多层油藏调剖效果动态预测方法研究

针对目前调剖效果预测中存在的问题,结合调剖作用机理,采用包含调剖层和非调剖层的"多油层"理想地质模型简化实际油层,建立了多层油藏调剖效果预测解析模型。首先,根据封堵率的变化评价各理想层的吸水指数,进而利用叠加原理计算各层吸水量;然后,根据油、水井间水相渗流阻力和油井井底流压计算不同油井方向的平面分配系数,计算注水井在不同油井方向上的层内分水量;最后,根据油井动态开发数据计算各个油井的分层含水率,计算油井的受效效果。对一个实际井组的调剖效果进行了测试,表明预测结果可靠,有现场应用价值。     

注水井压裂调剖设计方法研究

对于低渗透油田 ,主要通过水力压裂提高油水井的增产增注能力 ,区块经过整体压裂改造后 ,水力裂缝参数将对油水井的产量起决定性作用。对于多油层非均质油藏 ,层间差异会导致吸水剖面不均匀 ,影响水驱效率。对需要经过压裂再投注的注水井 ,建立了压裂后预测注水井注入量的数值模型 ,分析了各层注入量与地层物性、裂缝参数和注入压力的关系。研究结果表明 ,通过合理地设计裂缝参数 ,可以减缓层间矛盾 ,改善吸水剖面。现场试验 8口井 ,其中 6口井进行了吸水剖面测试 ,全井达到配注方案的有 4口井 ,说明该方法对多油层非均质油藏注水井的调剖具有一定的应用价值。     

水驱砂岩油藏层间突进机理及对策——以鄂尔多斯盆地某砂岩油藏为例

针对两层在不同的注采压力系统下、单向渗流至今尚没有层间突进模型的问题,依据水驱油藏基本渗流理论,应用数学变换,推导出了单向渗流层间突进公式。利用鄂尔多斯盆地某实际砂岩油藏进行计算,相对误差为6.67%～6.96%。研究结果表明,上下两层水驱前缘位移之比与其相应的注采压差之比成线性关系,其斜率就是上下两层相应的储渗参数之比,斜率越大,则在共用一个注采压力系统的条件下,层间突进的程度越大。解决层间突进的有效方法就是调整分层压差。最佳分层压差就是满足斜率与分层压差之比值的乘积等于1时的压差,只有在这种条件下,上下两层在不同的位移处渗流速率均相等,也才不会发生层间突进现象。该方法在水驱砂岩油藏纵向非均质性评价以及分层压差优化设计等方面均具有推广价值。     

复合有机铬交联体系多轮次注入调剖效果研究

针对大庆油田Q区块油藏实际,通过组分优化优选配方,制备出能有效封堵高渗层的复合有机铬交联体系,该凝胶体系具有良好的抗剪切性和热稳定性,经岩心孔隙剪切10次的凝胶强度在9400 m Pa·s以上,油藏温度环境下3个月内体系黏度保留率达80%.最后对该配方凝胶体系在多轮次注入情况下的调剖情况进行了研究,通过三个轮次的调剖措施能达到改善层间非均质性和有效调整吸水剖面的目的,共提高采收率达17.6%.该凝胶体系在大庆油田Q区块多轮次调剖矿场试验中取得了显著的效果,可采地质储量累计增加1060 t.     

海上薄互层砂岩油藏层系划分及射孔优化方法——以蓬莱19-3油田为例

海上薄互层砂岩油藏小层层数多、厚度薄、展布范围有限,物性差异大,并且海上注采井距大,导致其层间干扰影响因素更为复杂,传统预测方法适用性差,层系划分及射孔优化难度大.针对海上薄互层砂岩油藏的储层发育特征,通过引入小层动态连通系数、小层流动能力系数、小层干扰系数等参数全面考虑不同井距条件下小层注采连通状况、小层物性、流体差异程度以及小层水淹程度等关键性因素;以蓬莱19-3油田为例,油藏工程和动态分析相结合建立了海上薄互砂岩油藏层间干扰规律定量预测方法;通过修正传统产能公式,建立了适用于海上薄互层砂岩油藏的定向井合采产能预测方法;研究方法在蓬莱19-3油田现场进行实例应用,预测精度高,实用性强,可有效指导新区开发井的层系划分及老区加密井的射孔优化等工作,应用效果理想.研究表明:海上薄互层砂岩油藏层间干扰主要受到小层注采连通状况、物性、流体以及水淹程度等因素的影响;建议将流动能力级差5.0作为海上薄互层砂岩油藏的层系划分标准,后期选择合理时机进行层系调整,减缓层间干扰.可见研究方法考虑因素全面,预测精度高,现场实用性强,能够为此类油田的新区开发井的层系划分及老区加密井射孔优化提供有力支持.     

定位调堵-泡沫复合驱替技术增产效果及其影响因素分析

陆相沉积疏松砂岩地层非均质性强,经过长期水冲刷后,非均质性进一步增强,泡沫由于自身特性在一定程度上可以调整吸液剖面;但对于非均质强的地层,泡沫在窜流通道中突进,造成无效驱替,因此需要与调剖技术组合应用。利用三层非均质岩心模拟高渗透率强非均质性油藏,研究调剖泡沫组合技术在不同渗透率级差、不同调剖时机条件下的增产效果。实验结果表明,渗透率级差为40时,组合体系仍然具有很好的采出效果;调剖时机对增产效果影响较小,研究思路和结果优化了调剖泡沫组合技术,为现场降水增油措施和提高采收率方案制定提供参考依据。     

深层特稠油蒸汽驱影响因素及对策研究

该文以辽河小洼油田洼38块东三段深层状特稠油蒸汽驱试验为例,从油藏地质条件、油藏工程参数设计、注采工艺技术等方面系统分析了影响深层特稠油蒸汽驱开发效果的主要因素.提出了回字型注采井网设计,注汽干度、注汽速度等注入参数优化设计,地面管网保温、分层注汽、泡沫调剖等注入方式优化设计,井筒隔热、井筒环空排干、井筒环空注氮气等控制系统热损失设计,高温泵、无接箍泵等适合蒸汽驱举升工艺设计,形成了改善蒸汽驱开发效果的系列技术对策.     

非均质油藏水平井射孔调剖方法

基于渗透率随机性和结构性特点,将非均质渗透率场转化为等效均质渗透率场和沿井筒变化的非均质表皮。在此基础上建立各向异性盒式油藏水平井产液剖面计算模型,提出以均衡产液剖面为目标的非均质油藏水平井变密度射孔调剖方法。从射孔调剖机制出发,系统分析射孔调压范围及影响因素。结果表明:孔密、孔深越小,射孔可调压差范围越大;以均衡产液剖面为目标优化孔密后,低渗区孔密较大,生产压差较高,高渗区孔密较小,生产压差较低,产液剖面均衡性明显改善;近井渗透率变异性越强,孔密波动幅度及变化范围越大,低孔密所占的比例也越大;孔密越低,舍入误差的影响越大,调剖效果越不理想。     

大斜度井投球分注技术在辽河油田的研究与应用

辽河油田海南3断块井斜角大于50°的部分注水井,分层后井段长,层内高渗吸水层无法得到有效控制,层内矛盾无法有效调节;另外一些套变井,井斜过大或出砂井,由于常规分注工艺效果不理想,导致层间矛盾日益突出.以上两方面问题得不到有效解决,很大程度上影响了注水开发效果.针对上述问题,提出了免作业投球分注调整注水剖面的技术思路,通过研制高精密度的调堵球与投球配套工具,实现了免作业投球分注调剖工艺,2014年于海南三区块进行现场试验3井次,取得了预期效果,为受井身条件限制无法实现分注类水井调整吸水剖面提供了一种全新途径.     

分层开井与周期注水及其它技术相结合的可行性研究

萨中开发区采油六矿地区的水驱开发现已进入特高含水阶段，近几年来由于油层污染、砂体发育及层问、层内矛盾等各种因素的影响水驱欠注井逐渐增多，常规治理欠注井的措施多为压裂、酸化、调剖等，但由于措施费用较昂贵，因此寻找更加经济有效的措施是当务之急。近期采油六矿利用钻降开井时机，采用分层开井治理欠注井，对欠注井实施了有选择的分层恢复注水方案，通过控制高渗透层吸水，先开低渗透层，利用开关井的压差来缓解了层间矛盾，最终达到治理欠注状况的目的，在一定范围的实施后发现效果较好，但分层开井技术有局限性，目前仅局限实施于钻降开井时期，因此本文探讨分层开井在长关井和正常生产井中与周期注水和测调、细分等其它技术相结合的可行性，以求同样达到低成本高效益治理欠注井的目的!     

大孔道识别方法及聚合物微球调驱在文中油田的应用

文中油田经过长期注水开发,一类储层内产生大孔道,注采低效循环问题突出.为提高驱油效率,开展了大孔道识别方法及聚合物微球调驱研究.根据储层物性参数变化规律和测井曲线的响应关系,建立了大孔道综合判别方法,进行聚合物微球调驱室内实验.现场应用证明,聚合物微球注入地层后,有效封堵了地层深部的窜流大孔道,实现了注入液体的微观改向,有效缩减了层间渗透率级差,启动了新层,实现了控水稳油,减缓了自然递减.     

水驱油藏转注CO_2驱油参数优化与效果评价

以大港油田某断块为研究对象,基于正交试验设计原理,以提高采收率程度和换油率为评价指标,运用数值模拟方法,开展水驱油藏转注CO2驱油注采参数优化与效果评价研究.研究结果表明:转注CO2驱油能够有效提高水驱油藏采收率,最优注气段塞大小为0.05 PV,气水体积比为1∶2,注气速度为40 000 m3/d,注采比为1∶0.9;适当提高注采比有利于保持地层压力,增加原油与CO2混相程度,提高气体波及系数,有效改善CO2驱油效果;气水交替驱能够获得良好的CO2埋存效果,注入的CO2大约有50%被封存在油藏中.     

井网调整后水驱控制程度及油水井接触方式研究

摘要：在油田开发过程中,随着开采的深入以及对油层认识的不断加深,部分区块有必要对原有的井网进行调整以满足当前生产的需要。为了进一步挖掘油田潜能,大庆油田某试验区通过细分重组层系,加密及注采系统调整等方式对老井网进行了重新调整,并根据沉积相带图及射孔等资料,研究了试验区井网调整前后的水驱控制程度及油水井所在砂体之间的接触方式,对比分析了控制程度和接触方式的变化情况,明确了不同调整方式对井网完善程度的贡献值。     

特低渗油藏CO2混相驱注采压力系统保压设计方法

为实现特低渗油藏注CO_2后形成混相驱,通过渗流力学和油藏工程方法研究特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法。首先,利用等值渗流阻力法,考虑特低渗油藏压裂后储层渗透率分布的"四台阶"特性,建立特低渗油藏CO_2混相驱渗流阻力数学模型;其次,考虑CO_2注入地层后溶解于原油所引起的驱替滞后效应,引入CO_2驱迟滞因子,对传统前缘推进方程进行修正。在此基础上,建立特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法,并从注采压差、注采井距、水井近井渗透率、油井近井渗透率四个方面进行单因素影响程度分析;最后,绘制M油藏在不同注采压差条件下注入速度与CO_2混相驱驱替前缘位置的关系图版。结果表明:注采压差对各项保压设计参数影响最大;纯油相区渗流阻力与混相区渗流阻力的比值仅与注采压差有关,与其他因素和驱替前缘位置无关;注入速度是CO_2混相驱保压设计的关键,在合理施工参数范围内,注CO_2无法实现全程混相驱,驱替前缘极限位置约在油水井距的3/4位置处。研究结果为特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计提供了理论依据和技术指导。     

页岩气水平井产出剖面定量解释方法

涪陵页岩气田多采用多级压裂分段射孔方式完井,气藏开发与管理者迫切需要了解各层段的产出情况,产出剖面测试是获取各层段产出情况最为直接的方法.对于生产稳定的水平井,水平段可以划分为两个射孔簇之间的管流段以及射孔簇位置的射孔段.在全井所有的管流段、射孔段分别应用管流能量方程、射孔簇流体流入能量守恒方程,从而建立全井的产出剖面的解释模型.根据某页岩气井的沿水平段所测温度、压力等数据,选择相应的地质参数、井眼轨迹等,应用全井的产出剖面的解释模型,通过调用MATLAB的lsqnonlin函数,求解模型方程组,实例计算结果显示能够满足工程应用的要求.可见利用温压测试可实现水平井产出剖面的定量计算.     

缝洞单元注水驱油可视化物理模拟研究

为了研究缝洞油藏注水驱油机理,以及注采参数对注水开发效果的影响,采用可视化物理模拟的方法研究了注采井位、注水强度对缝洞型油藏剩余油分布、含水率、采收率的作用机制。同时进行了单相物"理模拟实验和注气提高采收率实验。研究发现:注采井位对水驱油效果产生明显影响,底部注水的采收率高于顶部注水。低流速范围内,无论注水井位置如何,重力对油水置换都起到积极的作用。在一定的流速范围内,注入速度越大,注入压力越大,生产井见水略早,含水采油期越长,采收率越高。单相物理模拟实验,在低流速范围内注入压力与注入速度成线性关系;在高流速范围内注入压力与注入速度成非线性关系。研究结果表明:注气可以有效地驱替缝洞中的剩余油,特别是对阁楼油和绕流油效果显著。     

封闭油藏注水开发阶段注采比计算新方法

目前的阶段注采比计算方法只考虑了地层压力或含水率等单个因素的影响,而实际开发中,注采比的大小受
油藏压力、含水率、累积水油比等多因素的影响。针对这一问题,利用累积注水量与累积产油量的半对数关系式,结合
封闭油藏物质平衡方程,推导了阶段注采比与累积产油量、地层压力和含水率的关系式。再利用累积产油量与含水饱
和度的关系式、两种不同相对渗透率与含水饱和度的关系式,推导了两种阶段注采比的计算关系式。最后,实例计算
结果表明：研究的计算方法可用于封闭油藏注水开发的阶段注采比计算与预测。     

火驱物质动态平衡分析及应用

火驱过程中空气的注入起到氧化燃烧和增压驱替的作用,运用注采物质平衡的原理,对火驱发开中油田合理注气量、合理产气、产液量和合理注采比进行系统研究,对注入气在火驱过程中的燃烧、增压作用进行了分解,进而建立了整个火驱区块规模的注采比表达式。在对某实验区典型地质开发参数分析的基础上,确定了该油田的合理的注采平衡参数,为该试验区块开发提供了参考依据。     

高含水饱和度层对加拿大Kinosis油砂区双水平井SAGD开发影响研究

为明确高含水饱和度层对双水平井SAGD开发效果的影响,以加拿大Kinosis油砂区块为研究对象,综合利用动态分析和数值模拟技术开展研究。通过注采井实际生产动态参数变化,结合温度监测结果,明确高含水饱和度层存在时SAGD开发的动态特征响应。在建立油砂区典型注采井机理模型的基础上,着重研究高含水饱和度厚度、距注入井距离以及含水饱和度对SAGD开发指标的影响效果及规律。结果表明,高含水饱和度层的存在增大了注入蒸汽的消耗,热量沿高含水饱和度层向油砂层两侧加速扩展;生产指标在蒸汽腔碰遇并穿越高含水饱和度层过程中表现出明显变化,如日产油“递减漏斗”的出现,瞬时水汽比大于1等;厚度大于2m的高含水饱和度层将对SAGD开发效果产生较大影响,需尽量避免在高含水饱和度层大于6m的区域布井,并尽量使注入井远离高含水饱和度层。