南海海相砂岩底水油藏水平井见水规律研究

针对南海珠江口盆地海相砂岩底水油藏的特点,通过建立典型油藏模型,进行理论计算和数值模拟,分析了油藏、夹层、流体和开发策略等方面多种因素对水平井见水规律的影响。结果表明:井筒沿程压降对水平井见水规律的影响较小,避水高度差异、夹层发育状况、油藏平面非均质性和井筒直径大小对见水规律的影响较大,产液量的大小对见水规律的影响不明显。结合实际生产动态,将该类油藏水平井的见水模式划分为线性整体见水、多点见水及点状局部见水3种。南海海相砂岩油藏储层较均质,采取少井高产开发策略,应当重点关注避水高度差异、夹层发育状况的影响。

聚合物驱油井无因次流入动态方程及其应用

常规的油井流入动态模型不能用于分析聚合物驱油井的流入动态关系,现有聚驱油井流入动态模型求解普遍较为复杂,不便于现场应用。通过无因次化处理得到了聚驱油井的无因次流入动态方程,以数值模拟技术为手段,研究了不同地质油藏条件、不同流体性质和不同聚合物溶液性质的聚驱油藏的油井流入动态状况,仿照Vogel处理溶解气驱油藏无因次流入动态曲线的方法进行非线性拟合回归,得到了便于现场应用的无因次流入动态方程。实例计算结果验证了方程的可靠性,可用来计算油井的流入动态,能够为聚驱油藏油井的生产动态分析和合理工作制度制定提供参考。

压裂充填防砂完井增产规律的数值模拟研究

针对疏松砂岩油藏开发过程中油井出砂影响产能的问题,提出了压裂充填防砂完井技术,实现在控制地层出砂的同时提高油井产量。应用数值模拟方法,以增产倍数作为目标函数,对不同储层、流体及井距等条件下的压裂充填防砂增产效果进行了计算分析,计算结果表明:压裂充填防砂后油井增产的倍数在1.3~2.6倍之间,其中增产效果对渗透率级差、低/高渗储层厚度比、原油黏度的变化不敏感,与储层渗透率、厚度及井距近似呈线性负相关。因此对于渗透率相对较低、厚度较薄及井距较小的油井,应用压裂充填防砂技术后,增产效果会更加明显。在渤海S油田的现场应用实例表明,压裂充填防砂技术有效提高了单井产能,较非压裂充填防砂井产能平均提高2.6倍左右,该技术对疏松砂岩油藏的有效开发及长期稳产具有重要的意义。

海上稠油油藏早期注聚产液指数变化规律

针对海上稠油油田早期注聚过程中部分井产液能力存在明显下降的问题,通过构建基于Buckley-Leverett公式的非均质油藏聚合物驱产液指数计算模型,较系统研究不同的原油黏度、渗透率级差、注聚时机、注聚黏度等影响因素条件下的产液指数变化规律。结果发现:聚驱阶段的产液指数整体呈现"四段式"变化特征,依次为上升段、快速下降段、平稳段以及回升段,海上典型稠油油田的产液指数相比转注聚时最大下降幅度可达53.1%,波谷时机为累积注入0.25倍孔隙体积聚合物时。波谷时机随着原油黏度或低渗层相对厚度的增大而提前,随着级差的增大而推迟;最大下降幅度随着注聚黏度或级差的增大、注聚时机的推迟而增大。当级差为2或高低渗层孔隙度比为1.6时,无因次产液指数曲线可出现2次波谷。上述成果对海上稠油聚合物驱方案设计与调整具有重要的指导意义。

聚驱井区加密后聚水同驱干扰机理与控制

针对渤海W油田聚驱过程中因油井转注和井网加密引起的水聚干扰问题,首先基于目标油田特征建立了典型聚合物驱井组油藏模型,精细研究了聚合物驱中后期因井网加密引起的水聚干扰情况下的产油、含水率、波及面积指标动态,进而剖析了其对驱油效果影响机理;同时测试了通过适当降低水聚干扰区注水速度,注水/注聚井轮换交替注水/注聚与加密井后期封堵高渗层3种方法改善水聚干扰下驱油效果的方法;最后在目标油田进行了应用评估。研究成果对于渤海油田聚合物驱方案的顺利实施、调整完善以及增油上产效果的保障具有借鉴意义。

甲酰胺对聚合物溶解时间及渗流特征的影响

海上油田由于受平台空间的限制,撬装化和平台化配注工艺无法完全满足需求,而且装置加速溶解导致聚合物溶液黏度损失。实验以疏水缔合聚合物AP-P4为研究对象,分析了母液配制浓度对基本溶解时间、聚合物溶液性能以及渗流特征的影响规律。结果表明,随着甲酰胺的体积分数的增加,聚合物基本溶解时间先减少后增加;体积分数为0.020时,5000 mg/L AP-P4基本溶解时间缩短至了20%,黏度保留率为98.24%,注入地层后能起到有效扩大波及体积的作用,AP-P4聚合物分子抗卷曲和收缩能力影响较小,能够很好地适应高矿化度油藏条件;甲酰胺使AP-P4的阻力和残余阻力系数和最终采出程度影响较小。