缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油物理模型对比实验研究

为了更好地认识缝洞型碳酸盐岩油藏的特殊渗流机理,根据缝洞型碳酸盐岩的特点设计制作了两组全直径缝洞型岩心模型,实验样品来源于实际碳酸盐岩油藏,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,对两组全直径缝洞型岩心模型实验驱替情况进行了对比分析.     

基于有限元数值试井分析的单元离散缝洞型油藏模型研究

为了深入了解碳酸盐岩油藏的渗流规律及储层参数,运用有限元数值试井分析方法研究缝洞型碳酸盐岩油藏数学模型。通过模型解释离散缝洞型碳酸盐岩油藏数值试井模型模拟井的压力变化过程,认识缝洞型碳酸盐岩油藏的流动规律。     

缝洞型碳酸盐岩孤立溶洞注水替油实验研究

缝洞型碳酸盐岩油藏储层具有多重介质特征,储集体在空间分布上具有不连续性,油水关系复杂,流体渗流机理与砂岩油藏有本质的区别,造成油田开采难度大.注水替油是在油藏依靠自身能量无法达到自喷,并且在机抽都无法举升原油至地面的情况下,通过井口注入地层水,使得油藏能量提升,重新具有自喷能量的一种技术.针对缝洞型碳酸盐岩油气藏的注水替油开发技术还处于探索阶段,尚无普遍适用的成熟技术可以直接应用.从大量的开发实践看,对油田的动态预测和分析,应当在将油藏进一步细分为缝洞单元的基础上进行.为了研究缝洞型油藏流体流动机理及注水替油开采机理,找到一个适合缝洞型油藏合理开发的方法,针对孤立溶洞实际特征,建立物理模型,实验研究其生产动态特征,结合现场注水替油生产,从无因次产量、无因次井底流压、含水率变化曲线得出注采动态变化规律.     

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏不同开发方式全直径物理模拟研究

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏储层结构、流体性质复杂,造成其流动机理及凝析油反蒸发机理不同于砂岩凝析气藏,需要进行开发机理研究来为缝洞型碳酸盐岩凝析气藏提高采收率提供理论基础。本文取得塔中Ⅰ号碳酸盐岩凝析气田露头岩心造缝造洞,采用现场取得的油气样进行配制,使用高温高压全直径岩心设备进行了垂直衰竭、水平衰竭、注干气保持压力、注水保持压力、注干气吞吐、注水替凝析油的全直径岩心物理实验研究。实验根据缝洞型储层不同结构特征分类对比了各种开发方式对凝析油采收率的影响,对缝洞型储层高含凝析油型凝析气藏的合理开发具有很好的指导意义。     

缝洞型碳酸盐岩油藏开发早期合理采油速度模型

对于缝洞型碳酸盐岩油藏，衰竭式开发是最合理的开采方式。对于衰竭式开采，在制定开发方案时，确定合理采油速度尤为重要。研究中根据其他相同类型油田的成功开采实例，选取尽可能多的影响因素，采用多元逐步回归分析方法。得到了一个缝洞型碳酸盐岩油藏开发早期合理采油速度模型。此模型包含了流体性质和地层参数，与关于固有地质情况对采油速度影响的物理概念并不矛盾，并且适应面广，可对衰竭式开发早期缝洞型碳酸盐岩油藏的合理采油速度做出初步结论。用数值模拟方法证明，这个模型可用于现场实际。     

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏水动力学模拟新方法

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏,其储集空间以溶洞为主,裂缝作为主要的沟通通道,具有网络状油藏的特征.基于管流理论,建立了一种新的水动力学等效模型,通过分析缝洞之间相互关系及油水在缝洞系统中的分布对流动规律的影响,研究流体在裂缝、溶洞介质中的流动特征,揭示储集体内流体的流动规律.根据地质研究成果,构造典型生产井的水动力学等效模型,利用本模拟方法对网络状油藏开采机理进行了分析,验证了本模拟方法的有效性和合理性.     

正交裂缝网络单相流动实验和数值模拟

为了研究正交裂缝网络模型中单相流体渗流运动特征,利用缝洞介质物理模拟实验装置进行了一系列单相流动实验.根据实验数据拟合得到了临界速度的经验关系式,给出了用临界速度确定破坏油田井壁线性规律时极限产量的方法,基于等效思路用有限元方法对非线性渗流进行了数值模拟.研究表明:低渗流速度下裂缝网络模型中渗流服从线性渗流规律,随着渗流速度不断增大,渗流曲线向压力梯度轴弯曲,呈现非线性渗流特征;渗透率与垂直裂缝密度的对数成线性关系;临界速度随垂直裂缝数增加而增大;非线性渗流的数值模拟结果与实验数据拟合较好,相对误差小于4.93%.流体在井底附近地带运动时能产生使线性渗流规律受到破坏的强惯性阻力.     

低渗透油藏启动压力梯度新算法及应用

针对目前大多数低渗透油层的渗流研究都是通过岩芯驱替实验得到渗透率与启动压力梯度的关系,不仅费时费工,而且考虑的因素比较单一的问题.通过对中国西部某低渗油田不同渗透率岩芯室内驱替实验,从流体在低渗透多孔介质渗流机理出发,对实验数据进行处理和回归分析,建立了新的物理模型,提出了一种求解启动压力梯度的新方法,得到求解低渗透油藏启动压力梯度数学模型.由数学模型可以得到启动压力梯度的主要影响因素是驱动压力梯度、流体的流度,启动压力梯度与前者成正比关系,与后者成反比关系.利用求解启动压力梯度的数学模型,结合低渗透油田实际,研究了启动压力梯度对单井产量、极限注采井距和含水上升率的影响.     

哈拉哈塘碳酸盐岩油藏数值试井研究

讨论了缝洞型碳酸盐岩油藏试井解释的复杂性及常规试井解释的局限性。针对哈拉哈塘碳酸盐岩油藏的地质特征,利用数值试井技术,结合油藏地质特征,构建有限元数值试井模型进行拟合分析,得到油藏不同区域储层的渗流特征、储量情况及油藏边界范围。并针对该区块常见的多缝洞体井控面积大和定容井控面积小2种油藏类型,提出了相应的增产措施。应用实例表明,数值试井技术能有效描述油藏的真实情况,为后期开发措施的制定提供理论依据。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏注水替油开发研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强、油水分布规律差。部分高产井易水淹或产量大幅度递减。在生产实践中,发现部分单井在压井后,压力明显上升、可以恢复部分产量。分析奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏储层特征,研究注水开发的地质影响因素,并通过对注水替油的机理研究,结合现场单井注水替油和多井缝洞单元注水替油的实践,来分析选井、选层及注采参数的影响,评价注水替油开发效果,优化注水方案设计,是为了使注水开发在塔河碳酸盐岩油藏的推广应用,以便提高油田采收率。     

YJ油田剩余油分布规律研究

针对油田开发中油井产量低、含水高、注水不见效等问题,对YJ油田采用整体建模,并根据单井的生产动态修正地质模型,在建模基础上开展数值模拟研究.根据数值模拟结果,分析YJ油田平面以及纵向上剩余油分布特点,总结油藏剩余油分布规律,进一步认识目前水驱状况,提出调整措施.     

胜利油田边际稠油油藏提高采收率方法研究

胜利油田陈家庄油藏是一个典型的稠油高渗透油藏 ,常用的热力采油无法大幅增加产量。通过开展深入细致的油藏地质研究和开发规律分析 ,根据剩余油分布规律研究 ,应用水动力学原理 ,加强注水工作 ,应用配套技术和精心的油藏管理 ,实现了油田年产油量稳中有升 ,综合含水稳定 ,油田开发效果明显改善 ,采收率提高 5 .6 % ,可采储量增加了 10 0× 10 4t     

老君庙油田M油藏挖潜调整数值模拟研究

根据老君庙油田Ｍ 油藏顶部区的油藏地质特征和开发生产历史,利用油田注水开发数值模拟软件研究其剩余油分布规律,在平面上和纵向上找到剩余油饱和度的相对富集区,提出了针对性的调整方案和选定新井井位,并预测其将来的开发生产动态,比较了开发效果;目前经生产实践证明此次数值模拟研究为该油田挖潜调整提供了科学的指导,达到了控水稳油的目的,产生了良好的经济效益和社会效益。     

大港油田孔南地区水驱油仿真模拟实验

水驱油后仍有大量的剩余油存在,这些剩余油对于提高油田产量起着至关重要的作用。以大港油田部分地区为例,按照沉积相带类型划分,制作驱替模型,对水驱后剩余油分布进行研究,总结出剩余油分布规律,进而对其进行推。     

微生物驱油模拟实验研究及现场试验

为了研究微生物驱油技术的施工工艺及驱油效果,对所选油藏区块采用天然岩芯进行微生物驱油室内物理模拟实验。试验菌种是从中原油田地层油水样中分离纯化复配而成。结果显示在岩心含水98%左右微生物驱油提高采收率7.35%～21.55%。选择卫7块明159井组实施微生物驱油现场试验,增油1 695t,降水1 943t。室内物理模拟实验和现场试验表明:微生物驱油能够起到强化采油,提高原油采收率的效果。     

埕岛油田跟踪优化注水开发及效果

胜利海上埕岛油田馆陶组为河流相沉积的高渗透、高饱和、稠油、疏松砂岩油藏。根据开发方案设计和数值模拟研究，馆陶组在地层压力降至饱和压力附近转注，开发效果和经济效益最好。由于实施注水工程滞后两年，油藏进入溶解气驱阶段，原制定的注水时机、注采比用1．0等技术政策已不能符合油田的实际情况，在对储层发育状况及馆陶组开采特征进一步认识的基础上，应用跟踪数值模拟技术，对埕岛油田馆陶组注水开发技术政策进行了优化和完善；实施注水后，通过强化跟踪分析，及时调整，注水开发见到较好效果。     

大庆油田井下油水旋流分离器分离性能

选取大庆油田长垣地区高含水油井北2-D4-53井为模拟井,根据工况建立数值分析模型,模拟不同分流比条件下的油相体积分数分布,以及入口含油体积分数为2.0%～5.0%时的分离性能.结果表明:该井最佳分流比为25%,入口含油体积分数为2.0%～5.0%时对分离效率影响不大.现场调节采出螺杆泵和注入螺杆泵的配比为25%,经分离系统处理后的液体含油体积分数及简化效率与模拟结果有一定差距,但设计的井下油水旋流分离器能够达到85%以上的简化效率.     

基于正交试验设计的氮气泡沫稳油控水参数优化

在历史拟合的基础上,开展氮气泡沫稳油控水技术正交试验设计和数值模拟研究。根据正交试验设计原理,考虑注气量、注入方式、气液比、焖井时间和焖井后最佳产液量5个参数,以增油量和产出投入比作为评价指标,进行正交试验设计,找出泡沫稳油控水技术注采参数影响因素的主次顺序和最优组合。注气量和气液比对氮气泡沫稳油控水效果的影响最为显著,氮气泡沫稳油控水最优参数组合为:注气量40×104m3,连续注入,气液比为1∶1,焖井时间3d,焖井后最佳产液速度900m3/d。     

大型汽轮机油涡轮参数化设计模型与特征属性

润滑油系统是保证汽轮发电机组正常运行的重要组成部分,而油涡轮则是600 MW及其以上大容量机组润滑油系统的核心部件,目前国内大多采用技术图纸引进方式进行制造,而对其内部流动机理与设计方法研究较少.在分析油涡轮部件的基本结构与工作原理的基础上,通过借鉴径流式与冲动式涡轮的设计理论,提出了基于速度三角形与冲量定理建立的油涡轮基本原理模型、特征方程以及关键影响因素,利用经过精度验证的水力性能数值试验模型验证了其正确性,并以此为基础,建立了油涡轮的参数化设计模型,找出了油涡轮的固有属性,为油涡轮的设计提供了相关设计准则.     

W6断块油藏合理开发技术研究

根据相关地质研究成果建立W6断块油藏三维地质模型,并对该油藏的生产历史数据进行拟合研究.模拟预测该油藏若保持现有井网继续开发10年的相关开发指标,总结剩余油的分布状况.从井网完善、地层压力保持水平、注水时机、采油速度等几个方面对该油藏的开发技术进行了数值模拟研究.