注采井间连通裂缝参数干扰试井解释模型

针对超低渗透油藏中注采井间裂缝参数难以确定问题,运用物质平衡原理和叠加原理等方法,建立了一种注水井与采油井井间连通裂缝参数干扰试井解释模型,得到了注水井井底压力解,并绘制了典型图版,典型图版曲线反应了3个主要的流动段：早期线性流、中期流和晚期径向流。将研究成果应用于华庆油田元284区块的庆平A1井组,对其进行试井解释,确定了元A1-43井与庆平A1井的第3条裂缝连通,井间连通裂缝长度为415m,井间裂缝无因次导流能力为8。该模型可以较为准确地计算出注采井间的裂缝参数,从而反映出有效的地层信息。研究内容可为超低渗透油藏注采井间裂缝性连通干扰试井解释提供理论依据。     

应用干扰试井确定水平井SNHW827井的来水方向

在注水开发油藏中,一口油井周围往往存在多口注水井,当油井发生水淹水窜后,首先要准确判断油井的主要来水方向,然后才能对注水井进行动态调水。判断井间地层是否连通及油井来水方向目前常用两种方法,一是干扰试井,二是注示踪剂。示踪剂监测成本费用高,现场实施工艺复杂,周期较长。而干扰试井判断油井的来水方向现场便于实施,施工费用低,见效快。本文通过实例来阐述干扰试井在确定水平井来水方向中的应用,为油水井后续措施提供资料和依据。     

准噶尔盆地陆9井区J_2x_4油藏井间动态连通性

油田开发后期,油、水井间连通关系随开发条件改变而呈现"动态"变化规律。采用多元线性回归思想,提出了一种基于油、水井生产动态的油藏连通性反演方法。在准噶尔盆地陆9井区J2x4油藏的应用结果表明,井间连通关系可划分为各向均匀连通型、单向连通型、线状连通型和单井突进型等4种类型。其中,单向连通型和单井突进型注水井组所占比例较大,反映了油藏非均质性特点;对于边底水活跃油藏,注、采井间连通性越好,地层能量越可以得到有效补充,越可有效抑制边底水入侵。     

超低渗透砂岩油藏水平井同井同步注采补能方法——以鄂尔多斯盆地长庆油田为例

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     

应用试井方法分析安塞长 6 低渗裂缝型和孔隙—裂缝型注水油藏参数变化特征

以长庆安塞油田王窑中西部长6特低渗裂缝型C井区和孔隙-裂缝型A井区注水油藏为例,利用现有的试井资料分析研究,成功地进行了油水井渗透率平面变化特征、渗透率、表皮系数、地层压力随时间动态变化特征的定性、定量分析。本文方法和结果已进一步用于低渗各类型注水油藏的井间连通情况、分析注采平衡、判断渗流特性,为合理选择注水时机、强度提供依据。     

地震属性在塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏 连通性分析及其注水开发中的应用

由于塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏具有极强的非均质性,实施多井缝洞单元注水开发过程中存在对井间连通性认识不清的问题,极大地影响了注水开发的效果。通过对判识碳酸盐岩缝洞型油藏连通性的地震属性进行优选,确定的最大曲率属性在反映碳酸盐岩缝洞型油藏微断裂和裂缝的发育程度、描述垂向上的非连续性以及表征裂缝的线型特征等方面均优于相干和地震倾角属性。因此,利用最大曲率属性识别和描述微断裂—裂缝体系,追踪大尺度裂缝的延伸方向,并结合振幅梯度属性,刻画缝洞连通体的空间形态。在碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发过程中,最大曲率属性可以清晰地反映微断裂—裂缝体系的空间分布,确定其与溶洞的空间组合关系,为井间静态连通性的判定提供依据;利用多种地震属性刻画的缝洞连通体,可以指导注采井部署和优化注采关系;根据追踪的大尺度裂缝连通的主方向,可以预测注水受效方向。     

元284区水淹水平井见水方向判识新技术试验

元284区暴性水淹水平井见水方向判识最常用的方法为动态验证法,但其存在实施周期长、现场不确定因素多、找水准确率低的问题,开展新技术试验,借助井下高精度压力计来增强井口压力变化识别灵敏度和数据录取连续性,人工激动油井井口压力、监测相邻一、二线注水井井口压力响应情况,现场试验1口,成功识别了水淹井见水方向。     

油藏井间连通性反演软件的研制与应用

油藏井间连通性研究对于油田开发方案的制定意义重大,基于实际生产动态数据反演油藏井间连通性是目前一类非常重要的研究方法。针对当前该类方法存在的问题,利用油水井注采动态数据建立了井间动态连通性模型及反演方法,并研制了相应的井间连通性反演软件。应用实例表明该软件操作灵活,能够较好的考虑关停井等复杂油田生产情况,对油水井间的连通关系进行定量表征和预测,为优势渗流通道的识别和措施方案的调整提供指导。     

井间动态连通性评价新方法研究

中国主力油田目前均已进入开发中后期,存在水驱效率低、油井含水率高等问题,为更加快速、高效地研究油藏井间的动态连通性,降低开发成本,对基于注采数据的传统连通性评价方法进行了改进。通过研究油水井的动态注采数据,以井间连通单元为对象,建立考虑生产井间相互干扰的物质平衡方程,并以此为基础,采用线性化求解方法,拟合实际动态注采参数,反演得到井间连通参数。研究表明,改进后的方法计算速度极大提高,连通性评价结果与示踪剂测试吻合度更高。评价结果可很好地指导油田下一步的措施方案,具有一定的现场推广价值。     

水平井七点法井网水淹窜流通道识别技术

长庆油田超低渗透油藏是典型的“三低油藏”,储层致密、物性差、孔喉细微,常规直井开发单井产量低,采用水平井开发是提高单井产量的有效途径。目前华庆油田试验区部署七点法水平井井网,采用超前注水技术和水力喷射分簇多段压裂改造工艺,正常井产量是常规直井的3～4倍,但部分水平井投产后高含水,甚至水淹,分析认为注采井之间的裂缝型窜流通道是主要原因。研究建立了超低渗透油藏窜流通道判别指标体系,运用模糊聚类分析方法对井组注水井进行分类,筛选优势注水井,为下步治理奠定了基础。运用该方法分析计算了水淹井平A井、平B井,得到了各自对应的优势注水井,经现场动态验证,与计算结果一致,表明该方法能够应用于超低渗透油藏水淹水平井窜流通道的识别,具有一定的实用性。     

致密油藏多级压裂水平井同井缝间注采可行性

以大庆油田L致密油藏为例,评价了L致密油藏的压裂改造效果;通过现代产量递减分析和试井分析,总结了生产动态规律;论证了水平井准天然能量、注水吞吐、注CO_2吞吐开发效果。针对致密油藏水平井产量递减快的问题,提出多级压裂水平井同井缝间注采方法,即通过注采分隔装置和注采阀进行同井缝间注采,将井间驱替问题转化为缝间驱替问题。采用数值模拟方法,分别计算了准天然能量衰竭开发、注水吞吐、CO_2吞吐、同井缝间注采4种方式的开发指标。分析结果表明,注水吞吐只能短期内提高累积采油量,不能显著提高采收率;同井缝间注采的产量比CO_2吞吐的产量高、稳产期更长、递减率更小、开发效果更好。进一步提出了致密油藏有效开发方式,即先以准天然能量衰竭式开采,控制地层压力均衡下降,在井底压力降到饱和压力附近时,转入同井缝间异步注采。现场实施时,采用水平井缝间强凝胶封堵完井工艺,即在注采缝之间的水平段射孔、注入强凝胶、封堵套管外侧与岩石连通空间。安装注采分隔装置和配注阀,采用温和注水方式,发挥裂缝的渗吸作用,能控制注入水的快速推进,提高致密油藏产量和采收率。     

超低渗透油藏水平井缝间异步周期注采补能技术

由于超低渗透砂岩油藏水平井缺乏补充能量的有效手段，为此提出水平井同井缝间轮换注采工艺。该工艺管柱由丢手接头、Y445封隔器、Y341封隔器、单向配注器、单向配产器、脱卡器组成，可实现部分压裂缝注水、部分压裂缝采油，在同一口水平井内实现分段异步注采补能。缝间异步注采增油是水驱、弹性驱、渗吸多种驱动机理综合作用的结果，相比传统的面积注水井网，更容易形成有效驱动。研究表明:水平井同井缝间异步周期注采补能方法采用水力压裂裂缝注水，油藏吸水面积大幅度增加；流场形状由径向渗流转变为线性渗流；缩短注入端与采出端的距离，提高了驱替压力梯度，有效渗透率也随之增大，这些机制综合作用起到了增油的效果。现场试验表明，水平井同井缝间异步周期注采补能方法能有效提升单井产量，可在超低渗砂岩油藏规模推广。     

五点井网产能快速评价新方法

针对低渗透油藏、压裂井、水平井等对井网评价的要求,从直井五点注采井网产能分析入手,采用镜像反演法、压力叠加法,并引入形状因子、裂缝和水平井当量井径、启动压力梯度等参数,将无穷井排的稳定渗流问题转化成为封闭体中一口注水井或者采油井的拟稳态渗流问题,通过求取封闭边界中油井、注水井的拟稳态压力方程得到注采压差和产量的关系式,建立不同注采井网、不同注采井型、不同投产方式、不同油藏类型的产能计算通式,形成了一套井网产能评价新方法。该方法在大庆榆树林油田井网调整优选中的应用表明,其具有公式简单、计算方便、扩展性好的优点,适用于油田现场井网产能快速评价。图3表2参28     

海上油田井间连通性综合评价技术研究

海上油田开发成本高,探井、评价井及生产井数少,导致油田资料及油藏认识有限,而对于注水开发的油田,井间连通性的认识对于改善注水效果及提高采收率是非常重要的。因此,针对这一难题及需求,以海上某油田注采井组为例,提出了井间连通性综合评价技术。利用砂体展布、储层物性、沉积相等地质研究分析静态连通性,根据油井泵吸入口压力及产液量随注水量波动的响应情况分析动态连通性,再结合示踪剂的测试结果,以及自主研发的油水井间连通性评价软件定量计算油水井间的连通系数,综合评价了油田注采井间连通性,为海上油田剩余油分布认识、注水效果改善及采收率的提高提供了参考和依据。     

超低渗油藏水平井与直井联合井网参数优化

针对元２８４ 区块压裂水平井与直井联合开采井网参数优化问题,利用非线性渗流数值模拟软件,对水平井长度、裂缝分布形态、注水井井间距离、注水井排与水平井垂直距离、稳油控水政策进行了研究。结果表明：元２８４ 区块最佳的水平井长度为８００ ｍ,裂缝分布形态为间断型纺锤形分布,注水井井间距离为５００～５５０ ｍ,注水井排与水平井垂直距离为３５０～４００ ｍ,采用缩短中间裂缝长度至８０ ｍ 和减半中间注水井注水量的方法,可取得稳油控水的效果。该参数优化方法对同类油田的优化设计有借鉴意义。     

表征井间地层参数及油水动态的连通性计算方法

为研究井间连通性,利用注采数据建立了可模拟井间油水动态的新连通性计算模型。该模型对油藏注采系统进行了简化表征,将其离散成井与井之间的连通单元,每个单元由传导率和控制体积两个特征参数表征;基于连通单元通过物质平衡和水驱前缘推进方程进行井点压力计算和饱和度追踪,最终得出井点处的油水产出动态;在此基础上结合投影梯度算法通过拟合实际动态建立了模型参数自动反演方法。该模型相比传统连通性模型可以进行油水动态指标的预测、实时反映井间相互作用和连通状况、有效表征油藏井间地层参数。应用实例表明,其反演结果可靠,并与示踪剂测试结果吻合,进一步验证了该方法的有效性。     

注采系统连通性研究

在注水油藏开发后期,搞清注采系统的连通性,对于制定合理的开发调整方案是非常重要的.对油水井关联值A进行了定义,以PI(注水井压力指数)决策为基础,从渗流力学出发,确定了油水井关联值A,介绍了如何根据A值来进行油水井连通关系的判断:将注水井和对应采油井问的A值排序,A值越大,则对应油井与水井的连通性越好,A值越大的采油井方向即注水井注入水的主流向;将采油井和对应注水井间的A值排序,A值越大,则对应注水井与采油井的连通性越好,A值越大的注水井方向即采油井产出水的圭供水源.以陈庄油田陈15-13井组为例进行了A值的计算及连通性判断,据此制定了"堵住高渗条带,启动中低渗层"开发调整原则,现场试验后,整个井组的含水呈下降、产量呈上升趋势,见到较好的堵调效果.     

应用试井方法分析安塞长6低渗注水油藏参数变化特征

根据多年来修正研究的低渗油藏油水两相非线性渗流理论方法,以长庆油田安塞王窑中西部长6特低渗注水油藏B井区为例,利用现有的试井资料的分析研究,成功地进行了油水井渗透率平面变化特征,以及渗透率、表皮系数、地层压力随时间动态变化特征的定性、定量分析。该方法和结果已用于低渗孔隙一裂缝型注水油藏,以及定性分析井间连通情况、分析注采平衡、判断渗流特性,为合理选择注水时机、强度提供依据。     

BZ油田井间动态连通性研究

BZ油田油藏是渤海典型的中高孔渗稠油油藏,目前处于高含水阶段,开展油藏井间动态连通性的研究对后期剩余油挖潜有重要指导意义。稠油油藏原油粘度较高,存在启动压力梯度,传统的井间动态连通性研究方法不适用于稠油油藏。为此,基于系统分析思想,将注水井、生产井及其井间介质看作一个系统,根据物质平衡原理和稠油油藏的产量描述模型,考虑启动压力梯度影响,利用油田的注采生产资料,建立稠油油藏注采井间动态连通性评价的新模型,并利用最小二乘原理反演得到注采关联系数,进而分析BZ油田的井间动态连通状况。研究结果为渤海BZ油田及其他相似油藏的井间动态连通性分析提供了科学依据。     

低渗透油藏不同井网系统注采井距研究

根据渗流理论,推导了水平井注采井网井间压力及压力梯度分布公式,分析了水平井注采井网、混合井网和直井井网不同井网系统沿程压力及压力梯度分布规律,提出了低渗透油藏极限注采井距确定方法,并对其影响因素进行了分析。结果表明,直井井网系统驱替压力梯度在注采井附近较大,而在注采井间较大范围内较小;水平井井网系统的流体在注采井间内为近似线性流动,压力降几乎呈线性变化,压力损失明显低于直井,具有更大的驱替压力梯度,且沿程基本保持不变。因此对于低渗透油藏,水平井注采井网更容易形成有效驱替,其极限注采井距为直井井网的3~4倍,混合井网的2~3倍。