鱼骨状分支水平井注采井网研究

针对鱼骨状分支水平井对应的典型注采井网,提出按照微单元的思想进行划分,采用数值模拟方法分析注采微单元的注采关系,流动特征,优化了注采微单元的注采对应关系,在此基础上针对斜向微单元开展了注采偏角、分支长度,分支位置的敏感性研究。根据优化结果提出对应的调整策略,预测结果显示这种调整策略可以有效地改善鱼骨状分支水平井注采井网的注水开发效果。     

稠油热采井注采一体化配套开关装置

针对油田油层薄、断块小和复杂区块稠油油藏所采用的小尺寸(139.7mm)套管完井和不动管柱隔热注采开采方式无法实现不动管柱隔热注采的同时测动液面或洗井作业的问题,研制了小尺寸套管稠油热采井注采一体化配套开关装置。该装置的阀体接头设计成偏心通孔加偏心阶梯盲孔的结构形式,弹簧爪上下端爪部分别设计为外抓和内抓扣型,且在进液阀进液端设计了保护块。试验及应用情况表明,该开关装置各项技术指标均达到设计要求,实现了在不动管柱隔热注采的同时,方便地进行日常动态检测和常规洗井作业,提高了工作效率。     

聚合物驱注采参数无梯度优化新算法

无梯度优化算法对最优化算法理论研究具有重要意义,已经被应用于许多实际问题的解决,也可以用来求解聚合物驱注采参数最优控制模型问题。针对有限差分随机逼近（FDSA）算法和同时扰动随机逼近（SPSA）算法的优缺点,提出了一种有限差分梯度引导的同时扰动随机逼近（SPSA-FDG）算法,建立了油藏数值模拟模型,开展了聚合物驱注采参数最优控制研究,并将3种算法的结果进行了对比和分析。结果表明：SPSA-FDG算法收敛性要好于FDSA算法和SPSA算法,且易于和任何油藏数值模拟器相结合,能够用来求解聚合物驱最优控制问题;与均匀注聚方案对比发现,采用由SPSA-FDG算法计算得到的优化方案,聚合物驱见效时间提前,含水下降漏斗加深,累积采出程度提高,油藏总体开发效果更好。SPSA-FDG算法可应用于其他化学驱油田以改善化学驱效果。     

注采井网生产井含水率解析计算方法

研究了一种对注采井网水驱前缘突破前后流线分布和生产井含水率的解析计算方法。利用过渡平面和多重施瓦茨 柯里斯托弗变换建立注采井网单元的复势分布,据此描绘出不同时刻井网单元内流线分布。根据井网单元的流线分布特征来计算生产井含水率,得到注采井网水驱前缘突破后生产井含水率随时间和注水倍数变化曲线。含水率对流线条数敏感性分析结果显示,流线条数越少,含水率上升越快,并优选了流线条数方案。该解析方法可用于油藏工程中注采井网注采参数的解析计算。     

渤海Q油田复杂底水油藏高含水期精细注水研究

渤海Q油田西区是典型曲流河沉积储层的稠油底水油藏,目前处于高含水开发阶段。为提高高含水期底水油藏注水效益,针对区块局部夹层发育特征,将目前注采井网抽象分为无夹层、半封闭夹层和封闭夹层三种模式,利用油藏数值模拟和正交设计法对三种模式下的最优注水方式及注采比进行了研究。研究结果表明,基于夹层分布状态实施层内分段注水,不仅可以维持地层压力,还可起到较好的驱油效果。研究成果应用于渤海Q油田西区后,油藏地层压力稳中有升、自然递减率明显降低,分注注采井组产油量上升,改善了西区的开发效果。     

稠油热采井双管吞吐工艺技术

方法将双管采油技术改造完善并用于稠油热采井,应用管式泵实现重复性不动管柱注采转换。目的提高原油产量和油汽比,减少作业工作量。结果双管吞吐工艺技术在河南油区共应用３０口井,累计增油９１３８５ｔ,投入产出比达１∶７。结论稠油热采双管采油配套技术为河南油区浅、薄层稠油开发提供了一套新的开采工艺,应用该技术可提高稠油开发后期油井回采水率,增加采油量,满足了稠油热采井高周期吞吐的工艺需要,具有显著的经济效益和社会效益     

油田南部一类油层强碱三元矿场试验效果

大庆油田开展的三元复合驱工业性矿场试验结果表明,试验规模放大后三元复合驱可比水驱提高采收率低于小型矿场试验,但仍然可达到较高的水平,可比水驱提高采收率20%以上,成为进一步推广三元复合驱的依据。在萨尔图油田南部选取了试验区,开展一类油层强碱三元复合工业性矿场试验。通过该试验进一步研究三元复合驱的注采状况和措施效果,结果表明:三元复合驱效果明显优于聚合物驱;个性化设计和及时的措施调整保证了试验效果。     

特高含水期构型控制隐蔽剩余油定量表征技术

沉积构型对特高含水期隐蔽剩余油分布控制作用强,为实现构型及剩余油的量化表征,首先以典型曲流河点坝沉积模式为基础,在基于层面建模理念的指导下,提出了一套以曲流河点坝侧积泥岩顶底沉积界面的构建为核心的数学算法和计算机程序,实现了曲流河点坝概念模型建模。在此基础上,研发了实际构造分布和砂体分布背景下,侧积泥岩顶底界面形态的几何校正算法,实现了实际点坝的建模。以大港油田北部明化镇组曲流河点坝砂体为例,构建了概念和实体模型,通过基于概念模型的数值模拟提出了特高含水期点坝单砂体内部剩余油沿侧积泥岩与点坝顶面交线弧形条带状分布的特点。量化统计表明,点坝概念模型的数值上部1/3采出程度仅为7.8%,中部1/3采出程度为30.1%,底部1/3采出程度则高达65%,并以侧积体为单元量化分析了剩余油的富集规律。针对油田单一点坝内部直井注水-水平井采油的开发模式,通过设计模拟实验,比较了2种典型一注一采井配置关系对注水开发效果的影响。模拟实验表明,当注水直井在点坝上远离废弃河道处部署,水平井在靠近废弃河道一侧部署时,注水方向与侧积体加积方向一致,此时侧积泥岩的定向遮挡作用会增加注水流线的复杂程度,从而起到扩大波及系数、抑制含水上升的目的,具有较好的开发效果。     

苏北盆地中低渗油藏早期注水开发技术研究

为了提高复杂小断块低渗油藏的开发水平,在早期油藏描述和开发技术政策综合研究的基础上,采用“早期注水、合理布井、平稳注采”等方法,运用开发全过程的油气层保护措施,实现了有效的早期或同步注水;与此同时,又超前开展精细油藏描述和渗流机理等综合研究,广泛应用新工艺、新技术进行跟踪调整,巩固了早期注水成果,确保了油田高效稳产。G6、Z2、W2断块的开发实践表明,这些方法和技术开发复杂小断块低渗油藏是有效的。     

段六拨油田水驱开发效果及产能挖潜对策

段六拨油田是大港油田南部油区的主力区块.随着注水开发的深入,逐渐暴露出平面和层问矛盾突出、累积亏空大及产量递减加速等问题,严重制约了油田的稳油增产.以建立注采平衡与产能调整为重点,建立更为直观与符合实际的产能调整模型指导挖潜对策,运用油田水驱规律及精细油藏描述方法,突破了以往的地质认识.通过研究使得注采井网得到了进一步完善,层间注采对应关系增强,在新的地质认识指导下的井网加密成效颇丰,新井累积产油量为1.02x10<'4>t,新建产能达4.5x10<'4> t.