裂缝性低渗透油藏开发方案研究

裂缝性低渗透油藏在我国石油工业中占有十分重要的地位,如何实现这类油藏的经济、高效开发是石油部门的重要课题.根据裂缝性低渗透的渗流特征和裂缝分布特点,建立了裂缝性低渗透油藏渗流等效连续介质模型,编制了相应的裂缝性低渗透油藏数值模拟软件.利用该软件对两井油田让11区块进行了模拟,分析了不同注采方式、不同井距下的各方案的驱油效果和经济评价指标,优选出适合于该模拟区块的开发方案.计算结果表明,矩形井网最适合低渗透油藏,且井距取250 m时各项经济指标最优.可为裂缝性低渗透油藏开发方案的优化提供参考.     

Y214C2油藏欠注井治理技术探讨

姬塬油田Y214区块C2油藏自2009年开发以来,注水井压力逐年上升,欠注井增多,导致油藏递减逐年加大。文章通过对Y214C2油藏储层特征、水质配注性进行研究,对比各类措施效果,探讨出治理欠注井方法。     

低渗透油藏混合井网极限注采井距确定新方法

为确定低渗透油藏混合井网极限注采井距,以新疆油田某低渗透油藏为例,引入压力梯度特征等值线的概念,并借助于comsol仿真软件建立物理模型,在模型中采用试算法,达到实际注采压差下压力梯度特征等值线恰好经过压裂水平井裂缝端点,得到极限注采井距,同时分析了压裂水平井的裂缝条数、裂缝间距和裂缝半长对极限注采井距的影响。通过上述研究表明:随着压裂水平井裂缝条数、裂缝间距的增大以及裂缝半长的减小,混合井网极限注采井距减小;注水井位于2条裂缝之间时波及效果好;裂缝间距比裂缝半长对注采井距的影响大,裂缝间距超过160m时混合井网极限注采井距减小幅度加大。     

体积压裂缝网渗流特征与注水开发适配性研究

鄂尔多斯盆地致密油储层体积压裂改造后,单井产能较常规压裂有了大幅度的提高,但由于地层压力系数小,仅靠天然能量开发效果并不理想,因此,探索体积压裂井的注水补充能量方式有重要意义。基于体积压裂复杂缝网形态的特点,建立了缝网数值模拟模型,对直井体积压裂缝网渗流特征进行了分析;以体积压裂矩形井网为例,研究了注采形式下体积压裂井的增产机理,并结合并网对缝网适配性进行了探索。研究结果表明,缝网系统增加了储层垂向动用程度,提高了主裂缝壁面方向的水驱波及体积,改善了注采井间的水驱动用效果。由于缝网系统存在"最短渗流距离",体积压裂井见水后含水上升较快。通过长庆某典型致密油储层直井体积压裂实例分析,对后期可行的井网形式进行了优化设计和论证。     

特低渗透油藏非达西渗流模型及其应用

根据矿场试验和室内试验的研究成果，开发低渗透和特低渗透油藏时会产生非达西渗流现象，尤其是原油渗流会存在较为明显的启动压力梯度。结合低渗透油藏注水开发的特点，考虑油、水两相渗流均存在启动压力梯度，以及岩石存在应力敏感，建立三维油、水两相非达西渗流数学模型。利用差分方法得到该模型的数值差分格式，在此基础上编制模拟软件。以大庆肇源油田源121—3区块为研究对象，首先将建立的非达西渗流的数值模拟结果与现场实测的生产动态数据进行对比验证。然后，在五点注采井网的基础上，设计一个“正方形注采单元”，在保持采油井和注水井井底流压的前提条件下，改变注采井距，通过模拟计算得到油井见水时地层流体压力、流体压力梯度、地层绝对渗透率和启动压力梯度的空间分布，最后得到有效驱动注采井距，从而为该特低渗透油藏的注采井网部署提供依据。     

扇三角洲水下分流河道砂体注采井网优化

高含水老油田经过长期注水开发,油水关系分布进一步复杂化,随着油气藏开发的不断深入,剩余油分布越来越分散,相关地质研究越来越细。剩余油分布不但受储层物性、砂体分布、构造的影响,同时也受注采井网与砂体配置关系的影响,因此注采井网与砂体如何进行配置的研究成为老油田进一步提高采收率的关键因素之一。以冀东高深南某断块为例,建立了扇三角洲前缘砂体地质模型,在搞清扇三角洲前缘水下分流河道的基础上,应用数值模拟研究了水下分流河道砂体与储层物源方向对注采井网、井位的影响,提出了扇三角洲前缘水下分流河道储层类型的注采井网部署优化方案。     

示踪剂测试在油砂山油田的应用及取得的认识

油砂山油田受岩性和断层影响,平面注采井网完善,纵向对应关系较差;水井射开井段长且层数较多,渗透率级差又较大,层间矛盾突出等问题严重制约油田的注水开发。井间示踪剂测试能较好的认识断层、水驱特点、储层非均质性特点等。2007年至今示踪剂测试在油砂山的应用取得一定的认识,为注水开发调整奠定了一定的基础。     

注采压差对储层井壁围岩应力场动态演化研究

应力敏感性使得低渗透油藏在开发过程中地应力变化比较明显。考虑储层渗流场与应力场的耦合作用,揭示了注水井及采油井附近围岩体孔隙压力随注采压差的动态演化规律。     

红山嘴油田稠油污水回注效果跟踪评价

红山嘴油田于1990年投入注水开发,在注水开发中,由于注入水水质不稳定,注水配伍性差,注水开发过程中注水系统结垢严重,注水井井况恶化,修井频繁,注水井测调合格率低。经过对红浅稠油污水可行性评价及论证,实现了红浅稠油净化污水回注红山嘴油田,污水回注后需对污水回注地层后储层伤害、腐蚀结垢趋势进行动态跟踪评价,确定净化污水对注水指标的影响程度及影响因素。通过对污水回注效果动态跟踪表明,污水回注后红山嘴油田水质得到明显改善,消除了注水系统结垢,污水回注地层后储层伤害得到有效控制,年可节约油田清水用量73万方。不仅如此,还在合理利用外排污水,减少环保压力方面,为稠油污水回注提供技术储备和技术示范奠定良好基础。     

基于SQP算法的水驱智能优化

注水作为一种有效的增加采收率的手段已经在世界众多油田上得到应用。水驱的主要目的是提高油藏的最终的采收率。但由于地层的非均质性,经过长时间的注水开发后储层会出现高渗透层,这对最终的采收率有严重影响。为了增加采油量,降低注水后的油藏含水率,提出了一种优化方法,该方法基于数值模拟理论,并用序列二次规划算法(SQP)计算目标函数的最优值,智能优化注采量,从而最大化累积油产量,延缓油藏因注水造成含水率增高的情况,推迟油藏高含水期到来。     

卫360块整体调整方案研究

卫城油田卫360块为低渗复杂断块油藏,注采井网完善后经历8年稳产上产阶段。近年来,受水质因素影响,注水压力上升,欠注井注井逐年增多,整体压裂后水井单层突进严重,含水上升速度快,开发效果变差,自然递减加大开发效果变差,针对这种情况编制实施卫360块整体调整方案后,区块开发效果好转,水驱状况得到改善。     

注水井多氢酸解堵技术研究与试验

本文针对沈阳油田沈161块、沈95块等低渗透砂岩油藏特点、储层物性特征、污染等原因导致注水井注水压力升高、注入量下降的现状,开展了多氢酸解堵增注技术的研究与试验。现场应用情况表明,该解堵技术可有效解除地层污染,提高注水井近井地带渗透率,降低注水压力,提高注水量。     

海上轻质油藏水驱渗流阻力特征研究

轻质油藏注水井常存在井口压力不断升高的现象,酸化、微压裂等常规措施并不能有效降低井口压力。为进一步探究注入压力过高的原因,以流管模型为基础,依据水电相似原理,开展井间渗流阻力变化规律研究。结合达西定律推导了渗流阻力表达式:渗流阻力与储层形状和总流度有关。而非活塞驱替过程的总流度变化通常分为两种:单调增加(中、高黏),先减小后增加(低黏)。原油黏度较小时,总流度会呈现减小的趋势,渗流阻力随之增加,导致注入压力升高,此时表现在注水井井口压力不断升高,即发生了"伪堵塞",严重制约油田注水。通过对渤海南部区域不同油田注采井间渗流阻力的计算,得到了能够反应渗流阻力变化规律的无因次阻力系数图版,图版展示了"伪堵塞"可能发生的含水阶段,能够有效指导注水井的治理。结合KL油田群的治理实践,当注水井发生"伪堵塞"时,可采取以下措施:(1)对高破裂压力、低裂缝发育的油藏,实施提压增注;(2)对低破裂压力、高断裂程度的油藏,采取层内生气调驱;(3)对超低原油黏度、埋藏深的油藏,可考虑气驱开发;(3)对多层合采开发油藏,应优先解决纵向水驱矛盾。     

复杂断块油藏注采耦合技术提高原油采收率的力学机制研究

针对高含水期复杂断块油藏大量剩余油难以有效动用的问题,胜利油田首次提出了以层间或井间实施协同注采为核心的注采耦合技术。在对注采耦合技术进行系统研究的基础上,明确了注采耦合技术的术语和类型,梳理和深化了注采耦合的机理,探讨了复杂断块油藏高含水期的剩余油被动用时作用力类型、力学机制和作用效果,有助于完善注采耦合技术并进一步提高复杂断块油藏的水驱油采收率。研究认为:复杂断块油藏高含水期的剩余油被动用的本质是渗流场形态和流线方向的改变,通过注采耦合技术的异步协同注采可以大幅度、差异性地改变渗流场和流线方向,这是扩大平面波及系数、减缓层间动用不均的重要手段;注采耦合技术中注水驱动压力是最主要的驱动力,重力、毛管力作用有限;通过注采耦合过程中升压期(只注不采阶段)的能量积累与降压期(只采不注阶段)的能量释放,注水驱动压力的大小、方向和位置的改变是导致渗流场和流线方向改变的关键,通过注采耦合平均提高原油采出程度为8.9%,降水增油效果明显;当地层倾角大于5°时,重力对注采耦合效果的促进开始显现;当地层原油黏度超过35 mPa·s,原油黏滞力所起作用明显增大,此时注采耦合的开发效果明显变差。     

X259井区开发效果分析

X259开发单元处于油藏中部,地层压力保持较高水平,处于高渗带上的油井见水快,甚至水淹;低渗带上的油井基本不见效。为弄清出水层位,搞清小层压力,积极采取对应措施,对该区实施水井调剖,注水调配等措施提高水驱效率,解决层间矛盾。随着区块开发程度的进一步深入,注水开发矛盾逐渐加深、含水上升快、产量下降快,制定油井合理工作制度,研究油藏剩余油分布规律,挖潜增效等问题日趋严重,通过油田开发动态分析,加强地质基础和强化注采关系的研究,精细注采调控的研究,确定油层潜能,改善油田开发效果,增加水驱控制储量,提出下步注采调控方向。     

疏松砂岩膨胀注水裂缝扩展工艺研究

以Carman-Kozeny水力管模型为基础,结合疏松砂岩特点,建立适用于分析疏松砂岩膨胀注水裂缝扩展的流固耦合方程,并编写ABAQUS用户子程序。建立的计算模型可模拟膨胀注水解除近井污染过程注水速度、注水时间与裂缝扩展的关系。针对我国渤海某油田注水井堵塞问题,采用膨胀注水工艺,得到该过程裂缝扩展特征和规律。最终,建立普遍适用性图版,实现快速判断不同储层厚度、不同污染半径、不同污染程度下可穿透污染带的最小注入速度。该图版满足工程要求,支撑并指导我国渤海疏松砂岩储层膨胀注水工艺的高效实施。     

红山嘴油田稠油污水回注效果跟踪评价

红山嘴油田于1990年投入注水开发,在注水开发过程中,由于注水水质不稳定、配伍性差,造成注水系统结垢严重,注水井井况恶化、检配合格率低,修井频繁。文章对稠油净化污水回注开展可行性评价研 究和论证,实现了稠油净化污水回注红山嘴油田,对净化污水回注后储层伤害、腐蚀结垢趋势进行动态跟踪评价,确定了净化污水对注水指标的影响程度及影响因素。动态跟踪结果表明：净化污水回注后,红山嘴油田注 水水质得到明显改善,消除了注水系统的结垢问题,储层伤害得到有效控制,实现外排污水合理利用,可节约油田清水用量73万m3/a,减少环保压力,为稠油净化污水回注技术储备和示范奠定良好基础。     

基于油藏流场强度的井网优化方法研究

受地质情况、井网条件、流体物性影响,在注水开发油藏中的某些部位会出现以注入水快速突破、注入水无效循环等为特征的不均衡驱替。对于非均质油藏,为了实现相对较高的均衡驱替,获得更高的原油采收率,布井时必须充分考虑储层的非均质性进行井网优化设计。通过分析,选取油藏流场强度变异系数最小作为优化目标,建立了井网优化数学模型,使用遗传算法求解数学模型,获取与储层非均质匹配的最优井网。油藏实例进行的分析结果表明,用优化后的井网进行生产,水驱状况得到改善,提高了采收率。     

陆梁油田注水系统优化研究

陆梁油田陆9井区存在注水能力不满足地质配注需求、管网压损较大、两套注水压力系统分布失衡、注水系统效率低等问题。针对这些问题分别对注水系统的站区和油区进行优化。优化后提高了注水能力,降低了管网压损,达到了提高注水系统效率,降低注水单耗的目的,满足了油藏开发"注够水"的地质需求,为低渗透油田稳产、增效起到了重要作用。     

考虑启动压力和应力敏感效应的低渗、特低渗油藏数值模拟研究

为了综合反映启动压力和应力敏感对低渗透油藏开发规律的影响,首先,通过室内实验研究低渗透岩芯启动压力梯度和应力敏感效应,并建立启动压力梯度和动态渗透率的动力学模型;在此基础上,根据质量守恒定律和渗流力学理论,建立同时考虑启动压力和应力敏感效应的低渗透油藏油水两相渗流数学模型,据此研制低渗透油藏水驱数值模拟软件;然后,利用该软件研究不同特征对渗流场、开发规律的影响以及启动压力和应力敏感对开发效果的影响;最后,研究超前注水、增大注采比、增大注采速度对采收率的影响规律,并优化最佳注入参数。研究结果表明,启动压力梯度是低渗透油藏采收率较低的直接原因,应力敏感通过强化启动压力梯度的方式间接影响采收率;超前注水、增大注采比和增大注采速度均可以提高低渗透油藏采收率,提高幅度为：超前注水＞增大注采比＞增大注采速度;最佳超前注水时间为100 d,最佳注采比为1.1∶1,最佳注入速度为0.00015～0.00025 PV/d。