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。     

注采井网均衡驱替的产量设计

井网产量设计的目的是为了使地层中的驱替过程达到均衡驱替，进而达到提高采收率的目的。研究结果表明，五点法和七点法注夫井网油井的产量相等即可实现均衡驱替，而九点法注采井网若要实现均衡驱替，则角井的产量要达到边井产量的倍。     

低渗透油藏混合井网系统合理注采井距确定

从渗流理论出发,首次推导了直井注-水平井采混合井网系统井间沿程压力与压力梯度分布公式,并对其分布规律进行了分析。结合物理模拟实验得到的启动压力梯度数学表达式,提出了计算低渗透油藏混合井网注采井距的方法,分析了注采压差、渗透率和水平段长度对注采井距的影响。研究表明,混合井网系统所需要的生产压差远小于直井井网,因此混合井网更容易形成有效驱替,可以采取更大的注采井距。     

高含水期注采井网的重组调整

河南双河油田厚油层发育，特高含水开发期剩余可动油滞留在层内夹层发育的部位和注采井网不完善区、多口油井或注水井之间的滞留区、压力平衡区。提出以注采井组为调整单元、以剩余油相对富集的流动单元或单层为调整对象，按井组重新组合注采关系，钻少量新井，通过对老井的封、补、调及低效井的综合治理，将强化注采关系与改变液流方向结合，达到增加注入水波及体积、提高驱替压力梯度而动用利余油的目的。双河油田北块Ⅳ1-3层系实施井网重组调整后，注采井数比由0．63增至0．82，整个单元水驱采收率由46．28％提高到49．5％。图2表1参25     

油藏的水平注水井与水平生产井水驱开发技术

同典型的垂直井注采井网相比较 ,对油藏采用水平井注采井网开发具有较高的波及效率 ,且可降低生产费用。但是采用水平井井网开发油藏的效率对井网的部署是非常敏感的。介绍了采用水平井注采井网的数值模拟研究结果 ,论述了对长距离驱油和短距离驱油注采井网的研究应用情况 ,以及在采用水平井注采井网开发油藏时 ,水驱的总效率受各种不同井网部署的影响。     

大尺度物理模型特高含水期流场转换实验研究

整装油藏在长期注水开发中,强注强采导致油水井间逐步形成优势流场,即水驱油流动的主流线。在特高含水期,主流线方向上水洗程度较高,剩余油饱和度较低。因此在开发后期只有打破原来的固定优势流场,使得注入水向弱势区流动,才能有效驱动原油,提高地层原油采收率。通过大尺度物理模型实验,改变特高含水后期注水流场方向,分析剩余油分布情况及原油驱替效率。确定在同一井组,相同井距,相同采液速度条件下,九点井网是特高含水后期井网调整的最佳选择。     

偏心五点井网的水驱开发特征

实际油田中五点井网的井位分布与常规井网可能会存在一些偏差,形成偏心五点井网,研究偏心五点井网的水驱开发问题十分必要。基于压力叠加原理,求解了偏心五点井网的稳态渗流问题,并结合流线方法分析偏心距的变化对五点井网水驱开发特征的影响。研究结果表明:在均质地层中,随着五点井网偏心距的增大,井网单元的流线分布越来越不均匀,井网见水时间提前,见水时刻的面积波及效率降低,与常规五点井网相比,偏心五点井网的水驱开发效果会明显变差。为了改善偏心五点井网的水驱开发效果,在满足均匀驱替的基础上,给出了一种简单的计算偏心五点井网合理生产井流量比的数学公式。     

低渗透各向异性油藏菱形井网储量动用评价及设计优化

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。     

聚合物驱后组合驱合理井网井距的确定

根据经验,聚合物驱后组合驱在注采井网井距问题上可参考聚合物驱井网井距的研究方法。由于油田实际资料表明吸水、产液指数相差较小,因此组合驱选择五点法面积井网较为合理。又由于组合驱井网井距大小主要影响聚合物的热降解情况,因此可根据化学剂在地层中的粘度-浓度关系、水解增粘规律、剪切降解及热降解规律,可求得组合驱中不同浓度聚合物段塞在注入地层不同时间后的粘度;再结合不同井距下组合驱驱替液流动速度及见效时间,并考虑注入能力、采液能力以及油层渗透率与注采井距的关系,即可得到组合驱井距的合理范围。     

低渗油藏CO2 驱合理技术注采井距探讨

目前低渗CO₂驱油藏合理技术注采井距计算公式尚未综合考虑地层条件下CO₂相态特征、井网类型等因素,文章以CO₂在油藏状态下的物化特征分析为基础,应用渗流力学基本理论,综合考虑井网类型、注采量、启动压力梯度等因素的影响,推导注CO₂气井与采油井之间的压力梯度分布公式,表征驱动压力梯度随井距的变化关系。研究结果表明,当最小驱动压力梯度达到最大启动压力梯度时,注采井距即为油层有效动用的最大技术注采井距,以此为基础指导确定低渗CO₂驱油藏合理注采井距。实例表明!所述方法简单实用,较先前采用的注采井距计算方法更为合理。该项研究对其它低渗注气驱油藏合理井距确定具有一定的借鉴意义。     

碳酸盐岩油藏水平井井网周期性交替注水技术

针对中东碳酸盐岩油藏储集层水平井线性正对注采井网注采流线方向单一导致的采油井含水率高、原油采出程度较低等问题,通过调整注采策略将水平井线性正对井网改为周期性交替注水井网以提高采收率,包括视反七点法井网交替注水、视五点法井网交替注水和周期性差异化交替注水.3种交替注水方式均改变了线性正对井网注采流动及驱替方向,且同一区域...     

低渗透砂岩油藏注采井网调整对策研究

低渗透油藏注水开发后,注采井网难以满足后续开发需求。应用油藏工程和数值模拟预测等方法,对低渗透油藏合理油水井数比、注采井网调整方式、调整时机以及调整后新、老井合理注水调整方法进行系统研究,形成了低渗透油田井网调整技术。考虑低渗透储集层的渗流特性、启动压力梯度导致油水井地层压力的差异,推导了适应低渗透油藏的油水井数比计算公式。根据储层裂缝发育状况以及剩余油分布特征,选择水驱面积波及系数较高的井网进行调整。敖南油田合理的调整方式是将裂缝不发育井区反九点法井网调整为五点法井网,裂缝发育井区转线性注水。对不同调整时机下的开发效果预测表明,调整越早,效果越好。井网调整后要适当控制老井注水,加强新井注水,使地层压力分布更加合理。研究结果表明,利用上述调整对策对低渗透油藏实施注采井网调整是可行的,可以为低渗透油田井网调整提供新的技术支持。      

普通稠油油藏聚合物驱合理井距研究——以古城油田泌125区块为例

以古城油田泌125区块为例,针对普通稠油油藏地下原油黏度高、地下原油流动呈非牛顿流体特性,应用油藏工程方法计算了注入能力、采液能力与油藏注采井距的关系;针对稠油油藏存在启动压力梯度的情况开展了有效驱替对井距的研究,结果显示,驱替压力梯度在注采井周围能量损耗最大,油水井中点处存在最小驱替压力梯度,且井距越大,最小驱替压力梯度越小。考虑到经济因素,参考数值模拟研究结果,最终确定了泌125区块合理的井距范围为120~141 m。     

平面各向异性油藏变形五点井网研究

采用规则井网对平面各向异性油藏布井时,易造成注入水沿高渗透率条带突进,使生产井过早见水,难以实现面积井网均匀驱替效果。为解决该问题,利用流管法构建平面各向同性油藏五点井网产能公式,通过物质平衡方程展开得到井网的见水时间,在满足均匀驱替的基础上,得到无量纲注采井距与各向异性系数的关系,为平面各向异性条件下合理构建五点井网形状提供了理论依据。     

基于势函数的井网流线演变特征

在油田开发过程中,经常遇到井网调整问题,x油藏初期采用反九点井网开发,生产过程中高含水油井转注、同时采油井排排间加密,井网变为排状注采井网。而井网调整后注采井间的流场会发生改变,流体流动规律变得更加复杂。为了研究反九点井网至排状注采井网的流线演变特征,考虑储层非均质性和压实作用对势函数方程进行求解,得到反九点井网流线;进而结合实际井网的调整模式,得到了反九点井网转排状注采井网的流线模型,获得井网调整后的流线。研究结果表明,反九点井网的流线分割区位于排状注采井网的主要流动区,加密后,注入水与加密井之间的流线穿越了该部分区域,井网水驱控制程度得到改善,原先驱替效果差的区域受到注入水的波及。排状注采井网的不可动区域位于反九点井网的主流线区域,在反九点井网的开发过程中已经受到注入水的驱替。流线分布特征显示反九点井网边角井之间的流线分割区、排状注采井网原采油井排采油井与加密井之间的流线分割区以及加密前后流线分割区的叠合区水驱效果较差。研究揭示了反九点井网至排状注采井网的流线演变特征,为井网的二次加密调整提供了理论基础。     

低渗透油田注采井网合理性评价研究

根据低渗透油田非达西渗流的特点,考虑井网评价的经济因素、完善程度和驱替均匀程度3个因素,在已有的井网密度评价基础上,提出了井网完善系数和平面均匀驱替系数的概念与评价标准,以及影响注采井网合理性的各个单因素之间的权重系数,通过模糊综合评价法分析现有注采井网的合理性。研究认为：低渗透油田井网完善系数达到0.6以上时,井网完善程度较好;平面均匀驱替系数越接近于1,驱替效果越好。实践证明该套指标方法能科学、全面地评价低渗透油田的注采井网且应用简单。     

特高含水期强化采液提高采收率可行性分析

历经40多年注水开发,胜利油区已整体处于特高含水开发阶段。为论证特高含水期强化采液改善油田开发效果的可行性,结合室内实验和微观网络模拟,论述了特高含水期强化采液提高采收率的内在机理。研究结果表明,驱替压力梯度越大,造成孔隙和喉道未驱替的几率越小,活塞式驱替发生的几率越大,因此,提高驱替压力梯度能够有效提高驱油效率,当驱替压力梯度由0.125MPa/m提高到1.14MPa/m时,驱油效率提高16%。同时,从矿场统计分析的角度论证了强化采液的有效性,胜坨油田144口高含水期强化采液井平均单井增加可采储量6226t,截至2009年底单井增油量为4592t。所以,强化采液仍是特高含水期增加产油量和可采储量的有效调整措施。     

三维物理模型驱油实验模拟装置研制与应用

针对小岩心不能模拟注采井网驱替实验、填砂模型不能模拟低渗透储层和高压驱替实验的问题,研制了一套能在高温高压下进行不同渗透率储层多层组合的岩心、多口直井和水平井组成的注采井网、大尺度三维物理模型驱替实验装置,能进行不同驱替介质和吞吐实验研究。利用该实验装置开展了纵向三层组合的正韵律和反韵律模型、平面5个渗透带的五点注采井网模型、以及直井和水平井组成的十三点注采井网模型在高温高压下的水驱和聚合物驱油实验研究,得到了平面和纵向非均质性对水驱油效果的影响程度、直井和水平井的水驱油效果以及聚合物驱油效果。通过该装置模拟实验可为油田注采井网调整和注入开发方式调整提供技术指导。     

普通稠油油藏水驱开发有效注采井距的确定

基于典型注采条件下的渗流模型,在分析一注一采渗流场分布特点的基础上,通过研究注采井间压力、压力梯度的变化规律,提出了实现水驱开发有效驱替的条件,并建立了注采单元内流体可驱动面积的计算方法。利用本文建立的方法,结合油田实例进行计算分析,通过研究注采单元中驱替压力梯度与有效驱替范围的变化关系,确定了普通稠油油藏水驱开发的有效注采井距,结果表明本文方法具有良好的操作性,可以指导普通稠油油藏水驱开发注采井距的合理部署。     

稠油油藏反九点井网非活塞水驱平面波及系数计算方法

为更准确迅速地计算稠油油藏反九点井网水驱波及系数,更有效地进行井网评价,根据正方形反九点井网的对称性,将其划分为2个对称的渗流单元,从非达西渗流出发,运用流线积分法推导了既考虑启动压力梯度又考虑油水黏度比的普通稠油油藏正方形反九点井网非活塞式水驱平面波及系数计算公式。利用该公式分析了启动压力梯度和注采参数等因素对普通稠油油藏正方形反九点井网水驱平面波及系数的影响,进而对哈萨克斯坦NB常规稠油油藏现有井网进行了评价,并提出井网调整方法。研究结果表明:减小井距或增大注采压差能有效增大常规稠油油藏平面波及系数,油藏的启动压力梯度越大,注采压差和井距大小对平面波及系数影响就越明显。