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三维流线模拟方法是有限差分模拟技术的补充.流线模拟的主要优点是能够显示流体流动通道和计算注水量分配系数,它的应用可以改进水驱项目的作业和开发方案.用流线模拟方法优化井位和注水量研究了沙特阿拉伯的一个碳酸盐岩油藏的补充开发方案,该方案包括钻几口水平注水并/采油井.对流线模拟器的限制条件问题进行了讨论.研究结果显示,流线模拟方法在高度可压缩系统中的应用仍然处于发展阶段,它是以预测的方式跟踪油田/井组的目标产量和限制条件以及单井的目标产量.在本研究的优化阶段之前,成功地应用流线模拟器再现了油藏一次采油(在未注水情况下)的历史动态.从流线模拟中可以得到有价值的信息:注入水向对应采油井的分布情况;含水层的水损失情况;每口注水井相应的采出原油的百分数;与每口注水井有关的含水变化.用注水量与补偿采油量/采液量曲线得到了质量指标,以测定每口注水井的注水效率.从曲线上识别出注水动态相对较差的注水井,然后通过一系列模拟调整注水量的分配和注水井井位来提高注水效率. 相似文献
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水平井注采井网优化 总被引:9,自引:7,他引:9
为查明水平井注采井网的开发效果及其与传统直井注采井网的区别,采用数值模拟方法研究水平井注采井网部署方案。结果表明:与直井注水相比,水平井注采井网可形成线性驱动,推迟注入水突破时间、提高波及效率、改善油藏开发效果;水平井水平段压力损失影响水平井注水开发效果,平行对应反向井网考虑了压力损失的影响,可有效地克服压力损失造成的注入水局部突进现象,平行交错反向指指井网既考虑了水平段压力损失的影响,又可扩大井网控制面积,为最优的水平井注采井网;对于均质薄层油藏,水平井在油藏中位置的变化对开发效果的影响不明显。水平井注水技术在哈得4薄砂层油藏的开发中起到了降低注入压力、增加注入量、有效保持地层压力的作用,所设计的水平井注采井网应用效果良好。图13表4参31 相似文献
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《石油化工应用》2016,(8):6-9
水平井注采井网开发低渗透、薄层油藏可以增大注水量、降低注水压力、有效保持地层压力、提高油藏的采出程度。结合M油田油藏地质特征,应用数值模拟和经济评价方法对该油田的水平井注采井网类型、方向、排距以及转注时机与注采比等开发指标进行优化,达到经济、高效地开发目的。结果表明,水平井注采结构采用完全正对排状井网可获得较好的开发效果,优化后的井距为100 m,水平井与最大主渗方向呈45°夹角,注采井排距为300 m,地层压力水平在85%以上时注水保压,推荐注采比为1.0。研究方法和研究结果可为同类型油藏水平井注采井网部署提供参考依据,具有很好的借鉴意义。 相似文献
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特低渗透油藏水平井井网极限注采井距的确定 总被引:1,自引:0,他引:1
为了确定特低渗透油藏水平井注采井网的极限注采井距,考虑低速非线性渗流段,运用二参数运动方程建立非线性渗流模型,将其引入到Comsol仿真软件建立的物理模型中。采用试算法,不断调整注采井距,直至水驱前缘在到达采油井时的压力梯度等于启动压力梯度,最终得到极限注采井距。以新疆油田某特低渗透油藏为例进行分析,结果表明:随着水平井长度的增加和裂缝间距的减小,极限注采井距增加,但增加不是无限的,存在一定的临界值;水平井注水-水平井采油、水平井注水-压裂水平井采油、压裂水平井注水-压裂水平井采油这3种井网形式的极限注采井距依次增大;在油田开发初期,可以优先采用压裂水平井注水-压裂水平井采油的井网形式。 相似文献
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红河油田长8超低渗油藏先期利用水平井分段压裂技术进行天然能量开发,存在递减快、采收率低的突出问题。为明确合理的开发技术政策,对注水开发试验区的井网井距、注采参数等进行跟踪评价,采用理论计算、相似油藏类比和矿场试验相结合的方法,重点就避免快速水窜、确保有效注水开展研究,明确了现有井网井距及油藏工程参数进一步优化的原则:1平注平采优于直注平采;2注采井距一般应大于700 m;3宜采用温和注水,单井注水压力应小于15 MPa,单井日注水量应控制在15~20 m3。基于研究成果,在红河油田长8油藏采用抽稀井网、适当扩大现有井距的方式,对其它的6个井组提出了油藏工程参数优化建议。 相似文献
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针对复杂断块油藏断层多、断块小、构造复杂、油藏类型多,开发过程中面临构造落实难度大、注采井网完善程度低、层间矛盾突出、注水储量损失严重等问题,通过精细地质研究,根据不同类型油藏存在的问题及潜力,创新思路调整注采,不断优化注采井网.采取了直井水平井组合注采、一对一点状注水、二次压裂、增压注水、深部调驱以及细分注等强化注水措施,改善了复杂断块油藏的注水开发效果,有效提高了油田水驱储量控制程度和动用程度,对于同类油藏开发具有一定的借鉴. 相似文献
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采用油藏生产动态分析和数值模拟相结合的方法,考虑到气顶底水锥进和水力压裂的实际情况,对韦8断块油藏注水开发的影响因素进行了研究。首先,在油藏描述模型的基础上建立全油藏的数值模型,应用该模型对油藏的开发生产历史进行拟合,分析油藏开发生产特点。并利用典型井组研究开发层系组合、水平井-直井组合井网和注水条件对开发效果的影响,通过对渗透率、原油黏度、有效厚度、井排比、穿透比、注水温度、注水速度、注采井距进行动态优化调整,得出了韦8断块开发矛盾最小化、效益最大化的合理化建议。 相似文献
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流入控制阀(ICD)完井已被应用于改善注水水平井的注入动态,配置ICD最初入井时的合理完井参数是取得均衡注水效果的关键。本文利用油藏数值模拟软件Eclipse,结合半解析耦合模型建立了稳态模拟和瞬态模拟相结合的注水水平井ICD完井动态模拟方法。针对高渗均质油藏、非均质砂岩油藏和裂缝性碳酸盐岩油藏,利用建立的模拟方法开展了注采模式下注水水平井ICD完井动态模拟预测和完井参数优化设计,并对注采模式下2口水平井单独或同时ICD完井的生产动态进行了对比分析。结果表明,对于上述3种油藏,ICD完井能有效改善注水水平井的吸水剖面均匀程度,提高整个油藏的水驱波及效率;进行ICD限流强度设计时需综合考虑其对吸水剖面均匀程度和吸水指数的影响;对于高渗均质油藏,ICD完井不需要下入封隔器,并推荐采用统一布置方式;对于非均质砂岩油藏,ICD完井存在一个最优封隔器个数,统一布置方式和变化布置方式均可;对于裂缝性碳酸盐岩油藏,ICD完井推荐最大化封隔器个数,并首推采用变化布置方式;注采模式下为达到整个井网单元内水驱前缘均匀推进的目的注水水平井单独采用ICD完井即可。本文研究结果可为不同类型油藏进行注水水平井ICD完井参数优化设计提供参考。 相似文献
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针对窄条带状油藏平面水驱不均衡问题,运用油藏工程和数值模拟方法,建立基于平面均衡驱替的产液量调整方法,提出利用注采连通值表征注水井各注采方向驱替效果,利用不均衡系数表征水驱不均衡程度;综合考虑窄条带状油藏河道宽度、储层厚度、注采井距、注水量等多种因素,推导得到平面产液量调整公式。研究结果表明,该方法能够使各注采方向的采出程度趋于一致,实现平面均衡驱替;对于不均衡系数大于0.6,驱替较不均衡的井组,利用该方法对生产井产液量进行优化,井组采收率可以提高1.5%以上。研究成果可有效指导水驱开发油藏实现均衡驱替,改善开发效果。 相似文献
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海上气顶窄油环油藏平行于流体界面,部署水平井取得了较好的避气控水效果,但开发中后期依旧面临气窜加剧、液量下降、开发方式亟需调整的难题。应用油藏数值模拟的方法,针对试验井组开展不同注水井型、水平井不同布井方向、水平井不同布井位置方案的对比,完成屏障注水立体井网的构建试验。试验结果表明,偏离中轴线靠近Ⅰ期油井40 m的水平井平行立体注采井网开发效果最好,相较于天然能量开发,可提高采收率7.8个百分点。依据井网优化结果开展三维物模实验,最终采收率达到43.1%,与天然能量开发模拟采收率34.2%相比,采收率提高8.9个百分点。物模实验确定了屏障注水的有效性,并量化了屏障注水的开发效果。下一步计划以井组试验、逐步推广的方式实现油田开发方式调整,可为相似油田屏障注水方案研究提供依据。 相似文献
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《石油勘探与开发》2020,(4)
针对超低渗透砂岩油藏水平井中段难以建立有效水驱驱替压力系统问题,提出在同一口水平井上采用封隔器、密封插管等工具,实现部分压裂缝注水、部分压裂缝采油,在同一水平井内形成分段同步注采的补能新方法,即水平井同井同步注采。该方法可缩小注入端与采出端的距离,快速建立有效水驱驱替系统;该方法将井间驱替转变为水平井段间驱替,将点状水驱转变为线状均匀水驱,可大幅提高水驱波及体积,缩短见效周期。研究表明:①超低渗透砂岩油藏水平井同井同步注采,注水段应选择天然裂缝方向与人工裂缝方向一致或天然裂缝不发育的层段,段间距60~80 m;②水平井同井同步注采除控制注入压力外,采用周期注水可降低随注水时间延长注水压力逐渐上升导致的地层天然裂缝开启、生长或地层破裂风险;③现场试验验证,水平井同井同步注采补能方法可有效提升单井产量且经济效益良好,可大规模应用于超低渗透砂岩油藏的开发。图14表5参21 相似文献
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水平井注采井网合理井距及注入量优化 总被引:14,自引:9,他引:5
为解决水平井水井为刚性水驱,推导出考虑和不考虑水平井水平段压力损失两种情况下水平井注采井网的合理井距、合理注入量公式.根据公式分析认为,水平井水平段压力损失受管径、注水量或产油量、水平段长度影响.对于特定水平井,压降损失主要受产油量或注水量影响;对于确定的油藏,影响最大井距的主要因素是水平井长度、生产井产量、水井注水量.利用该研究结果设计的塔里木油田哈得4薄砂层油藏水平井注采井网在开发中起到了降低注入压力、增大注入量、有效保持地层压力的作用,应用效果良好.图2表2参29 相似文献