氮气泡沫开发稠油底水油藏的物质平衡方程

稠油底水油藏蒸汽吞吐过程中易形成底水在加热范围内的锥进,在底水锥进严重的生产井底部高压注入氮气泡沫,可以将水锥压回原始油水界面.将注氮气泡沫压水锥的过程看作气驱油、油驱泡沫和泡沫驱水3个过程,建立了多轮次蒸汽吞吐后注氮气泡沫控制稠油底水油藏底水锥进的物质平衡方程,得到了泡沫分离的氮气和表面活性剂溶液的启动油量、原油富集带厚度以及底水面深度的计算方法.对胜利油田某稠油底水油藏的一口生产井实施注氮气泡沫压水锥进行了计算,结果表明,对于600 m3/h的注氮气速度,注泡沫19 d可将水锥压回原始油水界面,最优的射孔高度距原始油水界面14.26 m.     

氮气泡沫开发稠油底水油藏的物质平衡方程

稠油底水油藏蒸汽吞吐过程中易形成底水在加热范围内的锥进，在底水锥进严重的生产井底部高压注入氮气泡沫，可以将水锥压回原始油水界面。将注氮气泡沫压水锥的过程看作气驱油、油驱泡沫和泡沫驱水3个过程，建立了多轮次蒸汽吞吐后注氮气泡沫控制稠油底水油藏底水锥进的物质平衡方程，得到了泡沫分离的氮气和表面活性剂溶液的启动油量、原油富集带厚度以及底水面深度的计算方法。对胜利油田某稠油底水油藏的一口生产井实施注氮气泡沫压水锥进行了计算，结果表明，对于600m^3／h的注氮气速度，注泡沫19d可将水锥压回原始油水界面，最优的射孔高度距原始油水界面14．26m。     

冷家油田边底水稠油油藏水侵规律研究及对策

针对冷家堡油田块状边底水油藏水侵导致吞吐效果变差的开发难题,对该块油水分布规律进行了研究,找出水侵规律,然后依据水侵方式和规模确定出治理对策.通过实施打隔板堵水、化学堵水、堵水+助排、边部水平井挖潜等措施,控制水侵,提高油层动用程度,改善吞吐效果.     

强底水非均质块状底水油藏开发特征研究

以HB辫状河强底水块状油藏为例,探讨了同类油藏特征下产能递减规律,建立此类油藏产能递减典型曲线。结合HB油藏隔夹层分布特征与生产动态特征,将HB油藏含水上升模式分类,并从地质特征、生产时间角度分析了不同含水上升模式出现的原因,进而提出了相应的开发技术对策。研究成果对指导此类油藏后期调整以及前期布井策略都有较高的指导价值。     

底水气藏水侵物理模拟实验与数学模型

应用实验与数值模拟相结合的方法对底水气藏衰竭开采过程中的水侵规律进行了研究。首先通过底水气藏衰竭开采的物理模拟实验,得出水侵规律及各参数随时间的变化数据,然后建立岩心尺度的水侵数学模型,该数学模型在实验条件下计算出的压力数据与实验结果具有很好的一致性,进一步通过数学模型计算,分析得到影响水侵规律的敏感因素。渗透率和产气速度,决定了稳产期采收率。水体可以为气藏提供一定的能量,水体大小对采出程度的影响很小。     

低渗透底水油藏长水平井产能公式

低渗透底水油藏长水平井产能对长水平井开发可行性论证及优化有重要指导意义。依据渗流力学与油藏工程相关理论方法,在考虑低渗透底水油藏的各向异性、启动压力梯度、定压边界特征及长水平井流场特征的基础上,运用流场劈分、镜像反映原理、等值渗流阻力法及复势理论推导了低渗透底水油藏长水平井稳态产能公式,并通过实例计算研究了避水高度与启动压力梯度对产量的影响。发现产量随无因次避水高度增加而降低,并综合确定最佳无因次避水高度为0.5;启动压力梯度增加,产油量降低;启动压力梯度越大,油藏各向异性对底水油藏长水平井开发的产能影响越小。     

预测裂缝型有水气藏早期水侵动态的新方法

四川盆地气藏地质情况复杂,储集层具有明显的低孔低渗特征,非均质性强,裂缝发育程度差异较大,气井产量大幅降低并出现水淹现象。利用气藏开发早期的试采数据来研究水体的性质及早期水侵动态,基于物质平衡原理建立了水侵动态预测模型,通过计算水侵强度系数得出气藏的水侵动态指标,避免了直接计算水侵量,运用非线性最优化方法进行求解并给出了相应的解法。针对实际气藏,利用该模型计算了反映水侵动态的各项指标。研究表明,该方法可以准确获得非均质气藏水体性质和水侵动态,其结果对提出早期控水措施很有帮助。对有水气藏的开发中实施早期控水措施具有重要的实际意义。     

底水油藏水平井控流完井数值模拟耦合模型

为了预测控流完井条件下底水油藏水平井生产动态并设计关键控流参数,以数值模拟方法为数学求解手段,建立三维空间油水两相混合网格耦合模型,引入"拟传导率"概念,使得耦合模型中包含的油藏渗流、井筒管流和筛管控流3种数学模型可写成统一线性数学表达形式,从而方便建立大型线性方程组求解。结果表明:拟传导率反映相邻网格之间井筒管流或筛管控流流动过程中某相流体流量和压降的比率,流体流动阻力越大,则拟传导率越小,反之亦然;相比常规裸眼井下滤砂管完井,用耦合模型设计控流参数的控流完井方法使得实例井流入流率剖面、油藏渗流压降剖面、水脊前缘上升剖面和见水时间剖面更加均衡,见水时间大幅延长。     

水驱气藏水侵量的计算方法

水驱气藏开发在我国气田开发中占有重要位置,本文系统介绍了水驱气藏的识别、水侵量的确定及其计算方法。根据物质平衡原理,着重介绍了几种用于水侵计算的模型或解析方程组,包括Schilthais稳态模型、Van Everdingen & Hurst非稳态边水驱模型和Fetkovich拟稳态模型。这对于水驱气藏的开发具有重要的参考价值和指导意义。     

边水油藏水平井见水时间预测新方法

目前关于油藏底水锥进问题的研究很多,但对于边水油藏边水推进及水平井见水时间研究很少。基于不同位置水平井段处见水时间差异特征,考虑了非活塞式驱替,推导了近似直线供给边界的边水油藏水平井见水时间预测新公式。实例应用及数值模拟研究表明该预测公式有较高的精度。预测新公式为深入研究边水推进机理,控制见水时间提供了理论依据,对边水油藏生产管理具有重要的指导意义。     

考虑纵向非均质性的底水气藏临界产量计算方法

底水锥进是底水气藏开发的重要问题。国内外学者开展过大量关于临界产量计算模型的研究;但是物理模型中一般假设为均质地层,未考虑实际储层中普遍存在的纵向非均质性对底水锥进的影响。对比分析了目前常用临界产量计算模型的优缺点,指出Dupuit公式计算结果普遍偏小,Schols公式具有更强的应用性;同时在考虑纵向非均质性基础上,对传统计算模型进行修正。实例计算表明,考虑纵向非均质性的临界产量计算结果比传统模型计算结果高12~20倍,说明纵向非均质性对底水锥进存在明显的抑制作用,新方法更加适用于实际底水气藏临界产量的计算。     

次生底水油藏的三元复合驱替特征及影响因素

原生整装油藏经过长期注水开发后,逐渐演化为次生底水油藏。次生底水油藏的剩余油类型包括中上部的弱动用可动剩余油、中下部水驱绕流式可动剩余油和高水淹区的水驱后残余油。对该类型油藏开展三元复合驱以进行挖潜。利用油井生产数据,将三元复合驱替历史分为驱油剂的受效前期、持续受效期和受效后期3个阶段,确定驱油剂持续受效期时间跨度。利用驱替特征曲线定量化确定各井在驱油剂持续受效期的驱替能力,同时分析了影响驱替效果的工程和地质及化学因素。结果表明,次生底水油藏的三元复合驱开发特征与常规底水油藏开发明显不同,而工程和地质因素对该两种油藏类型生产特征的影响作用是相似的。驱油剂中的聚合物组分对整个开发历史的油水渗流具有重要的影响。     

鄂尔多斯盆地三叠系低渗透油藏暴性水淹分析及对策

鄂尔多斯盆地低渗透油藏物性差,产能低,储层有裂缝。在开发过程中,由于未处理好裂缝方位与注采连线之间的关系、断层导水以及低渗油藏底水锥进问题,导致部分油井暴性水淹。通过对相关文献资料的调研,本文提出了解决油井暴性水淹的措施及步骤,以期达到稳油控水,提高采收率的目的,从而保证油藏开发的整体经济效益。     

水驱气藏生产数据分析方法研究及应用

水驱气藏动态储量核算和水体大小的研究一直是此类气藏动态分析的重要内容。常规生产数据分析技术主要针对定容封闭气藏,而对于水驱气藏适应性差。为此,以气藏不稳定渗流理论为基础,考虑气藏水侵特征建立了水驱气藏渗流模型,利用Laplace变换法推导获得了水驱气藏不稳定产量响应解,计算并绘制了现代产量递减典型曲线。根据曲线特征将产量递减过程划分成4个典型流动阶段,讨论了无因次水侵量和无因次水侵时间对产量递减典型曲线的影响。结合现代生产数据分析技术,利用气井产量与压力的相互关系,提出了定量评价水侵强度和水侵开始时间,求取动储量、渗透率等气藏参数的方法。现场实际生产数据分析结果表明,该方法满足水驱气藏动态分析的工程实际要求,对于指导此类气藏的开发具有重要意义。     

底水气藏水平井见水时间研究

 底水脊进是底水气藏水平井气藏工程研究中遇到的最大问题。利用镜像反映和势的叠加原理得到底水气藏水平井势分布,导出考虑地层各向异性的水平井产能公式、水平井见水时间公式、底水脊进时任意时刻水脊高度的公式。计算结果表明,底水水平井产能受水平井位置和地层各向异性影响,减小水平井与底水的距离能增加水平井产量;垂向渗透率越大的地层更利于底水驱气藏水平井产能的提高。水平井见水时间主要受水平井位置的影响,水平井离底水距离越近,见水时间越长。投产后底水先以较缓慢的速度上升,到后期上升迅速。实例分析表明,该方法对底水气藏水平井气藏工程设计和理论研究具有一定的指导意义。     

异常高压油（气）藏物质平衡新方法的应用评价

在前人研究的基础上,对一种异常高压油气藏地质储量计算及动态预测的物质平衡新方法进行了分析和应用。与传统物质平衡方法不同,它无需对流体组分、压力梯度、水侵以及定孔隙体积等作限制,尤其是考虑了挥发油和反凝析的影响。通过引入挥发油和凝析油气体系的相平衡计算,使这种方法不仅适用于一般油气藏,也适用于挥发油藏和异常高压凝析气藏的动态预测和储量计算。通过实例分析,证明了上述方法对异常高压凝析气藏的适应性和准确性。     

异常高压油（气）藏物质平衡新方法的应用评价

在前人研究的基础上,对一种异常高压油气藏地质储量计算及动态预测的物质平衡新方法进行了分析和应用。与传统物质平衡方法不同,它无需对流体组分、压力梯度、水侵以及定孔隙体积等作限制,尤其是考虑了挥发油和反凝析的影响。通过引入挥发油和凝析油气体系的相平衡计算,使这种方法不仅适用于一般油气藏,也适用于挥发油藏和异常高压凝析气藏的动态预测和储量计算。通过实例分析,证明了上述方法对异常高压凝析气藏的适应性和准确性。