窄河道型油田注水见效时间与见效类型研究

渤海地区窄河道型油田多采用注水方式进行开发,但其注水见效程度存在较大差异。应用渗流力学理论,推导出了窄河道型油田注水见效时间公式,并应用现场实例进行了验证。结果表明与实际情况相符合。同时根据不同的注水见效特征,将窄河道型油田注水见效类型划分为三类。研究为预测窄河道型油田注水见效提供了一种重要手段。     

周期注水数值模拟研究—数学模型

在前苏联二层系统周期注水数学模型的基础上，考虑了在周期注水过程中高低渗透层之间的压力差及相应的液体交渗流动，建立了新的二层系统周期注水数学模型，应用油田的实示数据和井网，对周期注水进行数值计算，并将计算结果与ＰＯＴＯＰ模型的结构进行对比，说明利用本项研究所建立的新的数学模型也可以进行周期注水的可行性研究。     

复杂裂缝性致密油藏注水吞吐数值模拟及机制分析

为了研究复杂裂缝性致密油藏注水吞吐机制和开发规律,基于嵌入式离散裂缝模型,建立考虑应力敏感和启动压力梯度效应的油水两相渗流模型及数值模拟方法,并分析应力敏感、启动压力梯度及注水吞吐参数对开发的影响。结果表明:应力敏感和启动压力梯度效应会降低致密油藏的开发效果;随吞吐轮次的增加,开发效果变差;焖井时间的增加会使相同吞吐轮次下的产油量增加,但平均采油速度降低;注入速度的增加对提高吞吐开发的效果最为显著;提出的模型和计算方法可用于计算复杂裂缝形态下致密油藏开发,提供更加准确的指导。     

周期注水渗流机理及其影响因素评价数值模拟研究

提出了一个适合于研究非均质油藏周期注水渗流机理的数值模拟模型,将微观剩余油储油可流动空间列为第二级渗流系统,采用两套空间重叠的网格描述油藏的非均质性。运用该模型模拟计算油水驱替运动过程,对比分析影响周期注水效果的油藏地质因素和人工注水方式参数,研究周期注水的驱油机理及适宜采用周期注水的油藏条件和合理的注水方式参数,为周期注水的决策及方式参数的优化提供参考     

周期注水数值模拟研究──数学模型

在前苏联二层系统周期注水数学模型的基础上，考虑了在周期注水过程中高低渗透层之间的压力差及相应的液体交渗流动，建立了新的二层系统周期注水数学模型，应用油田的实际数据和井网，对周期注水进行数值计算，并将计算结果与ＰＯＴＯＰ模型的结果进行对比，说明利用本项研究所建立的新的数学模型也可以进行周期注水的可行性研究．     

超前注水区块非线性渗流数值模拟

流体在超低渗透油藏中渗流偏离达西定律,符合非线性渗流规律,据此研制了超低渗透非线性渗流数值模拟软件。本文建立了考虑非线性弯曲段影响的渗流数学模型,并结合矿场实际和室内岩心数据建立了大45超前注水区块地质模型,然后根据此模型进行了数值模拟。结果表明,超前注水区块开发过程中压力梯度大部分位于非线性弯曲段,非线性渗流区域占据主导地位;现有井网条件下,超前注水区块剩余油饱和度高,储层大部分区域水驱未能波及,储层动用效果较差,没有建立有效的驱动压力体系;对现有井网的预测表明,现有井网适应性较差,需要通过井网调整或加密措施进一步完善井网系统。通过对不同开发方案的优选,认为角井直接转注为最优方案。     

断块油藏注水见效类型研究

针对Q2断块油藏注水见效差别大、生产井含水上升不一的难题,应用动态生产资料和示踪剂,结合油藏静态模型,进行水驱效果分析研究。将Q2断块沙二段注水井的见效类型划分成物性分布主连续性（主变程）方向、物性分布次连续性（次变程）方向、裂缝发育方向、裂缝发育末端与储层相对高渗延伸方向、开启式断层延伸方向五种。当生产井与注水井同处在物性分布主要连续方向时,生产井见效效果好。应避免在开启式断层附近钻注水井。通过分析各小层生产井与注水井的动态,认识到沙二段I油组注采关系对应程度差,动用程度低,而II油组各层注采关系对应程度好一些,动用程度较高。     

低渗透油田注水与注气开发的数值模拟比较

为了搞清楚低渗透油田注水和注气开发的效益,以安塞油田坪桥区渗透油田为例,应用三维三相全组份模型,对低渗透油田的注水开发和注气开发进行了数值模拟研究,并将二者进行了对比。结果表明,注水开发和注气开发都能有效地地层补充能量。较自然能量开采,开发水平有很大提高。     

苏丹P油田注水时机实验及数值模拟研究

针对大型高凝油藏地层能量变弱、含水上升快、产量递减迅速等问题,结合海外油田高产稳产及高凝固点、高含蜡和高地饱压差等特点,建立了实际地层高温高压物理模拟实验系统,采用不同渗透率的岩芯,模拟不同驱替压力对开发效果的影响,得出最佳注水时机是脱出气体尚未形成连续相之前。采用数值模拟技术优化转注时机和采油速度,提出在合理利用天然能量的前提下,地层压力下降到3.4 MPa为最佳的注水时机,合理的采油速度是2.2%。注采井组试验结果表明:适时注水可较好地保持地层能量,提高产液量,改善开发效果。     

超前注水区块非线性渗流数值模拟及经济评价

流体在超低渗透油藏中渗流偏离达西定律,符合非线性渗流规律,据此研制了超低渗透非线性渗流数值模拟软件.建立了考虑非线性弯曲段影响的渗流数学模型,并结合矿场实际和室内岩心数据建立了大45超前注水区块地质模型.然后根据此模型进行了数值模拟.结果表明,超前注水区块开发过程中压力梯度大部分位于非线性弯曲段,非线性渗流区域占据主导地位.现有井网条件下,超前注水区块剩余油饱和度高,储层大部分区域水驱未能波及,储层动用效果较差,没有建立有效的驱动压力体系.对现有井网的预测表明,现有井网适应性较差,需要通过井网调整或加密措施进一步完善井网系统.通过对不同开发方案的经济评价和优选,认为角井直接转注为最优方案.     

低渗透油田注水与注气开发的数值模拟比较

为了搞清楚低渗透油田注水和注气开发的效益,以安塞油田坪桥区特低渗透油田为例,应用三维三相全组份模型,对低渗透油田的注水开发和注气开发进行了数值模拟研究,并将二者进行了对比,结果表明,注水开发和注气开发都能有效地向地层补充能量,较自然能量开采,开发水平有很大提高,是开发低渗透油田的有效方法;注水开发和注气开发比较存在三个时期,即①前期注水优于注气;②中期注气优于注水;③后期注水优于注气;三个不同时期出现的早晚和长短受注入气组成的影响;注水采收率可达２６．２４％;注气采收率在１４．１４％～２４．２８％之间,注入气体越富,效果越好;提高注气效果的关键,是延迟注入气在生产井井底的突破．     

特高含水期水驱油藏井网调整效果研究

摘要：通过对试验区水淹解释数据分析和利用数值模拟方法对试验区的历史拟合,研究了目前试验区开发状况,给出了层系重组方案,在层系重组基础上进行了开发井网调整,并对调整后的开发井网进行了不同开发方案的数值模拟预测。预测结果表明：在注采比为1时,生产到含水98%时的最终采收率为47.85%,阶段采出程度7.22%,调整效果最好,比继续应用目前井网开发的阶段采出程度提高了2.69%。     

底水油藏水平井水淹动态的数值模拟研究

针对多数底水油藏水平井水淹动态规律研究未考虑井筒压降的情况,在探讨考虑井筒压降必要性的基础上,利用数值模拟方法,研究考虑井筒压降时不同因素影响的水淹动态规律。结果表明:见水时间和无水期采油量随水平井产量的变化呈幂指数关系,随水平段长度的增加呈线性增加,随油层厚度的增加呈现"上翘"的非线性关系;隔夹层渗透率对水淹规律的影响只表现为完全不渗透隔夹层和无隔夹层,不存在半渗透隔夹层;当隔夹层的长度大于水平井筒长度时,隔夹层面积越大抑制底水脊进的效果越好。     

多层非均质油藏聚水同驱物理模拟实验研究

针对多层非均质油藏同步进行聚合物驱和水驱的开发方式,通过物理模拟实验的手段研究不同注入压力比例条件下的水聚接触带的分布、平面及纵向含油饱和度分布、聚水同驱的阶段采出程度及不同位置生产井的含水率变化特征。实验结果表明,多层非均质油藏水聚同驱时,维持注水区域压力与注聚区域压力相等可以获得较好的开发效果,对于指导相似油田聚水同驱的现场应用具有一定的指导意义。     

单井蒸汽驱生产动态的数值模拟及预测

在注蒸汽采油生产中,如何根据生产实际情况,预侧油田生产动态,确定吞吐周期、注汽强度、油井排液速度,制定合理的开采方式,提高油田最终采收率,是稠油生产中十分重要的问题。本文用数值模拟方法对上述问题进行了探讨井给出了计算结果。     

热水吞吐开采水合物藏数值模拟研究

天然气水合物资源潜力巨大,高效的开采方法是实现水合物资源开发利用的关键。热水吞吐法广泛应用于石油工业,为加强对热水吞吐法开采水合物藏规律的认识,结合实际水合物藏参数,使用数值模拟方法,研究了水平井热水吞吐条件下水合物藏的开采动态规律,并与单纯降压与单纯注热的开发效果进行了对比。结果表明,热水吞吐开采水合物藏时,产气速率呈周期性变化,随周期数增加,周期生产时间变长,分解气速率整体呈上升趋势,开发效果变好,但分解气的采出比例偏低,需要采取合适措施提高其采出比例;水合物的分解以水平井筒为中心逐渐向外扩展,但受效范围主要在近井区域;热水吞吐开发水合物藏兼具降压和注热的作用,且开发效果比降压或注热单独作用时好,能够获得更高的产气量、分解气量和水合物分解程度。     

疏松砂岩注水破裂机理及完整性研究

常规的注水压力设计仅考虑裂缝开裂的压力,不能预测长期注水过程地层岩石物理参数及地应力的变化。从疏松砂岩注水过程近井筒周边受力分析入手,分析地层周边地应力及岩石力学性质变化,得到疏松砂岩在注水过程中拉伸及剪切破坏机理;并根据有效应力概念预测出地层孔隙度和渗透率变化。通过分析长期注水过程油藏及上覆盖层岩石物理性质及地应力的变化,建立以盖层的剪切破坏、拉伸破坏和断层的重新开启为依据的注水完整性分析模型。以乌干达Buffalo油田为例,通过数值模拟分析了地层参数及应力变化及不同注水压力敏感性分析,确定了该油田的安全注水压力,通过该方法大大提高了注水能力,在保证注水安全的情况下,为油田的增产增注提供了保障。