涠四段油藏注天然气开发油藏模拟器优化

涠洲12-1油田涠四段油藏是国内海上第一个注天然气开发的油田。油藏构造倾角20°左右,利用油气重力分异作用,方案设计在油藏的高部位注气,低部位采油。注气恢复地层压力5MPa后采油,开发方式为非混相驱。经过组分模型与黑油模型模拟该油藏的二维剖面和油藏三维地质模型后,对比分析模拟结果,选择了黑油模型模拟油藏的非均质因素对注气开发效果的敏感性,以及模拟预测了注气非混相驱的开发方案,而没有使用混相驱工程中常用的组分模型。     

低渗透非均质油藏二氧化碳非混相驱窜逸控制实验

低渗透油藏普遍存在非均质性严重、裂缝发育等特点,导致二氧化碳驱油过程中会发生不同程度的气窜现象。为了研究非均质性及裂缝对二氧化碳驱油效果的影响,建立均质岩心模型、不同渗透率级差的人造非均质模型、高渗透气窜通道模型及裂缝模型4种室内实验模型,用以模拟低渗透储层的非均质性及裂缝发育。利用4种模型依次开展水驱和二氧化碳连续气驱实验,并针对不同类型的岩心模型采取相应的封窜体系对二氧化碳实施气窜封堵。实验结果表明,二氧化碳连续气驱的采出程度与渗透率级差呈幂函数下降趋势,岩心非均质性越强,气体窜逸现象越严重,气驱效果越差。针对不同非均质级别的岩心,可采用不同的封窜体系实现二氧化碳的窜逸控制。其中,乙二胺体系可用于封堵渗透率级差小于等于100的非均质模型的高渗透层,改性淀粉凝胶与乙二胺体系可用于封堵岩心内渗透率级差大于100的高渗透气窜通道以及裂缝。     

特低渗透油藏天然气非混相驱实验

利用单层和双层物理模型,开展了特低渗透油藏注天然气开采模拟实验。单层模型实验结果表明,特低渗透油藏天然气驱同水驱相比不仅可以提高驱油效率,还能提高微观波及效率;天然气驱采收率比水驱采收率高4.50%,水驱后注天然气的开采效果更好,可提高采收率幅度达12.50%;未见气与低气液比阶段内油井的产能高,是主要生产期。双层非均质模型实验结果表明,由于油藏内实际的层间渗透率级差比实验室内测定的级差大得多,同一套开发层系内低渗透层不具备吸气能力,气体完全进入高渗透层,高渗透层的开发效果非常好;天然气在高渗透层中形成窜流后,剩余油主要分布于低渗透层中,需要用凝胶体系对高渗透层进行封堵;封堵后,低渗透层的吸气能力非常强,能被充分开发利用,双层非均质模型的采收率由30.85%提高到55.91%。     

强底水白云岩油藏注氮气非混相驱数值模拟

英买321油藏是塔里木盆地唯一进入开发阶段的白云岩油藏。该油藏水体能量强,开发井以水平井为主,油井进入高含水期后,找水、堵水措施实施困难,开发效果逐渐变差,大量剩余油富集在构造高部位,天然水体无法波及。为有效动用该类剩余油,开展了油藏工程和数值模拟研究。研究结果表明,在强底水条件下,可以采用注氮气非混相驱的方式动用这部分剩余油,水平井和直井注气吞吐10轮次,采出程度分别可提高3.30~4.10百分点和3.30~3.60百分点,增产效果显著。     

非均质油藏蒸汽驱的模拟及放大

本文对不同的由地质统计导出的横截面模型进行了一系列的模拟，以此来研究了为恰当地模拟厚的，带有的硅藻土遮挡层的稠油油藏汽驱所需要的非均质程度。采用了不同的方法使极为精经模型粗化，并且粗化模拟和精细模型的动态预测进行了比较。     

水驱油藏注CO2非混相驱油机理及剩余油分布特征

多数陆上油田经过几十年的注水开发,均已进入高含水、低产出、无效水循环严重的开发阶段,整体动用程度较低,亟需研究水驱后剩余油分布和提高采收率技术。CO_2非混相驱油时需考虑水驱后残留在孔隙中的注入水对气驱开发效果的影响。在传统剩余油分布研究方法的基础上,提出采用岩心在线CT扫描与岩心薄片仿真微观模型相结合的实验方法,分别从宏观岩心尺度和微观孔隙结构2方面,定性和定量地研究注水和注气驱油机理、驱替后宏观和微观剩余油的分布特征,揭示了水驱转气驱及气水交替驱对微观剩余油的启动方式和运移过程,进一步描述了可动水作用下油、气、水三相渗流规律,为油藏开发后期注CO_2非混相驱开发提供了理论基础和实验依据。     

裂缝性油藏水气交注非混相驱实验研究

为解决低渗裂缝性油藏在注水开发中出现含水率急剧上升的问题,开展水-气交注非混相驱室内实验研究。分析注入方式、气液比、温度等因素对采收率的影响。实验结果表明,氮气驱＋水-氮气交替注入段塞效果最好。气液比为1∶1-3∶1时,随着气液比增大,最终驱油效率明显提高;温度对水、氮气交注非混相驱的驱油效率有一定影响,但不明显。该研究具有较好应用、推广价值。     

文72沙三中注天然气驱油藏数值模拟

针对文72沙三中油藏的特点，进行了注天然气驱油藏数值模拟。利用长岩心驱替实验模拟．对地层流体参数进行了校正；通过油藏数值模拟显示．注富化气可以降低原油的混相压力；应用数值模拟技术．对不同的层位、注入量、注入时间和注入方式进行了混相驱和非混相驱研究；数模结果证实．天然气驱能提高采收率15．98%。     

涠洲11-4油田注气提高采收率数值模拟研究

涠洲 11 4油田目前已处于开发后期 ,实施换大泵提液、开发油田东区和高含水井侧钻等措施 ,其增产效果不够理想。为此 ,以涠洲 11 4油田生产历史数据为基础 ,通过对国内外大量文献资料的调研 ,选择常规黑油模型ECLIPSE10 0对多个非混相驱注入方案 (包括注入流体类型、注入部位、注入量等 )进行了数值模拟研究 ,认为利用该油田具有输气管线现成、气源又有保证的有利条件 ,实施油层上部注水下部注气 ,可经济、有效地提高该油田的采收率。     

阿曼达利尔油田非均质碳酸盐油藏的综合油藏表征和流动模型

本文介绍了阿曼达利尔油田Shuaiba层上部非均质碳酸盐油藏确定性油藏表征方法和条件地质统计油藏表征方法。文中指出,综合使用测井、岩芯、压力不稳定试井、地质和地震等资料能创建一个高分辨力的油藏描述,这个油藏描述能用于油藏模拟模型,并很好地拟合油田历史生产数据。通常,地质统计技术、地质数据,结合一定的渗透率非均质数据,能获得最好的油藏表征结果,而不需要人工修改数据。粗略的折中的油藏描述虽然也能拟合油田历史生产数据,但需要修改的油藏数据超出了合理的范围。在历史拟合中,只有详细和简明的油藏描述才能得到与观察数据相一致的结果。     

低渗透油藏二氧化碳混相驱油机理数值模拟

二氧化碳混相驱是大幅提高油藏采收率的重要增产措施,但目前对二氧化碳驱油机理的研究多停留于室内实验阶段,对其混相驱油机理和影响因素缺乏全面系统的认识,因此,采用油藏数值模拟研究方法,以大情字油田黑59井区低渗透油藏为例,对二氧化碳混相驱油机理和影响因素进行了系统研究,对比了注水和注二氧化碳开发的效果。结果表明,注二氧化碳提高采收率的驱油机理是,二氧化碳溶于油相中增加了油藏流度,其与油相组分交换达混相,从而达到提高驱油效率的目的。注二氧化碳开发单井产油量可达注水开发的2倍以上,最终采收率提高14%以上,为研究区及同类低渗透油藏注二氧化碳混相驱开发提供了理论指导,为现场方案的实施提供了重要依据。在吉林大情字油田黑59井区实施混相驱方案后,初期平均单井产油量达10.2 t/d,是注水开发最高产油量的2.4倍,含水率下降了23.2%,与理论研究结果一致。     

涠洲12-1海上油田硫酸钡锶垢防垢剂研究

涠洲12—1海上油田注入水（海水）与地层水不配伍，油井结垢严重，垢物合--70％硫酸钡，～30％硫酸锶。以体积比2：8的海水（矿化度35g／L，含SO4^2- 3g／L）和地层水（矿化度26g／L，含Ba^2＋ 30mg／L）混合水为实验水样，测定了五大类15种商品防垢剂70℃时的防垢率，性能最好的5种是：聚天门冬酸PASA，防垢率68．9％，加量25mg／L；聚丙烯酸钠PAAS，67．4％，25mg／L；部分水解聚马来酸酐HPMA，63．3％，5mg／L；二亚乙基三胺五甲叉膦酸DETPMP，48．6％，5mg／L；膦酸聚合物型防垢荆TS-7910，44．9％，25mg／L。以这5种防垢剂为因素，4种加量（2，4，6，8mg／L）为水平，按L16 4^5正交表设计实验，考察了16个五组分复配防垢荆的防垢率，在70℃时4＋2＋4＋6＋8（mg／L）配方的防垢率最高，为83．0％；在90℃时所有配方的防垢率均较高，有5个配方的防垢率很高，在83．3％-84．8％范围：2＋4＋4＋4＋4，4＋2＋4＋6＋8，4＋8＋6＋4＋2，6＋6＋2＋4＋8，6＋8＋4＋2＋6；在120℃（油藏温度）时6＋6＋2＋4＋8和8＋2＋8＋4＋6两个配方的防垢率超过55％（55．7％＋56．5％）。讨论了防垢剂的作用机理：螯合和吸附。为防止油井结垢，可将防垢率经环空加入油井或置入地层适当部位。图2表3参4。     

储层非均质性评价技术研究及应用——以涠洲A油田流一段为例

依据层序地层分析原理对涠洲A油田流一段进行精细小层划分,确定了有利储层的纵向分布;通过分粒级建立储层渗透率计算模型对流一段储层进行精细解释,确定了纵向上的有效产层;最后通过储层反演及预测技术对本区主力产油层流一段V1小层砂体平面展布情况进行了预测.根据预测结果部署了1口开发调整井进行开发生产,取得了良好的经济效益.     

低渗透裂缝性油藏水气交注非混相驱提高采收率研究

低渗透油田进入注水开发以后,由于储层天然裂缝发育,导致油井含水急剧上升,产量迅速下降,油藏采出程度低。为进一步提高油藏采收率,达到降水稳油的目的,进行了水气交注非混相提高采收率室内试验,通过实验分析了注入方式、气液比及温度对采收率的影响。实验结果表明,氮气驱+水-氮气交替注入段塞效果最好;气液比在1∶1至3∶1范围变化时,随着气液比增大,最终驱油效率提高,并且提高效果较明显;温度对水-氮气交注非混相驱的驱油效率有一定的影响但不明显。在低渗透裂缝性油藏实施水气交注非混相驱是切实可行的,具有较好推广应用价值。     

涠洲12-1油田水平井无固相有机盐钻井液技术

涠洲12-1油田在应用无固相有机盐钻井液钻进储层时,存在钻井液流变性不能满足长裸眼水平段井眼清洁要求、暂堵剂粒径分布不合理和储层保护性能差的问题。为此,通过优化增黏剂的加量和暂堵剂的粒径分布对无固相有机盐钻井液配方进行了优化。性能评价表明:优化后的无固相有机盐钻井液具有较高的低剪切速率黏度,可以提供良好的携岩和悬浮岩屑的能力;储层保护性能优良,岩心的渗透率恢复率大于90%;抑制性能较强,泥页岩线性膨胀率仅为10%,岩屑滚动回收率高达96.48%。4口井的现场应用结果表明:采用优化的无固相有机盐钻井液后,涠洲12-1油田水平井段未发生起下钻遇阻;表皮系数由20.0以上降为-3.0,产油量为配产的2倍。这表明,优化后的无固相有机盐钻井液能满足涠洲12-1油田水平段钻进的要求,可解决水平井段井眼清洁和储层保护效果差的问题。      

卫城油田沙四段低渗油藏高效开发的做法

为了提高卫城油田沙四段低渗油藏的开发效果，从油藏地质特征、主要开发特点、主要做法，阐述了沙四段油藏高效开发的成功经验，并得出对低渗油藏科学开发有一定指导意义的认识和体会。     

濮城油田多油层强非均质油藏水驱开发研究

结合油藏地质特点和开发状况。总结分析了濮城油田沙二下多油层非均质油藏在注水开发过程中采取早期注水保持能量，加密井网调整，细分层系调整，优化注水结构和产液结构。以及高含水期精细油藏研究，重建地质模型。精细调整等，挖掘层间，平面剩余油潜力的主要做法及效果。并在生产实践中取得较好的技术和经济成效。对同类型油藏注水开发具有一定的指导和借鉴作用。     

地震技术在复杂岩性油藏勘探与开发中的综合应用--以涠洲12-1油田北块为例

针对涠洲12-1油田北块断层非常复杂，又属陆相沉积，油层薄，砂体物性横向非均质性强等问题，中总结出了一套适于复杂岩性油藏勘探与开发的地震技术工作流程，并在涠洲12—1油田北块进行了应用。结果表明，应用三维可视化技术、属性分析技术和方差体技术可以有效解决本区的断层解释问题以及沉积模式及油藏类型等问题；在资料条件有限的情况下，应用全三维解释技术、正演模拟技术和三维地质建模技术可以对含油砂体的空间几何形态进行精细雕刻，预测储层砂体物性的横向变化，并以三维可视化技术为依托获得储层砂体的有效孔隙体积，从而为本区勘探方向的选择、开发储量的计算以及ODP方案的制定奠定了基础。     

油藏注烃气混相驱非稳态驱替特征机理研究

应用标定多相流态的无因次量组及高密度网格消除数值弥散技术,采用数值模拟方法研究了针对矿场规模的注气驱替中非均质程度、倾角数对非稳态驱替动态的影响.结果表明:由于油气重力分异和粘性指进双重作用,非均质变异系数值越大,混相驱扫的厚度越少,气体突破时剖面驱扫效率越小;倾角数越大,由重力分异作用影响非稳态驱替效率越明显.当注入气体积倍数较小时,倾角数越大重力混相驱油效果越明显;当注入气体倍数较大时,倾角数小于25时倾角数越大采出程度越高,倾角数大于25时倾角数越大采出程度反而有所降低.     

明一西严重非均质复杂断块油藏数值模拟研究

中原油田明一西块纵向和平面非均质严重，油水分布规律性不强。作者针对油藏存在的问题，采用油藏数值模拟方法，对油田开采历史进行了拟合，得出了剩余油分布状况，找出了剩余油的富集区域，这对该断块油藏后期开发调整具有很强的指导作用。