低渗透油藏非线性流数值模拟与极限井距研究

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.     

河流相储层三维流动单元模型建立--以孤东油田七区馆上段为例

应用流动分层指标法对孤东油田七区馆上段进行了流体流动单元的识别与划分,将孤东油田馆上段储层按其渗流能力划分为5种流动单元类型。在流动单元划分基础上,以沉积相为控制条件,利用基于目标的示性点过程算法,建立了一个注采井组的三维流动单元模型,通过流动单元模型与沉积微相模型对比以及油藏数值模拟方法的验证,说明流体流动单元三维模型更能反映储层的三维非均质性。     

一种基于油通比的油藏优势流场表征新方法

优势渗流通道发育是导致中高含水油田平面水驱不均衡和井网波及系数低的根本原因。为了准确定位储层优势渗流通道发育位置,指导油田下一步的稳油控水,基于储层时变数值模拟技术,从水置换油效率角度提出了一个新的流场评价指标“油通比”及流场非均质性评价指标“油通比非均质性系数”。根据油通比特征曲线在不同含水阶段的形态,结合其物理背景,划分4级流场渗流区域,实现了对油藏流场的分级评价。经过验证,流场的优势渗流通道区域与示踪剂测试结果完全符合,证明了油通比流场评价方法的可靠性。利用该方法对渤海BZ油田开展了优势流场评价,制定流场分级调控措施政策,指导部署调剖堵水和水平井控水措施,实施后油通比非均质性系数减小5.6%,流场非均质性明显改善。该方法实现了对高含水油田优势渗流通道的定量表征。     

低渗透油藏优势渗流通道模型的建立及应用

针对裂缝型低渗透油藏水窜严重的问题,通过将渗透率相对较低的油层和优势渗流通道划分为２ 个不同的渗流区域,引入水窜指数和优势通道相对导流系数的概念,运用油藏工程方法,定量分析了优势渗流通道对低渗透油藏开发动态的影响。研究表明：优势渗流通道是影响油藏低含水期采收率的主要因素,水窜指数主要影响见水快慢,优势通道相对导流系数主要影响见水时含水率的大小。同时可根据实际生产数据,计算优势渗流通道的渗透率、渗流面积及渗流体积等参数,研究结果对油藏实施针对性的开发调整措施具有指导意义。     

砂岩油藏优势渗透条带识别方法与应用

随着油田已进入高含水时期,水驱优势渗流通道发育加剧,给油田增产措施的实施带来困难。本文结合数值计算和油藏工程方法,建立了一套考虑相渗时变的优势通道量化表征方法,并编制了相应的一体化软件,能够实现对油藏开发中后期的定向井和水平井优势通道识别和定量化描述,得到优势渗流条带分布规律认识,可为调堵工艺技术的优选和参数优化设计提供依据。     

基于生产动态数据的水驱砂岩油藏井间优势渗流通道识别

注水开发的砂岩油藏中发育的优势渗流通道对于开发效果具有很大影响。优势通道的作用主要表现为注水低效循环,降低波及系数。提出一种改进的CRM模型,用生产动态数据来识别井间优势渗流通道。与其他方法相比,该方法具有成本低、识别结果准确的优点。将该方法用于实际油藏中,结果表明该方法的识别结果与其他测试方法如示踪剂和吸水剖面的测试结果一致,说明该方法具有较强的可靠性。     

曲流河储层优势渗流通道特征及剩余油分布研究

南堡陆地浅层曲流河储层油藏采出程度低、优势渗流通道发育、剩余油普遍分布、局部富集。在分析优势渗流通道影响因素与响应特征基础上,综合运用注采见效分析、吸水剖面分析、示踪剂分析和多因素综合指数识别等方法,开展了南堡陆地浅层曲流河储层优势渗流单元的识别,总结了优势渗流通道分布模式和剩余油分布模式。研究成果为曲流河储层剩余油挖潜、改善开发效果提供了技术支撑,也可以为其他储层类型油藏优势渗流通道研究提供借鉴。     

考虑优势通道发育的层状水驱油藏开发指标预测方法

高含水期层状水驱油藏普遍发育优势通道,与常规油藏渗流特征不同,注入水在优势通道中的流动可视为高速非达西渗流,但现有的层状水驱油藏开发指标预测方法尚未考虑优势通道的影响。为此,基于油藏工程和渗流力学理论,考虑注入水在优势通道中的高速非达西渗流,推导并建立了层状水驱油藏开发指标预测方法。该方法可以计算优势通道发育的层状水驱油藏的含水率和采出程度等开发指标,定量反映优势通道渗透率和厚度对油藏开发动态的影响。实例分析表明,随着优势通道渗透率和厚度的增大,油藏层间矛盾更加突出,小层中正常储层的采出程度降低,优势通道中注水量增大,注水利用率降低,油藏整体开发效果变差。该方法准确地反映了优势通道发育的层状水驱油藏的生产特征,可用于指导该类油藏的开发调整。     

变形洛伦兹曲线在识别优势渗流通道方面的应用

常规吸水剖面洛伦兹曲线可表征油藏纵向整体吸水不均匀程度,但无法对单层吸水能力的变化情况进行刻画。研究提出一种变形吸水剖面洛伦兹曲线。该曲线以注水井吸水剖面数据为素材,将各小层按渗透率值大小进行排序,绘制出注水井吸水量累积百分比与厚度累积百分比的关系曲线。定义变形曲线的斜率值为"优势渗流系数",该系数越大表明曲线段所对应小层的相对吸水能力越强。通过分析曲线,可直观、快速地判断注水井在不同阶段各小层相对吸水能力的变化规律,了解油层纵向上优势渗流通道形成历程,进而识别优势通道发育层位。实践表明,变形曲线实用有效、操作简易,适合在矿场推广应用。     

水驱砂岩油藏优势渗流通道识别

砂岩油藏经过长期注水开发后,通常形成水驱优势渗流通道,使得油井含水快速上升,注入水无效循环严重,油藏开发效果逐渐变差。基于储层物性变化规律和开发动态特征,分析了水驱砂岩油藏优势渗流通道的形成机理及优势通道形成原因。以南堡1-29断块为例,以注采井组为单元,以综合判别参数为主,计算注采井组间的水驱流场,利用Rdos栅状数值模拟和开发动态特征,划分出三类水驱优势渗流通道模式,结合示踪剂分析结果确定优势渗流通道的发育层位,并对主要渗流层进行了优势渗流通道的识别和描述,为制定油藏挖潜对策提供了重要参考依据。     

A new method for evaluating the injection effect of chemical flooding

Hall plot analysis, as a widespread injection evaluation method, however, often fails to achieve the desired result because of the inconspicuous change of the curve shape. Based on the cumulative injection volume, injection rate, and the injection pressure, this paper establishes a new method using the ratio of the pressure to the injection rate (RPI) and the rate of change of the RPI to evaluate the injection efficiency of chemical flooding. The relationship between the RPI and the apparent resistance factor (apparent residual resistance factor) is obtained, similarly to the relationship between the rate of change of the RPI and the resistance factor. In order to estimate a thief zone in a reservoir, the influence of chemical crossflow on the rate of change of the RPI is analyzed. The new method has been applied successfully in the western part of the Gudong 7th reservoir. Compared with the Hall plot analysis, it is more accurate in real-time injection data interpretation and crossflow estimation. Specially, the rate of change of the RPI could be particularly suitably applied for new wells or converted wells lacking early water flooding history.     

葡南三断块特高含水期油藏数值模拟精度提高方法

由于常规油藏数值模拟方法不能精确刻画油水运动规律和剩余油分布,因此,在分析储层描述精度、相对渗透率曲线选取、动态数据精确性和网格精度等因素对油藏数值模拟精度影响的基础上,通过分阶段油藏数值模拟、优化油藏数值模拟启动方法、相对渗透率曲线分阶段赋值和端点值标定、特高含水期网格尺度的处理和注水井分层注水等方法提高油藏数值模拟的精度。对比分析常规油藏数值模拟方法与分阶段油藏数值模拟方法发现,分阶段模拟运算的结果更为可靠,且提高了特高含水期油藏数值模拟的精度,由于油田进入特高含水期开发阶段后,剩余油高度分散,分阶段油藏数值模拟得到的剩余油饱和度场的分布结果更为准确,更有利于指导油田后期开发。     

凝析气藏循环注气气窜判别方法及应用

在凝析气藏循环注气驱替过程中，受储集层非均质性影响，注入干气易于流过高渗透带或天然裂缝而过早发生气窜。文章简要介绍了凝析气井气窜的4种判别方法，通过分析牙哈2—3凝析气藏循环注气开发的现场资料，结合数值模拟方法，阐述了注入气突破至采气井后，采气井产出流体组分及相态的变化规律，并研究了气窜发生后凝析气井产能的变化特征，总结了凝析气井气窜后的治理措施及效果评价。     

孤东油田增产措施与效果评价

应用精细油藏描述结果、数值模拟技术以及开发测井和油藏工程技术、对孤东油田西北块地质特征进行了综合研究,深了油藏认识。在此基础上,采用滚动扩边新井、完善井、老井措施等技术,有效提高了开发效果,对同类油田具指导意义。     

埕岛极浅海油田注采方案优化研究

针对埕岛馆陶组油藏一套层系多层合采，层间、平面矛盾突出，溶解气驱状况下转入注水并发，海上注水不能实现细分层段(3段以上)分层注水的特点，通过精细油藏地质研究、沉积微相研究、储层流动单元研究，运用数值模拟技术、油藏工程分析等方法手段，进行了注水方式、分注层段、注采比的优化研究，确定了溶解气驱状态下适合埕岛馆陶组油藏特点的注水技术政策，为海上埕岛油田高效注水开发提供了决策依据。     

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水气交替注入（ＷＡＧ）是两种传统采油方法的综合,是二次采油和三次采油中颇具潜力的一种方法。由于高粘度的水趋向于在高渗层形成屏蔽,而使气体进入油气藏基岩层或低渗层,提高了气体的驱扫效率。通过层状二维剖面模型的模拟研究,证明了在层状凝析气藏中水气交替注入的采收率比循环注气的采收率高,根据全组分模拟器模拟结果可知：水气比、不同的注入采塞、渗透率和残余气饱和度对凝析渍打收率的影响非常明显;崦注入次序、注入     

高含水油田注水后油藏参数变化规律研究

应用注水模拟实验、环境扫描电镜、水淹层测井解释等研究技术，分析了储层参数变化机理．较全面地分析了高含水期的高孔高渗油藏、中孔中渗油藏和稠油油藏注水后储层结构的变化规律，并将研究成果应用于水淹层测井解释、地质模型的重新修订、数值模拟调参、剩余油分布预测和油层防砂等方面，取得了较好的效果。本项研究可为类似油田的开发提供一定的借鉴。     

薄层底水碳酸盐岩油藏水平井含水上升模式及优化注水技术

水平井含水上升问题日益突出,对油田的产能建设影响较大。通过分析中东A油田KH油藏水平井含水上升的主控因素及模式,研究薄层底水碳酸盐岩油藏水平井含水上升规律,并有针对性地提出注水开发优化技术。基于岩心描述、铸体薄片、全直径岩心CT成像测井资料以及生产动态分析,厘清了影响薄层底水碳酸盐岩油藏水平井含水上升的主控因素,高渗条带、裂缝带、高黏油的分布以及底水能量的强弱为主要地质因素,开发技术对策如注采比、注采强度以及水平井与储层的关系为主要开发因素。研究表明,以上主控因素会造成水平井各段出水不均匀,表现为含水快速上升或暴性水淹;注入水或底水主要沿高渗条带流动,水平生产段部分呈条带状水淹的特征。为此,提出井网平衡注采、周期性注水及水平井侧钻等技术对策,并在油田现场实施,目前试验井组开发调整效果较好。优化注水技术可在同类油田推广应用。     

泵上掺水工艺在孤东油田稠油油藏的应用

稠油油藏现已成为孤东油田储量接替的关键 ,稠油产量直接影响着孤东油田的稳产。改善油井井筒流体流动条件的方法主要有热力、化学和稀释法等 ,化学降粘法和电加热法采油成本高 ,且在孤东油田无良好降粘效果的稀油资源 ,所以 ,应用了井筒抽油泵泵上掺污水工艺。通过软件模拟研究 ,优化了泵上掺水井的相关生产参数。现场共实施了 18口井 ,已累积增产原油 2 5 79.2t。     

孤东油田特高含水期注采结构优化研究与应用

孤东油田经过多年的高速开发、强注强采 ,地下矛盾十分突出。为探索特高含水期改善油田开发效果的途径 ,在深化油藏开发特点认识的基础上 ,应用精细油藏描述技术、数值模拟技术 ,以及开发测井和油藏工程方法 ,进行了剩余油分布规律研究、合理地层压力水平研究、扩大水驱波及体积途径分析、注采结构状况分析研究等。在降压强排试验的基础上 ,调整注采结构 ,使油田地层压力得到控制 ,注采结构得到了优化 ,控制了含水上升速度 ,油田开发趋势明显好转 ,强化了油田稳产基础 ,走出了稠油疏松砂岩油藏高含水后期开发的新路子