三区流体复合注水井试井模型研究

针对注水井试井缺乏考虑含水率、水驱前缘等参数的问题,根据质量守恒原理,结合注水井岩心归一化相渗曲线,油水两相区运用油水两相流渗流理论,建立三区流体复合注水井试井模型;通过拉普拉斯变换,利用Stehfest数值反演得到实空间解,绘制了压力和压力导数双对数样板曲线,分析纯水驱前缘、油水两相驱前缘、两相区含水率、两相区含水饱和度等注水油藏重要参数对试井曲线的影响。研究结果对认识注水油藏的物性参数及注水情况起到重要作用,为注水油藏进一步合理注水开发提供依据。     

用注水井压力落差试井资料确顶由水相对渗透率

在分析注水油藏压力不稳定特性的基础上，导出了由于油水性质差异产生的拟表皮因子，前缘含水率导数与油水相对渗透率，含水饱和度的关系，提出了应用注水井压力落差试井分析求取所表皮因子，前缘含水率导数之后，用拟牛顿法解方程组，求含水饱和度指数，继而确定油水相对渗透率的方法。实例计算表明该方法切实可行。     

不稳定试井资料解释复杂小断块油藏注水状况与认识

了解注水波及系数及渍层的水淹状况是注水开发油田动态分析的一项重要内容。利用高精度压力计测取油水井压力恢复（压降）试井曲线,可判断油水两相流动区域,确定油藏的渗流特征,监测地层流体的流动状态,确定地层参数,了解注水前缘及水淹区含油饱和度的变化,从而为注水开发研究和调整提供可靠的依据。     

双重介质油藏注水井试井解释模型的建立及应用

针对双重介质油藏注水开发特征,基于Buckley-Leverett饱和度分布方程建立了注水井压降试井解释模型,通过Laplace变换和Stehfest数值反演对模型进行了求解,利用无因次压力降落解获得了注水井的压力降落典型图版。分析图版可知,两相区对注水井压力响应特征较大,油水黏度差异会导致双对数压力导数曲线上翘,并且两者差异越大,两相区双对数压力导数曲线上翘幅度越大,因此在试井解释时应区别储层物性变化或不渗透边界造成的压力导数曲线上翘。选取JZ油田1口注水井进行了实例应用,结果表明本文解释图版拟合结果与现场测试数据吻合较好,并且解释所得的储层参数合理。本文建立的试井解释模型可以计算注水前缘的位置,分析注水井周围地层信息及边界情况,对评价双重介质油藏注水井的动态及注水方案的设计具有重要的指导意义。     

裂缝性油藏注水井压降试井解释方法及应用

为了更加准确地描述裂缝性油藏注水井的动态特征,得到更多关于地层和测试井的可靠信息,基于BuckleyLeverrett饱和度分布方程,建立了裂缝性油藏注水井压降试井解释模型,并对模型进行了数值求解,获得了裂缝性油藏注水井压降试井典型拟合图版。根据压降导数曲线特征,将流动过程划分为7个流动段:井筒储集效应阶段、表皮效应阶段、基质向裂缝窜流阶段、水区径向流阶段、油水两相区响应阶段、总系统径向流阶段和边界响应阶段。油、水黏度差异会导致双对数曲线上翘。建立的试井解释模型可计算注水前缘的位置,分析注水井周围地层信息及边界情况。研究结果对注水井的动态评价、注水方案的设计具有重要意义。     

岩性油藏含水上升规律预测新方法

处于油水过渡带上的岩性油藏初始含水饱和度大于束缚水饱和度,传统油水相对渗透率曲线推导的含水率预测模型不能准确揭示油藏实际生产过程。利用储层压力、温度、初始含水饱和度条件下的油水相渗曲线,得到新型油-水渗流规律关系式,建立含水率、含水上升率与采出程度理论曲线。根据油田生产测试资料,结合典型甲型、丙型水驱特征曲线模型,验证了新方法的适用性和有效性。研究结果表明:新方法预测的含水上升规律符合研究区块开发全过程,弥补了水驱特征曲线适用范围的局限性;新方法预测的含水上升率值为0.25~2.95,含水率达到95%时预测水驱采收率为23.8%。研究成果为岩性油藏含水规律预测提供了一种不依赖于生产数据的新方法,对该类油藏高效注水开发具有指导意义。     

吴410长6油藏周期性注水效果评价

周期性注水是改善非均质油藏开发效果的一种有效途径,充分利用毛细管力和油藏流体弹性力的驱油机理,改变油水平面及纵向渗流方向,降低高渗透层含水饱和度,从而可改善注水井剖面吸水状况,减缓油井含水上升速度,提高水驱动用程度,提高油藏开发水平。     

低渗油藏注水井达西-非达西耦合试井模型及压力分析

低渗油田注水开发过程中,注水井周围的渗流特征明显不同。考虑注水井附近内区为水相达西渗流,外区为油相非达西流动,建立了变渗透率效应下的达西-非达西非耦合渗流试井模型,采用交替迭代法对非线性差分方程组迭代求解。计算结果表明,外区油相非达西流动,在试井曲线上显示压力导数上翘,注水井油水交界处越近,压力导数曲线与压力曲线重合时间越长,近井地带憋压现象越严重。基于变渗透率效应建立的达西-非达西耦合渗流试井模型及其解符合实际低渗油田注水开发情况。实际低渗油藏注水井试井分析实例说明,新模型解释结果符合实际地层流动条件,结果正确。     

应用试井资料研究水驱油藏剩余油饱和度分布

针对目前常用预测剩余油分布的方法存在局限性的实际，在前人研究的基础上提出，利用注水井压力落差试井资料，通过水驱前缘含水率导数、油水两相区流度分布导致的拟表皮因子与油水相对渗透率的关系，在没有油水相对渗透率资料的情况下，确定油水相对渗透率曲线，计算剩余油饱和度分布。利用所编制的实用软件，通过实例分析，验证了该方法的可行性。     

胜利油田低渗透水驱油藏含水变化特征及影响因素

生产中含水率的变化特征在一定程度上可以反映水驱油效果的好坏。见水早、含水上升快、水驱油效率低等问题一直困扰着低渗透油藏开发。水驱油藏含水率的变化问题属于岩石中油水两相渗流的范畴,含水变化特征必然决定于岩石物性、油水特征和驱动力等因素。针对胜利油田低渗透水驱油藏,通过大量实验数据分析了储层孔隙结构特征、原始含水饱和度、应力敏感性和驱替压力等因素对含水率变化和水驱油效率的影响。研究发现孔隙的连通性是影响含水上升规律的重要因素,而初始含水率主要是由原始含水饱和度决定,适当的控制驱替压力有利于控制含水率,提高水驱油效率。考虑到低渗透储层渗透率的应力敏感性,建议实施超前注水,避免压力下降造成的渗透率伤害,从而利于提高水驱油效率。     

哈得油田薄砂层油藏酸化增注效果

为解决哈得油田薄砂层油藏1井区水井欠注的问题,对薄砂层油藏水井酸化增注的可行性进行了评估。通过分析该区3口水井的施工曲线、水驱特征曲线、试井解释,以及酸化前后注水量和油压的对比,酸化效果明显。酸化后提高了地层吸水能力,减缓了地层压力下降速度,水驱效果得到明显改善,有利于提高薄砂层油藏的最终采收率。     

油藏条件下油水相对渗透率实验研究

用胜利油区孤东油田7—44—检245等井样品进行油水两相渗流规律单因素影响实验，结果表明：净上覆压力增大改变孔隙结构(主要影响喉道)，水相相对渗透率上升较快而油相相对渗透率下降较快，是影响渗流规律主要的因素；温度增高改变油水黏度比，使束缚水饱和度增大、残余油饱和度减小，但在相同油水黏度比条件下，温度升高对相对渗透率的影响很小；在30MPa、80℃条件下，精制油与盐水、脱水脱气原油与盐水的油水黏度比相近，含气原油与盐水的油水黏度比略高，三者相对渗透率曲线形态相近，含气原油与盐水的水相相对渗透率略高于脱水脱气原油与盐水的。用胜利油区5个油田不同层位的样品，进行地层与地面条件下相对渗透率测定对比实验的结果，地层条件下的束缚水饱和度高、两相区窄、油水两相前缘含水饱和度低、含水上升快以及最终水相相对渗透率高；地层条件下的水驱油效率在注水初期高于地面条件，达到一定的注入倍数后低于地面条件，最终水驱油效率小于地面条件。进行相对渗透率实验研究时，应该模拟油藏条件，由于渗流特性对上覆压力和孔隙压力的绝对值不敏感，可以只模拟油藏的净上覆压力。     

新型油水相渗数学模型的建立及应用

针对Willhite油水相渗数学模型拟合油水两相渗流数据误差较大的问题,提出了一种新型油水相渗数学模型。新模型在进行油相和水相相渗曲线拟合时,均可利用含单变量的多元线性回归求得最优解,尤其在拟合弓背式水相相渗曲线时,待定参数最优估值与常见凹型水相相渗曲线待定参数最优估值差值小,使得算术平均法确定的多个岩样的标准水相相渗曲线基本位于所有岩样水相相渗曲线的中部。在得到标准油水两相相渗曲线后,结合油井见水后的Welge方程,利用水驱油解析法,确定了水驱前缘含水饱和度、水驱前缘后平均含水饱和度、含水率、驱油效率等参数的计算式,为水驱规律研究提供了一种新的方法。     

应用试井方法分析安塞长6低渗注水油藏参数变化特征

根据多年来修正研究的低渗油藏油水两相非线性渗流理论方法,以长庆油田安塞王窑中西部长6特低渗注水油藏B井区为例,利用现有的试井资料的分析研究,成功地进行了油水井渗透率平面变化特征,以及渗透率、表皮系数、地层压力随时间动态变化特征的定性、定量分析。该方法和结果已用于低渗孔隙一裂缝型注水油藏,以及定性分析井间连通情况、分析注采平衡、判断渗流特性,为合理选择注水时机、强度提供依据。     

非均质油藏砂体几何形态对水驱开发效果的影响

由于受沉积环境、成岩作用和构造作用的影响,砂体的几何形态表现出非均质性,影响不同注采方式的水驱开发效果。依据陆相沉积油藏砂体展布特点,得到描述砂体几何形态特征的理想模型,建立定注入端和出口端压力的二维两相渗流数学模型,通过数值方法进行差分离散求解,得出砂体宽部注入单位厚度累产油量高于砂体窄部注入;应用油藏数值模拟方法,研究砂体几何形态对注采井网的水驱开发效果,得出注水井位于砂体展布较宽部位而油井位于较窄部位时,水驱前缘推进速度快,油井见水时间短,含水上升速度快,产水量高,定注采压差条件下注水井周围地层压力偏高,日注入量降低,地层泄油效果差,累积产油量少,水驱开发效果差。     

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.     

注采系统压力节点分析软件及其应用

目前对压力节点分析的研究,没有考虑注水对油井IPR曲线(井底流压与产量关系)的影响,因此不能很好地适用于注水开发的油田。本文从以下几方面建立了非活塞径向水驱油模型:求含水率和含油率;求等饱和度面移动方程;确定水驱油前缘含水饱和度和水驱油前缘位置;确定两相渗流区的平均含水饱和度;求两相渗流区的总渗流阻力;求产液指数。已将此模型成功地应用于注采压力节点分析中,使注水工程、油藏工程和采油工程有机地结合起来,实现了对注水和采油压力节点分析的系统化。所研制的计算机软件中包括的数学模型均是广泛应用的方法。软件设计采用了模块化结构、多重菜单选择操作,各模块又具有相对独立性。通过对新区油田采油工艺方案的编制和老区4口油井调参设计的生产动态拟合表明,计算结果与实际资料最大相对误差不超过20％。该项目曾获1990年度华北石油管理局科技进步一等奖。     

DEVELOPMENT AND APPLICATION OF 3D THREE-PHASE NON-LINEAR FLOW NUMERICAL SIMULATOR FOR ULTRA-LOW PERMEABILITYOIL RESERVOIR

根据特低渗透油藏流体渗流特征,建立了非线性渗流油藏数学模型.在黑油模型基础上,开发了特低渗透油藏非线性渗流数值模拟器.以五点井网单元为例进行算例分析,将不同类型的非线性渗流曲线与达西渗流模拟结果进行对比分析.模拟结果表明:与达西渗流相比,考虑非线性渗流规律的油井产油量低,产量递减快,注水见效缓慢,油井见水时间滞后;水井吸水能力差,注水沿垂直裂缝方向上的推进速度变慢;相同注采压差条件下,水驱效果差;水井附近憋压面积大,流体在地层中的流动消耗更多的驱动能量,降低了水驱效率;特低渗透油藏在开发过程中,除井筒附近地层压力梯度较大外,地层中大部分区域压力梯度较低,非线性渗流占据了地层渗流的主导地位,以非线性渗流规律为基础的数值模拟软件能够更准确地预测特低渗透油藏开发的动态特征.     

油田开发中后期注水井不稳定试井解释新方法

油田开发中后期的注水井通常会受到多相流、邻井干扰的影响,目前用于注水井的试井解释方法是基于单井、单相流的渗流理论基础上发展的,对于注水井不稳定试井资料的解释具有局限性,无法准确地评价储层参数和平均地层压力。针对上述情况,建立了在多井干扰下注水井的不稳定试井解释方法,提出了采用压力变化速率与参数组合的线性关系求解渗透率、表皮系数和平均地层压力。该方法充分考虑了邻井的干扰和油水两相渗流影响,解释出的参数更加可靠。     

注采系统压力节点分析软件及其应用

目前对压力节点分析的研究,没有考虑注水对油井IPR曲线(井底流压与产量关系)的影响,因此不能很好地适用于注水开发的油田。本文从以下几方面建立了非活塞径向水驱油模型:求含水率和含油率;求等饱和度面移动方程;确定水驱油前缘含水饱和度和水驱油前缘位置;确定两相渗流区的平均含水饱和度;求两相渗流区的总渗流阻力;求产液指数。已将此模型成功地应用于注采压力节点分析中,使注水工程、油藏工程和采油工程有机地结合起来,实现了对注水和采油压力节点分析的系统化。所研制的计算机软件中包括的数学模型均是广泛应用的方法。软件设计采用了模块化结构、多重菜单选择操作,各模块又具有相对独立性。通过对新区油田采油工艺方案的编制和老区4口油井调参设计的生产动态拟合表明,计算结果与实际资料最大相对误差不超过20%。该项目曾获1990年度华北石油管理局科技进步一等奖。