非活塞驱替条件下粘性指进的表征及影响因素

建立低压力梯度条件下驱油的数学模型,对其进行求解,对比指进和非指进情况下油藏的饱和度,重点分析了驱替液粘度和原油粘度对粘性指进的影响,并且研究了CO2驱油机理与指进的关系。结果表明:驱替液粘度越高,指进程度越轻;原油粘度越高,指进程度越严重。在高压情况下,CO2能够有效地减缓指进程度。

稠油油藏反九点井网非活塞水驱平面波及系数计算方法

为更准确迅速地计算稠油油藏反九点井网水驱波及系数,更有效地进行井网评价,根据正方形反九点井网的对称性,将其划分为2个对称的渗流单元,从非达西渗流出发,运用流线积分法推导了既考虑启动压力梯度又考虑油水黏度比的普通稠油油藏正方形反九点井网非活塞式水驱平面波及系数计算公式。利用该公式分析了启动压力梯度和注采参数等因素对普通稠油油藏正方形反九点井网水驱平面波及系数的影响,进而对哈萨克斯坦NB常规稠油油藏现有井网进行了评价,并提出井网调整方法。研究结果表明:减小井距或增大注采压差能有效增大常规稠油油藏平面波及系数,油藏的启动压力梯度越大,注采压差和井距大小对平面波及系数影响就越明显。

利用水驱特征曲线确定活塞式驱程度指数的方法

在分析研究甲、乙、丙、丁型水驱特征曲线的基础上，提出了两类水驱特征曲线，这两类曲线不仅可应用于水驱开发油田可采储量和采收率的预测，而且也可以确定活塞式驱程度指数。研究表明，当活塞式驱程度指数越接近于1，表明活塞式越明显；当活塞式驱程度指数越接近于0，表明活塞式越不明显。

普通稠油油藏五点井网非活塞水驱平面波及系数计算方法

目前利用三角拟流管法计算面积井网水驱平面波及系数时未考虑非活塞驱替的问题,而普通稠油油藏水驱开发时存在启动压力梯度和强非活塞性的特征。利用物质平衡原理和贝克莱-列维尔特非活塞驱油理论,建立了一套普通稠油油藏五点井网非活塞水驱平面波及系数计算方法。该方法考虑了水驱稠油的非活塞性,可以计算动态含水率、产量、采出程度随时间的变化规律。以渤海某水驱稠油油田为例,分析了井距、启动压力梯度、流度、注采压差等参数对水驱稠油平面波及系数的影响。结果表明,油相流度越小,启动压力梯度越大,水驱波及带的宽度越小,水驱前缘推进越慢,平面波及程度也越低。可以通过优化井网井距、注采参数或小井距加密等方式,增加平面波及程度,改善水驱效果。

加氢站用隔膜压缩机和液驱活塞式压缩机的性能和应用分析

氢气压缩机是加氢站的核心设备之一,承担着为氢气增压的重要作用。而液驱活塞式压缩机和隔膜压缩机是目前最常用的两种容积式往复压缩机。基于两者的工作原理、结构特点等,分析两种压缩机的性能特点和优缺点,以便更合理地在加氢站中选择适合的压缩机类型以及开展氢气压缩机技术与装备的国产化。

利用水驱特征曲线确定活塞式驱程度指数的方法

本文在分析研究甲、乙、丙、丁型水驱特征曲线的基础上,得出了两类水驱特征曲线,这两类曲线不仅可应用于水驱开发油田可采储量和采收率的预测,而且也可以确定活塞式驱程度指数。研究表明,当活塞式驱程度指数越接近于1,表明活塞式越明显;当活塞式驱程度指数越接近于0,表明活塞式愈不明显。

反九点井网非活塞式水驱面积波及系数计算方法

为解决普通稠油油田反九点井网的油藏工程设计和评价问题,基于流管法和油水两相非活塞式水驱油理论,建立了一套考虑稠油启动压力梯度下反九点井网面积波及系数的计算方法。以渤海某稠油油藏为例,利用该方法分析了启动压力梯度、注采压差和注采井距对普通稠油油藏面积波及系数的影响。结果表明,当原油粘度较大时,反九点井网中存在无法动用的死油区,导致平面波及程度低,可通过提液、增大注采压差或井网加密的方式提高注入水的波及程度。

基于控制水驱前缘速度的注采井组参数优化方法研究与应用

低渗致密油藏注水开发与中高渗油藏不同,井组见效极其不均衡导致无效注水是造成水驱采收率低的主要原因,有必要形成1套以油井同步见水为目标的注采参数调整方法来指导现场注水调整。结合延长油田低渗致密且油水混储的实际情况,建立了考虑毛细管力作用的平面分区径向流水驱前缘推进数学模型;通过优化注水强度与注采压差,形成了两端注采结构调整方法;定量研究了影响井组均衡水驱的3个关键因素。结果表明:通过调整注采井距和注采压差可有效解决渗透率级差导致的平面水驱不均衡的问题;当f w<60%时注采井距比对井组采出程度的影响较大,渗透率级差为20时对应的最佳注采井距比为1.5~2.0。对于注采井网固定的开发老区,主要通过控制各油井方向的生产压差来控制水驱前缘速度。基于两端注采参数调整方法,将D4430-8井组内注水井注水强度从1.87 m^(3)/(d·m)提高到2.50 m^(3)/(d·m),并通过调整3口油井的泵挂来改变注采压差。调整之后D4430-8井组综合含水由37.80%下降至25.29%,单井平均日产油量增加0.53 t,水驱开发效果明显改善。研究结果对低渗致密油藏注水开发老区改善平面波及效率具有重要指导意义。

特低渗透油藏CO_2非混相驱井距与产量关系研究

井距是新井井位部署及老井井位调整的关键因素,井距与产量相关;对特低渗透油藏CO_2非混相驱井距与产量关系的研究很少。在经典油气两相渗流理论的基础上,考虑CO_2溶解于原油所产生的降黏作用及油相启动压力梯度,建立了一个一维油气两相渗流数学模型。基于Buckley-Leverett非活塞驱替理论对饱和度方程进行求解,开发了井距计算软件,分析了生产压差、CO_2驱替前缘推进距离百分比、渗透率对井距与产量关系的影响。计算结果显示,产量越大,井距越小,井距变化的幅度也越小。在注气井近井带,油相黏度由1.5 m Pa·s降低到0.4 m Pa·s;在生产井近井带,油相黏度由1.5 m Pa·s降低到0.6 m Pa·s,CO_2对于原油的降黏幅度可以达到70%左右,从注气井到生产井,油相黏度逐渐升高。为特低渗透油藏CO_2非混相驱井距与产量关系研究提供了一种计算方法,绘制了井距与产量随不同参数变化的理论图版,方便油田应用。

特低渗透油藏CO_2非混相驱极限井距计算方法

极限井距计算方法对于特低渗透油藏确定合理井网密度具有重要意义。考虑CO_2对原油的降黏作用及油相启动压力梯度的变化,建立了一维两相渗流数学模型,并应用特征线法、试算法和迭代法进行求解,推导出特低渗透油藏CO_2非混相驱极限井距计算方法。同时开发了极限井距计算软件进行井距实例计算,绘制了理论图版。结果表明:CO_2对于原油的降黏作用可达到60%以上,油相黏度自注气端至采出端逐渐增大;生产压差为10~20 MPa,注气速度分别为10、15、20、25、30 t/d的极限井距均比未考虑油相黏度及油相启动压力梯度变化的极限井距大;极限井距随生产压差增大而增大,随注气速度、地层原油黏度、CO_2黏度增大而减小;生产压差相同时,注采两端压力越大,极限井距越大,油相黏度及油相启动压力梯度的下降幅度越大。

利用CT技术的超低渗岩心油水驱替特征研究

超低渗透油藏cT扫描技术能够观察水驱油过程中不同时刻各流体饱和度在岩心中的分布，以及驱替后残余油分布。通过CT扫描技术在模拟超低渗透储层水驱油过程中，测定不同时刻岩心流体饱和度，观察岩心内部油水两相饱和度变化和分布，分析水驱特征。发现在致密且孔喉分布相对均匀及毛管压力显著的岩心中，水相饱和度前缘剖面变化十分陡峭，岩心内部水相饱和度以类似“活塞”式向前驱替。水相突破后岩心内各断面上饱和度分布不再发生较大变化，岩心出口端面不再产油，驱替相水与被驱替相油之间油水共渗区极其狭窄。对于超低渗透岩心，产生“活塞”式驱替的临界端点流度比为0．02955～0．21135。

海上轻质油藏水驱渗流阻力特征研究

轻质油藏注水井常存在井口压力不断升高的现象,酸化、微压裂等常规措施并不能有效降低井口压力。为进一步探究注入压力过高的原因,以流管模型为基础,依据水电相似原理,开展井间渗流阻力变化规律研究。结合达西定律推导了渗流阻力表达式:渗流阻力与储层形状和总流度有关。而非活塞驱替过程的总流度变化通常分为两种:单调增加(中、高黏),先减小后增加(低黏)。原油黏度较小时,总流度会呈现减小的趋势,渗流阻力随之增加,导致注入压力升高,此时表现在注水井井口压力不断升高,即发生了"伪堵塞",严重制约油田注水。通过对渤海南部区域不同油田注采井间渗流阻力的计算,得到了能够反应渗流阻力变化规律的无因次阻力系数图版,图版展示了"伪堵塞"可能发生的含水阶段,能够有效指导注水井的治理。结合KL油田群的治理实践,当注水井发生"伪堵塞"时,可采取以下措施:(1)对高破裂压力、低裂缝发育的油藏,实施提压增注;(2)对低破裂压力、高断裂程度的油藏,采取层内生气调驱;(3)对超低原油黏度、埋藏深的油藏,可考虑气驱开发;(3)对多层合采开发油藏,应优先解决纵向水驱矛盾。

稠油油藏火驱驱油特征研究

为了探索稠油油藏火驱驱油机理及驱油特征,通过物理模拟实验方法和数值模拟方法,结合现场生产井生产动态数据,研究了不同阶段的火驱含油量分布,并给出了火驱开发过程中各阶段生产特征。研究表明,已燃烧区的残余油饱和度几乎为零,此阶段火驱为活塞式驱油。未燃区平均含油饱和度随着火线推进而升高,且未燃区存在高含油饱和度面,跃变点推进到生产井时火驱驱油见效,未燃区为非活塞式驱油方式。

基于两相流低渗油藏合理注采井距确定方法

目前确定低渗油藏合理注采井距的方法,主要以启动压力梯度为判断基础,而实际生产过程中两相渗流阻力也有影响.从渗流力学出发,考虑非活塞驱替两相流及启动压力梯度,分别以油相区、油水两相区及纯水区的渗流数学表达式为基础,得出基于两相渗流低渗油藏合理注采井距的新方法,并通过实例计算与结果对比证实其理论的合理性与可靠性.实例计算得出注采压差为40.0MPa,渗透率为1.0×10-3μm2时油藏合理注采井距为130m.考虑两相渗流确定的合理注采井距随渗透率增大而增大,但增长幅度随渗透率的增大而减缓,且渗透率与井距呈近似幂函数关系;随渗透率增大,新旧方法确定的井距相差越来越大,因此计算合理注采井距时,应考虑启动压力梯度与油水两相渗流阻力共同作用,以使其计算结果更加合理可靠.

特低渗透油藏面积井网见水时间计算

特低渗透油藏在水驱开发过程中常表现出渗透率各向异性和流体非达西渗流特征,运用非达西渗流公式及流线积分法,得到特低渗透油藏五点井网、反九点井网和菱形反九点井网在油水两相非活塞式驱替条件下的油井见水时间.计算长庆鄂尔多斯盆地某特低渗透油藏井网见水时间,结果与实际动态符合较好.分析油水黏度比、渗透率各向异性及启动压力梯度对油井见水时间的影响,结果表明:油水黏度比越大,油井的见水时间越早;当菱形反九点井网长轴方向井距与短轴方向井距之比与渗透率各向异性强度大致相等时,长轴方向与短轴方向上的角井能实现均衡驱替;启动压力梯度延缓了油井的见水时间,且生产井距越大,启动压力梯度的影响越显著.

普通稠油油藏反九点井网平面波及系数计算方法及数模验证

综合考虑普通稠油油藏渗流过程中存在启动压力梯度和非活塞驱替以及井网处于非单一沉积微相时渗透率各项异性的特征,建立了一套普通稠油油藏反九点井网平面波及系数的理论计算方法,定量表征平面波及系数的变化规律,计算各方向边、角井的见水时间.研究了启动压力梯度、压差以及渗透率级差对平面波及系数和见水时间的影响.同时,自主编程了考虑启动压力梯度的油藏数值模拟器.结果发现:启动压力梯度越小,压差越大,水驱平面波及系数越大,边、角井见水时间越快,含水率越高;渗透率级差越小,波及越均匀,边井见水时间差越小.通过模拟,验证了理论计算方法的准确性,可视化了不同水驱阶段平面波及系数和剩余油饱和度的变化规律.通过优化注采参数、差异化边角井工作制度等方式,缩小了死油区,提高了平面波及系数,改善了水驱效果.

流线法在二维两相渗流解析求解中的应用

以五点井网为例,基于压力叠加原理及Buckley-Leverett方程,利用流线法求解特征线,建立了二维两相非活塞式驱替的解析求解模型,并运用该模型对驱替过程中的饱和度分布、驱替前缘位置等进行了计算。文中将Buckley-Leverett方程应用于多维计算,给出了二维两相渗流问题的解析求解方法,并将计算结果与Eclipse数值求解结果进行对比,验证了该方法的实用性,对渗流计算的简化及解析求解理论向多维多相的进一步发展具有一定的推进意义。

低渗透油藏注水开发的水突进特征

用活塞式水驱油方法,研究具有启动压力梯度的油藏中油水两相径向渗流特征,包括单一油层的驱替特征和双层油层在水驱过程中油水界面突进的差异。分析表明:相同注采压差条件下,启动压力梯度越大,生产阻力越大,油水界面推进越慢,产液量越低。增大注采压差,可以增加油井的产液量,减弱启动压力梯度对生产的不利影响。启动压力梯度加剧了双层油层注水开发时的层间矛盾,特别是在低渗透层渗透率小于50mD时影响更为显著。

珠江口盆地LFX13-1油田Z37油藏高采收率剖析

珠江口盆地LFX13-1油田Z37油藏储集层为三角洲前缘河口坝反韵律块状砂岩,油藏开采表现出明显刚性水驱特征,具有油井产能高、采油速度高、中高含水期含水上升平缓等特点,预测最终水驱采收率将超过70%。从含水上升率、采油速度和阶段采出程度等方面对Z37油藏的开发效果进行了总体评价。从油藏地质特征、水体能量大小、完善开发井网的过程及方式、反韵律沉积层序优势、特高含水后期隐蔽剩余油的挖潜、高地温场对驱油效率及岩石表面润湿性的改善、大规模采用水平井、高油价的有利因素及众多相关前沿技术的应用诸方面剖析了Z37油藏取得高采收率的主要原因。Z37油藏的成功开采经验可为同类型油藏的开发提供借鉴。

调剖最优处理半径计算方法研究及应用

依靠经验及室内试验方法确定化学调剖处理半径,误差大且费时费力,从非活塞式水驱油的渗流理论出发,推导出计算调剖最佳处理半径的计算公式。该方法主要基于油藏动静态资料,具有简便快捷、精确度高的特点,对水井调剖具有一定的指导意义,现场应用价值高。