低渗透油藏水驱注采压差优化研究

针对渤南五区低渗透油藏储层非均质性强、剩余油分布复杂、水驱动用程度差异大的问题,以五点法井网为例,根据流线分布特征,将井网划分为多个计算单元,利用流管法计算得到各个计算单元水驱开发指标。以均衡驱替为目标,以各计算单元内的注采压差为优化变量,综合考虑储层物性及剩余油分布的非均质性,应用优化算法,得到了各计算单元的最优注采压差。研究表明,各计算单元的剩余油饱和度差异越大,达到均衡驱替时要求的时间越短,各调控单元所需的注采压差相差也越大。数值模拟结果表明,该注采压差优化方法能够明显减少各分区的剩余油分布差异,提高采收率2.6%。研究成果可有效指导低渗透水驱油藏开发决策的制订。

考虑注采压差下SAGD产能预测模型

SAGD生产过程中除了重力泄油外,注采压差的存在也对产油有着显著的影响,因此在使用Butler方法进行产能预测及计算时易出现误差。考虑注采压差对SAGD开发效果的影响,建立了双水平井SAGD产能预测模型,并利用MATLAB编程语言对数学模型进行求解研究结果表明:(1)双水平井SAGD数值模拟产能预测的结果反映了注采压差对SAGD开发效果具有一定的影响;(2)当SAGD开采过程存在一定注采压差时开发效果会更好,但这并不意味着注采压差越大越好,因为当注采压差大于汽窜临界压力值时会发生汽窜,从而对生产产生不利影响,因此注采压差存在一个最优值;(3)注采压差的存在会增加采油速度及减少蒸汽腔到达油层顶部的时间,随着注采压差的增大,采油速度增加幅度和蒸汽腔到达油层顶部的时间减少幅度都逐渐变缓。

低渗油藏合理注采压差确定方法

低渗秀油田具有独特的流入动态曲线翻转现象。以前的研究方法没有考虑到井底底流压随生产压差反向变化造成的影响,因此设计出的注采压差不尽合理,导致油藏出现欠注,地层压力迅速降低,严重降低地层产能。本文借助于无穷大地层产量公式,结合低渗油藏渗流规律,推导出了低渗油藏合理注采压差计算方法,为保证低渗油藏生产提供了有效的工具。

依据见水速度优化注采压差研究——以鄂尔多斯盆地某砂岩油藏为例

为了实现面积注采井网在平面上的均衡水驱,提高扫油面积系数,依据反九点井网油井见水时间公式,在假设各采油井见水时间相同的条件下,建立了注采压差优化模型。研究表明,合理的注边压差(注水井与边采油井之间的压差Δps)与注角压差(注水井与角采油井之间的压差Δpc)之比,与几何因子和储层渗流因子的乘积成反比。对鄂尔多斯盆地某砂岩油藏正方形反九点井网实际资料分析和计算表明:接近合理的注边压差与注角压差之比的注采关系更有利于均衡水驱。

依据水驱前缘移动规律优化分层注采压差

针对两层层间注采压差的优化问题,依据水驱油藏基本渗流理论,运用数学解析法,推导出了径向渗流两层层间注采压差优化模型。将模型应用于鄂尔多斯盆地某砂岩油藏数据模拟,计算出的见水时间相对误差为6.28%~7.48%。研究表明,上下两层水驱前缘位移跟井筒半径的平方差之比与其相应的注采压差之比成直线函数关系,水驱前缘的移动速率与水驱前缘位移成反比函数关系。定义了两层储渗纵向非均质系数,系数越大,储渗纵向非均质程度越严重。有效解决层间矛盾的最佳分层注采压差,须满足的条件是两层储渗参数之比值与相应注采压差之比值的乘积等于1。只有在这种条件下,上下两层在不同位移处的渗流速率才会相等,才不会发生层间突进现象。

适配注采压差,实现低成本效益开发

在油田水驱开发中后期阶段,面对低油价、新常态,在注采井网完善的基础上,依托低成本或零成本的精细注采调配管理举措,通过适配注采压差,减缓井间干扰,均衡注采流线,扩大水驱波及,改善油田开发中后期水驱效果。

注采压差对双水平井SAGD开发的影响

针对具有一定厚度的、整装的特稠油油藏,蒸汽辅助重力泄油(SAGD)相比于其他热采方法,开发效果更好。目前研究认为SAGD主要通过重力机理开采稠油而忽略了注采压差对SAGD开发的影响,导致矿场预测误差较大。本文针对这个问题,对SAGD生产过程中的注采压差进行了详细研究,基于加拿大Mackay River和Dover区块地质参数,建立地质模型,研究了注采压差对采油速度、SAGD开发稳产时间、蒸汽腔上升阶段及蒸汽腔横向扩展阶段的影响。结果表明:注采压差在SAGD开发过程中起重要作用,随着注采压差的增大,采油速度呈现先快速增加后增速变缓的趋势;在蒸汽腔上升初期,腔体呈扇形,一段时间后呈近似六边形;蒸汽腔到达油层顶部并不一定出现最大泄油速度,最大泄油速度一般在蒸汽腔到达油层顶部一段时间之后出现;注采压差影响着蒸汽腔上升扩展角的变化,而扩展角决定着蒸汽腔上升时的波及范围;注采压差在蒸汽腔上升阶段起着重要作用,而在其横向扩展阶段作用开始减弱。因此在现场实践中,SAGD生产前期可以适当的提高注采压差,而在蒸汽腔横向扩展阶段适当的减少注采压差,这样可以降低发生汽窜的概率,从而达到最优经济效益。

H开发区水驱合理注采压差的研究

根据注采压差与产量递减率、采油速度、年均含水上升值等主要开发指标的关系，分析注采压差对水驱油田开发的影响，明确了H开发区水驱合理的注采压差界限在2～5MPa之间，进一步指导了水驱高效注水开发。

低渗油藏高阻区注采启动压差计算模型及应用

低渗油藏具有非均质性,注水开发过程中会形成形状、宽度各异的高阻区,导致油藏渗流阻力增加,增大了有效注采井网的形成难度。从渗流力学基本原理出发,推导出低渗油藏开采中存在高阻区时的注采启动压差计算公式;并应用该公式绘制了油藏渗透率不同、高阻区宽度不同、高阻区与采油井井距不同对注采启动压差的影响曲线,进而研究注采启动压差的影响因素,为低渗透油藏的井网部署提供理论依据。

利用启动压力梯度计算低渗油藏最大注采井距

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 ,通过不同渗透率岩样启动压力梯度的研究 ,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。

基于多周期注采的气藏型地下储气库储层渗流规律

气藏型地下储气库(以下简称储气库)会面临多周期、大流量地强注强采,其生产特征会使储层物性发生改变,进而影响注采井产能及储气库整体运行效果。为此,以碳酸盐岩气藏型储气库储层为研究对象,建立了模拟储气库实际注采生产特征的实验方法,并开展了储层岩石强度、有效应力、注采压差和温度对注采能力影响的实验,最后形成基于储层保护的储气库高效注采技术方案。研究结果表明:①注采过程岩石抗压强度的变化对储气库运行无影响,注采生产对初始物性越好的储层渗流能力伤害越小,且伤害随注采周期的增加趋于平稳;②控制一定的生产压差,可避免微粒运移对储层的伤害并有利于排出储层中的微粒;③储层渗流能力随温度升高而降低,温度变化对储层渗流能力伤害主要发生在前3个注采周期。结论认为,储气库在投运前进行储层改造、从第4注采周期开始进行储气库扩容和控制生产压差注采,能显著提高注采效率并起到储层保护的作用,该认识对优化储气库注采制度提供技术支撑,对其他储气库制定高效注采方案具有重要借鉴意义。

多因素调控的注采比模型与应用

根据水驱油理论和注采平衡原理 ,推导和建立了受多因素调控的注采比预测模型 ,经油藏数值模拟结果验证 ,该数学模型的预测精度较高。矿场资料预测表明 ,该模型适用于在裂缝发育程度不同的各油田进行各含水阶段的注采比预测。在编制注采方案时 ,依据合理的注采压差、采油速度及含水率的调控值 ,能够预测合理的注采比及合理配置注水量 。

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。

低渗透油田考虑启动压力梯度计算井网产量

针对低渗透、低丰度油层难以有效开发动用的难题,采用基于非达西渗流条件下的不同井网产量计算模型,作为低渗透油田井网优化设计方法。将动用系数作为衡量低渗透储层动用程度的指标,为井网优化设计提供参考。以某低渗透油田区块为例,结合启动压力梯度,考察了井距、注采压差与油井产量和动用系数之间的关系。研究结果表明,低渗透油田启动压力梯度的存在,井距越大,克服启动压力所消耗的压力越多,动用系数越低,在某低渗透油田区块目前300m井距下无法建立有效的驱动体系,需要减小井距。

流固耦合作用下注水井井壁稳定性研究

注水开发油田在生产过程中,渗流场会对油藏地应力场产生影响,在井壁附近产生应力集中。研究了注水过程中流固耦合作用下套管损坏的力学机理,在传统的Biot方程的基础上,考虑介质渗透性能随应力的变化,建立了注采过程中流体渗流与固体弹塑性变形的非线性耦合数学模型,采用全耦合的有限元法对所建立的模型进行求解。通过对大庆油田南二区某注水井注水开发过程的数值模拟,分析了注水对储层孔隙压力、井壁围岩应力场和变形场的影响,并对比了不同注采情况下储层孔隙压力和井壁应力随时间的变化关系。研究表明,油藏注水开采过程中,油藏流固耦合作用对地层特别是井壁附近围岩的应力和变形影响很大。研究结果为合理建立油藏注水开发的流固耦合计算模型,合理控制注采压差,预防和减少该地区地层变形、套管损坏等提供了依据。

特低渗砾岩油藏有效驱动压力系统评价及对策

根据克拉玛依特低渗砾岩油藏非线性渗流特点,采用极限渗透率法定义了有效驱动压力系统评价指标,结合油藏开发井网的实际情况,建立了五点压裂井网驱动压力系统评价模型,并根据建立的模型分析了有效压力系统的影响因素,即期望产能、注采压差、压裂规模和井距(排距);同时,提出建立有效压力系统的主要对策为加密井网、增大压裂规模、增加注采压差。现场应用效果表明,提出的对策为该类油藏建立有效压力驱动系统具有指导意义。

周清庄油田注水井欠注原因分析及治理技术对策研究

周清庄油田沙三段为中孔低渗特低渗砂岩储层,注水开发过程中大多数注水井都出现了注水压力升高、注水量下降的问题。本文通过对注水井静态和动态资料系统对比分析,明确了注采井距过大和油层污染是导致注水井欠注的主要原因。结合已实施的增注措施效果对比分析,制定了有针对性的治理技术对策,现场实施效果显著。

玛湖凹陷致密砾岩油藏CO_(2)异步吞吐提高采收率

CO_(2)具有增能和降黏的特性,CO_(2)异步吞吐是提高致密油藏采收率的有效途径之一,通过注气井组“注—采—焖”相互配合,可提高井间储量动用程度,有望成为准噶尔盆地玛湖凹陷致密砾岩油藏提高采收率的接替技术。综合考虑地层压力、饱和压力及最小混相压力,设计双岩心并联的CO_(2)异步吞吐实验,以明确储集层物性、注采压差和吞吐时机对开发效果的影响。结果表明,经CO_(2)异步吞吐开发后的原油采收率约为衰竭式开发的3~5倍,提升效果显著;储集层物性越好,渗流阻力越小,越有利于CO_(2)异步吞吐提高采收率;注采压差越大,井间压力振荡效果越显著,采出原油越多;注气压力大于混相压力时,有利于发挥CO_(2)超临界性质,提高采收率;在地层压力高于混相压力的前提下,CO_(2)异步吞吐时应尽量提高注气井压力并降低邻井压力,增大注采系统压差,从而扩大波及体积,提高井间储量动用程度。

周清庄油田注水井欠注原因分析及治理技术对策研究

周清庄油田主要开发层系沙三段为中孔低渗特低渗砂岩储层,注水开发过程中大多数注水井都出现了注水压力升高、注水量下降的问题,影响了注水开发效果。为此,本文通过对注水井静态和动态资料系统对比分析,明确了注采井距过大和油层污染是导致注水井欠注的主要原因。结合已实施的增注措施效果对比分析,制定了有针对性的治理技术对策,现场实施效果显著。

注采井压降漏斗与有效启动压力梯度关系研究

压降漏斗对油井产量具有重要影响,一方面压降漏斗扩大了储层的生产压差,使得单井动用范围扩大、更多的储层储量逐步被动用;另一方面压降漏斗附近的压力梯度远高于其他地区,若近井地带消耗的压差过大,将导致井间的有效压力梯度下降。实验研究表明降低原油粘度,可在一定程度上减小了井底压降漏斗的压降,提高地层中部的有效驱动压力梯度,从而提高油井产量。