特高含水期整装油藏数值模拟中的几个关键问题

油藏经过长期注水冲刷以后,储层渗透率及油水运动规律发生明显变化,特别是进入特高含水期后,储层的这种变化特征以及夹层和高渗流带对剩余油的影响,是油藏数值模拟需要考虑的重要因素。通过对泥质、灰质、物性夹层参数进行分类赋值,并建立储层物性渗透率时变模型和不同含水阶段相对渗透率模型,实现高精度历史拟合和剩余油描述,为制定开发技术政策界限以及设计优化开发调整方案提供可靠依据。     

底水油藏高含水期剩余油挖潜可视化驱油实验

C油田馆陶组油藏为强底水油藏,储层物性具有高孔、高渗特征,经过长期天然能量开采,整体进入高含水开发阶段,亟待探索新的补充能量方式,提高剩余油动用程度。研究为了实现油藏开发过程模拟的可视化,结合油藏实际情况,设计了满足几何相似条件的物理胶结模型和两组不同介质(活性水,气体和泡沫交替)驱替实验,利用X射线安检机直观了解岩层中流体渗流情况、底水锥进现象以及剩余油分布特征。研究表明：大尺寸平板模型实验能够直观地描述底水油藏水锥形态;2组实验在初始底水驱阶段水驱规律相同,水驱采收率达到42%,波及范围有限,井间和顶部剩余油富集;活性水驱阶段提高采收率0.73%,剩余油动用程度不高,顶部剩余油富集;气体和泡沫交替驱可有效动用井间和顶部剩余油,较水驱提高采收率2.14%。     

稠油底水油藏剩余油分布研究及水平井开发调整

秦皇岛32-6油田西区NmⅡ1砂体为稠油底水油藏,经过5年多的定向井开发目前已经进入高含水期开发阶段。首先通过生产动态和生产测井分析油层水淹规律,然后进行精细油藏描述,建立油藏数值模拟模型,研究剩余油分布规律。在搞清油层中剩余油分布规律的基础上,进行了先导试验水平井,先导试验井产量高、无水采油期长,证明以上剩余油分布研究是正确的。最后提出水平井整体加密挖掘NmⅡ1砂体稠油底水油藏井间剩余油的开发调整策略。实际生产证明,NmⅡ1砂体水平井开发调整是成功的,为同类油藏的开发调整提供了生产经验。     

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。     

太平边底水稠油油藏高效调整技术

针对太平油田边底水稠油油藏直井开发含水上升快、储量动用程度低、采收率低的问题,为了改善开发效果,提高储量动用程度和采收率,开展了边底水稠油油藏水平井整体调整技术研究,初步形成了边底水稠油油藏剩余油分布规律研究、隔夹层研究、水平井技术等水平井整体调整配套技术,在太平油田应用后取得好效果,对太平油田边底水稠油油藏及同类油藏的开发具有较好的指导和借鉴意义。     

气顶底水浊流相油藏剩余油分布研究

浊流相油藏中存在气顶和底水时,因其特殊的沉积特点,内部油气水运动变化复杂,开发中后期剩余油分布研究难度较大。以欢17块大凌河油藏为例,应用油藏数值模拟方法,定量研究了气顶底水浊流相油藏开发中后期剩余油分布规律。通过研究,明确了此类油藏地质模型建立过程中的关键点在于隔夹层分布的正确描述。给出典型范例详解了隔夹层分布的修正过程;指出了此类油藏拟合过程中的重要拟合指标综合含水率和产气量的拟合关键点,并分析得出油侵气顶区及构造顶部区是该类油藏剩余油的主要富集区域。最后,基于剩余油数值模拟结果,提出了压水锥和侧钻水平井相结合的开发调整方式,为高效开发此类油藏提供了技术支持和决策依据。     

塔河低幅大底水油藏高含水期剩余油分布

为准确表征低幅大底水油藏高含水期剩余油富集特征,为油藏下一步调整指明方向。以塔河1区三叠系下油组为例开展精细数值模拟剩余油综合研究,目标油藏纵向上剩余油主要分布在油层顶部,平面上剩余油主要分布在构造高部位及井间。剩余油主要受构造、夹层、储层非均质、断层、井网、井型、沉积韵律等多种因素综合影响。针对低幅度大底水油藏剩余油的主要特点,氮气泡沫驱挖潜剩余油矿场试验取得了较好效果,未来可能成为此类油藏剩余油挖潜的主要方式。     

塔河低幅大底水油藏中高含水期剩余油分布

为准确表征低幅大底水油藏高含水期剩余油富集特征,为油藏下一步调整指明方向。以塔河1区三叠系下油组为例开展精细数值模拟剩余油综合研究,目标油藏纵向上剩余油主要分布在油层顶部,平面上剩余油主要分布在构造高部位及井间。剩余油主要受构造、夹层、储层非均质、断层、井网、井型、沉积韵律等多种因素综合影响。针对低幅度大底水油藏剩余油的主要特点,氮气泡沫驱挖潜剩余油矿场试验取得了较好效果,未来可能成为此类油藏剩余油挖潜的主要方式。     

边底水油藏剩余油挖潜研究与实践

港东油田二区六断块构造比较完整,属复杂断块中构造较简单的区块。油层主要集中在上第三系明化镇组下段和馆陶组顶部,馆陶油组为典型的边底水油藏。1969年投入开发,经历40多年的开采,目前已经进入高含水后期开发阶段,断块的综合含水高达95.8%,含水在90%以上井,基本上集中在主力砂体。由于直井开发水锥现象严重.开发状况不断恶化,导致采收率低,大量剩余油滞留地下无法采出。针对该油藏地质特点和开发状况,对馆陶组底水油藏进行综合研究选定剩余油富集的有利目标区,进行层系划分、井型井网论证。对水平井开发挖掘厚油层顶部剩余油开展参数论证,并优化应用。对比分析区块调整前后指标变化特点,总结边底水油藏剩余油挖潜规律,为同类型油藏的高效开发提供经验和借鉴。     

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。     

港西油田复杂断块油藏储层参数解释模型研究

建立准确的储层参数测井解释模型,为储层研究提供基础地质数据,是油藏精细描述的关键和重要基础。在综合研究港西油田岩心、测试、地质等资料的基础上,分析储层岩性、物性、含油性和电性四者之间的关系,建立储层物性解释模型,为精细研究高含水期剩余油分布规律奠定基础。通过验证所建模型,解释精度高,可以满足方案设计的需要。     

水平井流入控制阀控底水原理及影响因素分析

随着钻完井技术的发展,采用流入控制阀（ICD）完井技术开发底水油藏成为提高产量、降低成本的有效途径。弄清水平井ICD 控底水原理及影响因素成为利用其实现延缓底水锥进、提高油藏最终采收率的关键。在分析ICD 控水限流原理基础上,通过模拟计算,具体分析了流动剖面、环空流动、含水率等3 个影响控水效果的主要因素。分析结果表明：对于不具有高含水段的油藏,可以利用ICD 增大高渗段阻力,从而在牺牲总产液量的基础上降低产水,实现控水;ICD 所产生附加压降有效地减少了环空流动,增强了控水的稳定性,为实现长期稳油控水提供了保障;对储层物性参数分布认识出现偏差将会较大地影响ICD 的控水效果;对于存在高含水段的水平井,需要增大高含水段的附加压降,降低高含水段的产液量,才能有效实现控水。对水平井ICD 控底水原理及影响因素的分析结果为优化水平井ICD完井设计,控制底水锥进提供了技术思路。     

海相稠油油藏高倍数水驱岩心润湿性实验及微观机理

中国南海珠江口盆地海相砂岩强边底水稠油油藏,采用水平井、大液量和天然能量开发。由于水驱倍数高,储层经过强烈冲刷,储层润湿性发生改变,从而影响水驱渗流特征。目前关于高倍数水驱储层润湿性变化的研究集中于陆上稀油油藏,对于海相沉积的稠油油藏研究偏少,且微观机理解释不多。本文改进了常规润湿角实验规范和流程,首先利用不同黏度油样和地下岩样进行高倍数水驱实验,然后测定高倍数水驱后岩心润湿性,研究原油黏度和驱替速度对岩心润湿性变化影响。结合X-衍射定量分析、扫描电镜、稠油四组分含量测定实验结果和分子动力学模拟方法,从矿物成分变化和极性物质含量方面,分析了润湿性变化的微观机理。结果表明:原油黏度越大,高倍数水驱前油湿性越强,高倍数水驱后接触角变化的绝对值越大;当原油黏度为150 mPa·s时润湿性改变的潜力最大;水驱过程岩心黏土矿物含量的变化和岩心表面油膜的破坏是润湿性转变的重要因素。该成果对海相稠油油藏提高采收率具有指导意义。     

高含水期油藏精细数值模拟研究

传统的油藏数值模拟方法由于没有考虑高含水期油藏开发过程中储层岩石和流体参数的变化,常导致模拟结果的失真。为此对传统方法进行了改进。选用Eclipse数值模拟软件中的黑油模型,应用分阶段油藏数值模方法及垂直平分(PEBI)网格划分技术对胜坨油田二区沙二段第3砂层组进行了高含水期油藏数值模拟。结果表明,分阶段建立地质模型和流体模型,其模拟结果更符合油田开发实际情况。采用PEBI网格划分技术精确描述断层、砂岩尖灭、不规则边界等复杂地质现象,可提高数值模拟的精度。在不同开发阶段油藏剩余油分布受不同因素的控制,在弹性开发阶段,油藏剩余油主要受储层物性的差异性以及井网方式所控制;而在水驱稳产开发阶段,注入水对储层物性的改造及对高含水期剩余油分布起到较大的控制作用。     

高含水期油藏精细数值模拟研究

传统的油藏数值模拟方法由于没有考虑高含水期油藏开发过程中储层岩石和流体参数的变化，常导致模拟结果的失真。为此对传统方法进行了改进。选用Eclipse数值模拟软件中的黑油模型，应用分阶段油藏数值模方法及垂直平分(PEBI)网格划分技术对胜坨油田二区沙二段第3砂层组进行了高含水期油藏数值模拟。结果表明，分阶段建立地质模型和流体模型，其模拟结果更符合油田开发实际情况。采用PEBI网格划分技术精确描述断层、砂岩尖灭、不规则边界等复杂地质现象，可提高数值模拟的精度。在不同开发阶段油藏剩余油分布受不同因素的控制，在弹性开发阶段，油藏剩余油主要受储层物性的差异性以及井网方式所控制；而在水驱稳产开发阶段，注入水对储层物性的改造及对高含水期剩余油分布起到较大的控制作用。     

基于有效驱替通量的油藏物性综合时变数值模拟技术及应用

水驱开发油田进入高含水期后在水的高倍冲刷下储层物性不断发生变化,影响储层剩余油分布与调控策略的制定.为精确模拟储层时变条件下剩余油的分布状况,根据室内试验和矿产资料利用有效驱替通量定量表征储层物性参数的时变规律,并形成基于驱替通量的时变数值模拟技术.建立概念模型对时变软件进行应用,分析不同时变参数对开发效果和剩余油分布...     

大港油田埕海一区馆陶组剩余油分布规律研究

大港油田埕海一区馆陶组为构造砂岩底水油藏,储层发育受辫状河道控制,内部发育多条小断层和隔层。开发过程中底水锥进严重,使得井间分布大量剩余油。通过油藏精细地质模型和油藏数值模拟,准确描述剩余油的分布规律,部署了调整井,预测了开发效果。     

常规底水油藏水锥高度计算方法研究

基于静力学原理和地下流体的运动规律方程,建立了底水油藏水锥体侧斜面为曲线情况下的水锥高度模型.该模型定量地描述了水锥高度与产量、油层厚度、井径向距离以及油层渗透率、原油黏度等因素之间的关系,根据该模型可求出最大水锥高度、不同径向距离处水锥高度、无水临界产量.同时建立了底水油藏水锥高度模型的求解方法:假定油相流动为平面径向流并不考虑油相非达西流动,可以求出模型的解析解;假定油相流动为球面向心流以及考虑油相非达西流动时,只能求出模型的数值解.同时结合矿场实例分析了水锥特征,为底水油藏开发提供了参考依据.     

边底水稠油油藏单砂体水淹规律量化研究

摘要：渤海A油田是典型的边底水合采的稠油油藏,基本没有无水采油期, 笼统注水后表现出注水井各层段吸水不均匀,注入水单层、单向突进问题比较严重,生产井的含水上升快,产量递减加快的特点,为进一步挖潜油田剩余油,全面掌握各单砂体的水淹状况是非常必要的。传统的油田小层平面水淹图的研究是将注水井的注入水劈分到对应的油井上,然而,对这种边底水能量较强的天然水水侵量的研究尚未见到报道。笔者将等值渗流阻力法应用到边底水水侵量的计算中,摸索出一套定量分析边底水稠油油藏单砂体水淹规律研究的方法,并将其计算结果与油田实际生产动态对比,相对误差较小,为海上同类油田水淹规律的研究提供了一种新的思路。     

稠油底水油藏地质研究及水平井调整实践

我国东部油田由于受沉积环境的影响,油藏类型大部分为复杂断块油藏,物性差,非均质性强。羊三木油田三断块Ngl油组是一个复杂断块稠油底水油藏,投入开发近30年,目前采出程度不足8%,开发效果一直较差。通过精细油藏描述及剩余油分布研究,搞清储层及剩余油在三维空间展布的基础上,提出三断块Ngl稠油底水油藏,采取钻水平井加密与钻直井加密相结合,并配合一定的油水井措施整体挖掘油藏潜力的井网调整策略。羊H₁井的钻探成功,为下一步的调整、挖潜打下了坚实基础,并对同类油藏的开发调整将具有一定的借鉴意义。