A Predictive Model of Enhanced Oil Recovery by Infill Drilling and Its Application

Infill drilling is now recognized as a viable improved recovery process. However, the reliable prediction of incremental recovery by infill drilling cannot be readily and accurately determined by present techniques. This paper proposes a hybrid predictive model of stream tube simulation and numerical simulation by using the contemporary theory of fluid flow in porous media. The model calculates the geometries of stream tubes, remaining oil distribution and water cut at different development stages in the near future, and uses a three-dimensional simulation to track fluid movement in each stream tube slice. This will help reservoir engineers to determine the feasibility of infill drilling. This predictive model is used to forecast the degree of control of well pattern, the ultimate incremental recovery of infill wells within an inverted 5-spot case in an oilfield and the economic benefit is also analyzed.

高含水后期加密调整井开发指标预测方法研究

通过对高含水后期加密调整井特点及其指标预测的特殊性研究，提出了随机模拟地质模型建模的原则和方法，在此基础上，采用油藏数值模拟和预测放大方法较好地解决了加密调整井指标预测问题。调整方案指标预测的实例说明，该方法不但保证了指标预测的合理性，同时也证明了方法的可行性和实用性。

陆梁油田头屯河组复杂油藏数值模拟研究

针对陆梁油田头屯河组油藏幅度低、油层薄以及低孔、低渗等特点,应用油藏数值模拟技术,在历史拟合的基础上,确定了剩余油分布的有利区域,并针对影响油藏开发效果的天然能量、注采比、采油速度、井网适应性等不同方案进行了指标预测和优选。该项研究对改善油藏开发效果具有积极的指导意义。

堡子湾耿43井区长4+5段开发调整方案设计及优选

堡子湾耿43井区长4+5段油藏在开发过程中存在部分油井产能下降较快、水淹严重、注采井网不完善和局部无井网控制等问题。为了有效控制产能下降,完善注采井网,通过对本区块的动态分析及数值模拟研究,得出综合治理对象是剩余油富集区和层系。因此对开发层系、井网分布、加密新井等作出了相应调整,并提出了最优方案:对位于各层可动剩余储量较高、油层有效厚度较厚的部位的部分井进行补孔和堵孔;转注低产高含水油井;在剩余油密集区钻探加密井。对方案效果进行了预测,结果表明,在最优方案下预测产油量显著上升。

常规稠油油藏吞吐后期加密调整提高采收率研究

红浅1井区红一6下侏罗统八道湾组(J1b)稠油油藏位于准噶尔盆地西北缘红山嘴油田西北部,平均地面海拔340m,中深540m。共有生产井114口,由于注采参数不合理和设备损坏、就位不及时等问题,目前仅开井12口,汽窜出砂严重,影响了油井的生产效果。针对该油藏逐步进入蒸汽吞吐的高轮次阶段,油井含水高,产能低,开采难度加大,产量递减加快,开发效益下降等现状,为了改善油藏整体开发效果,首先利用生产动态资料并结合地质研究成果,分析了影响吞吐效果的地质开发因素及其规律,结果表明,有效厚度和渗透率是影响产量的关键因素,采注比低严重制约了油井吞吐效果;选择该油藏代表性井组,利用正交设计和数值模拟方法对其进行开发调整方案设计与指标预测。研究表明,该油藏蒸汽吞吐生产后转间歇蒸汽驱可以明显改善开发效果。

油气藏数值模拟及其对开发的意义——以鄂尔多斯盆地油房庄油田定31井区长1油藏为例

通过对鄂尔多斯盆地油房庄油田定31井区长1油藏精细地质建模,对该区油田地质储量、采油量、含水率和压力等方面进行了数值模拟,在此基础上,对剩余油分布规律进行了研究,认为剩余油主要分布在构造高部位、沉积主河道注水未波及部位、生产井泄油半径之外和生产井未补孔层位。针对剩余油不同的分布形式,制定了新钻调整井和老井侧钻、注采井网完善、采油工程挖潜3种方法进行开发方案调整,对调整后的开发指标进行预测,结果表明油气藏数值模拟对开发方案的调整有指导意义。

基于典型曲线快速预测油藏开发指标——以伊拉克鲁迈拉油田Upper Shale大型多层砂岩油藏为例

结合数值模拟方法和常规油藏工程方法的优点,考虑储集层非均质性和开发方式变化的影响,提出一种基于典型曲线进行油藏开发指标快速预测的方法。选取典型区块建立精细地质模型并在此基础上开展精细数值模拟研究,得到不同类型储集层在不同开发方式下的开采典型曲线,进一步结合小层平面划分结果、地质储量评价结果、单井产出及注入能力评价结果进行全油藏开发指标预测。以伊拉克鲁迈拉油田Upper Shale大型多层砂岩油藏的注水开发研究为例对该方法的可靠性进行验证,结果表明,与常规数值模拟方法相比,在预测精度接近的前提下,该方法可大幅节省计算时间。

模拟改善大庆油田朝45区块的开发效果

大庆油田朝 45区块油层物性差 ,渗透率低 ,存在油层压力下降快 ,油井产量递减快 ,含水上升快等诸多问题 .为了改善朝 45区块开发效果 ,利用VIP软件对该区块进行数模研究 .在历史拟合的基础上 ,模拟了不同增产措施的开发效果 ,预测了 7种开发方案 .结果表明 :该区块由于存在隐裂缝 ,注水压力不宜过高 ;改善朝 45区块开发效果的优选方案为 :井网加密、面积注水改为线性注水、油井堵水、关高含水井、注水井调剖 ;实施井网加密时应综合利用油井堵水 ,关高含水井 ,注水井调剖等增产措施 ,以提高经济效益 ;预测该区块合理的注采比为 2 .

数值模拟末端点拟合技术

针对油藏数值模拟中数据处理量大的问题 ,利用黑油模型进行了数值模拟实验 .结果表明 :末端点拟合对开发指标预测没有影响 ,压力、剩余油饱和度、含水率、采出程度等开发指标的预测结果与全程拟合时一致 ;通过注采量平均化可以实现末端点拟合 .这种方法可以简化数值模拟数据处理 。

蒸汽驱开发指标预测的解析模型

从分析蒸汽驱物理过程入手,建立起蒸汽超覆物理模式,把蒸汽驱过程中的油藏分为具有超覆前缘的四个区:原始油藏区、原油富集区、热流体区和蒸汽区.经过各区超覆前缘等价位置的转换,把超覆物理模式等价转换成活塞式推进物理模式;然后建立各区的物质平衡方程和能量平衡方程,求解出各区中油、汽、水饱和度以及前缘等价位置.提出了综合驱替效率的概念。利用拟驱替效率和面积波及效率计算出各时刻油、气、水、汽(当出现蒸汽突破时)的产出量及油汽比等一系列开发指标,并与经验方法预测结果和蒸汽驱数值模拟结果进行了对比.结果表明,本文模型计算的产量曲线与热采数值模型的计算结果较为吻合.

松辽盆地朝阳沟油田试验区综合调整数值模拟研究

朝阳沟油田试验区扶余油层具有低渗、低产特征．采用砂岩油藏黑油模拟器，应用数值模拟方法研究剩余油分布特征，进行综合调整方案动态预测．结果表明：试验区北块剩余油分布较多，是今后调整挖潜的主要地区．有效注水方式为线性注水．综合调整措施以周期注水为主，同时，可以考虑早期分层注水、堵水以及不均匀加密等措施．分层注水应该早进行．严重水淹油井转注有一定的增产效果，但投产费用增大．

注塑成型光学制品折射率分层模拟与实验研究

与玻璃制造光学制品相比,高分子注塑光学制品具有质量轻、易加工、抗冲击性好等优点,在航空航天、精密透镜等高端领域得到广泛应用。然而受注塑过程复杂压力场、温度场的耦合作用,注塑透明制品折射率通常呈非均匀的分布,存在角偏差、光畸变等光学缺陷。因此,开展注塑工艺对其折射行为影响的模拟与实验研究,对实现折射率可控光学制品的成型具有重要意义。基于HeleShaw注塑理论和LorentzLorenz物理光学理论,构建了注塑光学制品厚度方向折射行为分层预测模型,开发了相关模拟程序,基于自主研发的注塑模软件Z-Mold实现了注塑过程与折射率分布的一体化模拟。以聚碳酸酯注塑平板件为例,利用Brewster法对折射率模拟结果进行了验证。该方法成功应用到神舟系列航天舱外服面窗的研制。

榆某井区三维地质建模及数值模拟研究

该井区为榆林气田低渗、低产区,储层物性差,单井产量低,压力下降较快,大部分井采取低配长稳或间歇开采方式。因此,在该井区开展三维地质建模和数值模拟研究,对气藏进行三维描述,加深地质认识,确定适合低产区的开发指标,对指导气田合理开发和下一步开发调整具有十分重要的意义。

榆林气田T区气藏数值模拟跟踪研究

经过5年的滚动开发,到2005年底榆林气田T区累计建井172口,形成年产20×10~8 m^3天然气生产能力,成为长庆又一重要天然气生产基地。随着榆林气田T区产能建设的结束,气田进入稳产阶段。因此,深化地质研究,开展数值模拟跟踪研究,通过对拟合、修整好的数值模型,预测相关开发技术指标,最终优选最佳的开发方式,为该区合理开发提供依据。

埕岛11断块油藏数值模拟及开发方案研究

本文利用三维三相模拟软件对胜利油田埕岛１１断块进行了数值模拟研究，在对该区的初期开采历史进行拟合的基础上预测了未来的开发动态。着重研究了层系调整问题、自喷转抽时机、层位上（下）返对开发效果的影响等。选择了二套开发方案，方案Ⅰ：油井停喷后转抽至极限开发指标，上（下）返层位恢复自喷，停喷后转抽至极限开发指标。方案Ⅱ：油井停喷后即上（下）返层位开采，维持自喷，再停喷后合采转抽至极限开发指标。在分析对比的基础上选择最优调整方案，认为方案Ⅱ优于方案Ⅰ。

空间管件弯扭组合加载成形及回弹规律研究

基于弹塑性力学理论和有限元数值模拟技术,构建空间管件定心弯扭组合加载成形工艺的数值模拟模型。研究弯扭组合条件下空间管件的成形规律、成形过程中工艺参数随固定模离心率e的变化规律,以及夹钳扭转角速度一定时固定模离心率e和成形轴线挠率修正因子?之间的非线性关系。研究发现以下规律:(1)在空间管件定心弯扭组合加载成形工艺中,管件的真实弯曲半径受到弯曲模转角和夹钳扭转角度的双重影响。(2)在纯弯曲条件下所获得的等效弯曲点不能适用于定心模式下空间管件的成形,原因在于管件在等效弯曲点处的挠率修正因子与固定模离心率e、夹钳角速度与送进速度的比值ω?v等多种因素有关。(3)若固定模离心率e、活动模回转半径和转角不变,则挠率修正因子?随夹钳角速度与送进速度的比值ω?v的增大而增大;若夹钳角速度与送进速度的比值ω?v、活动模回转半径和转角不变,则挠率修正因子?随固定模离心率e的增大而减小。

调整井钻井地层压力预测新方法

在老油田开发中后期,现有压力预测与检测方法已不能适应钻调整井时的压力计算,其主要原因是传统的压力预测方法是在原始地层沉积环境情况下建立的。提出利用油藏工程方法与油藏数值模拟方法,可给出拟钻调整井的剩余油富集区的压力分布与精度相当高的压力预测值。

特高含水油田常规开发动态指标预测方法分析

因为油田有相当一部分剩余可采储量将在特高含水期采出，所以如何将油田的剩余可采储量高效地在此阶段采出，是目前我国各油田急需解决的问题。解决此问题的基础就是对该阶段油田的开发动态指标进行准确的预测。针对特高含水油田的开发特点和面临的问题，结合油田常规开发动态指标预测方法的特征和实用性分析，对常规动态分析预测方法从机理和缺陷方面进行了评价，提出了在不考虑预测可靠性的前提下，适合该阶段的常规动态分析预测方法依次是油藏数值模拟法、预测模型法、递减规律法、联解法和水驱特征曲线法。指出了研究新的预测方法的必要，并指明了研究特高含水油田开发动态指标预测新方法的方向：支持向量机预测、基于时变系统的功能模拟预测、组合预测和智能预测。

宋芳屯试验区加密调整方案

应用地震解释系统对宋芳屯试验区进行了三维构造、断层精细解释 ,利用EarthVison软件建立了各小层三维地质模型 ,依据地质模型所揭示的砂体空间分布及流体分布状况 ,优化设计了加密调整方案 ,并对加密调整井网与原井网日产油量、综合含水、年产油量进行了模拟计算 。

胜利油田桩52块油藏优化调整措施的效果预测

用数值模拟方法对桩５２块油藏的开发调整方案进行了研究．在建立地质模型和模拟模型基础之上进行历史拟合，区块压力拟合的最大误差为１ＭＰａ，采出程度小于１％，区块动态含水拟合相对误差８０％以上的点都小于５％．并对所设计的６个调整方案进行动态指标预测，给出了产油、含水、采出程度随时间的变化规律，从指标对比看出，综合调整方案为最佳，其最终采收率可以提高３５％。