注采参数优化论文（精选6篇）
注采参数优化论文 篇1
1 地质概况
1.1 构造
杜84块兴Ⅰ组油层构造形态为整体北东向延伸、由北西向南东倾斜的单倾构造, 倾角2-3度。储集层为中-厚层状、冲击扇型三角洲沉积, 储层岩性为砂砾岩。
杜84块西部兴Ⅰ组油藏埋深-650~710m, 平均单井油层厚度20.4m, 平面上油层发育稳定, 厚度一般20-30m, 最厚区域大于30m, 基本不发育隔夹层。
1.2 油层发育情况
兴Ⅰ组油层在区块中、西部发育, 东部不发育为水层, 探明含油面积2.5Km2, 地质储量650×104t, 平均油层厚度20m, 油层平均孔隙度30.3%, 渗透率2277×103μm2, 含油饱和度69.5%, 50℃原油粘度14.6-16.8×104m P a.s。杜84块兴Ⅰ组为发育稳定, 高孔、高渗、高丰度的边水超稠油油藏。
2 阶段开发矛盾
2.1 历史开发概况
杜84块兴隆台油层自1997年投入开发, 2003年开发部署调整采用三套开发层系, 其中兴Ⅰ组采取水平井整体开发, 后期实施双水平井SAGD;
从2004年开始, 在杜84块部署兴Ⅰ水平井, 截止到目前部署水平井平均吞吐5.2轮, 油汽比0.41, 采出程度20.5%。
2.2 开发矛盾
2.2.1 高轮吞吐后, 生产效果变差
兴Ⅰ组水平井自投产以来周期产油量稳步上升, 进入高轮后吞吐, 油汽比降低, 生产时间延长, 周期排水期延长, 地层亏空大, 递减较早。
2.2.2 组合式注汽规模缩小, 井间汽窜严重, 油汽比下降
兴Ⅰ组水平井同注规模缩小, 井次减少, 注汽频繁, 井间汽窜严重, 注汽能量外溢, 汽窜比例达到51%, 造成周期递减较早、日产水平下降较快, 周期效果变差, 油汽比降低。
2.2.3 受周边井汽窜影响, 水平段动用不均
兴Ⅰ组水平井水平段动用严重不均, 动用程度只能达到60-70%, 周期产油效果较差。
杜84块兴Ⅰ组水平井通过2008年与2009年注汽井组对比, 可以看出缩小井组注汽规模, 井组注汽次数增加, 井间汽窜严重, 同时加大了防窜工作难度。认为注汽规模的划分是影响生产效果的一个重要因素。
2.3 原因分析
杜84块兴Ⅰ组水平井通过2008年与2009年注汽井组对比, 可以看出缩小井组注汽规模, 井组注汽次数增加, 井间汽窜严重, 同时加大了防窜工作难度。地下存水多制约了注入热蒸汽的热利用率, 阻碍了热蒸汽与冷油的热交换, 减小了蒸汽的波及体积, 直接影响了周期生产效果。分析认为注汽规模的划分是影响生产效果的一个重要因素。
3 解决对策的研究
3.1 实施组合式注汽, 提高水平井生产效果
兴Ⅰ组水平井历史井间汽窜严重, 周期效果变差。针对此情况打破区域界限, 加强沟通协作, 合理组织注汽运行, 实施规模式组合注汽, 最大限度减少水平井间汽窜发生。主要做法:有汽窜关系的水平井实施同注, 减少井间干扰, 一线井及时防窜关井;同注井实施三元复合吞吐等措施, 补充地层能量。
针对兴Ⅰ组10口有汽窜史的水平井进行整体同注, 优化注采参数, 减少了井间汽窜的发生, 产油量增加了1000t。
3.2 改善水平段动用程度提高水平井生产效果
3.2.1 利用双管注汽、分段注汽措施改善水平段动用程度
2008年实施双管注汽后水平井水平段动用程度由65.2%提高到87.2%, 较措施前提高了22%, 生产效果得到改善。
3.2.2 辅助C O2工艺措施改善水平段动用程度
兴Ⅰ组A水平井2、3轮连续实施三元复合吞吐措施, 水平段动用程度得到提高, 相对实施前, 动用程度分别提高到40%、100%, 效果得到改善。
3.2.3 根据井温剖面调整注汽管柱下深改善水平段动用程度
每轮转注时进行水平段井温测试, 根据实测的井温结果及时调整注汽点位置, 改善水平段动用程度。
3.3 三元复合吞吐措施提高水平井生产效果
兴Ⅰ组水平井2009年与2008年措施对比, 措施井次相当, 但2009年实施措施后, 整体增油量下降4394t, 平均单井增油量下降593t。
经过分析统计, 实施三元复合吞吐措施共40井次, 可对比的38井次, 单井平均增油700t。实施三元措施后, 注汽压力下降0.11M p a, 排水期缩短2.8天, 生产时间延长48天, 采注比增加0.19, 各项指标均有改善, 根据目前水平井地下亏空逐步加大, 地层压力逐渐降低, 生产效果不断变差的实际情况, 应该继续实施该项措施。
4 阶段效果对比
兴Ⅰ组水平井6轮水平井生产后期受汽窜影响, 日产液、日产油偏高, 如按汽窜前生产120天对比, 本次整体注汽增油4200t。
如果通过指数递减计算, 按照水平井6轮未受到汽窜影响预测其中后期产量, 并且考虑整体注汽B井汽窜C井产量, 本次整体注汽对比上轮阶段增油量达到9000t。有效的缓解了汽窜影响, 提升油井效益。
5 结论与建议
5.1 结论
(1) 兴Ⅰ组水平井在开发过程中表现出了周期递减较早、日产水平下降的突出矛盾, 分析原因主要为井间汽窜干扰、水平段动用不均、地层亏空大、措施效果变差是影响兴Ⅰ组水平井生产效果变差的主要原因。
(2) 实施规模式组合注汽, 优化注汽参数, 可以有效的减少井间干扰, 延长单井的周期生产时间, 改善水平井的生产效果。
(3) 加大措施力度, 以三元复合吞吐措施为主, 辅助双管注汽、分段注汽及调剖措施, 提高水平段动用程度, 改善水平井生产效果。
5.2 下步建议
(1) 优化生产参数, 提高热利用率, 减少地下热损失, 增加地下热交换, 提高产油能力。
(2) 实施组合注汽, 统一吞吐生产, 汽窜现象得到明显缓解, 提高了注汽利用率。下一步继续加强兴Ⅰ组水平井影响因素的分析, 开展相关技术界限研究, 进一步改善水平井生产效果。
参考文献
[1]高成.水平井在杜84断块超稠油开发中的优势研究[J].特种油气藏, 2002, 9 (6) :19-23
[2]王秀清, 张宝龙.组合式蒸汽吞吐数值模拟优化研究[J].特种油气藏, 2004, 11 (3) :3035
注采参数优化论文 篇2
真空管道垃圾收集系统关键工艺参数优化设计
摘要：基于水平真空管道内空气-固体垃圾气固两相流压力损失计算关系式,并根据计算结果,探讨压力损失、气流速度及垃圾与空气量输送比这三个关键工艺参数的.关系;最后提出一种计算经济风速及经济气固输送比的方法.本研究成果对真空管道垃圾收集工艺及装置选用及设计有指导意义.作 者：段金明 周敬宣 DUAN Jin-ming ZHOU Jin-xuan 作者单位：段金明,DUAN Jin-ming(集美大学生物工程学院,福建,厦门,361021)周敬宣,ZHOU Jin-xuan(华中科技大学环境科学与工程学院,湖北,武汉,430074)
期 刊：真空 ISTICPKU Journal：VACUUM 年，卷(期)：, 44(1) 分类号：X705 关键词：真空垃圾收集系统 气固两相流 压力损失 经济输送气速注采参数优化论文 篇3
针对欢北杜家台油层开发时间长,转注水开发后,油井开井率低,注水见效不明显的的现状。在欢北杜家台油藏四级断块齐2-8-10块根据剩余油分布特征及油层连通情况,优选剩余油富集、连通情况好的油层建立先导试验井组,开展先导试验设计。前期研究表明,在齐2-8-011井附近,剩余油富集且连通性较好,因此,选择该部位进行先导试验。
2 注气层位优选
在齐2-8-011井组开展油层连通性研究,研究结果表明,在该井组的5个小层中连通性较好,从各油层的连通情况看,连通程度较高,达到90%。因此,注入层位选择1-5层。特别指出的是,由于第5小层东部靠近边水,因此,生产井射孔要有效进行避水设计,生产层位为1-4小层。
3 注采井网井距优化
根据目前区块实际情况,采用大规模新井已经不现实,因此,尽量利用老井,个别补充新井进行有效开发。项目分析了试验区块的地质及生产特征,确定了采用三种方式对杜家台进行注CO2开发。
方案1:利用反9点井网进行CO2驱,注气井为齐2-8-011。优选日注入气量,得到最优注入CO2。方案预测年限为10年。
方案2:利用反5点井网进行CO2驱,为注气量为5×104m3/d时的情况下,进行水气交替注入,模拟不同注入气水比时的采出情况。
方案3:对比反5点井网与反9点井网下注气5×104m3/d和注入气水比为1:3时的生产情况。
预测结果表明,两种注气方式下,反9点井网的累计采出油量均高于反5点井网,阶段采出程度高,所以选择反九点井网。
4 注气速度优化
动态分析预测杜家台目前压力18.67MPa,在下面注气量计算中油层地层压力均以19 MPa为起点算起。
由上式计算在不同地层压力下1MPa压差的注气量。随地层压力的升高单位压差注气量增大,但变化幅度不大。
在油藏注采平衡的条件下油藏所需要的注气量与采油速度、地质储量、地层压力、原油体积系数、注入气的压缩系数等因素有关。
注气量计算过程如下:
(1)计算天然气膨胀系数
天然气注入到地下体积被压缩,注入量计算中需要知道多少地面标态条件下的天然气注入到地下是1m3,即天然气的膨胀系数。
(2)计算100×104m3原油储量在1%采油速度时的注气量。在此基础之上可以计算给定的油藏储量在任意采油速度下的注气量。
(3)计算100×104m3原油储量在1%采油速度下气油比增加100时的注气量。在此基础之上可以计算给定的油藏储量在任意采油速度、任意气油比增量条件下的注气量。
式中:
Bo—原油体积系数,m3/m3;
qY—年注气量,104m3。
原油体积系数使用PVT实验数据插值计算。
地层压力在19~24MPa之间,如果地层压力升高1MPa,采出1%的原油需要增加的注气量约为14×104m3。
式中:N—储量,104m3;V—采油速度,%。
通过以上公式计算得:在目前地层压力下(19MPa),日注气量4.56~5.5×104m3可以保持5%左右采油速度的需要,因此确定油藏的日注气量为5×104m3。该注气量维持5%的采油速度的地层压力恢复上限为24 MPa。
5 确定合理气-水注入比
注气量为5×104m3/d时的情况下,进行水气交替注入,模拟不同注入气水比时的采出情况。此方案模拟气水比分别为1、1:2、1:3、1:4,预测年限为10年。由预测结果可以看出,当气水比增加,累采油量先增加后减少,当气水比高于1:3时,累采油量增加不明显。当注入气水比为1:3时,采出程度提高最多,为5.07%。
6 结语
(1)注采参数优化对CO2驱提高油藏采收率意义重大,通过注采参数优化能最大限度提高油藏采收率,取得最优的经济效益。
基于变权的飞机外形参数模糊优化 篇4
根据汪培庄提出的`变权思想及其给出的一组变权公式,分析了变权与变权综合函数的一些性质及变权和常权的异同,最后将变权应用于飞机外形参数的气动力与隐身一体化模糊优化设计,给出了结果对比.
作 者：李敬 李天 武哲 LI Jing LI Tian WU Zhe 作者单位：李敬,武哲,LI Jing,WU Zhe(北京航空航天大学,飞行器设计与应用力学系)
李天,LI Tian(沈阳飞机研究所)
注采参数优化论文 篇5
关键词：低渗透油藏,注采井网优化,采收率
1 低渗透油田的开发现状
油气资源的开发程度不仅与油气资源的渗透率有关还和生产率紧密相关, 我们需要同时考虑这两个因素。早先, 我们的意识总是局限在开发的油井越多, 油田的原油产量就越多, 所以我们习惯在开采过程中采取“密井网”的生产方式, 这在一定程度上提高了油气资源的开采率, 保证了基本的经济效益。但随着开采技术的不断发展和进步, 在开采过程中我们发现这种分布过密的开采方式存在着严重投资浪费的问题, 我们不断研究油田渗透的原理和流体流度, 逐渐转变为“稀井网, 大压差”的油田开采方式。延长油田是我国勘探开发最早的油田, 存在着低渗透率、低压以及低产量的特点。延长油田长期以来采用自然能量开发, 以油层压裂改造为主要增产手段, 导致油井压裂改造频繁。虽然压裂之后增产效果明显, 但造成油井单井年产量跳跃性大, 递减规律不明显, 油田开发过程中的一些主要技术指标不明显, 影响了油田开发水平与开发效益。
2 优化注采井网
低渗透油藏在开采过程中要注意, 水井和油井之间要有驱替的渠道, 注采的距离不能太大, 除了要考虑油田开发的经济成本, 还要考虑到井网的密集程度和井距的大小。对于裂缝较大的区域, 应采用菱形注水井网, 可以延缓注水的时间, 防止出现水淹的情况。位于裂缝侧向上的油井比正方形的井网见效快。对于裂缝完整的井网, 最好采用矩形井网, 在中后期的时候可以拉通水线形成柱状排水, 通过提高对水储量的控制, 提高油井产量和采收率。
3 低渗透油藏改善水驱技术
(1) 超前注水开发超前注水是指注水井在采油井投产前投注, 经过一定时间的注水, 使地层压力上升至高于原始地层压力, 并建立起有效驱替系统, 油层内驱替压力梯度大于启动压力梯度后, 油井投产并保持这种状态下开采的开发方式。它主要适用于压力系数较低、吸水能力较强的油藏。超前注水方式已在长庆油田推广应用, 共动用地质储量7.8×108t, 建成产能462×104t, 超前注水对应852口井, 初期平均产量比非超前注水区井高1.35 t/d, 提高了20%~30%[2]。
(2) 采用大井距、小排距开发压裂一体化针对低渗透油藏, 通过人工裂缝, 形成大井距、小排距的裂缝——井网模式, 可以改变渗流场, 克服启动压力梯度, 有效建立驱动体系的做法已经得到普遍承认。对于天然裂缝发育的储层, 应当采用沿裂缝方向注水的线性注水方式, 最大程度地扩大注入水波及体积。
(3) 实施活性水降压增注前苏联曾在罗马什金油田实施注表面活性剂试验, 采取低浓度 (0.05%) 的策略, 平均每吨表面活性剂增油47.5t, 提高采收率2%~6%[3]。我国低渗透油田的活性剂驱油技术目前还处于室内研究阶段, 在中原、河南、胜利、大庆等油田矿场试验表明, 采用低含量活性剂体系是低渗透油田开展降压增注的一项有效增产措施, 值得在低渗透、特低渗透油田推广。活性水增注技术的主要问题是油层吸附性较强, 应当优选低吸附的表活剂或牺牲剂。此外, 表活剂与粘土矿物反应和与原油乳化增加阻力方面也应高度重视。
4 储层改造分析
(1) 水平井分段压裂技术这是针对低渗透油田提高采收率的最佳开采方式, 综合来讲, 这是提高油气田资源勘探开发经济效益的最佳途径。但有时单井的产量仍然达不到最初的成本要求, 这就要求我们必须解决储层改造的问题, 这种技术解决了井网过密的问题, 产生了“少井多产”的开发方式。随着高科技的发展, 以及建设成本的降低, 这种水平井的开发方式优势更加明显了, 而随着水平段的长度不断增加, 水平井的开发难度也逐渐增加了。
(2) 体积压裂技术体积压裂技术形成的是网络裂缝的储层, 通过压裂而改变储层, 在有了一条主裂缝的同时, 并伴有分段的多簇射孔和材料技术的使用。在侧边形成次裂缝, 这种多裂缝的网络系统将进行渗透的整体打碎, 使得储层和裂缝的接触面变大, 油气在发生渗透的距离为最短, 最大程度的提供储层的整体渗透率, 这种技术能够实现对储层的全面改造。这种计划不仅能最大限度的利用储层, 还可以降低储层的使用下限, 最大限度的提高开采率和单井产量。在油田这种低渗透的特殊条件下, 正常的裂缝只是扩大了井口的面积, 而垂直的人工裂缝的渗透性较差, 在压裂后导致产量减少。网络状的复杂裂缝是在主裂缝的基础上产生许多分支裂缝, 大大提高了储层的渗透性, 同时也提高了压裂后的产量和增产有效期。
5 结语
提高低渗透油田开采率的一项关键因素就是把握好低渗透油田的井距, 只有合理的控制好井距才能高效的开发油藏, 提高效益。在开采过程中, 我们要根据油藏的具体情况对开采技术做出相应的调整和改造, 从而达到提高开采率的目的。在进行低渗透油田的注采时, 要充分保证好低渗透油田较高储层的能量, 在开发过程中进行合理的利用, 从各个方面提高企业的经济效益。
参考文献
[1]敖科.低渗透油藏合理井网密度研究[D].西南石油大学, 2006.
注采参数优化论文 篇6
化子坪区块属于安塞油田中的特低渗透油藏开发开采区, 位于陕西安塞县化子坪乡境内, 目前开发的有长2及长6层油藏, 其中长2油藏属于三角洲平原的分流河道相沉积控制的特低渗透油藏, 其平均油藏埋深为935m, 相对高差为200~300m, 储层物性较差, 非均质性强, 同时受到构造和岩性所控制, 油藏的油水差异较小, 无明显的油水界面, 驱动类型为弹性~弱水压驱动, 油井单井产量较低。根据目前为止的研究成果, 化子坪区块的长2油藏按其分布可以分为3个独立的开发井区, 分别为化100~化101~塞439井区、塞227井区及塞430井区。根据岩心资料统计, 化100~化101~塞439井区的孔隙度平均为13.42%, 平均渗透率为6.07×10-3μm3, 渗透率变异系数为1.04, 渗透率非均质系数为6.17;塞227井区孔隙度平均13.78%, 平均渗透率为22.1×10-3μm3, 渗透率变异系数为0.96, 渗透率非均质系数为3.91;塞430井区孔隙度平均13.64%, 平均渗透率为10.3×10-3μm3, 渗透率变异系数为1.28, 渗透率非均质系数为7.08。这三个井区的储层物性具有一定的差别, 但都表现出了严重的储层非均质性。
针对特低渗透油藏的开发特点及目前特低渗透油藏的注采井网普遍存在的问题, 化子坪区块油藏目前采用的是反九点井网, 井间距为250m进行投产。
2 化子坪区块油藏注采开发井网的设置
针对化子坪油藏天然裂缝较发育及明显的渗透率各向异性, 以及储集层基质渗透率低, 注水开发所需驱动压力梯度大的特点, 通过在现场进行的试验所提供的思路, 提出了矩形五点井网、菱形反九点井网及正方形反九点井网这三种注采井网的设置方法。化子坪区块油藏所使用的正方形反九点井网的井排方向与天然裂缝错开30度, 井距250m, 角井转注形成排状的注水之后排距与井距比为1∶3。三种井网的密度相同, 而且油井裂缝的穿透率均为30%, 注水井则可以依靠天然裂缝注水。以下是这三种井网设置方式的数据模拟结果:
由表1可以看出, 矩形五点井网的注采比大于反九点井网, 注水强度较大而且注水方向为沿裂缝线状注水, 既避免了油和水发生水窜现象, 又使压裂规模得到扩大, 很大程度上提高了注水井的注水能力及油井的产能, 所以说化子坪区块油藏采用矩形反五点井网对于注采能力的提高有很大的优势。
3 矩形反五点井网的优化
3.1 排距的优化研究
根据生产井的压裂规模和注水井的大规模压裂, 在井网密度相同的情况下, 矩形五点井网经过大规模压裂后其采出程度要比一般压裂规模高3%~3.5%, 而采出程度又会随着排距的减小而增加, 但增加幅度变小, 由此经过现场模拟实验得出, 矩形五点井网采用150米的排距最合适。
3.2 井距的优化研究
在进行特低渗透油藏的注采井网优化设计研究时, 除了要考虑井网系统与裂缝系统的配置合理外, 还需要考虑合理的井网密度的问题。经过在化子坪油藏相关的模拟试验研究结果显示, 矩形五点井网的采出程度随着井距减小、井网密度增大而增高, 但是同样井网密度越大所需要开发的井越多, 开发成本越高。根据化子坪油藏的实际开发参数, 对于不同井距的矩形反五点井网方案做出了相应的评价, 评价结果表明, 井距400m至450m的矩形井网的初期采油速率相对较高, 而大于600m时要想取得方案预测的效果, 则需要人工压裂支撑缝的长度在420m以上。根据矩形五点井网的排距优化研究, 以及我国目前的压裂工艺技术及相关费用问题, 经过综合评价, 对于化子坪特低渗透油藏, 采用井距为450m至500m的矩形五点井网比较合理。
4 总结
经过模拟实验及现场的实践结果证明, 化子坪区块的油藏注采开发采用矩形反五点井网的方式具有较好的效果, 可以进一步展开对于矩形五点井网的研究工作;另外, 对于特低渗透油藏的注采开发井网方式的优化及矩形井网的大规模压裂改造, 可以较好地起到减井增效的作用。该研究成果在安塞油田特低渗透油藏区块具有较好的开发效果, 同时对于其他低渗、特低渗透油藏的注采开发也具有非常重要的参考价值。
摘要：随着石油勘探技术及油层改造技术的不断提高以及我国能源发展战略的需要, 低渗、特低渗透油藏的开发逐渐成为我国陆上石油工业稳定发展的重要潜力, 同时也是我国未来石油可持续发展的重要技术方向。而特低渗透油藏的开发特点是储集层的物性较差, 潜在裂缝或显裂缝较发育, 油井一般无自然产能或很低, 需要压裂改造后进入投产;天然能量很少, 需要进行注水之后保持地层能量。所以, 只有对特低渗透油藏进行注采井网的合理部署及优化设置才能充分发挥特低渗透油藏应有的开发价值。本文以安塞油田化子坪区块这一典型的特低渗透油藏为例, 提出了其注采开发井网的设置与优化措施。
关键词：化子坪区块,特低渗透,油藏,注采开发,井网,设置,优化
参考文献
[1]张祥吉.超低渗透油藏井网部署及注采参数优化研究[A].中国石油大学.2011, 硕士论文