CO2驱油井产能及影响因素敏感性分析

为了明确CO2驱油井产能影响因素,基于油藏数值模拟和正交试验设计与分析方法,考虑不同油藏和流体物性对油井产能的影响,对CO2驱油井产能影响因素进行了敏感性分析,并在正交试验结果归一化处理的基础上,初步建立了CO2驱油井产能方程。敏感性分析结果表明,各因素影响程度从大到小依次为相渗曲线、CO2物质的量分数、原油组成、渗透率、泄油半径、表皮因子和地层压力,其中影响最为显著的是相渗曲线和CO2物质的量分数,且随CO2物质的量分数的增大,油井产能方程的非线性增强。在油田开采初期,油井产能随CO2物质的量分数的增大而增大,但若油藏能量过度衰竭,CO2物质的量分数的增大反而对油井产能不利。该产能预测方程回归相关系数大,应用方便,可为同类油藏采油工程方案的编制和油田开发方案的调整提供一些参考。      

三元复合驱油井产能预测

针对三元复合驱油井生产的特点,考虑了地层中流体流变参数和渗透率的变化,建立了三元复合体系在地层中渗流的基本微分方程,结合初边界条件进行求解,得到了稳定流条件油井流入动态方程.针对三元复合驱油井的实际生产特点,又进一步对方程进行了改进,得到油井产能预测的实用方法.     

水力裂缝层内爆燃油井产能评价与分析

根据温度场、电压场和渗流压力场的相似性,利用ANSYS热稳态模型和建立的电模拟实验装置,研究水力裂缝和爆燃裂缝参数对油藏渗流场和油井产能的影响,并与水力裂缝层内爆燃油井产能数学模型的计算结果进行了对比。研究结果表明,水力裂缝和爆燃裂缝的存在,改善了流体在地层中的渗流状况,有利于油井产能的提高;实验测试结果与数学模型预测结果的平均相对误差为4．06％;ANSYS数值模拟计算结果与数学模型预测结果的平均相对偏差为2．33％;为水力裂缝层内爆燃技术的水力裂缝和爆燃裂缝参数设计提供依据。     

油井压裂潜力预测方法研究

针对目前油田对油井压裂潜力预测的准确性仍不能满足开发规划需要的问题,采用边际成本与油藏工程相结合的分析方法,建立了油井压裂措施的经济界限模型;同时应用数理统计理论与多元线性回归方法结合,建立了油田不同开发区块不同压裂井产量预测模型.将以上建立的2个模型有机结合,确定了更加准确预测油井压裂潜力的方法,并应用该预测模型及方法对大庆油田葡北区块2口油井进行了普通压裂潜力预测.预测结果表明,这2口油井具有压裂潜力.压裂后,其累计增油量为1 512 t,实际投入产出比1:4.05,达到了预测的效果.     

草舍油田CO2驱高气油比井举升新技术

在草舍油田注CO2驱油过程中,由于CO2通过大通道窜至生产井,造成气油比上升,导致常规管式泵泵效低,为此进行了CO2驱高气油比井举升技术研究。研制了防气射流泵和强制拉杆防气泵等关键工具,组合了具有二级防气功能的CO2驱高气油比井举升管柱,并采取了防止CO2腐蚀的技术措施,形成了CO2驱高气油比井举升新技术。该技术在草舍油田3口井进行了现场试验,结果表明,3口试验井平均泵效提高了10.5百分点,平均单井日增油2.0 t。这表明,CO2驱高气油比井举升新技术能够解决草舍油田CO2驱高气油比井泵效低的问题,达到提到泵效和产油量的目的,为提高草舍油田CO2驱整体开发水平提供了一种新的技术手段。      

海上层状油藏油井水驱采出程度预测

针对S油田目标井组水驱期间油井采出程度差异大的问题,运用统计学方法研究影响采出程度的主要因素。通过建立多元线性回归模型,进行敏感性分析,筛选出影响采出程度的主要因素为油井产水量、油井有效厚度、主力层地层系数。通过拟合得到油井水驱采出程度的经验公式。利用所得经验公式对目标井组相邻油井进行了采出程度预测,计算出的采出程度与实际值较为接近,精确度为0.96。研究成果为预测海上层状油藏油井水驱采出程度提供了有效途径,为油田后续措施的实施提供了理论依据。     

聚合物驱油井产能规律研究

研究聚驱井产能规律,可以为选择采油装置和制定油井工作制度提供参考。实验研究了聚合物溶液的流变性,建立了考虑含水率、流变性、聚合物溶液浓度、黏弹性等因素下的地层流体有效黏度综合模型;其次,在此基础上,以压力与产量的变化作为定解条件,推导了聚合物驱区块见聚油井产能预测模型,并对产能进行了敏感性研究。结果表明,随产出液或注入液稠度系数增加及流性指数降低时,产液量会降低;渗透率降低幅度增加或考虑弹性黏度时,相同井底流压下产液量也会减少;注入聚合物浓度降低或油井含水率增加时,油井产液量增加。此外,不同条件下流入动态曲线相似,可仿照Vogel的方法通过数值模拟研究得到聚合物驱IPR曲线方程。     

预测油田水驱油效率四参数模型

预测油田水驱油效率对调整油田开发方案、描述剩余油微观分布等具有重要意义。针对油藏水驱油效率随生产时间变化的特性,利用新型增长曲线拟合油藏驱油效率与生产时间的关系,建立了预测驱油效率的四参数模型。以室内水驱岩心试验数据为基础,采用非线性回归方法及多变量寻优算法求解四参数模型,获得4个模型参数值,实现对油田水驱油效率的拟合和预测。实例表明,利用四参数模型获得的水驱油效率拟合曲线与试验值比较相符,预测的水驱油效率与试验值的平均相对误差为1.78%,较其他方法的平均相对误差7.46%和5.36%更精确。该模型的建立为预测油田水驱油效率提供了一种实用、有效的方法。     

低流压油井产能预测方法研究

本文根据油气层渗流理论,结合油田实际指出,美国广义IPR方法仅适用于流压较高的情况,导出了在低流压下油井产能预测新公式,经大庆油田39井次系统试井验证,不仅适用于流压较低情况,也适用于流压较高的油井,平均相对误差5.64%。另外,根据新公式预测,当流压低于某值时,产量将随之降低,这一结论对油田高含水后期提高排液量稳产试验有着重要意义。     

埃尔姆古力油田的CO2驱开发

由于埃尔姆古力油田的储层渗透率非常低（0．01～0．04md）,因此在油田的开发过程中采用了长水平井和大规模压裂技术。该油田一次采油的采收率非常低,只有约5％～10％。尽管一次采油之后地下仍剩余大量的石油,但是由于储层的渗透率极低,二次采油技术的应用受到了一定的限制;例如,因储层注入能力很差而不适用于注水开发。二氧化碳驱可能是提高采收率最好的选择,但是这类油藏的CO2驱开发技术仍不成熟。本文以埃尔姆古力油田为例,介绍流体流动通道以裂缝为主的致密油藏水平井CO2驱开发的效果。为了分析埃尔姆古力油田CO2驱开发的效果。选取了油田的一个开发单元进行油藏模拟。这个开发单元的面积为2英里×2英里,有6口单分支水平井。建立了两个不同的油藏模型：一次采油模型和CO2驱模型,用于确定CO2驱开发可以提高的采收率。此外,还在不同的奈件下对CO2驱开发模型进行了运行,确定最佳的注入井住和注气方案。这些模型的模拟结果表明,埃尔姆古力油田水平井CO2驱开发可以提高石油产量。对垂直井和水平井注气的效果进行了对比,结果表明水平井连续注CO2驱油的效果更好;这种方法的注气量更多,而且也有利于长期开采。具体到水平并注气,最好的方案是在把现有的生产井转注的同时钻新的水平注气井。为满足生产需求,最好在两口生产井之间部署一口注气井。采用这样的水平井注采井网,可在注气开发18年后将油田的采收率提高16％。相比之下,单并周期性注气只能提高采收率1％;但是在无法获得连续CO2供应的情况下,这种方法也可以用来提高埃尔姆古力油田之类油藏的采收率。本文只从技术层面讨论埃尔姆古力油田CO2驱开发,不涉及经济层面的问题。从本文的研究看来,在该油田开展CO2驱采油是可行的,但具体哪种方案最佳,要取决于油价以及钻水平注入井或生产井转注的成本.     

渤海普Ⅱ类稠油过渡带弱凝胶驱增油预测模型

为解决海上普Ⅱ类稠油（> 350 mPa·s）弱凝胶调驱应用实例少、增油潜力预测难度大的问题,基于渤海BN油田调驱矿场实践,利用数值模拟方法研究了弱凝胶调驱相对于天然能量（边水驱）开发的增油量与8个静态参数的相关关系,基于拉丁超立方实验方法建立均匀设计样本集,并采用多元回归方法建立了过渡带调驱增油潜力预测模型。模型适用于渤海相似普Ⅱ类稠油油田,参数范围为平均渗透率（1 000~9 000）×10-3 μm2、变异系数0.1~0.9、边水倍数1~20、注采井距100~500 m、净毛比0.2~1.0、地层原油黏度为200~1 000 mPa·s、油层厚度4~20 m、生产井距内含油边界距离0~200 m。模型预测增油量与实际产量相对误差平均为2.5%,满足工程应用精度要求。     

低渗透油藏CO2驱注入方式优化

根据吉林油田某低渗透区块的油藏条件,运用数值模拟方法研究不同驱替方式下的驱油效果。数模结果显示,交替驱替方式优于注水方式和连续气驱方式,能大幅度提高原油采收率。在交替驱过程中,气段塞和水段塞的先后顺序对采收率有显著的影响,气水交替驱优于水气交替驱,随着注气速度的增加,采收率的差值也逐渐增加。气水交替驱注入CO2能够和原油充分接触,越早注入CO2,对提高原油采收率越有利。该研究不仅为低渗透油田CO2驱油技术提供了理论基础,而且对于国家下一步进行CO2驱油和埋存潜力评价及规划具有重要的借鉴意义。     

基于支持向量机的二氧化碳非混相驱效果预测

目前国内缺乏一种快速、准确预测CO2非混相驱油效果的方法,为了解决这一问题,选取剩余地层压力与混相压力之比、孔隙度、渗透率、油藏中深、地层平均有效厚度、地层温度、原油相对密度、含油饱和度、原油黏度、渗透率变异系数、注采比、注入速度和水气交替注入比等13个地质及工程参数作为输入参数,平均单井日增油量作为输出参数构建了预测CO2非混相驱效果的支持向量机预测模型.以国内6个CO2非混相驱项目和1个CO2混相驱项目为学习样本,2个CO2非混相驱项目和1个CO2混相驱项目为检测样本检测了支持向量机预测模型的准确度,结果表明,3个检测样本的预测值与实际值的平均相对误差为5.57%,满足工程要求.利用该模型预测了腰英台油田CO2非混相驱井组的增产效果,与实际增产效果相比,相对误差仅为1.30%.这表明,采用支持向量机方法对CO2非混相驱油效果进行预测可行且有效.      

低渗透油藏二氧化碳驱油及埋存可行性研究——以新疆油田八区克上组油藏为例

针对新疆油田低渗透油藏储层物性差、注水开发效果差等开发难点,结合二氧化碳埋存发展趋势,探讨了二氧化碳驱油提高采收率及埋存的可行性.以新疆油田八区克上组油藏为例进行油藏数值模拟,在对典型油藏开发历史和动态资料深入分析的基础上,通过油藏流体拟合、细管实验数值模拟及水驱历史拟合,建立基础预测模型,并对开发方式、注气参数及生产工艺进行了优化.结果表明:模拟预测油藏最小混相压力为18.6 MPa;二氧化碳能够有效波及到常规水驱无法波及到的区域,采用水气交替的注入方式埋存系数为0.146,比连续水驱提高采收率12.42％,比二氧化碳连续驱提高3.33％;总注气量对水气交替开发效果影响最为显著;采用关层气油比控制能够更有效地扩大二氧化碳波及体积,进一步提高二氧化碳埋存量和采收率,比采用关井气油比控制的埋存系数提高2.7％,提高采收率3.07％.     

GJ油田G6断块低中渗透油藏高效开发实践

GJ油田G6断块为一整装的低、中渗透油藏,开发初期利用油藏数值模拟技术,确定较为合理的开发政策界限,实施早期注水开发。开发过程中,针对储层特点,实施了有效的油层保护和改造措施,及时调整、细分开发层系,完善注采井网,注水开发后油藏保持着高产稳产的良好开发态势。油田开发12年中有10年采油速度保持在1.7%～2.3%,含水上升率控制在3%左右,各项开发技术指标达到或好于理论预测值。     

低渗水驱油藏水平井见水后产能研究新方法

在利用水平井开发低渗水驱油藏的过程中,油井见水是制约其产量的一个重要因素。 基于Joshi 水平井产能分析理论,将水平井三维渗流问题简化为 2 个二维平面渗流问题,考虑启动压力梯度,利用保角变换方法分别获得了 2 个二维平面内的产量公式,再结合水驱油藏中非活塞式驱替过程油水两相渗流特征,最终求得了低渗水驱油藏中水平井产油量计算新公式。通过实例计算与对比发现,本文公式与水平井单相经典产能公式计算结果虽然均比实际产油量大,但是本文公式计算结果与实际产油量相对误差最小,为 2.94%,从而证明本文公式准确性较高、实用性较好。 此项研究为低渗水驱油藏水平井见水后产量预测提供了新的思路。     

吉林油田低渗复合油藏CO_2驱数值模拟研究

根据吉林油田某区块的油藏条件,运用数值模拟方法,研究了不同储层类型CO2驱油效果。数模结果显示,注水开发时,正复合储层的开发效果最好,均质储层次之,反复合储层的开发效果最差。气水交替驱时,均质储层的开发效果最好,正复合储层次之,反复合储层的开发效果最差。因此,注水开发时,要优先选择正复合储层,注入井应在低渗透区,生产井应在高渗透区;储层改造时,应尽量提高生产井附近的渗透率。交替驱开发时,要优先选择均质储层,或渗透率差异较小的储层,其次是选择正复合储层。     

水平井在火山岩底水油藏开发中的应用

根据准噶尔盆地石西油田石炭系火山岩油藏地质特征,应用现代油藏工程和数值模拟技术对比分析了该油藏应用水平井与直井的开采效果,论证了应用水平井开发的可行性。同时根据油田地质特征进行水平井地质设计、产能分析,确定其合理产能。油田动态数据对比表明,水平井对深层、低渗透、裂缝性、块状底水、异常高压的天然裂缝性火山岩油藏具有较好的适应性,水平井产能的确定结果是可信的,其方法也是可行的。     

大庆油田地质开发技术的进步与展望

简要回顾了大庆油田地质开发技术的进步历程,并对储层精细描述技术、剩余油描述技术、油田开发调整技术、油田开发规划编制技术、低渗透油田开发技术、油藏数值模拟技术、聚合物驱油技术、三元复合驱油技术、微生物采油技术进行了总结。在对21世纪初大庆油田开发技术发展需求分析的基础上,对油田开发中急需解决的高含水期进一步改善水驱开发效果、进一步提高采收率、低渗透油田开发等技术的研究和发展进行了展望。