油藏自流注水开发机理及影响因素分析

针对自流注水开发现有理论还不够成熟的问题,研究了自流注水需要满足的油藏条件,定义了"自流注水门限压力"的概念,并根据流体力学和油藏工程的基本原理建立了其表达式,提出了自流注水过程中注水量、产油量、水层压力、油层压力、累计注水量和累计产油量等参数的计算方法。根据提出的计算方法编制了相应的计算程序,并运用程序进行了自流注水实例计算和影响因素分析,结果表明,提出的自流注水计算方法原理简单,计算结果合理,能够用于自流注水参数计算;在水油储量比小于60时,自流注水稳产期随水油储量比的增大而延长,采收率随水油储量比的增大而增大,但在水油储量比超过60后,水油储量比的影响不明显;自流注水时机对油田开发稳产期和采收率有重要影响,自流注水时机越晚,地层能量的利用越充分,稳产期越长,采收率也越高。

塔中4油田巴楚组油藏自流注水技术可行性

塔中4油田石炭系巴楚组含砾砂岩段层状边水油藏埋深约3 700 m,边水能量弱,地层压力保持程度低;其下伏的东河砂岩段油藏发育大型水体,压力保持水平较高,2套层系间的层间压差为15~25 MPa.通过分析井区因层间压差导致层间倒灌形成自流注水的矿场实例,结合塔中4油田的油藏地质和开发特征,建立了数值模型,并模拟了层间倒灌、分别采用直井和水平井作为自流注水井等不同井型和井网条件下自流注水技术的开发指标。研究表明,在巴楚组含砾砂岩段层状边水油藏进行自流注水是可行的,并优选出下步矿场试验井组。

自流注水开发及影响因素分析

自流注水是一种经济有效的油藏能量补充方式，对于沙漠、海上等淡水资源匮乏地区的油田开发尤为重要。以中东沙漠地区x油田为例，从油层物性、水层物性、油层吸水能力及水层产水能力等角度，分析了油藏自流注水开发需满足的基本条件。在此基础上，利用数值模拟方法研究了自流注水井控制的地层水储量与其供给区域的原油储量之比及自流注水时机等因素对开发效果的影响。结果表明，地层水储量与原油储量之比越大，自流注水开发效果越明显；在油田不能稳产或地层压力衰减到设计水平之前实施自流注水，有利于改善开发效果。

利用多段井模型预测自流注水速度

自流注水工艺难点之一是监测和控制注入速度。运用多段井模型模拟自流注水过程,并预测自流注入速度、注入量等关键参数,分析了井筒摩阻,油(套)管内径对注入过程的影响。以海上油田实践为例,描述了模拟的细节。结果表明:自流注水注入速度和注入量的峰值出现在注水的中后期;改变井筒摩阻或油(套)管内径可以控制自流速度。研究结果可以为自流注水实践提供重要依据。

高渗透砂岩油藏自流注水机理及开发效果研究

针对沙漠地区油藏注水水源供应不足的问题,以中东地区某高渗透砂岩油藏为例,以油藏工程方法和数值模拟为手段,开展了自流注水机理、自流注水适应性及开发效果研究。研究中定义了"自流注水门限压力"的概念,认为要能够自流注水,水层压力需要达到"自流注水门限压力"来克服注水过程中水层与井筒之间的产水压差、井筒内的摩阻损失、井筒中的水柱压差以及井筒与油层之间的注水压差。分析了油藏适合自流注水的地质条件和压力条件。建立了自流注水采收率计算的表达式,并针对N油藏进行了实例计算。运用数值模拟方法,进一步研究了N油藏进行自流注水的开发效果,研究结果表明,N油藏的开发策略为:先进行弹性驱动开发,待油藏不能稳产时转为自流注水开发,最后转为人工注水开发。

球阀不同开度下自流注水管路流固耦合动力学特性研究

以输流管道、电液球阀等附件组成的自流注水复杂管路系统为研究对象,基于流固耦合理论,利用有限元软件ANSYS建立系统仿真计算模型并研究其动力学特性。由于管路不同位置的动力学特性不同,本文根据所建立的有限元模型计算球阀不同开度对管路同一位置流体的压力和速度的影响,并比较不同位置在球阀固定开度时的流体特性。结果表明:阀前弯头的流体压力随阀门开度的增加而减小,阀后弯头随阀门开度的增加而增大;当阀门开度固定时,管路不同位置的流体压力分别以球阀(固定开度≤50%)、大小头(固定开度为>50%)为分界点呈现不同的趋势。根据流固耦合理论计算球阀不同开度下自流注水管路结构的振动情况,结果发现阀门开度为50%时在0.5s比其他开度多出现一次激振,且加速度幅值较其它开度明显增大。

伊拉克鲁迈拉油田可控性自流注水可行性研究

伊拉克地区水资源缺乏,水处理成本极高,面对鲁迈拉油田在开发过程中急需注水来补充地层能量的问题,提出采用可控性自流注水的方法。该方法不同于传统的注水方式,以同一口井的地层水作为水源,不建地面设备和管网直接把水注入到目的层,实现注水并有效解决鲁迈拉油田水源短缺的情况。通过进行自流注水的工程条件可行性论证、自流注水的节点分析研究,设计了采用井下流量控制阀(ICV)的可控性自流注水工艺管柱、倒置电潜泵同井注采工艺方案,解决以往自流注水不可控的缺陷。该方法为解决中东地区需要注水补充能量开发的难题开辟了新途径。

哈拉哈塘油田缝洞型油藏自流注水耦合计算模型

哈拉哈塘油田缝洞型油藏开发中后期需要进行注水替油增产作业,但中国自流注水的相关研究尚处于初步阶段,缺乏完整的自流注水流动模型和开发效果优化设计软件。从部分射开水层、射孔孔眼、水阀和缝洞体等关键局部节点出发,建立了缝洞型水层-缝洞体单元流动模型,对部分射开水层、射孔孔眼和水阀等关键节点采用COMSOL软件进行了流动仿真,将各个节点的流动方程进行联立耦合,建立全系统流动耦合模型,并利用Eclipse软件进行了数值模拟,从整体上进行验证。对比验证结果表明,采用油藏数值模拟方法建立的自流注水数值模拟模型可用于缝洞型储集层自流注水量和地层压力变化趋势的预测,为自流注水优化设计提供参考依据。

自流注水开发可行性与技术政策界限研究

自流注水技术操作简单、经济有效,可以被作为常规注水的一种补充方式或替代方式.自流注水在我国尚处于起步阶段,没有形成成熟的方法和认识.利用油藏数值模拟方法,从自流注水时机、生产井距、油层渗透率、油层厚度、水源层能量五个方面开展了可行性对比研究,得到了自流注水开发的部分技术政策界限.开发因素方面：建议自流注水与衰竭开发同步实施,最迟不要晚于弹性开采稳产期结束;建议合理生产井距为（800 ～ 1200）m.地质因素方面：建议油层厚度较小,水层油层厚度比不小于1;建议油层渗透率为中高渗,有利于延长稳产期;有多套水层满足自流注水条件且不需要同时开发时,首先优选上部水层自流注水.

哈拉哈塘油田自流注水技术先导试验

哈拉哈塘油田塔河南岸地区地面水资源极其匮乏,注水配套设施投资大,注水开发困难,严重影响开采速度和采收率。哈拉哈塘油田奥陶系油藏上部非目的层发育储量巨大的承压水层(石炭系东河砂岩、白垩系),可以直接作为自流注水水源。根据哈拉哈塘油田油水层发育特点,在借鉴国内外自流注水技术的基础上,研究开发了一套能应用于陆上油田的自流注水新技术,并在哈拉哈塘油田进行了先导试验,取得了一定的注水开发效果。该技术的成功应用可为陆上类似油田的注水开发提供一条新思路。

缝洞型碳酸盐岩油藏自流注水流动耦合计算模型及应用

随着常规油气资源的衰竭,非常规资源的地位日益突出,碳酸盐岩油藏便是典型之一。我国新疆塔里木油田很多碳酸盐岩油藏属于缝洞型储层,其中一部分具有典型溶洞型特征,为了解决能量补给所需水源问题,这类开发井可以采用自流注水技术。本文对自流注水过程进行节点流态分析,通过计算机编程将各节点流动方程联立耦合起来,获得自流注水系统耦合计算数学模型。利用该模型对油田实例进行了模拟计算,结果显示效果良好。

利用油藏工程方法计算薄油层自流注水量

海上油田开发由于受平台条件、水处理能力等条件的限制,无法像陆地油田一样采用注水来实现二次开发。依靠弹性驱动开发的薄油层,能量供给不足,采收率较低。通过实施自流注水,将油层跟上部水层连通,利用能量充足的水体来补给油藏能量,有效维持了油藏压力,保持了油井的产量,进而提高了薄油层的采收率。自流注水量无法通过地面计量系统进行计量,因此利用油藏工程方法,通过拟合测压点,可预测自流注水量及压力随时间变化的关系。

惠州25-3油田薄层油藏自流注水开发试验

针对珠江口盆地惠州25-3油田弱水驱薄层油藏L30up投产后不久因地层能量不足而无法正常生产的问题,在精细地质油藏研究、充分利用油田现有低效生产井的基础上提出了自流注水开发技术,并从更新油藏地质模型、优选自流注水井位、确认砂体连通性、优选水源层等方面进行了自流注水方案设计,进而利用示踪剂和试井技术监测自流注水过程中注水量和吸水能力,并确认了自流注入水源。自流注水技术在惠州25-3油田薄层油藏进行了成功试验,并取得了良好的经济效益,为海上类似油藏开发开辟了一条新的途径。

国内第一口自流注水井钻井实践

为提高平湖油气田勘探开发总体效益,针对该油田油、水层孔渗条件好,且水层与油层压差大的特点,试验完成了国内第一口自流注水井(DF2井)钻井作业。文中总结了DF2自流注水井钻井技术特点,可为我国海上类似油田的开发提供借鉴。

海上零散薄油藏地层自流注水开发实践

零散薄油藏由于油层薄、油砂体小、储量分散、天然能量弱,采用常规定向井方案开发效果较差,采用水平井开发虽然可以有效改善初期单井产量,但由于地层能量不足,单井产量递减快,无法从根本上解决采收率低下问题。采用注水开发方式,虽然能解决地层能量不足问题,但增加平台注水设施和钻专用注水井等将使开发成本大幅提高,有可能因经济效益变差而无法开采。研究和我国海上开发实践表明,在精细油藏描述基础上,采用多底、多分支水平井及"地层自流注水"技术相结合的开发模式可以有效突破海上分散状薄油层开发的经济瓶颈,与常规的不注水定向井方案相比其单井产量可提高6～10倍,采收率提高10个百分点以上,为海上油田中后期挖潜以及低丰度、难动用储量的有效开发探索出一条新的途径。

海上薄油层自流注水开采技术

海上油气田开发成本高，多采用天然能量开采。对于弹性驱或弱边水水驱薄油藏，也不能像陆地油田那样实施注水井补充能量开发。而地层自流注水技术是通过分支井把厚储层的大水体与弱边水的含油层系沟通，保持油层压力，增加其驱动能量，以达到有效地开发弱水驱薄油层的效果。研究结果表明，该技术切实可行。实施后，初期效果明显。开发指标与衰竭式开采10a的开发指标对比，采收率由15％提高到35％。

利用改进的物质平衡法和流压速率快速预测自流注水量

由于投入低、操作简单,自流注水在国内外很多油田得到了广泛应用。针对目前自流注水量计算复杂,难以在实际油田进行推广应用的问题,通过对常规物质平衡方程进行改进,并结合拟稳态理论,进行了一系列公式推导,并建立了基于流压速率的快速计算自流注水量的新方法。计算结果表明:自流注水量受到油藏瞬时产液量及瞬时流压速率的影响,如果生产制度不发生变化,即油藏以定液量进行生产,自流注水量只随流压速率发生变化。在自流注水初期,地层压力上升较快,流压速率较大,自流注水量也较大;达到拟稳态后,流压速率为常数,即一个生产制度对应一个流压速率,也对应一个自流注水量。该方法应用于H油田,通过公式计算得到的自流注水量与PLT生产测井实际测试的结果相对误差仅为5.73%,在可以接受范围。研究成果为同类型油藏自流注水量的计算提供了一种简单快捷、经济实用的便于矿场应用的新方法。

海上油田自流注水技术应用研究

以海上某在评价边际油田为例,进行自流注水开发论证,采用数值模拟分析自流注水效果。利用2个预留井槽钻自流注水井,将其部署在平面距离生产井约500m的油层内,并对纵向上距离目的层约300m的水层进行射孔,待油层生产期达2a后其地层压力降低,再利用水层和油层间的压差将水层水注入油层进行自流注水开发。

珠江口盆地薄油层自流注水案例分析

珠江口盆地主力油藏地层能量充足,采用天然能量开发,前期平台建造时未考虑注水开发。随着油田开发步入特高含水期,主力油层大面积水淹,薄油层逐渐成为目前珠江口盆地开发的潜力重点,但是薄油层衰竭开发过程中,因地层能量不足多数油井只能依靠间歇开采维持生产,产量递减快。而自流注水技术是通过钻井井眼将目的低压采油层与高压水层贯通,依靠高压水层的天然能量为低压油藏提供开发动力,实现油藏的注水开发,从而提高油藏的动用程度,提高油藏采收率的一种注水方法。研究结果表明,该技术切实可行,实施后增产效果明显,可以有效提高采油速度,提高油藏的采收率。

海上岩性油藏自流注水量计算新方法

针对目前自流注水量计算方法没有考虑多井同时生产的问题,利用等值渗流阻力法、距离反比加权法及物质平衡方程,推导了一种计算自流注水量的新方法,编制了相应计算程序,并进行了实例计算。结果表明:若生产层工作制度不发生大的变动,自流注水开始时注水量最大,后随生产层平均压力的增大逐渐减小,最后趋于稳定;为提高自流注水效果,应最大程度提高自流注水井在注入层的压力,优选渗透率高、供给压力高、流体黏度低的层位作为注入层。研究成果对同类型油藏自流注水量的计算及注水层位的优选提供了理论依据。