用毛管压力曲线确定合理注水强度

油藏合理注水强度是开发好油藏的重要参数之一 ,用毛管压力曲线确定合理注水强度的计算方法目前国内外很少报道。文中运用流体力学原理 ,将多孔介质中的水驱油过程简化假设成并联毛管中的水驱油过程 ,基于泊谡叶方程和毛管压力特征 ,推导了并联毛管中产量分配公式和合理产量计算表达式 ,建立了用毛管压力曲线确定合理注水强度的计算方法。实例计算表明 ,采用毛管压力曲线确定出的合理注水强度与油藏实际注水强度基本一致 ;

麻黄山西区块宁东油田3、5井区合理注水强度的计算

注水强度是油藏注水开发的重要参数之一,合理的注水强度有利于提高油藏的开发水平。应用采油速度法计算注水强度。传统方法只是单纯用采油速度来计算合理注水强度,但是有些油田边底水能量很强,且边底水锥进严重,如果单用合理采油速度来计算合理注水强度,容易造成合理注水强度过大,按此方案注水容易发生水淹;在本文中把原来公式稍作修改,综合考虑水侵量的影响,把水侵速度考虑进去,按此改进的方法计算合理注水强度比较符合实际情况,既能使注入水补充地层亏空,又不会发生水淹。

萨尔图、喇嘛甸油田分层注水强度分布规律研究

分层注水的层段注水强度服从于对数正态分布，并且其变异系数为一常数。本文提出这两点认识，有一定的普遍和实际应用意义，可成为分层注水方案检查、优化标准。从而为建立一个既符合油田动态变化，又有一定规律性、科学性、新的分层注水层段配水方法，为应用计算机辅助编制油田分层注水方案建立数学模型打下基础。

水驱合理注水强度界限研究

针对实验区的油层非均质性,层间动用差异明显的特点,采用灰色关联分析法计算各影响因素(本井厚度、连通厚度、连通方向数、含油饱和度、井组含水率、含水上升速度)与井组日注水量的灰色关联度,通过关联度大小来定量判断各影响因素对井组日注水量的影响程度,推导出与注水强度相关的理论公式,结合现场实际情况进行限制,将实验区注水量合理劈分到井组,进一步劈分到层段,并层层进行约束,得到各类油层合理注水强度,将各层系注水强度分析、归纳,得到实验区各层系的合理注水强度范围。通过合理匹配注水强度,可以实现各油层均匀驱替,保持区块合理地层压力,有效调整注入、产出剖面和注采结构,减缓层间矛盾,提高油层动用程度,改善开发效果。

用压力因数法确定萨一组合理注水强度界限

为进一步改善薄差油层的开发效果,控制萨一组套管损坏速度,依据注水井落差试井基本原理,推导出多组合油层压力因数的数学关系式.利用所导公式确定出I类注水层段、II类注水层段避免形成高压和超高压油层的合理注水强度界限分别为13.0m3/(d·m)和9.0m3/(d·m).试验证实,按照合理注水强度界限值对异常高压层控制注水,能有效控制异常压力层的产生,利于保护套管.

肇州油田直井—水平井联合开发区块合理注水强度

大庆长垣东部三肇凹陷肇州油田直井—水平井联合开发区已逐步进入中高含水期,为实现精细注水调整需要进行合理注水强度研究。依据数值模拟计算出的开发指标,建立了9类连通关系下4种注水强度的综合含水率与采出程度关系曲线、采油速度与综合含水率关系曲线。通过设定水平井开发效果和经济效益界限,可以从2类曲线组中求取水平井的合理注水强度范围。水平井合理注水强度与连通情况关系较大:"薄注厚采"合理注水强度为3.8~18.0 m^3/m;"注采相当"合理注水强度在3.8 m^3/m以上;"厚注薄采"无法满足开发效果和经济效益界限要求,需措施改造。将此方法应用于肇5区块的注水调整,有效改善了区块开发效果。

井楼八区H3Ⅳ5~3层合理注水强度评估

注水开发是油田最常用的提高原油采收率的方法之一,而合理注水强度是油田注水开发方案中最为重要的一个指标参数。井楼八区H3Ⅳ53层采取注水开发已有二十多年,已达到中高含水期开发阶段,通过分析当前H3Ⅳ53层储层状况、注水状况,综合比较各类注合理水强度计算方法,划分当前注水强度等级,预测并校核合理注水强度,进而提出相应注水政策,以便达到提高H3Ⅳ53层采收率、维持该层高产稳产的最终目的。

鄂尔多斯盆地特低渗油藏合理注水强度研究——以樊学油区长8油藏为例

为了研究鄂尔多斯盆地特低渗透油藏合理注水强度,选取鄂尔多斯盆地樊学油区某区块长8油藏为研究对象,开展了高压压汞实验和启动压力梯度实验,在此基础上建立了该区块的数值模型,经过历史拟合,结合油藏工程方法,模拟对比了不同注水强度下的油藏开采指标,并与区块内注水井实际注水强度下生产井的见效情况进行了对比,结果表明:该区块的岩样孔喉平均值仅为0.32μm,孔喉物性较差,启动压力梯度与岩样渗透率呈现幂函数关系;数值模拟表明,采出程度与注水强度呈正相关,该区块合理的注水强度是1.0~1.5m^3/(d·m),模拟50年时,在该注水强度范围内采出程度能达到13.9%~15.6%,继续增加注水强度采出程度增幅不大;目前该区块注水强度主要分布在0.4~0.8m3/(d·m)之间,应该逐步增加该区注水井的注水强度。

变强度周期注水方式的应用与效果

充分利用监测、精细储层研究成果等资料,对注水周期、配注水量进行细致分析,优化变强度注水方案。

靖边油田张天赐区块注水开发调整对策研究

随着靖边油田张天赐油区的扩边和开发,目前的注水开发方案已不能满足油田开发需求,亟须对注水开发对策进行深入研究。通过对现有资料分析,找出研究区开发的主要矛盾,借鉴邻区的开发经验,通过完善井网、提高注采对应率、关停井的恢复,以及合理的注水强度等对策,改善油田的开发效果,使油田实现增产稳产。

北二西区块水驱井网合理注水强度研究

目前大庆油田已经进入高含水开发后期,开采难度越来越大,含水率不断上升,产油量逐渐下降。为适应油田发展的需要,精细注水调整是目前工作的当务之急而注水调整的重要参数注水强度目前还没有明确的标准来进行界定,合理的注水强度还需要我们进一步探索。本文通过研究,总结出一套合理的注水强度界定方法,并且确立了注水强度的主要影响因素。同时以北二西区块为例,计算了水驱井网注水强度与采油速度和含水率关系图版,可以用来确定不同含水阶段、不同采油速度下的合理注水强度。

萨尔图油藏变强度脉冲注水技术研究与实践

萨尔图油藏为一长轴背斜中高渗层状构造油气藏。目前已进入了特高含水开发后期,综合含水达95.5%以上。随着油田的进一步开发,我们经历了各个阶段的注水调控技术,随着新的矛盾的逐步凸显,我们根据油藏特征,提出了新的注水调控技术——变强度脉冲注水。通过脉冲式变强度注水提高注采比,有效的恢复了地层能量,初步试验取得较好效果,能够适应萨尔图油藏的开发特性,可规模应用。

基于洛伦兹曲线模型评价精细分层注水效果

为了定量评价不同时间精细分层注水油藏的吸水效果,基于改进的四参数Sarabia洛仑兹曲线模型,结合多年次单井吸水剖面测试数据,建立了描述单井累计射开砂岩厚度与累计吸水量之间关系的洛仑兹曲线模型。提出了无因次注水强度、油层动用程度和吸水非均衡程度3个评价指标及其计算方法,分别用于定量评价各油层的注水强度、有效动用的油层厚度所占比例以及整体吸水均衡状况,采用粒子群智能优化算法对模型及各评价指标进行求解。结合大庆杏树岗油田杏六中区38口精细分层注水井开展吸水效果评价,最终综合考虑分段结构、配水方案和地层物性确定了影响单井注水效果的因素,提出了全区"双特高"开发阶段的细分层段政策界限。

古云集油田超前注水技术研究及应用

古云集油田为注水开发的低渗透油藏,利用数值模拟和矿场数理统计对该油藏的渗流规律进行了研究,对低渗透油田超前注水的机理和开发效果进行了分析,并优选了超前注水期合理地层压力的保持水平、注水压力、注水强度、注水时机等相关参数。现场实践结果表明,超前注水技术应用后可取得较好的开发效果。

注水见效时间和影响因素数值模拟研究

压力在地层中的传播是瞬间完成的,基于此,重新定义注水见效时间为受到注水压力影响的采油井产能与弹性开采的采油井产能之差,达到弹性开采的采油井产能的1%时所需的时间。从新的定义出发,运用数值模拟方法研究了5点注采井网系统中,采油井为无限导流垂直裂缝井、注水井为直井的单相流注水见效问题及其影响因素。渗透率对注水见效时间影响很大,尤其当渗透率小于10md时,注水见效时间随着渗透率的减小急剧增加;随着井距的增加,见效时间增加,井距等量增加,见效时间增加越来越大;随着注水强度增加,见效时间减小,注水强度等量增加,见效时间减少越来越小;当渗透率很小时,可以考虑超前注水,适当减小井距、加大注水强度。

水平井井区不稳定注水数值模拟——以敖南油田M72水平井井区为例

敖南油田M72水平井井区具有低渗透裂缝性油田特征,油田目前开发过程中水平井产量递减较快,为确保水平井井区的高效开发,对该区块不稳定注水方法进行了数值模拟研究。在应用Petrel地质建模软件与Eclipse数值模拟软件的基础上,对模拟区进行了精细地质建模与历史拟合,并设计了多种不稳定注水调整方案,以确定水平井不同储层、不同部位的合理注水强度以及合理注水周期,分别预测各方案的开发指标,对比不同方案的开发效果,最后综合各优化方案,总结出一套适合敖南油田水平井—直井联合开发的注水调整方案。结果表明,对于厚度小且渗透率低的储层适合采取对水平井加强指端注水、控制根端注水的方法,且指端与根端注水量之比为1.14,区块的合理注水强度为2.1 m3/(d.m),合理注水周期为3个月。

特低渗透油藏超前注水长岩芯实验研究

设计了多测点物理模拟装置,利用整体压制的特低渗长岩芯,研究了特低渗油藏超前注水开发的压力传播特征、合理地层压力保持水平和采油井合理开井时机。实验结果表明:为获得较高的采收率,合理地层压力应保持在原始地层压力的110%～120%,合理的油井开井时机为压力传播到油水井间距的30%左右时。压力传播速度沿岩芯长度逐渐减小,建议注水强度与压力传播速度相匹配,初期适当增加注水强度,有利于尽快建立驱替压力系统,后期适当降低注水强度,保持温和注水,以获得最佳的注水效果。

注水和边水对聚合物驱效果的影响

聚合物驱开发实践表明,聚驱控制区外注水和边水对聚驱效果、尤其是对外围采油井效果影响较大。运用数值模拟技术,结合双河油田边水侵入特征,研究了不同注水方式和边水条件对聚合物驱效果的影响,提出改变注水方式和控制边水侵入的技术对策:①注聚期间相邻注水井停注或注低浓度聚合物溶液是保证聚驱效果、提高储量动用程度的有效手段;②部署注聚井完善聚驱井网,提高油井受效率,抑制边水侵入;③剩余油富集区部署采油井,提高聚驱控制程度;④保持合理注采比和注聚速度,减少边水影响。

安塞油田坪北区强化注水提高开发效果

安塞油田坪北区为低渗透裂缝性油藏。随着注水开发的推进,位于裂缝方向上的油井将逐步水淹,位于裂缝侧向上的油井见效困难,导致难于保持稳产。本文分析了坪北区强化注水的必要性和可行性,进行了油藏模拟研究,并结合矿场生产实践,得出了较好的历史拟合,据此提出合理强化注水开发指标和主要认识。

大庆扶余油层超前注水技术指标界限

应用油藏工程与数值模拟相结合的方法,设计了扶余油层超前注水方案.地层压力保持水平、累计注水量、超前注水强度、超前注水时机的研究表明：超前注水能够建立有效的压力驱替系统,提高地层压力,减小应力敏感损害,改善油田开发效果;扶余油层合理的压力保持水平为120％、超前注水时间约7个月.研究成果为低渗透油田开发提供了技术支持.