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。

注采井间水流优势方向的识别

对于水驱非均质油田,在高含水后期,识别注入水流优势方向,对指导油田后期剩余油挖潜措施的选择与方案制定具有重要意义.采用灰色关联理论和流体渗流与电流相似原理,提出了用月注水量与产液量的关联度和油水井间渗流阻力值识别水流优势方向的方法.该方法分别与井-地电位法和流线法数值模拟对比,其结果比较吻合.

注采井间连通裂缝参数干扰试井解释模型

针对超低渗透油藏中注采井间裂缝参数难以确定问题,运用物质平衡原理和叠加原理等方法,建立了一种注水井与采油井井间连通裂缝参数干扰试井解释模型,得到了注水井井底压力解,并绘制了典型图版,典型图版曲线反应了3个主要的流动段:早期线性流、中期流和晚期径向流。将研究成果应用于华庆油田元284区块的庆平A1井组,对其进行试井解释,确定了元A1-43井与庆平A1井的第3条裂缝连通,井间连通裂缝长度为415m,井间裂缝无因次导流能力为8。该模型可以较为准确地计算出注采井间的裂缝参数,从而反映出有效的地层信息。研究内容可为超低渗透油藏注采井间裂缝性连通干扰试井解释提供理论依据。

高集油田高7断块油藏注采井间连通性分析

高7断块油藏是高集油田主力区块之一,2套含油层系阜宁组阜二段2、3油层组(E1f22、E1f32)共划分9个单砂体,砂体间动用程度差异大,纵向平面水驱不均匀,含水上升快,注采矛盾突出。为抑制含水上升过快,需要开展深部调驱作业。为此采用流线模拟法追踪流线轨迹来模拟注采井间各小层流线分布,判别注采井间各层系连通性。模拟计算结果表明E1f3-12、E1f3-52小层流线分布密集,为主力开发层系,高7-13井、高7-14井和高7-5井三口井周围流线共聚度大,油水井间连通性好,为区块调驱选井选层提供依据。

厚油层注采井间注入水纵向波及程度定量研究

注水开发油藏经过注入水的长期冲刷,在进入高含水、高采出程度阶段后,剩余油分布零散,纵向水淹异常复杂。这种问题在厚油层油藏尤为突出。为了定量研究厚油层注采井间注入水纵向波及程度,以渗流理论为基础,考虑油水两相流动、有效渗透率和密度随饱和度的变化,建立了水滴质点在平面和纵向的运动方程,形成了完整描述厚油层注采井间注入水纵向波及的数学模型。以L油田为例进行了计算分析,结果表明:注采量越大,原油黏度越大,注采井距越小,渗透率越小,含水率越低,渗透率变化程度越高,注入水纵向波及程度越高;油层厚度仅对水滴质点运移路径产生影响,不会影响波及程度;厚油层注采量界限为180 m^(3)/d,原油黏度界限为200 mPa·s,定油层厚度时注采强度界限为3.00 m^(3)/(d·m),定注采强度时油层厚度界限为30 m。研究结果表明,厚油层注水开发时,注入水受重力作用向下渗流,纵向波及程度随之降低,影响采收率。定量研究厚油层注采井间注入水的纵向波及程度,可以为认识剩余油分布和提高纵向波及程度提供理论指导。

低渗透油藏注采井间驱替压力梯度应用分析

低渗透油藏注水开发方式下,只有当注采井间的驱替压力梯度完全克服启动压力梯度后,有效的注采关系才能建立。本文通过对Y22注采区块的研究,计算了各注采井间的最小驱替压力梯度,从理论上确定了建立注采关系的可能性,并结合干扰试井结果,分析了实际注采效果的原因。分析表明,研究注水井和生产井之间驱替压力梯度的分布和变化,对确定合理的注采井距,建立有效的注采井网,合理开发渗透油藏具有直接的指导意义。

萨北开发区纯油区东部注聚质量影响因素分析

对萨北开发区纯油区东部葡一组油层注聚曝露出的注水困难的问题进行深入的分析,总结了油层发育、渗透性、注入水质、注入参数以及井网完善程度等因素对注聚质量的影响,并对注入参数优化、表活剂和水平井解堵以及补孔等技术治理手段进行了评价,提出了解决注聚因难问题的有效途径,对纯油区东部聚驱下步开发以及即将开展的二类油层注聚有很好的技术借鉴价值。

双碳目标下煤炭深部流态化开采及前景

为积极应对全球气候变化,我国提出2030年前达到碳达峰、2060年实现碳中和的双碳目标。我国能源结构决定了煤炭是我国主体消费能源且短期内不会发生变化。为实现双碳目标,煤炭行业需从技术与理论2方面进行创新。为此,围绕煤炭地下气化思路,综述了煤炭深部流态化生产的3种方式:气化、热解以及生物溶解。其中,主要综述了煤炭地下气化技术,包括国内外部分典型煤炭地下气化项目的发展历程、气化工艺及气化稳定性影响因素,并简要分析煤炭地下气化技术仍有待进一步形成工业化生产的原因。同时,将石油行业中的多级压裂水平井同井缝间注采技术引入煤炭深部流态化开采,该技术通过注入气化剂和增加加热装置实现煤炭地下深部流态化开采。基于水平井同井缝间注采技术,探讨了一种新井型在煤炭地下气化、地下热解和地下生物溶解开采中的应用前景及适用范围。相比传统地下气化工艺,水平井同井缝间注采技术具有节约开采成本、提高经济效益、增大气化反应面积和提高波及范围等优势,此外,还可利用新能源技术发电加热,在一定程度上减少碳排放,推动双碳目标实现。最后,结合深部煤炭流态化发展现状,分析当前存在的问题,为我国未来深部煤炭地下气化工业发展提出了建议。

基于构型模型关系探究驱替物理提采效率

随着油田开发的需要越来越多的地质专家开始重视储层构型对注采过程渗流场、压力场、注入剂驱替效果以及剩余油形成分布的控制作用。注入井间的砂体匹配关系控制着注采井间的渗流场空间分布特征、注采井间的压力场分布特征,进而剩余油的形成与分布。选择实际生产中应用最多的五点法井网,研究井间砂体5级构型配置关系,通过水驱物理模拟揭示各种配置关系的注采压力分布特征及注入剂空间波及特征,进而揭示剩余油空间分布特征,为实际生产提供科学的导向。

稠油热采储层地震连续性评价研究

稠油开发方式转换阶段,注采井间储层砂体连续性直接影响开发效果。地震资料品质逐步提升、应用领域持续拓展,研究技术方法不断创新。利用三维地震资料具有广泛空间采样及连续的特性、能够直接提供井间信息的优势,在稠油热采储层连续性评价研究中发挥着至关重要的作用。