明显的优点。通过对 12口井的计算结果分析 ,油藏的启动压力梯度与渗透率呈近似的双曲函数关系 ,即油藏的渗透率越小 ,启动压力梯度越大     

考虑启动压力梯度的页岩气藏数值模拟

页岩气作为一种重要的非常规能源,其渗流及开发原理越来越受到关注。在页岩气井开采过程中,为了全面认识井底压力的响应特征及影响因素,根据页岩气渗流机理、吸附气解吸特征、渗流理论和质量守恒定理,建立双孔介质页岩气藏数学模型。模型以启动压力梯度和等温吸附的原理为前提,应用有限差分法,得到数值模型,编制相应程序对数值模型求解,分析了启动压力梯度、几何因子、储容比、Langmuir压力、Langmuir体积对气井井底压力变化的影响。结果表明:双重介质模型能够准确描述吸附气在储层中的解吸过程、基质系统和裂缝系统之间的窜流过程;考虑启动压力梯度更加接近实际地层;考虑吸附解吸作用使井底压力缓慢降低,探测地层边界较晚;利用地层参数分析及室内实验可以间接求出页岩气藏解吸附过程中Langmuir压力和Langmuir体积,这对气井井底压力分析和产能预测非常重要。     

低渗透油层岩石启动压力梯度影响因素的试验研究

利用渗透率小于1×10-3μm2的油层岩样,试验研究了地层油通过岩石渗流启动压力梯度的影响。结果表明,粘度大于1·0mPa·s的地层油通过渗透率小于1×10-3μm2的地层岩石渗流时,均具有启动压力梯度,且启动压力梯度随岩石渗透率的减小和原油粘度的上升而增大;岩石的亲油性增强,启动压力梯度增大;含有束缚水的岩样的启动压力梯度大于不含有束缚水的岩样。     

油藏启动压力的规律研究与应用

低渗油藏具有启动压力现象而使渗流不遵循达西定律，研究油藏启动压力规律，能更好地进行油藏开发设计和油藏开发动态分析，方法：利用渗流理论进行研究和推导，同时结合室内试验资料进行验证。结论：该规律为进行油藏开发层系的划分，井网部置及已开发油藏层间动用状况等研究提供了一种新的理论方法和工具。     

低渗透油藏常规水驱与二氧化碳驱井距界限研究

为实现吉林油田低渗透油藏井距优选设计,以吉林油田扶余油层为例,通过开展压力梯度测试实验,绘制了水驱和二氧化碳驱启动压力梯度与渗透率关系曲线,结合"一注一采"模式下储层压力分布规律,建立了水驱和二氧化碳驱的合理井距设计图版.结果表明:低渗透扶余油层的最小启动压力梯度与渗透率呈负幂指数关系,在注采压差为15～25 MPa条...     

引入启动压力梯度计算低渗透砂岩油藏注水见效时间

用常规的压力传播的导压系数公式预测的低渗透油田注水见效时间,通常与实际情况相差很大。针对低渗透砂岩油藏存在启动压力梯度的特点,以具有启动压力梯度的渗流公式为基础,求出地层稳定生产时径向流产量公式及压力分布公式,用物质平衡法求解出低渗透油田注水见效时间与注采井距的关系。低渗透油田压力波传播时间与压力梯度关系密切,注水见效时间与启动压力梯度成正比,与井距的立方成正比。该方法用于宝中区块合理井距的确定,方案实施后,实际注水见效时间与计算值相符。     

考虑启动压力梯度和注采比的不稳定压力动态特征

建立了考虑启动压力梯度和注采比因素的均质油藏数学模型。用数值方法对其求解。绘制并分析了不稳定压力动态典型曲线。研究表明,启动压力梯度和注采比对压力动态影响较大。对于开井压力降落情况,注采比小于1时,压力及其导数曲线均上翘,生产压差增大;注采比大于1时,压力及其导数曲线均下掉,生产压差减小。对于关井压力恢复情况,启动压力梯度和注采比越大,井底压力恢复得就越高。在低渗透油藏的测试资料分析中,考虑启动压力梯度和注采比的影响是十分必要的。