单砂体内只注不采型注水井供液半径理论模型及应用

随着井网密度逐年加大,待钻井周围钻关注水井数量也相应增加。为了避免在钻井过程中发生事故,必然要对注水过程中不同井距、不同渗透率及不同注入时间等因素下单砂体内压力的分布规律进行研究,进而对钻关距离和钻关时间等方面进行调整。根据渗流力学理论,建立了常见的单砂体内只注不采情况下的注水井供液半径和地层压力预测数学模型,绘制了供液半径和泄压半径理论图版。对单砂体内压力分布影响因素进行了详细分析,单砂体的渗透率对地层压力系数的影响较小;不同注水时间单砂体内地层压力系数差值较大,尤其是单砂体的半径较小时差值更大;单砂体的半径对地层压力系数的影响较大,尤其是单砂体的半径较小时影响更大。     

注水井压降试井分析方法及其应用

注水井不稳定试井问题属于油水两相渗流问题，建立了能够描述水驱过程的注水井试井解释模型。利用Ｂｕｃｋｌｅｙ－ｌｅｖｅｒｅｔｔ驱油方程可确定任意时刻的油水饱和度分布，代入差分方程可快速计算压力分布。根据关井时刻的压力和油水饱和度分布可以计算出关井后注水井的压力降。该压降涉及油水相对渗透率、注水时间、污染系数和井筒储存系数等因素。研制了一套实用的注水井压力降试井典型图版，简要介绍了根据上述理论编制的注水井压降试井分析软件的功能和特点，最后给出了应用本软件处理的实际例子。     

注水井压降试井分析方法及其应用

注水井不稳定试井问题属于油水两相渗流问题，建立了能够描述驱过程的注水井试井解释模型，利用ＢｕｃｋｌｅｙＬｅｖｅｒｅｔｔ驱油方程可确定任意时刻的油水饱和度分布，代入差分方程可速计算压力分布，根据关井时刻的夺力和油水饱和度分布可以计算出关井后注水井的压力降，该压降涉及油水相对渗透率，注水时间，污染系数和井筒储存系数等因素，研制了一套实用的注水井压力降低井典型图版，简要介绍了根据上理论编制的注水井降试井     

注水井井筒中碳酸钙结垢预测

以注水井井筒为研究对象,根据注水沿井筒的流动过程与地层间的传热过程,将传热学理论和结垢预测技术相结合,考虑注水量、温度、压力、pH值以及离子质量浓度等因素对注水井井筒碳酸钙结垢的综合影响,建立注水井井筒中碳酸钙结垢预测的数学模型,并开发注水井井筒中碳酸钙结垢预测软件.运用该软件对胜利油田某一油区的注水井井筒进行结垢预测.结果表明,注水井井筒中碳酸钙垢的预测结果与实际测试结果相符,且能预测注水井中碳酸钙垢随着时间、井深、温度、压力及水质等参数的变化情况,可为油田采取防垢、除垢措施提供依据.     

注水井修井技术探讨

本文从现场实际出发,分析了注水井作业施工过程中可能卡钻的原因,有针对性地提出了打捞措施,对注水井卡钻打捞施工具有指导作用。     

高渗低压油层压力保持技术研究

针对喇嘛甸油田喇北西二区高渗低压,基础井网、葡Ⅰ-2井网注水井钻关降压快地质特点,确定补水试验方案,选择补水井网,分井网对油层进行压力保持技术研究。确定了边缘压力和补水回注压力,并进行了现场技术试验。     

欠平衡钻井随钻试井数学模型及实用方法研究

认为欠平衡钻井的物理过程与传统的测试理论的主要区别是 :随着欠平衡钻井的进行 ,井深不断增加 ,产层的暴露厚度是时间的函数 ;产能与井底压力是随时间变化的 .在原有的试井理论基础上 ,推导出欠平衡钻井随钻试井数学模型 ,并结合现有的试井方法 ,提出欠平衡钻井随钻试井实用方法——修正压降试井法和修正压力恢复试井法 .同时 ,结合两口井的欠平衡钻井现场实例数据进行了该方法的计算 ,结果与实际地层压力对比 ,偏差较小 ,从而验证了这方法的可行性     

欠平衡钻井随钻试井数学模型及实用方法研究

认为欠平衡钻井的物理过程与传统的测试理论的主要区别是：随着欠平衡钻井的进行，井深不断增加，产层的暴露厚度是时间的函数，产能与井底压力是随时间变化的，在原有的试井理论基础上，推导出欠平衡钻井随钻试井数学模型，并结合现有的试井方法，提出欠平衡钻井随钻试井实用方法－－修正压降试井法和修正压力恢复试井法，同时，结合两口井的欠平衡钻井现场实例数据进行了该方法的计算，结果与实际地层压力对比，偏差较小，从而验证了这方法的可行性。     

河南油田注水地层异常压力理论研究

为了解决河南油田经过常年注水开发,使得地层压力发生变化,加上地层非均质性和复杂断层等方面的影响,地层压力变得更加错综复杂的问题。通过以渗流解析公式和油藏数值模拟两种手段为基础,研究了注水井泄压半径和地层异常压力分布规律,分别建立出注水井泄压半径理论图版。两图版相互验证,虽有一些差异,但趋势和结论均一致。结果表明:当地下注采比大于1时,无因次泄压半径均大于0.5,而且随着无因次波及面积的增大,无因次泄压半径逐渐增大。该图版不仅对河南油田高压区块的现场钻关井方案的合理制定提供了理论依据,对解决其他油田的类似问题也具有指导意义。     

注水井泄压过程中储层渗流规律及对套损的影响

为了研究注水井泄压过程中储层渗流规律及对套管损坏的影响,根据油气储层渗流与变形耦合作用机理,建立了油藏渗流-应力耦合的数学模型.应用三维有限元模拟软件,通过改变地层参数和泄压速度,对注水井泄压过程中井眼附近流场压力变化规律和套管承受的挤压力进行了数值模拟研究,得到了泄压速度与套管损坏的关系.     

考虑启动压力梯度的注水井注入能力研究

以五点井网为研究对象,在考虑启动压力梯度的基础上,建立油藏注水物理模型和数学模型,并对其差分求解.研究了启动压力梯度、注采井距、渗透率等因素对产油量和注水量的影响,绘制了不同因素影响下的地层压力等高线图.结果表明,启动压力梯度、注采井距越小,渗透率越大,则油井的产量越高,注水井的水驱控制程度越大,波及范围越广,且注采井距对水驱控制程度的影响最大.     

存在启动压力梯度时的合理注采井距确定

由于流体在低渗透油藏中渗流存在启动压力梯度,在确定低渗透油藏合理注采井距时如何考虑启动压力梯度的影响,是提高低渗透油藏开发效果的主要研究内容之一。根据等产量一源一汇渗流理论,获得了注采单元主流线中点处的最大压力梯度计算式,结合启动压力梯度与渗透率的关系建立了低渗透油藏合理注采井距的确定方法,得到不同渗透率和注采压差下合理注采井距理论图版。实例应用结果表明,所述方法简单实用,分析结果与油田实际情况基本一致。     

基于井间动态连通性模型的注采参数优化方法

水驱油田开发过程中,由于储层非均质性以及注采参数与井网不匹配,造成优势通道发育,注入水低效无效循环严重.为了对注采井间各方向优势通道进行定量描述,基于物质平衡理论与叠加原理,在考虑井底流压变化的基础上,建立了油藏井间动态连通性反演模型——阻容模型,并运用人工蜂群算法进行求解,通过模型求解得到了不同注采井间的连通系数,经验证该系数合理表征了油藏井间动态连通程度.针对优势通道发育造成注水井在各注采方向上水驱不均衡、剩余油饱和度分布差异较大的问题,基于最优化理论,以当前各生产井含水率条件下生产井总产油量最大为目标函数,结合油水井动态生产数据,建立一种基于井间动态连通性模型的注采参数优化方法,并利用优化算法对该模型进行求解.实例应用表明:利用本文方法优化注采参数后,含水率得到明显控制,注入水驱替效率明显提高,并且本文方法仅需要油水井的动态生产资料,简单实用,对矿场具有较高的应用价值.     

污水回注井最大注水量预测模型

探讨污水回注井最大注水量的预测方法,为安全高效的污水回注决策提供理论依据。在常规稳定渗流理论的基础上,利用实际的注水动态资料,考虑了回注污水对地层渗透率的损害,采用累加的思想来消除单次注水参数的偶然误差,推导建立了预测污水回注井最大注水量模型。在川中地区污水回注井中的运用表明,该模型能准确预测单井的最大注水量。     

鄂尔多斯盆地长8层致密砂岩平板注水实验

为了探索致密砂岩油藏有效注水开发方式,采用鄂尔多斯盆地长8层露头岩心分别制作长宽高为40cm、40cm、5cm的平板模型6个,通过平板实验研究了周期注水、水平井同井异步注采、水平井异井异步注采对油水分布、压力分布、最终采出程度的影响。结果表明,周期注水平板初期注水流线向采出端均匀推进,形成扇形水驱前缘,在裂缝处形成窜流,注水半周期越长,裂缝水窜越明显,适当缩短注水半周期有利于提高采出程度。水平井同井异步注采实验由于裂缝间距小,注入水易水窜,剩余油呈块状富集在靠近采出端边角及平板中下部,水驱范围窄,最终采收率低。水平井异井异步注采实验注入水由注水缝向同井相邻的采油缝以及对面的采油缝同时流动,以相对缝间流动为主;水平井异井异步裂缝正对注采实验剩余油呈条状富集在靠近生产井边角处及平板中部,水平井异井异步裂缝错开注采实验剩余油呈折线状富集在靠近生采出端边角处及平板中部,二者水驱范围均较广,注采裂缝相互错开有效避免了过早水淹,提高了采出程度     

高台子地区周期注水方法研究

为了改善高台子地区的开发效果,控制含水上升速度,根据油田地质特征,模拟油藏条件,利用数值模拟方法对不同类型砂体的周期注水进行速敏性评价。结果表明,注入速度对不同类型砂体的周期注水效果有一定影响。研究了不同类型砂体周期注水的合理工作制度,结果表明,在相同条件下,同步周期注水的开发效果好于异步周期注水,不同类型砂体的合理工作制度均为注水井注水时间6个月,停注时间6个月,油井长期生产。在采用了合理注入速度和合理工作制度下,高台子地区不同类型砂体周期注水开发效果得到进一步改善,该研究成果对油田生产具有一定的指导意义。     

不同注采方式的流场计算模型及物模验证

针对不同注采方式（直井水平井一注一采、水平井一注一采、水平井两注一采）流场分布问题,开展了不同注采方式下流场数学计算模型和物理模拟研究。采用保角变换和镜像反映原理,建立了不同注采方式流场数学模型,推导出势函数和流函数数学表达式,得到不同注采方式内部等势线和流线分布图。通过开展不同注采方式下水驱油物理模拟实验研究,对不同注采方式流场计算模型计算结果进行对比验证。结果表明,不同注采方式流场计算模型计算结果与物模实验结果具有很好的一致性。直井水平井一注一采内部流场表现出一定的线性流,水驱波及面积较常规直井注采方式有所增大。水平井一注一采内部注采井间流线呈线性流,与直井水平井一注一采相比,流线控制的面积增大,驱替效果更好。水平井两注一采内部水平生产井跟端和趾端附近流线较为密集,水平生产井中部位置附近流线相对稀疏易形成滞油区。     

特低渗油藏CO2混相驱注采压力系统保压设计方法

为实现特低渗油藏注CO_2后形成混相驱,通过渗流力学和油藏工程方法研究特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法。首先,利用等值渗流阻力法,考虑特低渗油藏压裂后储层渗透率分布的"四台阶"特性,建立特低渗油藏CO_2混相驱渗流阻力数学模型;其次,考虑CO_2注入地层后溶解于原油所引起的驱替滞后效应,引入CO_2驱迟滞因子,对传统前缘推进方程进行修正。在此基础上,建立特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法,并从注采压差、注采井距、水井近井渗透率、油井近井渗透率四个方面进行单因素影响程度分析;最后,绘制M油藏在不同注采压差条件下注入速度与CO_2混相驱驱替前缘位置的关系图版。结果表明:注采压差对各项保压设计参数影响最大;纯油相区渗流阻力与混相区渗流阻力的比值仅与注采压差有关,与其他因素和驱替前缘位置无关;注入速度是CO_2混相驱保压设计的关键,在合理施工参数范围内,注CO_2无法实现全程混相驱,驱替前缘极限位置约在油水井距的3/4位置处。研究结果为特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计提供了理论依据和技术指导。     

低渗透油田考虑启动压力梯度计算井网产量

针对低渗透、低丰度油层难以有效开发动用的难题,采用基于非达西渗流条件下的不同井网产量计算模型,作为低渗透油田井网优化设计方法。将动用系数作为衡量低渗透储层动用程度的指标,为井网优化设计提供参考。以某低渗透油田区块为例,结合启动压力梯度,考察了井距、注采压差与油井产量和动用系数之间的关系。研究结果表明,低渗透油田启动压力梯度的存在,井距越大,克服启动压力所消耗的压力越多,动用系数越低,在某低渗透油田区块目前300m井距下无法建立有效的驱动体系,需要减小井距。