海上底水油藏水平井水驱波及系数定量表征

海上底水油藏开发中后期面临着水驱油规律认识不清及水平井井间水驱波及系数定量描述难的问题。以渤海Q油田为例,利用室内一维长岩心水驱油实验、油藏数值模拟方法,建立了底水油藏精细数值模型,研究了底水油藏长期水驱后驱油效率和水平井井间水驱波及系数变化规律。结果表明:水驱油实验中驱替倍数提高至2000 PV,驱替速度由1 m L/min提高至5 m L/min,驱油效率较常规水驱驱替倍数为100 PV时提高了15%~20%;基于数值模拟的水平井水驱波及体积研究,通过引入高倍水驱后相渗曲线,并将模型网格精度提高至长×宽×高为10.0 m×10.0 m×0.3 m时,实现了对水驱波及体积的精细刻画,计算出的波及系数由原始模型的66.7%降低为54.6%,提高了模型计算精度;水平井布井油柱高度和井距均是影响井间水驱波及系数的主控因素,水平段油柱高度越低,井距越大,井间水驱波及系数越低。基于以上研究结果,建立了海上底水油藏井间水驱波及系数图版,明确了底水油藏水平井布井界限参数:布井井距100~150 m,油柱高度6~8 m,井控储量(15~25)万m^3,水平井最大提液幅度2000 m^3/d,极限经济产油量10 m^3/d,水平井累计产油量大于5万m^3。该研究成果成功指导了海上Q油田底水油藏21口加密水平井的实施,可为底水油藏中后期高效挖潜提供借鉴。

海上强底水砂岩油藏CO2-EOR-S数值模拟研究

二氧化碳驱提高采收率及地质封存(CO2-EOR-S)技术是目前实现温室气体减排和应对全球气候变暖最经济有效的手段之一。文章以珠江口盆地惠州21-1油田M10层为对象,利用Petrel和CMG-GEM油藏数值模拟方法进行了注CO2驱提高采收率能力评价、注CO2流体状态方程拟合以及不同方案注采参数优化、合理方式优选,以探讨该油层的CO2-EOR-S潜力。对比9个模拟方案结果表明:1)在不同开采条件下,混相驱、近混相驱和非混相驱方案比例4︰3︰2;混相驱方案的采收率提高效果最为明显,相较于未注入CO2,提高约5.48%~8.73%,而近混相驱和非混相驱仅分别提高为2.96%~4.33%和2.01%~2.67%;基于细管模拟结果 (最小混相压力约31MPa),在M10原始地层压力条件下,CO2与原油达到近混相状态;2)模拟注入CO2五年,采用两口井同时以41MPa的井底流压注入CO2效果最佳,采收率从34.7%提高到43.4%,累计产油量从2.22×106m3提高到2.78×106m3;含水率从约96%降到约59%;共注入CO2 9.2Mt,封存6.7Mt,占注入量的73%,封存速率约1.33×106t·a-1;3)对于单井注入,原油采收率与CO2封存量呈负相关影响,而两口井注入条件下呈正相关,因此增加注入井数有助于在提高采收率的同时加大封存量。

海上低幅底水稠油油藏特征及水平井开发初探

秦皇岛32-6油田属海上低幅底水稠油油藏,经多年定向井开采目前进入高含水开发期,受储层非均质性、隔夹层等多种因素的影响,油层水淹规律和剩余油分布规律极为复杂。为解决以上问题,在建立油藏数值模拟模型基础上,研究了油层水淹规律和剩余油分布规律,进行了水平井参数的优化设计,并实施了水平井先导试验研究。研究结果表明,纵向上油层底部水淹严重、剩余油较少;油层中上部水淹较轻,是剩余油富集区。平面上定向井能够动用的区域只是井筒附近油层,即井间和油层中上部无水淹,为剩余油富集区。实际生产证明,利用水平井开发海上低幅底水稠油油藏可提高采油速度和最终采收率。