基于注采比的碳酸盐岩油藏周期注水效果评价方法

碳酸盐岩油藏由于非均质性强导致在注水开发过程中波及面积低,注入水利用率低,运用周期注水技术是提高碳酸盐岩油藏注水开发效果的一种有效方法。针对目标区块运用常规参数评价方法,无法解释同一井组中的不同井效果差异较大的问题,本文基于周期注水原理,采用对比分析生产井组注采比波动幅度的方法,分析了生产井效果差异的原因,并进一步通过优化生产井井组的注采比来优化周期注水效果。通过该评价方法使得效果评价结果更加定量化,并且该方法还适用于其他多种类型的油藏。     

澳大利亚G盆地煤层气地质建模技术

以澳大利亚G盆地煤层气储层为例,介绍煤层气地质建模技术的研究过程。首先基于井上分层数据和地震构造解释数据建立研究区准确的构造格架,再结合综合地质认识和变差函数分析对煤储层岩相模型进行三维模拟。为了准确控制煤储层含气量、灰分的三维分布,采用综合地质认识得到的含气量和灰分的平面分布作为平面趋势约束,以变差函数为控制条件,建立煤岩含气量模型和灰分模型。根据灰分与挥发分、固定碳、水分有良好的负相关性,以灰分模型为协同约束,采用序贯高斯随机模拟的方法建立挥发分、固定碳、水分模型。     

基于蒙特卡洛法的边水油藏聚合物驱段塞优化

针对渤海Ａ 油田水驱含水率上升过快的问题,开展了先导试验井组聚合物驱提高采收率研究。应用正交设计方法对聚合物段塞大小和浓度进行设计,运用多元回归方法得到累计增油量和净现值及其影响因素间的函数模型,利用蒙特卡洛方法对函数模型进行分析预测,得到累计增油量的大小与概率（累计增油量为４０􀆰 ２×１０４ｍ３ 时发生概率为９０％,累计增油量为５３􀆰 ２×１０４ｍ３ 时发生概率为１０％）。研究得到影响因素由大到小依次为第２ 段塞体积、浓度和第１ 段塞体积,而后续保护段塞大小及第１ 段塞浓度对累计增油量影响相对较小;在最优段塞区间精细加密后,进一步得到推荐段塞结果：第１ 段塞体积为０􀆰２ 倍注入孔隙体积,浓度为１ ４００ ｍｇ／ Ｌ,第２ 段塞体积为０􀆰 ４ 倍注入孔隙体积,浓度为９００ ｍｇ／ Ｌ,后续水驱体积为０􀆰 ８ 倍注入孔隙体积。研究结果为先导井组的聚驱方案提供依据。     

复合驱相渗透率曲线再研究

在"毛管数与残余油饱和度关系实验曲线QL"研究基础上,对复合驱的相渗透率曲线进行了研究.毛管数曲线QL是在数值模拟研究发现两种不同驱动状况的基础上深入研究得出的,数值模拟研究结果能够被驱油实验证实,表明模拟计算软件对于复合驱相渗透率的描述是相对正确的.以毛管数与残余油关系实验曲线QL为基础,借鉴软件UTCHEM相渗透率曲线的数学描述,以驱油实验相配合,研究提出了以毛管数值为变量复合驱相渗透率曲线的描述式,并由驱油实验测出相关参数,且成功地用于软件IMCFS中.毛管数曲线QL相对更为准确地描述了复合驱驱油过程中驱替液和被驱替的油相对流动关系,软件IMCFS的成功研制为复合驱油技术研究应用提供了机理描述更完善的应用软件.     

海上油田水驱开发注水压力优化

渤海B油田经过长期注水开发,注水压力逐渐上升,注水量不断下降,同时,酸化解堵效果变差,有效期变短,导致油田长期欠注,地层压降大,产量递减快.在实际注水过程中,注水井近井地带会形成一定污染,造成额外的附加压降,目前执行的注水压力界限是早期注水开发时的设计值,已不能满足当前的注水需要,亟需开展注水压力优化研究.因此,引入附...     

正交试验设计在煤层气数值模拟研究中的应用

<正>交实验设计是一种研究多因素、多水平的、高效率、快速、经济的实验设计方法,广泛应用在工业设计、实验设计、影响因素敏感性分析等方面。本文通过分析澳大利亚煤层气A区块的前期勘探评价,在有利区域设计了一个先导试验井组,并在此基础上设计并研究了影响煤层气产能的5个因素:气量、裂缝原始渗透率、压裂有效缝长、压裂渗透率增大倍数、井距。研究表明,裂缝原始渗透率和含气量对产能的影响最大;同时预测了井组累产气量的概率分布,为该区域煤层气的开发部署提供参考。     

旅大10-1油田早期注聚可行性研究

目前渤海油田已投产的部分油田存在含水率上升快、采出程度低的突出问题,而受平台的寿命限制,一个海上油田的开发只有20年左右的时间。如何在平台寿命的有效期内,尽快地采出更多的油,是渤海油田需解决的技术难题。通过对旅大10-1油田的地质油藏分析,完成地质模型拟合,从而进行段塞浓度、注聚时间、注液速度和注聚时机的优化研究,给出了推荐方案。研究结果表明,在旅大10-1油田进行早期注聚是可行的,但要保证注入压力不要超过现场管线所能承受的压力极限。