PEBI网格在不稳定试井数值模拟中的应用

复杂系统的油藏模拟的精度和速度主要取决于合理的网格选择.笛卡儿网格得到广泛使用,但它的不足之处在于:①描述储层中的断层、尖灭、水力裂缝、水平井以及其他不连续处的随机性;②典型井位的不可改变;③网格方向影响严重.为了改进笛卡儿网格,降低网格方向的影响,从均匀六边形网格模式开始,垂直平分(PEBI)网格开始初步用于石油行业.目前,五种类型的PEBl网格得到广泛应用,但对它们在模拟不稳定试井中的局限或者可行性研究较少.因此,本文介绍了PEBI网格在模拟水平井、垂直井及压裂直井瞬时压力变化中的应用,通过数值结果与解析结果的拟合检验了PEBI网格的有效性.模拟试验表明,PEBI网格能很好地描述水平井中的瞬时压力变化,但对于直井效果不佳.同时,椭圆形PEBI网格能更好地描述压裂直井中的压力变化,圆形PEBI网格更适用于模拟未压裂直井.     

梁家楼油田沙三段中亚段剩余油分布规律

梁家楼油田经过近2 0年的滚动勘探开发,已进入特高含水开发阶段,但层内、平面剩余油潜力大,剩余可采储量高达5 0 3×10 4 t。在重建三维非均质地质模型的基础上,深入研究了剩余油分布规律。受储层非均质性和流体重力分异作用的影响,微构造高点、II、III类储层、BC类流动单元的油层顶部相对水淹程度轻,剩余油富集,采用不稳定注水、水平井、堵水复射技术等方法挖掘剩余油潜力,提高采收率3 .3 %。     

梁家楼浊积油藏剩余油研究模式及开发实践

对梁家楼远岸浊积油藏沉积特征进行了综合研究,并对其沉积模型进行了重建。在此基础上,结合渗流理论,建立了该浊积油藏的渗流模型,由此总结出了该油藏剩余油的分布形式及特征。结果表明,该油藏特高含水期同样蕴藏着可观的可动剩余油潜力,其剩余油控制因素为静态遮挡与动态水势,富集区主要分布于正韵律油层的顶部、正向微构造区、物性相变带及井间势平衡滞流区等;据剩余油分布形式、富集程度及现实开发技术等,以水平井、不稳定注水、化堵调剖等为技术手段而形成的富有特色的提高高含水油藏采收率的系列技术,取得了显著的增油降水效果,提高了油田的采收率与可采储量。对梁家楼油田浊积油藏开发后期剩余油的研究拓展了特高含水期油田的挖潜方向,并对进一步改善同类油藏的开发效果、提高采收率及经济效益具有参考价值     

复杂断裂低渗透薄互层纯化油田开发模式

纯化油田断裂的复杂性在济阳坳陷具有典型性,油藏储集层为低渗透、薄互层,因此油田开发30年中的主要矛盾是平面与层间矛盾.以早期构造模型和精细构造模型为基础,以增储上产为核心,先后进行了弹性开发、注水开发、加密完善、分层开采、滚动探边、零星完善及注采结构调整等,很好地解决了油田平面矛盾并缓解了层间矛盾.近年来油田剩余油分布规律研究表明剩余油富集区实质上位于静态遮挡与动态水势控制而形成的低势闭合区,在构造低部位特高含水区的更低部位钻井,仍可获得不含水井的显著效果,这是与正向型微构造区不同的新类型与新潜力领域,对注水老油田的进一步挖潜具有重要的理论与实际意义.参2(蒲玉国摘)     

用突破压力法确定堵剂在油藏中的封堵位置

为了能更准确地预测堵剂在油藏中的封堵位置,提出了堵剂突破压力法。以铬冻胶为例,首先测定不同配方堵剂在不同渗透率条件下的突破压力,然后根据地层参数及油水井条件,绘制高渗透层的压降曲线。当堵剂的突破压力高于其在高渗透层中所承受的压差时,就能封堵住高渗透层,这一位置就是堵剂的封堵位置。应用突破压力法,不仅可以确定堵剂在地层中应放置的位置,还可以正确组合堵剂并计算堵剂的用量。     

模糊综合评判法确定油藏水驱开发潜力

油藏水驱开发潜力是评价油藏开发开采水平的重要参数。在分析评价经验公式法、水驱特征曲线法和递减曲线法确定油藏水驱开发潜力优缺点的基础上,由影响油藏水驱开发潜力的7类地质因素（岩石颗粒结构、岩石孔隙结构、储集层渗流物性、储集层敏感性、含油气砂体分布、储集层能量及原油物性）中选取矿场易获取的能够反映油藏地质特征的24个地质参数,构成油藏水驱开发潜力评价指标体系,提出了用“模糊综合评判法”确定油藏水驱开发潜力的新方法。实例分析结果表明,“模糊综合评判法”能够较准确地确定油藏水驱开发潜力,它是一种简单、适用、可靠的科学方法,具有广泛的适应性和实用性。     

纯107块低渗透油藏注气开采数值模拟研究

纯107块新区油田是低渗透油藏。这类油藏注水开发困难、井况较差、油井产量低。“注气开发”是国内外针对低渗透油藏最为有效的开采方法。针对纯107块新区的地质特征及开发现状,研究了注气开采方案,运用数值模拟器论证了不同井数、不同注入气体、不同注气速度、不同注气时机对油藏开发指标和开发效果的影响。研究结果表明:该油藏通过注气开采,能大幅度提高该区块的原油采收率;不同注气速度、注入介质对增油和提高采收率效果明显;新增生产井和注气井,也可大幅度增加原油产量。     

CO2吞吐延长油井自喷期效果评价

正理庄油田高89地区主力含油层系沙四上储层为低孔超低渗透薄互层,难以动用.投产初期部分油井自喷生产,但产量小,自喷期短.为延长油井自喷期,增加自喷期产量,对该地区开展了CO2吞吐数值模拟研究,评价了周期注入量、注气速度、焖井时间以及注入周期对延长油井自喷期效果的影响.研究结果表明:CO2吞吐可以延长油井自喷期,且可以收到较好的经济效益;针对不同储层物性的井,应适当调整周期注入量和焖井时间,以期经济效益最大化;注入周期数不宜过多,以2个周期为最佳.     

扎尔则油田泥盆系F4顶层油藏注富气混相驱实验

在扎尔则油田F4顶层油藏开展富气混相驱,具有良好的储层物性和流体性质条件。长细管实验研究了注入富气组成对混相驱效果的影响,确定了目前地层压力、温度条件下注入富气的最小混相组成,并揭示注入富气组成在影响驱油效率的同时,也影响驱油速度,且在近混相驱范围内对富气驱效果的影响更为强烈。长岩心驱替实验表明:开发初期注富气效果要好于水驱后注富气,但水驱后注入最小混相组成流体仍可获得非常高的驱油效率,高含水油藏注富气混相驱有望大幅度提高原油采收率;随着富气注入量的增加,混相驱最终采收率也增加,但存在增幅减缓的"拐点",原因是轻烃组分超越原油流动,使有效驱替容积部分损失,气油比的"台阶"式变化将是经济确定富气注入量的重要标志;在富气注入量较小时,连续注入比气水交替注入效果好,建议扎尔则油田小型先导试验采用连续注气方式。     

气井产量递减自动拟合方法适用条件研究

运用单井模拟器，模拟得到了不同储层物性的正常压力气藏气井生产史数据。采用这些数据．研究了LM自动拟合方法在正常压力气藏气井产量递减分析中的适用条件。研究表明，LM产量递减自动拟合对于特低渗气藏的计算结果偏差很大；LM模型适用于拟稳定时间相对较长的气藏，其计算结果比较准确。为了便于实际应用中得到正确的计算结果。提出了用标准化时间和标准化压力的半对数图来检验。