分层开采的渗透率级差界限数值模拟研究

储层层间物性差异是影响非均质油藏水驱采收率的重要因素之一,而主力层分层开采的渗透率级差界限是缩小层间矛盾,获得较大的采收率重要参数。针对某油田的具体情况,主要考虑纵向非均质性与垂向渗透率级差对开发效果的影响,利用油藏数值模拟方法,依据主力层渗透率与小层纵向分布情况,来设计模型的渗透率与小层厚度,并将小层以不同形式组合开采,得出不同的渗透率级差,以此来研究主力层分层开采的渗透率级差界限。模拟结果表明,采用该方法可以确定渗透率级差界限,因而能够为油田在主力层的分层开采提供指导。     

任丘雾迷山组裂缝性碳酸盐岩油藏降压开采改善开发效果研究

裂缝性碳酸盐岩油气藏开发过程中,油井一旦见水便迅速水淹,缺少立竿见影的控水稳油方法和手段,这类油藏后期开采的难度极大。通过对雾迷山组裂缝性碳酸盐岩油藏油水井生产特征、产量变化规律及采取的降压开采方式生产动态进行分析,结合该类油藏的双重介质特征及油水井的开发规律,利用统计分析方法及数值模拟技术,评价了该油藏的开发效果,并提出了后期开发进一步深化挖潜的措施。研究认为采用继续注水同时适当提液的方式进行降压开采,可更好地把中、小缝洞及岩石系统的生产潜力进一步提升,抑制含水上升和产量递减,可进一步挖掘基质剩余油、提高原油最终水驱采收率。     

CO2三元复合吞吐影响因素分析——以曙光油田杜229断块为例

针对不同活性剂注入浓度、CO2和蒸汽注入量、油藏黏度等影响CO2三元复合吞吐效果的因素进行数值模拟研究。研究结果表明,在一定范围内,累积采出程度随表面活性剂浓度增大而增大,但表面活性剂浓度增大到一定值后对吞吐效果的影响不大;CO2注入量越大．周期采出程度和周期油汽比增加幅度越大,当CO2注入量超过一定值后,周期采出程度和周期油汽比的增幅不大;随着蒸汽注入量的减少,周期采出程度变化不大,而周期油汽比有较大幅度增加;CO2三元复合吞吐技术更适合于超稠油油藏的开发。     

水驱特征曲线在D油藏中的应用

研究表明常用的甲型和乙型水驱特征曲线会在高含水期发生“上翘”的现象。即当含水达到某一值时,实际数据点会偏离直线段而高于直线外推点,这样得到的可采储量和采收率预测值往往比实际值偏高。为了对D油藏可采储量和采收率的进行较有效的预测,对甲乙型水驱曲线进行了校正,通过校正得到的新的预测公式,由该公式预测D油藏可采储量和采收率得到了与实际值较为接近的预测值。     

底水油藏流线模拟注水井组配注研究

流线模拟是一种辅助数值模拟方法,能够清晰直观地展示油藏流体在地下的流动状况。为了定量研究油藏注水井组配注量,应用ResAssist_C流线模拟软件,结合海外某一实际底水油藏进行了模拟研究,计算得出井组中注水井劈分系数及地层流体流动方向,再结合实际产量和优化出的注采比,提出一种用流线模拟劈分系数计算水井配注量的方法,与现场实际配注量进行对比分析,通过适当调整,得出最优配注量。由流线模拟得出水井配注量,可减少无效注水,提高了注入水利用率和水驱效率,为油田现场施工操作提供帮助和参考。