特低渗透油藏平面渗流规律研究

为研究特低渗透油藏平面渗流规律,采用特低渗透砂岩露头平板模型进行了单相流体驱替实验。用相似原理建立了与实际油田五点法井网相似的四分之一单元,采用稳态法测定了平板模型在不同注采压差下出水口的产量。根据推导出的实验注采系统的产能公式,反算了平板模型的视渗透率。对特低渗透砂岩露头平板模型的平面渗流规律进行了分析讨论。发现平板模型单相驱替实验中也存在非线性渗流现象。并且渗透率越低,非线性渗流现象越明显。     

特低渗透油藏渗流特征实验研究

目前,国内外对启动压力梯度的研究基本都集中在理论研究层面,实验研究很少.用胜利油田某特低渗透油藏的天然岩心,通过实验研究了水在特低渗岩心中的启动压力梯度及流速—压差关系,束缚水饱和度下油在特低渗岩心中的启动压力梯度及流速—压差关系.通过对实验数据回归,得出了最小启动压力梯度、拟启动压力梯度、最大启动压力梯度及描述流速—压差曲线参数与岩石气测渗透率、流体黏度的经验公式,建立了确定最小、最大启动压力梯度的图版.研究表明,特低渗地层启动压力梯度及描述流速压差曲线的参数与岩石气测渗透率/流体黏度比值有很好的相关性,拟绝对渗透率与岩石气测渗透率有很好的相关性.     

特低渗透油藏驱替特征

为了深入研究特低渗透油藏水驱油的渗流规律,建立了考虑启动压力梯度的一维油水两相驱替数学模型并进行数值求解,分析了启动压力梯度和渗透率的非均匀分布对特低渗透油藏驱替特征的影响。计算结果表明:启动压力梯度的存在导致平均含水饱和度降低和地层压力升高,驱替效率降低;渗透率从小到大驱替时驱替效果更好。该成果为特低渗透油藏的合理开发提供理论指导。     

特低渗透油藏注气驱长岩心物理模拟

西部某油藏的储层物性为低孔特低渗,平均孔隙度12.32%,平均渗透率2.1×10-3μm2,在开发过程中存在注水困难的问题.为了研究油藏注气可行性,在室内进行长岩心驱替实验,得到了不同气体(CO2、N2及烃类干气)改善原油物性的效果,以及注入不同流体(纯水驱、纯N2驱、纯CO2驱、烃类干气驱、N2泡沫驱)提高原油采收率的效果.研究结果表明:在CO2、N2及烃类干气中,CO2能明显改善原油的物性,对原油的降黏效果和膨胀效果较明显,而N2和烃类干气对原油的膨胀不是很明显.与注水相比,注入4种气体都可以大幅度提高特低渗油藏的采收率.在4种气驱中,N2泡沫驱的驱油效率最高,达到57.12%,但驱替压差随着驱替进行而一直升高,而且在实验过程中注入压力超过了地层破裂压力,且注入量也达到7.10 PV的体积,现场实施时应引起高度重视.其次是纯CO2驱,N2驱最差.     

特低渗透油藏压裂水平井新型布井方式研究

考虑长庆油田特低渗油藏地貌特征和储层各向异性,提出了一种压裂水平井新型布井方式。从钻井和油藏两个角度论证新型布井的可行性。丛式井技术可确保压裂水平井新型布井的顺利实施。利用油藏数值模拟方法,分别从单井产能、阶段采出程度、含水率、波及面积等方面评价了压裂水平井新型布井在交错、菱形和矩形井网中的开发效果。研究表明,新型布井与常规布井在交错井网中具有相同的开发效果;菱形和矩形井网中,新型布井可以提高阶段采出程度、单井产能和相对波及面积,降低相同采出程度对应的含水率。新型布井在菱形井网（矩形井网）30 a 的相对波及面积和采出程度分别提高6.00%（10.00%）和0.96%（1.60%）,含水率95% 的采出程度提高1.05%（1.50%）     

特低渗透油藏注CO_2驱参数优化研究

安塞王窑区长6储层属于特低渗透油藏,经过多年的注水开发,目前已进入中高含水期,注水开发的矛盾日益突出,进一步提高水驱采收率难度大。CO2驱在一定程度上能够弥补水驱的不足,是特低渗透油藏提高采收率的一种重要方式。以安塞王窑区长6特低渗透油藏为研究对象,分析了该区块的地质特征和注水开发中存在的问题,应用地质建模技术和油藏数值模拟技术优选了适合该试验区的CO2驱开发方式,并且进一步优化了地层压力、采油速度、水气交替时间、关井气油比和总注气量等参数。此次研究成果将为CO2混相驱现场试验流程建设、试验的实施提供基础参数,对安塞油田全面实施CO2驱油技术具有参考和借鉴作用。     

特低渗透储层岩石渗透率应力敏感新机制

 地层岩石多孔介质的渗透率应力敏感性一直是石油工业与岩土工程建设等领域持续研究的一个热点课题.在低渗透岩石渗透率应力敏感性实验研究的基础上,提出了毛管束-孔隙网络渗流模型的多孔介质渗透率应力敏感新机制,该模型充分考虑了多孔介质孔隙之间相互连通的复杂性、渗流迂曲度以及不同类型和大小的孔隙对多孔介质渗透率贡献率的差异.有效应力作用下,低渗岩石中作为主要渗流通道的较大孔喉首先被压缩变小,流体渗流阻力和孔隙迂曲度均同时增大,这是导致有效应力加载初期岩石渗透率急剧减小的主要原因.同时渗透率越小的岩心,其中所发育的较大孔喉越少,该部分孔喉闭合后对岩心渗透率的影响越大,因此渗透率越小的岩石应力敏感性越强.与相关学者的研究成果对比表明,本文提出的新模型能够更好地解释低渗透岩石应力敏感性较强的内在原因.     

特低渗透油藏水驱油特征实验研究

针对特低渗—超低渗油层渗流特点,选取西峰油田长8油层21块岩心,通过室内水驱油实验研究,分析了低渗透油层驱油效率与储层渗透率的关系,驱油效率与注水倍数的关系,以及驱油效率与驱替压力梯度的关系.研究结果表明,低渗透油层在渗透率较低的范围内,随渗透率的降低,驱油效率则急剧降低;随注水倍数的增加,各含水阶段驱油效率增加的幅度不同,消耗的注水量也不同;随着驱替压力梯度的提高,驱油效率均呈上升趋势.     

特低渗透纵向非均质油藏周期注水研究新方法

 大庆外围某特低渗油藏不仅储层薄,渗透率特低,而且纵向上非均质性较强,水驱开发过程中层间矛盾严重,明确注水方式对特低渗透纵向非均质油藏的影响对于解决层间矛盾十分必要.建立了基于该区块地质特征的纵向正韵律非均质地质模型,采用5点井网进行数值模拟计算,考虑流体在特低渗透储层中遵循的非线性渗流规律及压力敏感性特点,研究不同周期注水方式的渗流规律.结果表明,增注-减注注水方式相同含水率下采出程度高于增注-停注注水方式;增注-减注注水方式比增注-停注注水方式储层吸水剖面均匀,相对低渗储层吸水能力增强,相对高渗储层吸水能力减弱;增注-停注注水方式增注周期注水井附近压力梯度普遍高于0.2MPa/m,注水能量被消耗在建立水流通道上.该模型能直观判断周期注水方式对非均质性开发效果的影响.     

低渗-特低渗油藏油水相对渗透率及水驱油效率影响因素研究

了解和掌握低渗-特低渗油藏的相对渗透率和水驱油规律,对于准确认识该油田区块流体渗流特征,合理、高效开发油田有着十分重大的意义。以鄯善油田特低渗储层为例,通过室内岩心实验,分析了不同因素对于低渗-特低渗油藏的油水相对渗透率和水驱油效率的影响。结果表明：岩心渗透率、原油粘度的变化都会影响低渗-特低渗油藏的油水相对渗透率曲线特征。同时,低渗-特低渗油藏的水驱油效率也会随着岩心渗透率、驱替速度和原油粘度的变化而变化。     

千米桥潜山凝析气藏开发数值模拟研究

千米桥古潜山凝析气藏是新近发现的一个复杂凝析气藏。选用三维组份模拟器,进行相态拟合、历史拟合,结合地质分析油藏工程测试结果,消除早期数值模拟的多解性,对开采方式、采气速度、井型优选等关键问题及地质参数进行了模拟对比研究。采用方案的技术优选结合经济优选,为气田的实施方案提供可行性依据。     

双相介质中储层波场特征数值模拟研究

根据双相介质弹性波方程,并对弹性波方程进行分离得到了膨胀波方程。利用高阶差分对膨胀波方程进行数值模拟,边界处理采用完全匹配层的吸收边界条件,算法实现了任意高阶差分和自动加载边界条件的纵波方程正演模拟。计算结果表明,在双相各向同性介质中存在快纵波、慢纵波,两种纵波有明显的区别,快纵波的速度远大于慢纵波的速度。在分界面上,快纵波要产生透射快纵波、透射转换慢纵波,反射快纵波、反射转换慢纵波。慢纵波具有很强的衰减性,耗散系数越小,慢纵波越明显,反之亦然。该算法的高阶差分形式可以显著地降低数值频散,有效提高地震波正演计算的精度,适应性好,操作简便灵活。     

超低渗油藏超前注水井网适应性研究

B153区长63油藏属超低渗油藏,单井产量低、产量递减速度快、稳产困难,目前采用超前注水的开发方式,但是效果不明显,单井产量并未明显提高。利用油藏工程与数值模拟方法,结合该区目前采用的井排距组合及井网类型,分析了超前注水开发效果不理想的原因。认为:目前井距过大,注入水只起到稳压并未起到驱油的作用,应适当加密调整;计算得到其合理井距为258 m,排距为152 m;井网类型建议初期选择方形反九点井网,后期调整为五点井网。研究为具有类似特征的油藏能够采用合理的井网井距进行有效开发提供了借鉴。     

特低渗透油藏CO2驱室内实验研究

针对大庆外围油田特低渗透油藏剩余油潜力大、井网加密效益差、水驱采收率低等问题,提出了特低渗透油藏CO2驱技术。通过细管实验和天然岩芯CO2驱油实验,确定了CO2与高台子油田原油的最小混相压力,评价了特低渗透砂岩油藏CO2驱油效果。实验结果表明,CO2驱可以应用于高台子油田,并取得较好的驱油效果。当天然岩芯空气渗透率为0.58 mD时,在水驱基础上,气驱可以进一步提高采收率8%以上,特低渗透油藏实施CO2驱油技术是可行的。     

青海油田乌101区块整体压裂数值模拟研究

水力压裂是低渗透油藏增产改造的主要措施。针对青海油田乌101区块低渗透油藏的地质特点,对压裂井的压裂效果和难点进行了分析;对给定的五点井网进行了整体压裂优化研究,研究了不同裂缝长度和导流能力对压裂井产能的影响,在此基础上采用正交设计方法进行了整体压裂综合研究。结果表明:对于五点井网,井距一定,压裂效果并不是缝长比和导流能力越大越好,而是存在一个合适的范围,并通过正交分析,得到了最优的裂缝参数。     

柴达木盆地尕斯E13油藏稳油控水的研究

油藏数值模拟技术利用计算机仿真模型预测油田开发动态、再现油田开发历史、预测油田开发压力饱和度分布、预测剩余油分布规率,是油藏工程研究的一个重要手段。应用油藏数值模拟技术,对柴达木E¹₃油藏进行开发生产指标的预测,研究E¹₃油藏油水分布规律,为提高油田的采收率及后期油田剩余油的挖潜及开发调整,提供理论依据。     

选用产能因子构建超低渗透油藏产量关系

复杂的渗流机理和敏感的改造工程,使鄂尔多斯盆地陇东地区超低渗透油藏的试油和稳产产量之间的关系紊乱。针对这一问题,基于达西定律和裘皮公式,分别探讨探井/评价井、开发井在试油和稳产阶段产量、产能之间的关系。由于超低渗透油藏中流体的渗流规律表现为非达西渗流,线性渗流定律在应用的过程中存在一定的限制。因此,不仅超低渗透油井在试油和稳产阶段的产量之间无明显关系,而且试油和稳产阶段的比采油指数之间线性相关程度也不够高。通过构造产能因子,并对其进行改进,探井/评价井、开发井的试油和稳产真产能因子(PF2)之间的线性相关系数分别为0.893 7和0.817 7。基于PF2,利用试油产量预测稳产产量,并与实际稳产产量进行对比,探井/评价井和开发井稳产产量预测的平均相对误差分别为8.27%和13.36%。     

井底漫流场数值模拟研究

理论研究、台架实验和现场经验表明:井底流场的特性与钻井效率、钻井安全、钻头寿命等有着密切的关系。而喷嘴几何形状、喷嘴布置方式是决定井底漫流场是否合理的关键因素。为了发展有预见性的定量化井底流场研究技术,应用势流理论对井底漫流场进行了数值模拟。模拟结果与台架实验对比表明,井底漫流场数值,模拟能比较客观的反映不同喷嘴组合、不同侧倾角、不同后倾角条件下几股射流的相互作用情况,可为评价井底流场的优劣、钻井效率的高低提供一定的理论依据。     

水平井分段压裂在特低渗透油藏开发中的应用

基于樊147区块特低渗透低砂泥岩薄互层状油藏,通过数值模拟进行了水平井与直井联合注采井网的优化研究,确定采用反九点注采井网;通过渗流特征研究确定了分段压裂水平井的压力分布数学模型;通过水平井参数的优化研究确定了水平井的轨迹沿着主力油层中部。根据油藏高压异常的特点,采用井口带有防喷器的连续油管喷砂射孔、分段加砂压裂技术。根据实际效果分析,水平井分段压裂产能是相邻直井的3倍,稳定日产油15 t左右,递减比直井慢,一口水平井投资是直井的两倍,因此提高了经济效益。体现了水平井分段压裂技术开发低丰度油藏的优势和前景。     

储层构造裂缝数值模拟技术

数值模拟技术是对储层构造裂缝进行定量预测及确定构造裂缝空间分布的一种有效方法，文中给出了构造裂缝定量预测的数值模拟技术的基本原理和实施方法，该项技术是根据构造变形反演研究区域的边界条件及地质模型用有限元方法进行正演计算，确定出研究区的应力场，再结合岩石破裂准则确定裂缝的空间分布，讨论了地质模型、力学模型和数学计算模型之间的关系，并具体应用岩石破裂准则进行了裂缝计算。