摘要:

七棵树油田SW802条带目前已投入开发近10年,跟同一油田邻区SW8条带及SW10井区对比,初产低,产量递减快,采出程度低,储量难以有效动用.为了找出制约SW802条带高效开发的原因,本文从储层、相渗特征、技术极限井距、及有效驱替系统建立等方面研究着手,找出制约SW802条带高效开发的原因为物性差、驱油效率低、启动压力高、井距大无法建立有效驱替系统.

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根据低渗透油藏不稳定试井的曲线拟合可以确定启动压力梯度、渗透率等参数,并可以确定启动压力梯度与渗透率之间的关系式,再根据低渗透油藏渗流理论可以得到低渗透油藏的极限井距的公式,从而确定极限井距.

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以薄差储层为研究对象,以改善该类油层开发状况为主要目的,深入分析了注入示踪剂后的见剂层位,确定了注采井之间的连通关系及不同连通类型储层的渗流能力、推进速度、极限井距等,对杏北油田薄差储层的潜力研究和挖潜工作具有重要指导意义.

摘要:

针对低渗透油田合理井网密度问题,从开发技术条件与经济效益两个方面出发,考虑启动压力梯度影响,采用势的叠加原理,建立了油水两相稳定渗流时的技术极限井距模型,并推导出不同注采压差下技术极限井距与含水饱和度、含水率以及储层渗透率的关系.根据N油田采收率与水驱控制程度、井网密度的关系,考虑销售收入、开发投资的将来值、维修及管理费用等,运用曲线交会法计算出不同油价对应经济极限井网密度及经济合理井网密度.N油田目前开发阶段反九点井网210 m井距小于技术极限井距,仍有加密潜力.

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基于非达西渗流理论,考虑原油黏度、油相及CO2相启动压力梯度的变化,建立了CO2混相与非混相共同驱渗流数学模型,用传质-扩散-吸附方程求解混相波及区内CO2浓度的分布,用特征线法求解非混相波及区内饱和度方程,推导出特低渗透油藏CO2混相与非混相共同驱极限井距计算方法.以F142和G89两个区块为例,进行极限井距计算,结果表明:①极限井距随注气压力的增大而增大,随注气速度的增大而减小;②纯CO2渗流区长度对极限井距的贡献最大,CO2-原油有效传质区域及非混相波及区长度对极限井距的贡献居中,纯油区的贡献最小,注气速度越大,纯CO2渗流区与CO2-原油有效传质区域及非混相波及区长度差距越小,随着注气速度减小,差距越来越大,此规律表现得更加显著;③混相波及区与非混相波及区的压力下降梯度有着显著的差异,混相波及区中CO2-原油有效传质区域的压力下降梯度比非混相波及区大.

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低渗透岩心单相渗流实验表明,流体渗流时存在启动压力梯度.通过对实验数据的处理得到了实测的启动压力梯度;依据启动压力梯度的非线性渗流方程,得到了低渗透储层启动压力梯度与渗透率的幂函数关系式.结合低渗透油藏渗流理论得到了低渗透油藏确定极限技术井距的公式,可为低渗透油田开发确定合理井网密度提供理论依据.渗透率越小,启动压力梯度越大.

摘要:

宝浪油田宝北Ⅰ+Ⅱ油组目前已经进入快速递减阶段,受储层低孔低渗影响,注水受效差,地层能量不断降低,后期稳产增产形势严峻.文中立足于储层物性是开发内因的重要思路,在本区已划分为五类流动单元的基础上,通过数学统计方法得到流动带指数FZI和启动压力梯度的幂函数关系,然后以启动压力梯度为桥梁,分析比较了不同流动单元与开发紧密相关的储层动用半径、极限井距、单井产能、注水见效时间四个参量,进一步加深了对流动单元的理解,同时又对本区细分储层开发,最大限度发挥储层产油能力提供了定量依据.

摘要:

基于实际岩心流动实验，利用典型非线性渗流数学模型，对致密油藏非达西渗流流态响应和极限注采井距进行研究，并结合实例，计算不同渗透率级别下采油井的极限布井轨迹，揭示注采井间压力及压力梯度分布特征。研究结果表明：致密油藏单相流体渗流可分为不流动区域、非线性渗流区域和拟线性渗流区域3个渗流流态响应区域；考虑压裂时，不同渗透率级别下采油井的极限布井轨迹相似(一条直线和一段1/4圆弧组成)；随着距水井距离的增加，注采井间压力及压力梯度分布的3条近似直线段依次对应注水井附近的径向流、裂缝附近的拟径向流和裂缝内的线性流3种渗流流态，且渗透率越小，最小启动压力梯度越明显，注水井与裂缝端点之间的压力损失越严重。

摘要:

极限井距计算方法对于特低渗透油藏确定合理井网密度具有重要意义.考虑CO2对原油的降黏作用及油相启动压力梯度的变化,建立了一维两相渗流数学模型,并应用特征线法、试算法和迭代法进行求解,推导出特低渗透油藏CO2非混相驱极限井距计算方法.同时开发了极限井距计算软件进行井距实例计算,绘制了理论图版.结果表明:CO2对于原油的降黏作用可达到60％以上,油相黏度自注气端至采出端逐渐增大;生产压差为1 0～ 20 MPa,注气速度分别为10、15、20、25、30 t/d的极限井距均比未考虑油相黏度及油相启动压力梯度变化的极限井距大;极限井距随生产压差增大而增大,随注气速度、地层原油黏度、CO2黏度增大而减小;生产压差相同时,注采两端压力越大,极限井距越大,油相黏度及油相启动压力梯度的下降幅度越大.