低渗透储层水平井-直井联合布井极限注采井距研究

低渗透储层水平井—直井联合布井技术具有广泛的应用前景,其布井方式至关重要。首先利用劈分流场的方法直观地给出常规储层水平井—直井联合布井的产能评价方法;然后针对低渗透储层的渗流特点,在考虑启动压力梯度条件下建立新的井网渗流物理模型并求解得到产能评价公式;最后经分析计算给出启动压力梯度影响的面积井网极限注采井距关系曲线。研究结果为低渗透储层部署水平井—直井联合井网提供理论依据。

薄差层极限注采井距求解新方法探讨

针对薄差层注采井距不合理与储层动用程度低的问题,根据低渗透油藏五点井网注水开发特点,利用面积波及效率公式计算薄差层二次加密井网2套开发层系面积波及效率;运用多元线性回归,拟合面积波及效率数学模型,计算不同注采压差下极限注采井距;利用有效动用系数计算极限注采井距。对比2种方法计算结果,误差在5%以内,证明利用面积波及效率数学模型对极限注采井距求解的正确性,该结果可用于调整薄差层注采井距,改善薄差层开采效果。

特低渗透油藏水平井井网极限注采井距的确定

为了确定特低渗透油藏水平井注采井网的极限注采井距,考虑低速非线性渗流段,运用二参数运动方程建立非线性渗流模型,将其引入到Comsol仿真软件建立的物理模型中。采用试算法,不断调整注采井距,直至水驱前缘在到达采油井时的压力梯度等于启动压力梯度,最终得到极限注采井距。以新疆油田某特低渗透油藏为例进行分析,结果表明:随着水平井长度的增加和裂缝间距的减小,极限注采井距增加,但增加不是无限的,存在一定的临界值;水平井注水-水平井采油、水平井注水-压裂水平井采油、压裂水平井注水-压裂水平井采油这3种井网形式的极限注采井距依次增大;在油田开发初期,可以优先采用压裂水平井注水-压裂水平井采油的井网形式。

低(特低)渗透油藏极限注采井距确定的新方法探索

国内外许多实验表明,当储层渗透率低到一定程度后,其渗流特征不符合达西定律,即当驱动压力梯度较小时,流体不能流动,只有当驱动压力梯度达到一定值后,流体才开始流动。而低(特低)渗透油藏具有低孔、低渗的特点,因此具有较高的启动压力梯度[1],[2],即渗流呈"非线性"特征,在低(特低)渗透油藏井网部署中必须考虑该因素。低渗油藏油水渗流时启动压力现象的存在,使注采井距理论上存在一个最大值,结合单井产量公式,可以计算出给定注采压差条件下低渗油藏的最大注采井距,从而为合理注采井网的部署提供依据。为此,本文基于低渗透油藏的渗流机理的分析和研究,推导出了适合低渗透油藏的极限注采井距的新的方法。

利用启动压力梯度计算低渗油藏极限注采井距的新模型及应用

基于均质地层等产量一源一汇稳定径向渗流源汇连线中点处的压力,给出了由启动压力梯度计算极限注采井距的公式,并重新推导了定井底流动压力注水和生产与定产液量生产和定注水量注水2种情况下计算低渗透油藏的极限注采井距的公式。给出的确定低渗透油藏极限注采井距的公式更实用。应用实例表明,用该方法所得结果与油田注水动态分析结果一致,能用于指导低渗油田注水开发的井网部署。

利用启动压力梯度计算低渗油藏极限注采井距

从低渗储层单相渗流机理室内研究可以得到实测启动压力梯度;依据启动压力梯度的非线性渗流方程,并通过实验数据的统计拟合得到了低渗透储层启动压力梯度与流度的幂函数关系式。结合低渗透油藏渗流理论和低渗透油田实际,得到了低渗透油藏确定极限注采井距的公式和不同生产压差下极限注采井距与渗透率的理论图版,可为低渗透油田开发确定合理井网密度提供理论依据。

一种低渗透油藏极限注采井距计算的新方法

低渗透油藏开发过程中,由于启动压力梯度的存在[1][2],极限注采井距是保持油水井间是否能形成有效驱替的关键因素。本文是从启动压力梯度计算公式的拟合着手,利用地质和油水井生产参数等容易获取的数据,回归出对区块适应性较强的启动压力梯度计算公式,采用试算法便可得到渗透率和注采压差在一定范围内的极限注采井距。该种方法所需参数较容易获取,现场应用准确度较高。

低渗透油藏混合井网极限注采井距确定新方法

为确定低渗透油藏混合井网极限注采井距,以新疆油田某低渗透油藏为例,引入压力梯度特征等值线的概念,并借助于comsol仿真软件建立物理模型,在模型中采用试算法,达到实际注采压差下压力梯度特征等值线恰好经过压裂水平井裂缝端点,得到极限注采井距,同时分析了压裂水平井的裂缝条数、裂缝间距和裂缝半长对极限注采井距的影响。通过上述研究表明:随着压裂水平井裂缝条数、裂缝间距的增大以及裂缝半长的减小,混合井网极限注采井距减小;注水井位于2条裂缝之间时波及效果好;裂缝间距比裂缝半长对注采井距的影响大,裂缝间距超过160m时混合井网极限注采井距减小幅度加大。

低渗透油藏极限注采井距与产能研究

流体在低渗透油藏的渗流过程中存在启动压力梯度,确定启动压力梯度影响下的低渗透油藏的极限注采井距与产能,成为了低渗透油藏提高开发效果的主要任务。从多孔介质渗流流变性测试实验可以实测得到启动压力梯度,依据启动压力梯度与渗透率之间存在幂函数关系,拟合得到了启动压力梯度与渗透率关系图版。根据等产量—源—汇渗流理论,主流线中点处渗流速度最小,压力梯度也最小,当该点的压力梯度等于启动压力梯度时,可求解出极限注采井距的公式和不同生产压差下极限注采井距与渗透率关系图版,再结合直井的产能公式,得到极限注采井距下直井的产能公式,为低渗透油藏极限注采井距与产能研究提供了理论依据。

低渗透油藏非线性流数值模拟与极限井距研究

达西渗流已经无法准确描述低渗透油藏中流体的流动。研究了低渗透油藏启动压力梯度数学表征方法，建立了考虑启动压力梯度非线性渗流模型及其油气水三相数模模拟的数学模型，并形成了相应的数值模型。在现有数值模拟软件的基础上编制了非线性渗流数值模拟插件，并将其应用到油田模型中，模拟了不同渗透率下低渗透油藏注水驱油过程。初步模拟结果与现场实际数据基本吻合，验证了方法的正确性，获得了启动压力梯度与极限注采井距的关系图版，为低渗透油藏开发提供了依据。

低渗透储层水力压裂水平井-直井联合布井理论研究

本文在参考文献[1,2]的基础上,对水力压裂水平井-直井联合布井做进一步研究。主要是利用镜像反演方法与规则边界效应研究另一种典型的开发井网—反九点面积井网,其中包括带有不同无限导流裂缝系统的井网产能公式以及带有启动压力梯度的产能公式的导出等,在此基础上对水力压裂水平井-直井联合布井五点法面积井网、反七点法面积井网以及本文的反九点法面积井网进行了对比分析。

特低渗油藏启动压力梯度新的求解方法及应用

对长庆油田三叠系油藏25块不同渗透率岩心(渗透率为0.022～8.057mD,多数小于1mD)进行室内驱替实验,获得实测启动压力梯度。依据考虑启动压力梯度后的一维非达西定律,对实验数据进行回归分析,获得了低渗透岩心的启动压力梯度与地层平均渗透率的幂函数关系式,绘制了启动压力梯度与渗透率关系的双对数坐标理论图版。利用实验得到的回归关系式和求解启动压力梯度的理论图版,结合低渗透油田实际,得到不同生产压差下确定极限注采井距的双对数坐标理论图版,可为低渗透油田开发确定合理井网密度提供理论依据。

低渗透油藏启动压力梯度新算法及应用

针对目前大多数低渗透油层的渗流研究都是通过岩芯驱替实验得到渗透率与启动压力梯度的关系,不仅费时费工,而且考虑的因素比较单一的问题。通过对中国西部某低渗油田不同渗透率岩芯室内驱替实验,从流体在低渗透多孔介质渗流机理出发,对实验数据进行处理和回归分析,建立了新的物理模型,提出了一种求解启动压力梯度的新方法,得到求解低渗透油藏启动压力梯度数学模型。由数学模型可以得到启动压力梯度的主要影响因素是驱动压力梯度、流体的流度,启动压力梯度与前者成正比关系,与后者成反比关系。利用求解启动压力梯度的数学模型,结合低渗透油田实际,研究了启动压力梯度对单井产量、极限注采井距和含水上升率的影响。

福山凹陷低渗透油藏启动压力梯度实验研究

常规油藏开采日渐匮乏,而低渗透油藏储量高,其开发成为当前研究热点。鉴于室内启动压力梯度实验结果可反映储集层的渗流规律,为低渗透油藏开发方案设计、井距选取及储集层动用情况提供数据支撑,选取福山凹陷低渗透油藏天然岩心,在参考前人研究成果的基础上,总结出一种以气体作为输出动力,通过定值器精密调节输出压力的实验方法。该实验研究表明:福山凹陷低渗透油藏启动压力梯度与气体渗透率有较好的乘幂负相关关系,通过实验数据拟合求得的最小启动压力梯度贴近生产实际;现阶段注采压差小、注采井接近极限井距是该区块注水难、采收率降低的主要原因。最终研究结果可有效验证研究区采油井改为注水井效果的优劣,为下一步选取注水井改造提供理论图板。

利用流动单元驱替压力系统分析指导注采调整实践—以安塞油田为例

针对安塞油田高52长10特低渗透油藏平面非均质性强,油井见效差异大,递减较大的矛盾,基于油气渗流理论,分类研究了不同渗流单元启动压力及驱替压力分布特征,确定了极限注采井距及有效驱替范围,在此基础上通过流压控制、转注、加密等调整方式进行驱替压力系统的优化调整,有效提高低产区见效程度及单井产能,降低了区块递减。

低渗透油藏合理井距计算的理论推导及对比研究

低渗透储层孔喉细小,比表面大,渗流阻力大,存在启动压力梯度,这些因素增加了低渗透油田注水开发的难度。因此,低渗透油藏合理开发必须克服启动压力梯度的影响,才能在注采井间建立有效的驱动体系。从渗流力学出发,采用2种方式对低渗透油藏极限注采井距进行了系统的理论推导。根据我国部分已开发低渗透油藏建立的启动压力梯度和渗透率经验公式,计算了在不同注采压差和渗透率条件下的极限注采井距。