普通稠油油藏五点井网非活塞水驱平面波及系数计算方法

目前利用三角拟流管法计算面积井网水驱平面波及系数时未考虑非活塞驱替的问题,而普通稠油油藏水驱开发时存在启动压力梯度和强非活塞性的特征。利用物质平衡原理和贝克莱-列维尔特非活塞驱油理论,建立了一套普通稠油油藏五点井网非活塞水驱平面波及系数计算方法。该方法考虑了水驱稠油的非活塞性,可以计算动态含水率、产量、采出程度随时间的变化规律。以渤海某水驱稠油油田为例,分析了井距、启动压力梯度、流度、注采压差等参数对水驱稠油平面波及系数的影响。结果表明,油相流度越小,启动压力梯度越大,水驱波及带的宽度越小,水驱前缘推进越慢,平面波及程度也越低。可以通过优化井网井距、注采参数或小井距加密等方式,增加平面波及程度,改善水驱效果。     

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.     

低渗透各向异性油藏中五点井网优化

各向异性的存在会使五点井网中位于不同方向上的生产井见水时间各不相同,造成井网的不均匀驱替,为了改善井网水驱开发效果,需要对常规五点井网进行优化设计。基于非达西渗流公式和流线积分方法,推导了各向异性油藏中考虑启动压力梯度的生产井见水时间公式,通过使位于不同渗透率方向上的生产井的见水时间相同,求得了不同方向上的注采井距之间的关系。研究表明:当井网中所有生产井工作制度均相同时,注采井距的优化主要受各向异性程度的影响,而注采压差和启动压力梯度对它的影响并不大;此外,当井网中的注采井距均已确定的情况下,还可以通过改变不同生产井与注水井之间的注采压差以达到井网均匀驱替的目的。研究成果为低渗透各向异性油藏中五点井网的合理开发提供了理论设计参考依据。     

启动压力梯度对低渗透油藏水驱油规律的影响研究

低渗油藏存在启动压力梯度,其油水渗流规律表现为非达西渗流。本文基于经典水驱油渗流理论,通过启动压力梯度对黏度的影响关系对经典模型进行了修正,建立了考虑启动压力梯度的一维油水两相驱替数学模型,重点分析启动压力梯度对低渗透油藏见水时间规律的影响。以胜利油田渤南油田东南部五区某S砂组低渗透油藏为例进行见水时间计算,结果表明,启动压力梯度的存在会导致油井见水早,且渗透率越低,见水越早。研究成果对于低渗透油藏的合理开发具有理论指导意义。     

特低渗透油藏多层合采水驱前缘

针对特低渗透油藏多层合采时各层注水推进速度差异较大的问题,为准确计算各层水驱前缘的位置,利用特低渗透油藏渗流理论,建立理论模型,推导了考虑油相非线性渗流特征的水驱前缘的计算公式,分析了渗透率级差、注采井距、非线性渗流特征对水驱前缘的影响.结果表明:储层渗透率越小,水驱前缘距注水井的距离越小,且考虑非线性渗流特征计算出的水驱前缘更小;注采井距越大,水驱前缘位置与注水井距离变大,但是无因次水驱前缘变小,而不考虑非线性的无因次水驱前缘保持不变,反映出非线性渗流特征使油藏开发效果变差.     

变形介质稠油油藏底水突破时间预测方法

目前稠油油藏底水锥进没有考虑介质变形、幂律特征、启动压力梯度等问题,基于稠油油藏的渗流特征及储集层介质的压力敏感性等特点,推导出了考虑多因素影响的稠油油藏底水突破时间预测数学模型。分析了幂律指数、介质变形系数、启动压力梯度及产量对底水突破时间的影响。研究表明：随着启动压力梯度的增加,井底压力降低,底水与井底之间的压力差越大,底水突破时间提前;幂律指数的大小也影响底水的锥进,幂律指数越大,底水突破时间延长;介质变形系数越大,底水突破越早;油井见水时间随着产量的增加而提前。对于介质变形油藏而言,生产井存在最优的生产压差,在实际生产设计中应考虑变形介质的具体特点进行优化设计,尽量延长油井无水采油期。     

用逐步稳态替换法确定低渗油藏合理井距

以杨清立提出的非线性渗流连续模型及最新试验数据为基础,利用逐步稳态替换法确定低渗透油藏的合理井距,分析启动压力梯度和驱动压差对合理井距的影响.结果表明:启动压力梯度对合理井距有较大影响,启动压力梯度越大,合理井距越小;启动压力梯度较小时,增大驱动压差可以增大注采井距;启动压力梯度较大时,驱动压差的影响不大,需要采取压裂...     

薄层低品位油藏孔隙结构及渗流特征

薄层低品位油藏的油层厚度比较薄、埋藏比较深、渗透率比较低、储量丰度低、开采难度大。通过物理模拟实验研究了薄层低品位油藏的孔隙结构特征、两相渗流规律、启动压力梯度和岩石压缩性的变化规律,重点分析了不同渗透率毛管压力曲线的变化、不同渗透率相对渗透率曲线的变化规律、启动压力梯度对储层物性的影响、流动系数之间的关系、围压与渗透率之间的变化规律等。结果表明,薄层低品位油藏的孔隙结构及渗流特征与中高渗油藏有很大不同,启动压力梯度和压力敏感性影响很大,必须选择合理的注采压差和注采井距,建立有效的驱替压差,才能克服启动压力梯度和压力敏感性的不利影响,改善开发效果。     

低渗透油田反九点井网面积波及效率影响研究

根据低渗透油藏面积注水开发的特点,在流管模型的基础上,推导出了考虑启动压力梯度的反九点井网面积波及效率和油井见水时间计算公式,解决了低速非达西渗流不同于达西渗流的面积波及效率理论计算问题。研究表明,低渗透油田反九点井网中角井和边井的见水时间和面积波及效率不同,需要对边井和角井采取不同的工作制度以调节水驱均匀程度。为低渗透油藏反九点井网的开发设计和评价提供了理论依据。     

特低渗透天然砂岩大型物理模型渗流规律

建立特低渗透天然砂岩大型物理模型,提出研究特低渗透油藏渗流规律的新方法.通过引入无因次产量系数的概念,分析大模型的渗流曲线,给出天然大模型的渗流特征;结合对比小岩样的非线性渗流规律和测量的平面压力梯度场,将大模型划分为死油区、非线性渗流区和拟线性渗流区.研究结果表明:特低渗透天然大模型同小岩心一样具有非线性渗流特征,相同注采压差下,渗透率越低,无因次产量系数越小,非线性渗流特征越显著;注采压差越大,无因次产量系数越大,最终趋于定值.大模型的渗流区域与注采压差、井距及模型物性有关,相同注采压差和井排距下,渗透率越低,死油区范围越大,非线性渗流区和拟线性渗流区越小;增加注采压差、缩小井排距均可缩小死油区,甚至使死油区消失,整个油藏流动能力增强.该新方法更能直观地描述实际油藏的渗流规律.     

含裂缝低渗透油藏井网调整平面波及效率研究

合理部署注水开发井网以及研究低渗透油藏的水驱油渗流规律是经济有效地开发低渗透油藏的前提条件。通过对物理模拟结果的灰度处理,对比正方形反九点井网和菱形反九点井网的平面波及效率,优选出适用于含裂缝低渗透油藏开发的基础井网。通过对比正方形反九点井网与菱形反九点井网,发现:含裂缝低渗透砂岩油藏中,菱形反九点面积井网能有效扩大平行于裂缝方向的注采井距,缩小垂直于裂缝方向的注采井距,可有效改善平面上各油井的均匀受效程度,延缓角井水淹时间。开发后期,角井含水较高,基础井网不能满足开发需要时须适时进行加密转注调整。通过对比三种加密调整方式的面积波及系数,优选出适合含裂缝低渗透油藏的加密调整方案,有效指导含裂缝低渗透油藏的开发。     

西峰特低渗油藏流体渗流特征影响因素实验研究

西峰特低渗油藏原油含蜡量和油气比相对较高,地饱压差小,生产过程中近井地带生产压差下降过快导致溶解气逸出,造成流体间热交换量增大,引起近井地带储层温度降低,原油中蜡等重质组分析出使得近井地带有机垢堵塞严重.根据渗流力学和边界层理论,对西峰特低渗油藏不同温度下油、水两相及单相渗流特征进行了实验研究.实验结果表明:温度和压力降低导致原油中重质组分在孔隙表面吸附量增大,流体边界层增厚,致使油相和水相渗流的启动压力梯度增大,油水流度比增大,油水两相区变窄,岩心润湿性由水湿向油湿转变,驱油效率明显降低,最终导致油井产能降低.     

低渗透油藏油水两相启动压力梯度变化规律研究

低渗油藏单相渗流启动压力梯度目前已进行了大量研究,但油水两相启动压力目前研究很少,没有明确的结论.较系统地研究了两相启动压力梯度产生原因及变化规律,从启动压力梯度定义出发研究了两相启动压力梯度的测定方法.用胜利油田天然低渗岩心测定了不同渗透率岩心油水两相启动压力梯度与含水饱和度的关系,通过数据回归建立了油水两相启动压力梯度与渗透率、饱和度之间的经验关系式.实验结果表明:油水两相同时渗流时,两相的启动压力梯度相等,随含水饱和度的增加而呈线性降低的趋势,并且渗透率越低的岩心,降低的趋势越明显.建立了根据岩石的物性预测研究区块两相启动压力梯度的经验方法.     

各向异性油藏菱形反九点井网合理井排距研究

油藏的各向异性对油田开发过程中的井网布置和油井产能具有重要影响,常规规则井网不能很好地适应各向异性油藏,渗透率主方向油井见水时间短,而渗透率侧方向储层水驱效果不佳或油井未见效。为解决该问题,突破传统的常规规则井网形式,根据水驱油的流管法原理和物质平衡方程,构建平面各向异性油藏菱形反九点井网。当边井和角井见水时间相等时,各向异性油藏可以达到均衡驱替的效果。根据各向异性油藏的基本特征,建立了各向异性油藏菱形反九点井网合理注采单元几何参数的定量计算公式,并通过实例对所建立公式进行了验证。在各向异性油藏中,短轴角井井距随着长轴角井井距的增加而增加,随各向异性系数的增加而迅速降低,在各向异性系数为10时,短轴角井井距的减小趋于平缓。新的菱形反九点井网提高了油藏的采出程度和注入水的波及效率,为平面各向异性油藏构建合理的九点井网提供了理论依据。     

考虑低渗点启动压力梯度的中东孔隙型碳酸盐岩油藏波及系数修正方法

 根据中东地区孔隙型碳酸盐岩油藏渗透率分布范围大、低渗与中高渗渗流规律并存的特征,针对低渗点存在启动压力梯度而难以动用的问题,采用数值模拟方法分析低渗点启动压力梯度对油藏波及系数的影响规律,通过耦合低渗点启动压力与井间驱替压力分布,提出考虑低渗点启动压力梯度的孔隙型碳酸盐岩油藏波及系数修正方法。以中东地区M油藏为例进行应用分析,计算得到的渗透率为5×10^-3~35×10^-3 μm²、变异系数为0.6~0.8时,波及修正系数分布范围为0.75~0.99,证明了该孔隙型碳酸盐岩油藏波及系数修正方法的可靠性和实用性。     

大庆油田杏六区块东部聚合物驱试井分析

对大庆油田杏六区东部区块聚驱条件下含水率、产液量等动态参数的变化规律进行了综合评价.同时结合生产井实例对杏六区聚合物驱试井曲线的变化特征进行分析.结果表明:注聚合物后地层渗透率降低,渗流阻力增大,注采压差增大;各注聚试验区虽然注入压力有较大幅度的增加,而生产井流动压力却有不同程度的下降,含水率下降,产液量上升;根据试井解释时采用的油藏模型,可以判断在聚合物驱油过程中,油藏模型由均质油藏变化为复合油藏再变化为均质油藏,或由均质油藏变为均质加边界油藏再变化为均质油藏;为防止聚合物突破时间过快,可在聚合物驱油初期对地层进行适当调剖,避免油藏过早达到均质油藏阶段,这有利于提高中低渗透层的出油潜力,有效提高原油采收率.     

改进的低渗透带隔板底水油藏油井见水时间的预报式

底水油藏开发面临的核心问题是底水的锥进,准确的预测底水油藏油井的见水时间至关重要,它可为合理地制定油藏的开发方案提供依据。基于底水锥进和低渗透非达西渗流原理,考虑隔板下部底水锥进的垂向渗流方式和沿隔板的径向渗流方式,推导出低渗透带隔板的底水油藏油井见水时间的预测公式。对于低渗透带隔板的底水油藏,由于考虑了启动压力梯度和应力敏感等因素的影响,计算出的油井见水时间要比不考虑以上因素的值大。经鄂尔多斯盆地某油井的实际计算,预测的见水时间与实际见水时间较接近。该公式为准确预测此类油井的见水时间提供了借鉴和指导意义。     

考虑油相启动压力梯度的蒸汽前缘数学模型

稠油热采过程中,蒸汽前缘的移动规律一直受到人们的重视。稠油地下渗流具有非牛顿特征,多数研究者考虑了蒸汽超覆和拟流度比对蒸汽前缘的影响;但是未考虑稠油的启动压力梯度。针对稠油非牛顿特征,通过对蒸汽前缘上边界进行表征,建立了同时考虑启动压力梯度、蒸汽前缘上边界变化和拟流度比的蒸汽前缘数学模型,弥补了现行蒸汽前缘数学模型的一个缺陷。通过进行差分离散及Matlab数值计算,得到了形状因子、拟流度比与蒸汽前缘形状关系图版。结果表明,蒸汽前缘上边界随着启动压力梯度的增大而减小,增大形状因子或减小拟流度比,均可降低蒸汽超覆程度,提高蒸汽前缘的波及效率。