利用数值模拟成果确定注采结构对开发效果影响的研究

杏十区纯油区西部共发育萨Ⅱ、萨Ⅲ、葡I三个沉积单元72个细分沉积单元[1].目前油田开采对象转向了物性更差的表内薄差层和表外储层,井网与开发层系相互交叉,注水开发后动用状况复杂,剩余油分布高度零散,调整挖潜难度大.因此,需要对高含水后期水驱合理开发技术指标进行量化研究,结合压力分布状况做好注采结构调整,指导水驱油田经济...     

萨北第四过渡带区块水平井开发方案优化研究

萨北开发区北部过渡带四条带主要发育萨I组、萨Ⅱ组油层,研究区块中水平井B5-8-A53开采目的层SⅡ2 3层,SⅡ2 3层以下为油水同层或水层。目前阶段,水平井B5-8-A53的含水率有很大上升,水平井周围注水井点少,注采关系完善程度低,因此,水平井B5-8-A53周围注水井调整和油井转注问题仍需进一步研究。本文通过多种技术综合研究,加深对油层认识程度,完善油层精细地质建模方法,建立区块精细地质模型,精确描述层内隔层、描述层内非均质性;总结地质模型粗化方法,对精细模型进行粗化;再通过数值模拟研究,对区块含水率和水平井含水率、地质储量进行了拟合,并在剩余油分布研究的基础上,结合建立的地质模型选出打井的井位,并对打井方案进行预测和优化,找出水平井B5-8-A53开采效果最好的单井最佳方案,把单井最佳方案进行组合,优选出最佳的组合方案;为油田特高含水期的水平井B5-8-A53开发提供技术保证。     

北区过渡带水平井B58A53产能预测研究

对水平井产能预测大体分为两种方法:解析法和数值模拟法。通过利用数值模拟方法对北区过渡带水平井B58A53进行了产能预测,最终得出水平井B58A53最优日产液量和最优生产压差,对水平井日后生产措施的调整与规划具有一定理论和现实意义。     

复杂断块油田中高含水期油水渗流规律研究

针对冀东油田主力油层2个区块天然岩心的3个不同含水阶段,研究复杂断块油田进入中高含水期后储层物性的变化及油水渗流规律。用分形维数表征孔隙结构参数,采用分段拟合回归分析大孔隙与小孔隙的物性差别,绘制含水率与含水饱和度、驱替效率、无因次采油指数采液指数的关系曲线。分析结果表明:随着注入水的增加,孔隙度渗透率增大,稠油油藏孔隙度增加幅度更大,岩石的亲水性增强,大小孔隙的分形维数均减小,岩心非均质性变弱;随着含水率增加,驱替效率增加,高含水阶段增长变缓;无因次采油指数随着含水率的升高而下降,当至高含水期时,稠油油藏采油指数急剧下降,稀油油藏采油指数趋于稳定;稠油和稀油油藏的无因次采液指数均急剧上升,进入水洗阶段,稀油油藏适合整体提液,稠油油藏应在含水80%前提液。     

矩形五点法井网产能计算及井网优化方法

在前人研究的基础上,利用保角变换、汇源反映和势叠加原理等渗流理论,对水平井与直井联合布井的五点矩形井网的产能公式进行了理论研究.推导出矩形井网条件下水平井的产量公式,提出了水平井无因次长度的概念,它比井网穿透系数能更好地反映水平井长度和水平井产量的关系,给出了水平井无因次长度与最优井网形状的无因次关系曲线.其结果可用于现场开发方案的设计及产能预测.     

底水驱动油藏水平井油水两相流产能研究

首先利用镜像反应法和势的叠加原理,对底水驱动油藏水平井稳定渗流进行理论研究,得到只有单相油流流动条件下的底水油藏水平井产能公式;在单相油流流动的基础上,以单相流动时的产量作为水平井的初始产量,再应用势的叠加原理和等值渗流阻力法推导出两相流动时的底水驱动油藏水平井产能公式。     

葡萄花油层高含水期水平井参数优化

为提高大庆油田萨北过渡带葡萄花油层PI3单元的原油产量,增加最终采收率,根据葡萄花油层地质概况,采用数值模拟方法,开展水平井开采参数优化研究。分析葡萄花油层剩余油饱和度分布规律,优化水平井SJ1在目的油层的井轨迹及水平井射孔射开层段位置,确定目的层内水平井最佳多段射孔组合方案及射孔方式,并划分措施隔水层位置。模拟结果表明:PI3油层剩余油主要分布在油层中下部的4～6小层内,剩余油储量为33.34万t;最优水平井入靶点位于980.3m深度,钻井完钻深度为991.5 m,水平段长度约为186 m;在最佳射孔位置组合方案及分段射孔方式条件下,水平井累积产油量为1.961万t,综合含水率为96.8%。参数优化后的葡萄花油层水平井合理产液量为50～60 m3/d,采收率提高了16.08%,达到了有效挖潜剩余油的目的。     

脉冲试井分析方法的改进

针对低渗透油藏的脉冲试井压力反应特点,对原脉冲试井理论方法进行了改进,并研制了新的脉冲试井理论图版.对实测资料进行了解释,结果合理.本文研制的脉冲试井理论图版使脉冲试井方法不仅适用于中高渗透油藏而且适用于低渗透油藏,为低渗透油藏的非均质性描述提供了一种有效的方法.