低流度油藏启动状况数值模拟研究

应用Eclipse数值模拟软件建立了低流度油藏概念模型,对启动压力梯度进行了近似等效模拟。研究表明,渗透率、原油粘度、储层纵向非均质性、注采压差、井距对于油层的启动状况都有较大彩响。渗透率越小、原油粘度越大、储层的非均质情况越严重。油藏的启动状况越差。增大注采压差、进彳亍井距加密、合理划分注水层段有利于改善油层的启动状况,提高油层的综合启动程度。     

特低渗透油藏CO_2非混相驱极限井距计算方法

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CO_2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CO_2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:CO_2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10~20 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、CO_2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。     

低渗油藏不等产量源汇合理注采井距影响因素分析

低渗透油藏合理井距的确定必须考虑启动压力梯度的影响。根据等产量一源一汇渗流理论,推导出不等产量一源一汇主流线上启动压力梯度最小值,结合启动压力梯度与渗透率关系建立了低渗透油藏合理注采井距确定方法。通过实验及影响因素分析确定注采压差、地层渗透率和注采比对合理注采井距影响关系,得出不等产量一源一汇,最小压力梯度的位置与注采比的大小有关,注采比对合理井距影响较小,储层改造对提高合理井距经济可行。     

低渗透油藏合理井距计算的理论推导及对比研究

低渗透储层孔喉细小,比表面大,渗流阻力大,存在启动压力梯度,这些因素增加了低渗透油田注水开发的难度.因此,低渗透油藏合理开发必须克服启动压力梯度的影响,才能在注采井间建立有效的驱动体系.从渗流力学出发,采用2种方式对低渗透油藏极限注采井距进行了系统的理论推导.根据我国部分已开发低渗透油藏建立的启动压力梯度和渗透率经验公式,计算了在不同注采压差和渗透率条件下的极限注采井距.     

利用启动压力梯度计算低渗油藏极限注采井距

从低渗储层单相渗流机理室内研究可以得到实测启动压力梯度;依据启动压力梯度的非线性渗流方程,并通过实验数据的统计拟合得到了低渗透储层启动压力梯度与流度的幂函数关系式。结合低渗透油藏渗流理论和低渗透油田实际,得到了低渗透油藏确定极限注采井距的公式和不同生产压差下极限注采井距与渗透率的理论图版,可为低渗透油田开发确定合理井网密度提供理论依据。     

低渗透低品位油藏合理井距优化研究

根据塔河油田1区低渗透储层启动压力梯度物理模拟试验数据分析,建立了启动压力梯度与储层流度的关系;利用油藏工程方法和国内开发实践经验,分析得到了低渗透低品位油藏极限注采井距;设计了不同井距的计算方案,通过数值模拟和经济评价,优化出了低渗透低品位油藏合理注采井距,分析了合理注采井距与储层有效厚度、渗透率的关系。在塔河油田的应用表明：设计的注采井距合理,能够适应低渗透低品位油藏的开发特点,具有较好的指导意义。     

变形介质低渗透油藏的产能分析

在低渗透油藏中，由于多孔介质孔隙和喉道较小，固液作用显著，因此达西定律已不适应，实验表明，低渗透油藏渗流时存在启动压力梯度，另外，有些低渗透油藏还具有介质变形的性质。尤其是异常高压的低渗透油藏，变形介质的渗透率一般随压力变化呈指数关系，考虑启动压力梯度和介质变形的影响，研究低渗透油藏中直井产量的变化规律，计算表明，低渗透油藏中，油井的产量随启动压力梯度和介质变形系数的增大而减小，随生产压差的增大而增大，对于采油指数，则存在一个最佳压差，此时采油指数最大，在油田的生产中，可通过增大生产压差或者 减小注采井距来提高油井的产量。     

利用启动压力梯度计算低渗油藏最大注采井距

低渗油藏油水渗流时启动压力现象的存在,使注采井距理论上存在一个最大值,通过不同渗透率岩样启动压力梯度的研究,结合单井产量公式,可以计算出给定注采压差条件下低渗油藏的最大注采井距,从而为合理注采井网的部署提供依据.     

利用启动压力梯度计算低渗油藏最大注采井距

低渗油藏油水渗流时启动压力现象的存在，使注采井距理论上存在一个最大值，通过不同渗透率岩样启动压力梯度的研究，结合单井产量公式，可以计算出给定注采压差条件下低渗油藏的最大注采井距，从而为合理注采井网的部署提供依据。     

特低渗透多层油藏水驱前缘研究

特低渗透多层油藏在注水开发时由于各储层物性和流体特征存在差异,会引起各储层注水推进速度不同.利用特低渗透油藏渗流理论建立理论模型,推导了多层油藏考虑油相和水相启动压力梯度的水驱前缘计算公式,分析了渗透率级差、注采压差、注采井距、地层原油粘度对注水推进速度的影响.并针对注采井距的影响,首次提出了无因次水驱前缘的概念.研究结果表明,渗透率级差越大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进越慢;随着注采压差的增大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐增大,但增幅逐渐变缓;随着注采井距的增大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐变快,但无因次水驱前缘却逐渐变小;随着地层原油粘度的降低,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐变快,且增幅逐渐变大.