断控缝洞型碳酸盐岩立式板状油藏注采井网构建

断控缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞结构和连通关系复杂,传统井网部署易产生低产能井,需构建立体注采井网以提高产能。通过油藏数值模拟研究了不同因素对塔里木富满油田满深3和满深4井区立体注采井网波及系数的影响,并设计了先导试验方案预测产能。结果表明,满深3井区注气井与采油井单个交错排状分布时波及系数最大;采油井纵向深度越大,波及系数越大;平面注采井距在500~1000m波及系数相对稳定,井距增至1500m时,波及系数大幅度减小。满深4井区注气井、注水井与采油井单个交错排状分布时波及系数最大。先导试验中,满深3和满深4井区分别采取“浅部注N_(2),深部采油”和“顶部注N_(2),底部注水,中部采油”的井网构建方案,阶段末采出程度分别达到21.3%与22.4%,相比于基础衰竭式开发和注水开发方案有了显著提升。

江苏油田复杂小断块高含水油藏注采井网优化技术

江苏油田复杂小断块油藏经过长期的注水开发后,目前处于中高含水开发期。现阶段储层非均质性对注采井网的影响更加突出,局部存在低效无效注水循环问题,亟需优化调整注采井网。根据非均质油藏剩余油富集类型和影响因素,在原井网基础上,利用油藏数值模拟方法,开展相控条件下的注采井网优化技术政策研究。根据模拟结果,确立了抽稀井网和转注高含水油井两种注采井网优化技术的政策界限,指导陈2断块、韦2断块注采井网优化调整,取得了良好的应用效果,为改善高含水油藏水驱开发效果提供了技术支撑。

液流空化技术在注采井间储层微改造中的应用--以渤海S油田B1-B2H井组为例

渤海S油田B1井,在注水过程中,注水井B1井注入压力逐渐升高,长期无法达到配注需求,对应生产井B2H#注水见效差,处于低效状态。其原因是距B1井100 m左右有低渗带存在,致使注水井与生产井之间储层连通性变差。因为常规措施处理半径有限,无法对这种低渗带进行改造。因此需要寻找新的工艺措施,既能满足处理半径足够大,同时对低渗带进行微改造。根据液流空化储层改造技术的原理可知,该技术可以满足这个条件。实施液流空化后,无论是注水井吸水能力还是对应生产井生产形势都得到了明显改善。该技术的成功实施,为其他油水井类似问题的解决指明了方向,可以有效改善其注水开发效果。

三维各向异性的低渗油藏排状定向井井网压裂注采井距研究

针对各向异性低渗透油藏排状定向井井网压裂注采井距问题,推导其典型井网单元的压力和压力梯度分布公式,重点研究注采井间主流线上沿程压力变化规律及其对注采井距的影响。结果表明:各向异性对于注采井间压力分布有显著影响;压裂直井井网井间压力分布均匀,可以用更大注采井距,井距是未压裂情况下的约3倍。

九点注采井网加密前后流场变化研究

油藏进入高含水期后,采用加密调整井网提高原油采收率,井网调整后注采井间的流场会发生改变,流体流动规律变得更加复杂。以反九点井网为研究对象,根据实际油藏井网调整模式,采用三维大尺寸物理模型研究反九点井网加密前后的流场变化和剩余油分布特征。结果表明:加密前各注采井间流场分布差异较大,受井间物性差异影响,主流线并不完全沿生产井方向分布,边井区域流线分布比角井密集,井网加密调整后,流场分布较为规整,但高渗透带转注井流线较为密集,水驱效率较高,低渗区转注井驱替效率较低。对于具有井间物性结构差的非均质模型,驱油效率受渗透率的影响。加密前渗透率越好的区域驱油效率越高,驱油效率增长率也越大;排状加密后,在一定渗透率范围内,由于水窜的影响渗透率越好的区域驱油效率反而越差。同时,加密后物性越好的区域,其水驱受效越快,并且物性差的区域受效良好。

注采井数比对抚顺油页岩注高温氮气原位转化开采的影响

油页岩原位转化技术是油页岩工业的发展趋势,注高温氮气是一种对流加热油页岩地下原位转化开采技术,具有工艺简单、安全环保、加热效率高、经济效益好等优点。文中以抚顺油页岩为研究对象,运用数值模拟方法,研究了油页岩注高温氮气原位转化过程,并分析了常规油气田开采5种布井方式对应的注采井数比对开发效果的影响。结果表明:常规油气田开采中,以注采井数比1∶1为界,增大注采井数比有利于缩短生产时间,减小注采井数比有利于增大能量效率;注采井数比为1∶3或1∶2时,油气产量受到生产井处地层渗透率、孔隙度变化的影响,生产过程出现2个峰值;通过对比不同布井方式,注采井数比为1∶2的反七点井网法单位体积产油量最大,能量效率最大为56%,开采效果最优。该研究成果为油页岩注氮气原位开采的现场应用提供参考。

考虑压力敏感影响确定低渗透油藏有效注采井距

低渗透油藏实现有效注采的开发井距,需要同时考虑注水井、采油井生产过程中不同压力变化引起的压力敏感效应以及相应启动压力梯度变化的影响。基于低渗透储层基本渗流规律,建立包含启动压力和压力敏感影响的典型注采条件下渗流方程,并采用稳定逐次替换法求解注采单元渗流场,确定出注采开发条件下储层中压力分布规律;考虑油田开井经济日产油量的要求,建立了低渗透压力敏感油藏确定有效开发井距的方法。研究表明,以同时考虑注采井区压敏影响为基准,相比不考虑压敏、只考虑采油井区压敏影响,在同等条件下,注采井距计算结果差别为+9.8%、-20.6%;考虑产量界限要求确定的有效注采井距,一般条件下约为极限注采井距的0.7~0.9倍,可以更好地指导低渗压力敏感油藏开发井网的合理部署。

一种低渗透油藏有效注采井距的确定方法及应用

为充分利用矿场实际产能测试数据来确定低渗油藏有效注采井距,在考虑低渗启动压力梯度基础上,利用产能公式推导了流度与米采油指数以及启动压力的参数方程,利用该方程及产能测试数据可以得到测试储层段的流度和动用半径。通过回归分析发现低渗油藏的有效注采井距与物性之间存在半对数关系,根据该关系曲线可以确定低渗透油藏定向井开发的有效注采井距。实例应用表明:储层物性越差,有效注采井距越小;低渗油藏的有效注采井距为2倍动用半径,即有效动用系数达到78.5%才能保证注采井间受效良好。利用该方法获得了渤海B油田不同流度下的有效注采井距图版,建议物性在5~20 mD之间储层的注采井距控制在300~450 m之间较为合理。

基于RNN-DTW的注采井间连通性判断

明确注采井间连通情况对油田稳产、控水、提高采收率具有重要意义,而传统的判断方法施工较繁琐,且费用高。应用机器学习方法,基于RNN-DTW进行井间连通性分析,通过训练RNN神经网络模型并预测油井未来产液量,避免DTW算法由于注水传播见效延迟导致的注水量与注水见效后油井产液量的差异,并使用DTW算法分析注水量与产液量的相似程度,确定井间连通状况。现场应用结果表明,该方法的计算结果符合井组物性特征,可以作为油田现场判断注采井间连通性的一种方法。

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。

水平井注采井网优化

为查明水平井注采井网的开发效果及其与传统直井注采井网的区别,采用数值模拟方法研究水平井注采井网部署方案。结果表明:与直井注水相比,水平井注采井网可形成线性驱动,推迟注入水突破时间、提高波及效率、改善油藏开发效果;水平井水平段压力损失影响水平井注水开发效果,平行对应反向井网考虑了压力损失的影响,可有效地克服压力损失造成的注入水局部突进现象,平行交错反向指指井网既考虑了水平段压力损失的影响,又可扩大井网控制面积,为最优的水平井注采井网;对于均质薄层油藏,水平井在油藏中位置的变化对开发效果的影响不明显。水平井注水技术在哈得4薄砂层油藏的开发中起到了降低注入压力、增加注入量、有效保持地层压力的作用,所设计的水平井注采井网应用效果良好。

存在启动压力梯度时的合理注采井距确定

由于流体在低渗透油藏中渗流存在启动压力梯度,在确定低渗透油藏合理注采井距时如何考虑启动压力梯度的影响,是提高低渗透油藏开发效果的主要研究内容之一。根据等产量一源一汇渗流理论,获得了注采单元主流线中点处的最大压力梯度计算式,结合启动压力梯度与渗透率的关系建立了低渗透油藏合理注采井距的确定方法,得到不同渗透率和注采压差下合理注采井距理论图版。实例应用结果表明,所述方法简单实用,分析结果与油田实际情况基本一致。

碳酸盐岩缝洞型油藏注采井网构建及开发意义——以塔河油田为例

为了建立一套能够反映塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏复杂缝洞结构和连通关系的注采井网。从不同岩溶地质背景特征出发,通过分析风化壳型、断控型和暗河型储集体的缝洞空间结构特征、注采关系特点和井网形式,提出了"注采空间结构井网"的理论概念,即以缝洞体空间展布为基础,结合缝洞形态、尺度、连通结构等信息,在三维空间上构建注水井与采油井之间的配置关系,最大程度提高缝洞控制、水驱储量动用及采收率。研究认为:风化壳型注采关系以"低注高采,缝注孔洞采、小洞注大洞采"为特点,适宜建立"面状"注采井网;断控型注采井组以"等高注采、缝注洞采、边注中采"的注采关系为主,应建立"条带状"的注采井网;暗河型注采井组易形成"低注高采、洞注洞采"的注采关系,可建立"线状"注采井网。同时应形成与井网形式相匹配的差异化注水方式,以全面体现注采空间结构井网"多向注采、多段注采、立体注采"的构建目标。

文留油田低渗透油藏合理注采井距研究

针对文留油田油藏埋藏深、储层物性差、注水困难、油藏长期处于低采油速度、低采出程度开采状态等问题,从低渗透油藏渗流机理和经济效益两方面出发,优化了文留油田的合理注采井距;并在深层低渗透油藏加密调整、实现高效注水开发方面,摸索出了一套行之有效的方法和经验。

新立油田高含水期完善微观注采井网实践与认识

新立油田扶杨油层为典型的曲流河三角洲相沉积,单砂体面积小、连续性差。就高含水开发期完善以单砂体为单元的微观注采井网作用进行阐述,提出适合高含水开发期评价井网完善程度的方法。结合新立油田不同沉积条件下单砂体井网不完善类型的分析,阐述采取井网综合利用等技术手段和对策。实践证明,该做法取得了良好的效果,对指导同类油田高含水开发期提高水驱控制程度、改善开发效果,挖掘剩余油潜力具有重要的参考价值。

特低渗油藏压裂井注采井距与注水见效关系

针对目前注采井距与注水见效关系研究中缺乏对应压裂井研究的现状,以压裂井压力波椭圆等压面传播理论为基础,推导了特低渗油藏压裂井注水见效时间与椭圆动边界半径、启动压力梯度、油井产能水平和原油黏度等的综合关系,并对上述因素对注水见效时间的影响进行了研究。结果表明,这些因素对注水见效均有较大影响,压裂井对上述因素影响的敏感性远小于未压裂井,特别在目标油藏原油黏度较大时,此种差异表现得更为明显,合理注采井距的选择是多因素下主次要矛盾共同作用的结果,其选择应放在优化、高效开发油藏的大系统中考虑。

低渗透油藏混合井网系统合理注采井距确定

从渗流理论出发,首次推导了直井注-水平井采混合井网系统井间沿程压力与压力梯度分布公式,并对其分布规律进行了分析。结合物理模拟实验得到的启动压力梯度数学表达式,提出了计算低渗透油藏混合井网注采井距的方法,分析了注采压差、渗透率和水平段长度对注采井距的影响。研究表明,混合井网系统所需要的生产压差远小于直井井网,因此混合井网更容易形成有效驱替,可以采取更大的注采井距。

非均质油藏注采井组均衡驱替效果研究

受地质情况、井网条件、配产、流体物性的影响,在实际油藏实现完全均衡驱替是不可能的。对于非均质油藏,必须最大限度地追求相对较高的均衡驱替,实现原油最大采出效益。数值模拟研究表明:井距和配产对注采井组均衡驱替有很大影响,且同一地质模型,存在一个无因次均衡驱替井距和产量;利用渗透率极差对无因次均衡驱替井距和产量的影响,可确定非均质油藏最优井距和最佳配产。

文96地下储气库注采井完井技术

文96地下储气库属于典型的枯竭气藏储气库,储层压力较低且层间压力差异大,射孔层位厚、层段多、跨度大,储层保护和安全投产难度很大。针对文96地下储气库储层特点以及储气库注采井强注强采要求,通过合理设计注采井完井管柱结构,优化射孔工艺参数,采用油管传输多级起爆负压射孔技术,同时配合低伤害完井液体系等措施,解决了储气库气藏储层保护以及井控安全矛盾突出的问题。现场应用表明,该技术能有效保护储层,缩短作业周期,注采井达到产能设计要求。

超低渗透油藏水平井注采井网设计优化研究

针对超低渗油藏水平井开发面临的稳产问题,在超低渗透油藏水平井见水、见效分析及开采规律认识的基础上,形成了适合超低渗透油藏水平井注采井网设计的基本原则;(1)人工压裂缝三维空间拓展范围是注采井网设计的基础;(2)井排方向与最大主应力方向垂直;(3)井网以侧向驱替补充能量为主;(4)提高水驱控制面积比,优化井距、排距和水平段长度;(5)提高单段改造强度,缩小段间距,实现缝间储量的有效动用。以注采井网设计的基本原则为基础,采用矿场统计和理论分析相结合的方向,提出了进一步改善水平井开发效果的技术方向和政策:(1)提高水平井单段产量;(2)提高井网压力保持水平,优化井距为50.0～60.0 m,Ⅰ类、Ⅱ类,Ⅲ类油藏水平段长度分别为50.0～550,450～500和400～450 m,Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类油藏排距分别为150,120～130和100～120 m;(3)采用小水量温和注水的技术,分类优化单井注水强度;(4)水平井合理初期产量根据存地液量、排距和水线推进速度的关系来确定,合理生产流压注水未见效前略大于饱和压力,注水见效后保持不低于饱和压力的2/3。