渤海油田层间干扰物理模拟研究及应用

为解决海上稠油油田高含水阶段层间干扰突出,导致采油速度低、水窜加快、产量递减快及采收率低的问题,开展可视化的水驱油物理模拟实验。结合油藏工程方法和数值模拟技术,对海上复杂河流相油田多层合采条件下层间干扰的主要因素进行分析,研究渗透率级差、黏度级差及油藏底水等主控因素对层间干扰的影响规律。研究表明,渗透率级差、黏度级差大于3,层间干扰明显增强,驱油效果变差;多层合注合采油田含水率在60%～80%为干扰系数转折点,含水率大于80%,层间干扰明显增大,通过增大生产压差生产,在一定程度上可降低层间干扰,改善开发效果;底水发育对层间干扰非常严重,不同油藏类型合采时,越早关闭底水油藏,越有利于改善开发效果。研究成果成功指导了渤海A油田细分层系的开发调整,并取得了显著的开发效果,对类似油田开发调整策略和措施制订具有指导意义。     

渤海油田层间干扰物理模拟研究及应用

为解决海上稠油油田高含水阶段层间干扰突出,导致采油速度低、水窜加快、产量递减快及采收率低的问题,开展可视化的水驱油物理模拟实验。结合油藏工程方法和数值模拟技术,对海上复杂河流相油田多层合采条件下层间干扰的主要因素进行分析,研究渗透率级差、黏度级差及油藏底水等主控因素对层间干扰的影响规律。研究表明,渗透率级差、黏度级差大于3,层间干扰明显增强,驱油效果变差;多层合注合采油田含水率在60%~80%为干扰系数转折点,含水率大于80%,层间干扰明显增大,通过增大生产压差生产,在一定程度上可降低层间干扰,改善开发效果;底水发育对层间干扰非常严重,不同油藏类型合采时,越早关闭底水油藏,越有利于改善开发效果。研究成果成功指导了渤海A油田细分层系的开发调整,并取得了显著的开发效果,对类似油田开发调整策略和措施制订具有指导意义。     

海上普通稠油油藏多层合采层间干扰定量表征与定向井产能预测

采用可视化的多管水驱油物理模拟实验,结合实际油田生产资料,定量表征海上普通稠油油藏多层合采过程中的层间干扰现象,并建立适用于普通稠油油藏多层合采的定向井产能预测方法。建立了普通稠油油藏多层合采过程中采液指数和采油指数的干扰系数动态表征关系式;引入干扰系数,并考虑启动压力梯度的存在,修正Vandervlis定向井产能公式,得到适用于普通稠油油藏定向井多层合采的产能动态预测公式。储集层纵向渗透率的差异是层间干扰最主要的影响因素,可用储集层基准渗透率、渗透率级差和渗透率偏差综合描述。多层合采过程中,层间干扰对不同含水阶段油井产能的影响程度不同,中高含水期层间干扰对整体产油能力的抑制作用加剧,需要采取相应的调整措施;考虑层间干扰后产能预测精度明显提高,修正后的定向井产能公式可以较好地应用于现场生产。     

纯化薄互层低渗透油田开发层系的划分与组合

纯化油田为薄互层低渗透油藏,含油小层多,层间渗透率差异大,储量丰度低,早期采用一套层系开发,层间干扰严重、各小层动用不均衡、储量损失大等矛盾造成开发效果差。为改善油田开发效果,对油田开发层系的技术政策进行研究,确定了油田开发层系划分方案。同一层系内的层间渗透率级差中部地区不宜大于5,边部地区不宜大于3,应尽可能单采3～5个主力小层,射开厚度必须控制在6m左右,单井控制储量一般应大于10×104t,隔层要具有分层卡封的可行性。根据研究结果,在C2块、C23块等5个单元实施,增加可采储量117.8×104t,提高采收率5.2%,表明低渗透薄互层油藏合理划分开发层系可有效改善油藏开发效果。     

薄层油藏合采层间干扰分析及技术对策研究

在薄层油藏开发过程中，油井纵向上大都穿越多个油层，而在油藏合采开发方案决策中，多层油藏合采层位组合主要基于开发油井时的层系划分原则，并没有对多层油藏开采中多层合采的划分方法进行系统、定量的研究，而研究多层油藏合采和分采的技术对策对划分薄层油藏的开发层系和确定单井采油方式具有明显的工程意义。在建立层间无窜流双层模型的基础上。利用数值模拟方法和单因素、正交因素分析方法，获得薄层油藏合采开发层间干扰程度、消除或降低干扰程度的技术对策以及相应的技术图版。实例分析表明，明确合采层间干扰因素及干扰程度，确定合理的技术对策，可指导现场工程人员科学、高效、迅捷地开发此类特殊油藏。     

薄层底水油藏分注合采技术界限研究

在薄层底水油藏开发过程中,油井在纵向上大都穿越多个油层,而在油藏合采开发方案决策中,多层油藏合采层位组合主要基于开发油井时的层系划分原则,并没有对多层油藏开采中多层合采的划分方法进行系统、定量的研究,而研究多层油藏合采和分采的技术界限对划分薄层底水油藏的开发层系和确定单井采油方式具有明显的工程意义。通过建立层间无窜流双层模型,利用数值模拟方法,从层间压力、储层物性方面采用单因素和正交因素分析方法,获得了薄层底水油藏分注合采技术界限和界限方程,并通过实例应用说明了图版解释方法。研究表明,该方法可为薄层底水油藏分注合采层位组合提供正确的理论方法。     

海上稠油油藏层间干扰系数确定新方法

海上油田开发一般采用多层合采方式,层间干扰严重,现有数值模拟软件得到的层间干扰系数与矿场产能测试结果差别较大。提出了考虑拟启动压力梯度确定层间干扰系数的油藏数值模拟方法。以渤海SZ稠油油藏为例,利用束缚水下油相驱替实验建立了SZ油藏拟启动压力梯度与储层流度的关系式;数值模拟时根据油藏非均质性情况设置平衡分区,利用THPRES关键字将两个不同平衡分区间的门限压力设置成拟启动压力(拟启动压力梯度乘以网格尺寸),实现了考虑拟启动压力梯度的数值模拟过程。实例应用结果表明,利用本文方法模拟所得层间干扰系数与产能测试结果吻合程度提高。本文方法在海上稠油油藏合理划分和调整开发层系中有较好的实用性。     

高尚堡复杂断块油藏合理开发层系研究

复杂断块油藏具有含油层系多且非均质性强等特性,需要合理划分开发层系来获得最大的开发效益。根据高尚堡深层油藏开发特点,认为开发层系内渗透率级差、生产层数和厚度会直接影响油藏水驱开发效果。采用油藏数值模拟方法,以各种开发指标作为评价标准,研究了合采层数和厚度、储层非均质性、地层压力差异、驱动方式、小层砂体组合方式等参数对油藏开发效果的影响。得出主力开发层系合采层数不要超过5层,渗透率级差最大应控制在5以内,层间地层压力级差不大于1.5;同一开发层系内随着弹性溶解气驱开采层数的增加,井网单元开发效果逐渐变差;小层砂体组合方式以第10种组合方式为最优。通过定性和定量的分析,为高尚堡深层油藏的二次开发调整提供理论指导,并对同类复杂断块油藏的开发具有一定的借鉴作用。     

海上高含水期油田细分层系技术界限研究

由于平台和开发投资的限制,海上油田在高含水期实施细分层系,而从理论及矿场分层产能测试结果可知:随着油田进入高含水阶段,多层合采油田层间干扰除了受纵向非均质性影响外,更受到纵向各层压力和含水等动态因素的影响。针对目前对高含水期层间干扰定量表征及层系划分界限研究较少的问题,在研究引起层间干扰的动、静态因素基础上,提出了层间动态干扰概念,并运用渗流理论建立了层间动态干扰系数定量表征数学模型,得到了多层合采砂岩油藏在高含水期动态干扰系数与纵向各层渗透率、含水率及压力的定量关系。结合数值模拟方法建立了高含水期油田细分层系界限:渗透率级差小于5.0,含水率级差小于1.7,压力级差小于1.6。以此为基础在渤海SZ油田高含水期实施了细分层系先导试验,利用细分层系界限制订了合理的层系划分与组合方式,细分层系后试验区平均日增油达20%,含水率降低10个百分点。研究成果为海上油田高含水期层间矛盾的定量评价及降低层间矛盾策略的制订提供了借鉴。     

多层稠油油藏层间干扰规律研究及应用

以海上典型多层稠油油藏SZ36-1为例,利用干扰系数对传统定向井产能公式进行修正,建立多层稠油油藏层间干扰规律动态反演方法;以SZ36-1油田动静态资料为基础,动态反演得到典型井不同含水阶段的干扰系数变化规律;分段拟合探究不同含水阶段层间干扰变化规律与渗透率级差的相关关系,并建立适用于普通稠油油藏的层间干扰评价图版,直接指导油田现场生产。研究表明:(1)多层合采过程中层间干扰普遍存在,对开发效果具有明显抑制作用,渗透率级差3.0～5.0为划分层系的合理界限;(2)不同渗透率级差条件下的层间干扰规律不同,建议及时进行层系调整以改善储量动用状况;(3)本文研究成果预测精度高,实用性强,可直接指导实际生产,对油田现场具有很好的指导意义。     

海上高含水期油田细分层系技术界限研究

由于平台和开发投资的限制,海上油田在高含水期实施细分层系,而从理论及矿场分层产能测试结果可知：随着油田进入高含水阶段,多层合采油田层间干扰除了受纵向非均质性影响外,更受到纵向各层压力和含水等动态因素的影响。针对目前对高含水期层间干扰定量表征及层系划分界限研究较少的问题,在研究引起层间干扰的动、静态因素基础上,提出了层间动态干扰概念,并运用渗流理论建立了层间动态干扰系数定量表征数学模型,得到了多层合采砂岩油藏在高含水期动态干扰系数与纵向各层渗透率、含水率及压力的定量关系。结合数值模拟方法建立了高含水期油田细分层系界限：渗透率级差小于5.0,含水率级差小于1.7,压力级差小于1.6。以此为基础在渤海SZ油田高含水期实施了细分层系先导试验,利用细分层系界限制订了合理的层系划分与组合方式,细分层系后试验区平均日增油达20%,含水率降低10%,采收率提高5%。研究成果为海上油田高含水期层间矛盾的定量评价及降低层间矛盾策略的制订提供了借鉴。     

海上高含水期油田细分层系技术界限研究

由于平台和开发投资的限制,海上油田在高含水期实施细分层系,而从理论及矿场分层产能测试结果可知：随着油田进入高含水阶段,多层合采油田层间干扰除了受纵向非均质性影响外,更受到纵向各层压力和含水等动态因素的影响。针对目前对高含水期层间干扰定量表征及层系划分界限研究较少的问题,在研究引起层间干扰的动、静态因素基础上,提出了层间动态干扰概念,并运用渗流理论建立了层间动态干扰系数定量表征数学模型,得到了多层合采砂岩油藏在高含水期动态干扰系数与纵向各层渗透率、含水率及压力的定量关系。结合数值模拟方法建立了高含水期油田细分层系界限：渗透率级差小于5.0,含水率级差小于1.7,压力级差小于1.6。以此为基础在渤海SZ油田高含水期实施了细分层系先导试验,利用细分层系界限制订了合理的层系划分与组合方式,细分层系后试验区平均日增油达20%,含水率降低10%,采收率提高5%。研究成果为海上油田高含水期层间矛盾的定量评价及降低层间矛盾策略的制订提供了借鉴。     

海上高含水期油田细分层系技术界限研究

由于平台和开发投资的限制,海上油田在高含水期实施细分层系,而从理论及矿场分层产能测试结果可知：随着油田进入高含水阶段,多层合采油田层间干扰除了受纵向非均质性影响外,更受到纵向各层压力和含水等动态因素的影响。针对目前对高含水期层间干扰定量表征及层系划分界限研究较少的问题,在研究引起层间干扰的动、静态因素基础上,提出了层间动态干扰概念,并运用渗流理论建立了层间动态干扰系数定量表征数学模型,得到了多层合采砂岩油藏在高含水期动态干扰系数与纵向各层渗透率、含水率及压力的定量关系。结合数值模拟方法建立了高含水期油田细分层系界限：渗透率级差小于5.0,含水率级差小于1.7,压力级差小于1.6。以此为基础在渤海SZ油田高含水期实施了细分层系先导试验,利用细分层系界限制订了合理的层系划分与组合方式,细分层系后试验区平均日增油达20%,含水率降低10%,采收率提高5%。研究成果为海上油田高含水期层间矛盾的定量评价及降低层间矛盾策略的制订提供了借鉴。     

海上高含水期油田细分层系技术界限研究

由于平台和开发投资的限制,海上油田在高含水期实施细分层系,而从理论及矿场分层产能测试结果可知：随着油田进入高含水阶段,多层合采油田层间干扰除了受纵向非均质性影响外,更受到纵向各层压力和含水等动态因素的影响。针对目前对高含水期层间干扰定量表征及层系划分界限研究较少的问题,在研究引起层间干扰的动、静态因素基础上,提出了层间动态干扰概念,并运用渗流理论建立了层间动态干扰系数定量表征数学模型,得到了多层合采砂岩油藏在高含水期动态干扰系数与纵向各层渗透率、含水率及压力的定量关系。结合数值模拟方法建立了高含水期油田细分层系界限：渗透率级差小于5.0,含水率级差小于1.7,压力级差小于1.6。以此为基础在渤海SZ油田高含水期实施了细分层系先导试验,利用细分层系界限制订了合理的层系划分与组合方式,细分层系后试验区平均日增油达20%,含水率降低10%,采收率提高5%。研究成果为海上油田高含水期层间矛盾的定量评价及降低层间矛盾策略的制订提供了借鉴。     

海上稠油油田高含水期开发模式研究

海上稠油油田进入高含水开发期后,面临采油速度低、水窜快、产量递减快及采收率低等问题,且缺乏分层系开发调整经验,制约了油田的稳产和高效开发。以秦皇岛32-6油田为例,利用室内物理实验、油藏数值模拟等方法,开展了高含水期开发模式研究,明确了海上非均质稠油油藏分层系开发技术界限、注采井间加密模式和底水油藏水平井布井下限。结果表明：当储层原油黏度级差大于3或渗透率级差大于3时,层间干扰系数增大,实施分层系开采,且各开发层系油层厚度为4～8 m;对于强非均质性储层,不同井型、井网加密模式下体积波及系数差别较大,采用反九点转五点水平井+定向井联合井网加密模式,并将井距调整为220 m,体积波及系数显著提高;储层内部隔夹层渗透率、分布面积和分布位置均对水平井产能具有较大影响,基于隔夹层优化布井后,原油黏度为260 mPa·s的底水稠油油藏水平井累计产油量达到5万m³,油柱高度可由12 m下推至7 m。基于上述研究成果形成了“纵向分层系、平面变井网、水平井挖潜”的海上河流相稠油油田高效开发新模式,应用于秦皇岛32-6油田获得了良好的开发效果,可为类似油田的开发提供借鉴。     

非均质油藏层间干扰室内实验优化

多层非均质油藏在合注合采开发时,受储集层岩性、物性、地层压力、流体性质等因素影响,层与层之间相互干扰。早期开展的并联驱替室内实验,无法有效地模拟油藏多层合采时各层间的流体交换,且所定义的干扰系数的物理内涵与注水开发渗流过程不符。为此,建立串并联组合驱替实验模型,模拟储集层层内岩性的变化。通过研究串并联驱替实验下不同渗透率岩心的产油量、含水率以及采收率,对干扰系数进行验证和再认识。研究结果表明：层间干扰的实质是不同储集层渗流阻力随着时间的变化,导致储集层流量分配发生改变;储集层非均质性是多层合采过程中形成优势渗流通道的主要因素。研究结果为后续开展层间干扰相关实验设计和非均质油藏合理高效开发提供了参考依据。     

海上稠油砂岩油藏油水合理推进速度试验研究

纵向非均质性严重的海上稠油砂岩油藏普遍存在的层间矛盾突出问题,将导致油井含水上升速度加快、油层过早水淹、产量严重递减和水驱采收率降低,严重影响油田的高效开发。鉴于此,开展了不同驱替方式下高、低渗岩心水驱油试验。试验根据渤海SZ36-1油田地质和开发特点,以高、低渗岩心见水时间相等为评价标准,通过3种方案展开研究。试验结果表明,海上稠油油藏分注合采时,不同的注水方式得出的采收率相差较大;在设计海上稠油油藏各层的注采压差时应考虑储层的非线性渗流特征、渗透率和孔隙度的差异,以保持油水前缘尽可能均匀推进。     

低渗透油田多层开采层间干扰及分采界限探讨

为掌握低渗透油田多层开采层间干扰情况,以长庆油田一套井网两层开采试验区为研究对象,从影响层间干扰两个主要因素渗透率级差和层间压差入手,借助油井流入动态方程,利用各种生产资料、测试资料建立合采井流入动态曲线并进行了分析,分析结果表明：对于低渗透油田,其渗透率级差引起的层间干扰相对较小,影响各产层产量主要为层间流压差,确定了层间压差小于3MPa普通泵笼统合采,层间压差大于3MPa分层开采的技术界限。现场流压测试和分层采油结果验证了这一结论的正确性。     

文东深层低渗透多油层砂岩油田细分层系开发

深层低渗透多油层砂岩油田受经济产量的限制，一般采用1套层系笼统合采。开发实践表明，层系内如层数大多，层间非均质性是造成水驱动用状况极不均衡的内在因素。多层合采合注开发效果较差，需要研究新的层系组合与划分方式，即能满足开发生产对层系细分的需要，又能使注采井距达到注水开发的要求。东濮凹陷文东油田属于低渗透多油层砂岩油田，油层多达55个，在准确认识油藏地质特征及开发特点的基础上，以经济效益为前提，合理划分与组合开发层系，其高效、经济细分层系开发的经验，对科学、合理开发同类油田具有借鉴意义。     

高含水期水井细分层系调整研究

针对高含水期油田高渗层注入水无效循环,低渗层注入水量少层内剩余油富集的问题。通过油藏数值模拟的方法结合现场开发经验,对不同渗透率级差组合的水驱模拟机理模型进行研究,最终确定了最优的细分开发层系组合的层间渗透率级差在4~6之间,将该方法应用于油田实际的层系的进一步细分调整,调整后的油田区块取得了较好的开发调整效果,含水率下降明显,日产油量显著增加,同时该方法对同类型的油田开发层系细分有一定的指导意义。