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利用启动压力梯度计算低渗油藏极限注采井距 总被引:1,自引:0,他引:1
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。 相似文献
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李金志 《油气地质与采收率》2020,27(3):64-69
针对利用组分数值模拟优化井距复杂、常规技术极限井距计算方法不能考虑储层非均质性和CO_2驱原油黏度随空间变化的问题,通过大量室内实验,回归得到胜利油田低渗透油藏启动压力梯度与储层空气渗透率的关系式;基于非达西渗流理论,考虑储层非均质性、CO_2降低原油黏度、对流、扩散、吸附等特性,建立了CO_2混相驱直线井排注采压差数学模型,进而建立了临界流动井距和产量合理井距的确定方法。以胜利油田某低渗透油藏为例,计算其临界流动井距。研究结果表明,当空气渗透率增大到一定值后,随着渗透率的增大,启动压力梯度逐渐减小,且变化平稳,当空气渗透率减小到一定值后,随着渗透率的减小,启动压力梯度急剧增大。对于胜利油田某低渗透油藏,随着注采压差的增大,产量合理井距逐步增大,计算的产量合理井距与实际注采井距较为吻合,验证了本文计算方法的可靠性。 相似文献
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低(特低)渗透油藏极限注采井距确定的新方法探索 总被引:3,自引:0,他引:3
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。 相似文献
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为充分利用矿场实际产能测试数据来确定低渗油藏有效注采井距,在考虑低渗启动压力梯度基础上,利用产能公式推导了流度与米采油指数以及启动压力的参数方程,利用该方程及产能测试数据可以得到测试储层段的流度和动用半径。通过回归分析发现低渗油藏的有效注采井距与物性之间存在半对数关系,根据该关系曲线可以确定低渗透油藏定向井开发的有效注采井距。实例应用表明:储层物性越差,有效注采井距越小;低渗油藏的有效注采井距为2倍动用半径,即有效动用系数达到78.5%才能保证注采井间受效良好。利用该方法获得了渤海B油田不同流度下的有效注采井距图版,建议物性在5~20 mD之间储层的注采井距控制在300~450 m之间较为合理。 相似文献
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低渗透断块油藏合理注采井距研究 总被引:1,自引:0,他引:1
低渗透断块油藏储量丰度小,渗透率较低,存在启动压力梯度,很难建立有效的驱替压差,而且含油面积小、形状复杂,很多属于典型的窄条状油藏,难以形成规则的注水井网,后期井网调整困难,需要一次布井成功,所以注采井距一定要选取合理.采用油藏实际岩心,通过物理模拟实验,得到了低渗透油藏的启动压力参数;利用实验结果,通过理论分析和数值模拟计算,重点研究了启动压力梯度和储层条件等对有效井距、合理井距和井网形式的影响.提出了首先将物理模拟实验、油藏工程理论推导和数值模拟计算相结合,计算得到低渗透断块油藏的合理注采井距,然后在此基础上进行合理井网部署的方法.研究结果应用于油田实际区块的井网部署中,取得了较好的开发效果,与同类油藏相比采收率可提高1.86% ~ 2.6%. 相似文献
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低渗透油藏水驱采收率影响因素分析 总被引:4,自引:0,他引:4
实验表明,低渗透油藏具有启动压力梯度,因此其渗流规律与中、高渗透油藏不同。通过对低渗透油藏中注水井排和采油井排的压水驱进行数值模拟,分析了低渗透油藏水驱采收率的影响因素,包括多孔介质孔隙结构、油水相对渗透率曲线、启动压力梯度、注入速度和注采井距。分析表明,低渗透油藏的水驱采收率受到启动压力梯度的影响,启动压力梯度越大,见水时间越早,产油量和产液量越小,阶段采出程度、无水采上率和驱采收率越低;而增大 相似文献
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确定菱形注采井网的合理注采井距和井排比,是低渗透各向异性油藏实现储量有效动用和注采均衡驱替开发部署设计的关键。基于一般低渗透油藏特点,建立了考虑启动压力梯度和渗透率各向异性影响的渗流方程,利用经典渗流力学理论,得到了菱形反九点井网注采单元中渗流场分布的解析解;基于注采单元中平面渗流速度变化的分析,提出了评价储量有效动用状况的方法,得到了不同条件下低渗透各向异性油藏储量动用变化规律及主要影响因素;以满足注采单元中“有效动用范围要求和均衡驱替系数最大”为优化目标,建立了低渗透各向异性油藏菱形反九点井网优化的计算模型,实现了菱形井网合理井距和最佳井排比的联立优化求解。实例分析表明,根据建立的低渗透各向异性油藏菱形井网优化设计方法,可以得到适合油藏实际条件和满足开发要求的合理井距和最佳井排比,为此类油藏的有效开发和注采井网的优化部署提供了科学依据。 相似文献
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低渗透油层有效动用的注采井距计算方法 总被引:10,自引:0,他引:10
低渗透油田由于存在启动压力梯度, 开采难度很大, 确定合理注采井距对油田的经济、有效开发具有重要意义。利用渗流力学理论, 推导了不等产量下注采井之间的压力梯度分布公式, 可以确定在一定的注采条件下, 驱动压力梯度随井距的变化关系。渗流规律研究表明, 只有当驱动压力梯度完全克服油层启动压力梯度后注采关系才能建立, 因此, 克服最大启动压力梯度的最小驱动压力梯度所对应的注采井距即是油层能够动用的最大注采井距。通过以榆树林油田树322 区块为例, 结合启动压力梯度与渗透率的关系, 建立了最大注采井距与油层渗透率的关系。研究结果表明, 该油层能够有效动用的最大井距为242 m, 在目前300 m 井距下无法建立合理的注采关系, 这为油田下一步开发调整提供了科学的决策依据。 相似文献
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达西渗流已经无法准确描述低渗透油藏中流体的流动.研究了低渗透油藏启动压力梯度数学表征方法,建立了考虑启动压力梯度非线性渗流模型及其油气水三相数模模拟的数学模型,并形成了相应的数值模型.在现有数值模拟软件的基础上编制了非线性渗流数值模拟插件,并将其应用到油田模型中,模拟了不同渗透率下低渗透油藏注水驱油过程.初步模拟结果与现场实际数据基本吻合,验证了方法的正确性,获得了启动压力梯度与极限注采井距的关系图版,为低渗透油藏开发提供了依据. 相似文献
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低渗透油藏不稳定渗流注水见效时间与井距的关系 总被引:3,自引:0,他引:3
用常规的压力传播的公式计算低渗透油田注水见效时间,通常与实际情况相差很大。低渗透油藏存在启动压力梯度.并且在不稳定渗流时,流体流动边界不断变化。针对低渗透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,利用油藏压力分布近似表达式,研究了低渗透油田不稳定渗流压力分布特征;根据物质平衡原理,求出了低渗透油田注水见效时间与注采井距的关系。低渗透油田压力传播时间与压力梯度密切相关,注水见效时间与启动压力梯度成直线关系。该方法推出的注水见效时间的公式,为油田预测注水见效时间和确定合理井距提供了一种重要的手段。 相似文献
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用常规的压力传播的公式计算低渗透油田注水见效时间,通常与实际情况相差很大。低渗透油藏存在启动压力梯度.并且在不稳定渗流时,流体流动边界不断变化。针对低渗透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,利用油藏压力分布近似表达式.研究了低渗透油田不稳定渗流压力分布特征;根据物质平衡原理,求出了低渗透油田注水见效时间与注采井距的关系。低渗透油田压力传播时间与压力梯度密切相关,注水见效时间与启动压力梯度成直线关系。该方法推出的注水见效时间的公式.为油田预测注水见效时间和确定合理井距提供了一种重要的手段。 相似文献
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低渗透压敏油藏极限注采井距研究 总被引:3,自引:0,他引:3
确定合理注采井距对低渗透油田经济、有效地开发具有重要意义。考虑低渗透油藏压敏效应对渗透率的影响,基于渗透率与有效覆压的关系,以及启动压力梯度与渗透率的关系推导了低渗透应力敏感性油藏启动压力梯度分布公式。对油水井间压力分布公式进行修正,取压力等于供给压力处对应的半径分别为极限生产半径和极限注水半径,其和为极限井距。在此基础上,结合某油田实际数据,得到了油水井间压力分布及压力梯度分布特征,确定了技术极限井距。与没考虑压敏效应得到的结果相比,本方法更符合实际情况。 相似文献
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低渗透油田建立有效驱替压力系统研究 总被引:1,自引:0,他引:1
启动压力规律和渗流理论研究表明,只有当驱替压力梯度完全克服油层启动压力梯度时,注采关系才能建立,因此克服低渗透油层启动压力梯度的最小驱替压力梯度所对应的注采井距,即是注水井和生产井之间能够建立有效驱替的最大注采井距。根据低渗透油田油气渗流理论推导出不等产量的注水井和生产井之间驱替压力梯度的分布表达式,可以反映出注水井与生产井之间的压力分布情况。模拟计算表明,若将该成果应用于低渗透注水开发油田将会明显改善开发效果。 相似文献
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郭迎春 《油气地质与采收率》2015,22(2):88-92
低渗透油藏开发到高含水期阶段,钻加密井和调整井距是挖潜剩余油、提高原油采收率的重要措施。技术极限井距是挖潜剩余油的一个重要指标。针对低渗透油藏存在启动压力梯度的特征,以油水两相稳定渗流理论为基础,通过引入视粘度和拟势的概念,采用势的叠加原理推导建立了低渗透油藏技术极限井距计算公式,并以实际油藏参数为例,分析了储层渗透率、含水饱和度和注采压差等技术极限井距的影响因素。结果表明,技术极限井距随着储层渗透率、含水饱和度和注采压差的增加而增大。将计算结果应用到实际油藏井网部署中,储层物性较好、剩余油饱和度较低的区域,技术极限井距最大约为350 m;储层物性较差、剩余油饱和度较高的区域,技术极限井距最小约为250 m。调整后的井网对剩余可采储量的控制能力增强,预测提高采收率4.1%。 相似文献