注采井网论文

注采井网论文（通用5篇）

注采井网论文 篇1

以陕北某低渗透油藏为例建立油藏数值模拟模型。通过生产历史拟合确定油水井工作参数的设置与变化范围, 应用数值模拟方法系统地开展注采井网形式对研究区剩余油分布的影响论证[1]。

1 油藏特征

延长组长4+5油藏平均地层温度61.57℃, 平均原始地层压力17.62M P a, 饱和压力9.09MPa~10.61MPa, 压力梯度为0.74MPa/100m, 属于典型的低压未饱和油藏。XX油区内长4+5油藏的地面原油密度0.744~0.899g/cm3, 平均孔隙度为8.41%, 平均渗透率为3.17×10-3μm2。天然裂缝方向为NE70°。

2 井网形式优选

结合研究区面积和油层裂缝特征等因素, 依据井网设计原则以及油藏适应性研究其剩余油分布, 共设计了三种井网类型:菱形反九点、反七点和矩形五点井网。均先拟定以400m×140m井排距以不同井网形式在区域内布井。通过数值模拟计算开发动态, 从中优选合适的开发井网形式。

在基础模型上, 井网形式优选保持以400m×140m井排距和注采强度 (注入采出总量均为560m3/d) 不变的情况下, 研究对比三种井网累积产油量随时间的变化、综合含水率随时间的变化以及含水率与采出程度的变化关系, 选出有利井网形式。

由图1~3可以看出, 在相同的生产时间内菱形反九点井网和反七点井网的累积产油量明显高于矩形五点井网。90%含水时菱形反九点井网的采出程度 (17.1%) 明显最高于反七点和矩形五点。因此, 井网类型确定为菱形反九点井网[5]。

3 合理井排距组合论证

在注采井网确定为菱形反九点的前提下, 选用井距400m、440m, 排距120m、140m, 采用基于正交试验设计的优化方法进行组合[3], 形成4种方案。对比各井排距组合累积产油量随时间的变化和不同井排距下的水驱规律的变化 (图4、图5) , 优选出合理的井排距组合。

在累积采油量变化图上可以看出Case1 (400m+140m) 和Case3的累积采油量随时间变化步调一致, 也相对较高, 但相同时刻Case2的累积产油量明显高于这两种井排距组合。图5表明, 各方案最终水驱采出程度相差很小, 90%含水时Case1的采出程度 (17.1%) 最高, 其次为Case2 (16.8%) 。

图6依次为Case1、Case2、Case3和Case4方案区域布井及开发30年剩余油分布图。

在相同生产年限 (30年) 下, 综合比较各方案剩余油分布图。Case1水驱效果明显, 边部少有剩余油富集, 剩余油饱和度相对偏低, 内部剩余油富集区域表现分散, 不利于后期改造。Case2布井区域内水驱效果明显, 剩余油饱和度相对偏低, 井间剩余油分布规则, 边部出现剩余油富集区, 内部局部亦有剩余油富集, 但表现集中, 适宜后期打加密井。Case3和Case4水驱效果表现一般, 边部和内部有多处出现剩余油富集区域, 剩余油饱和度相对偏高, 且分布分散。

各方案生产60年累积采油量和采收率分别为:Case1开发60年后, 累积产油量为116.83×104t, 采收率为24.3%;Case2开发60年后, 累积产油量为120.73×104t, 采收率为25.1%;Case3开发60年后, 累积产油量为115.19×104t, 采收率为23.9%;Case4开发60年后, 累积产油量为109.76×104t, 采收率为22.8%。综合以上论证, 认为在相同生产年限下, Case2水驱效果和油井控油区域内采油效果明显, 剩余油分布规则, 采收率亦高于其他方案。于是最佳井网井排距组合为:井距400m排距120m的菱形反九点井网。Case2开发60年后剩余油分布见图7。

4 结论

应用数值模拟方法对XX油区长4+5储层典型区块精细研究, 得到如下结论:

(1) 影响剩余油分布的因素包括地质因素和开发因素。在开发因素中, 注采井网形式是影响剩余油分布的重要因素。

(2) 采用数值模拟方法论证研究区合理的井网形式和井排距组合, 最终确定研究区注水开发井网拟采用井排方向平行于主裂缝方向的400m+120m的菱形反九点井网。

参考文献

[1]李存贵.低渗透储层三维地质模型和剩余油分布预测[M].北京:石油工业出版社, 2003

[2]韩大匡, 陈钦雷, 闫存章, 等.油藏数值模拟基础[M].北京:石油工业出版社, 1993

[3]王道富.鄂尔多斯盆地特低渗透油田开发[M].北京:石油工业出版社, 2007

[4]高博禹, 彭仕宓, 王建波.剩余油形成与分布的研究现状及发展趋势[J].特种油气藏, 2004, 11 (4) :7-11

[5]李忠平, 段永明.低孔低渗油藏合理井网密度确定方法[J].河南石油, 2001, 15 (6) :658-661

注采井网论文 篇2

1.1 区域位置

曲103断块位于曲堤鼻状构造上的曲9地垒式断块区的西部, 东与曲9断块相邻, 北与曲104断块块相邻。主要有沙三段、沙四上段两套含油层系, 油藏埋深1220-1620m, 含油面积2.78km2, 地质储量306.0×104t。

2 油藏地质特征

2.1 地层特征

本区地层发育存在三个不整合:沙一段顶底不整合接触、沙三段顶底不整合接触、沙四上段顶部不整合接触 (图1) 。

沙三段划分三个砂层组26个小层, 沙四上段四个砂层组8个小层, 共34个小层, 其中含油小层31个, 主力小层16个。曲103-斜7块地层发育完整, 曲103-1块仅发育小层25个, 含油小层24个。

2.2 储层特征

2.2.1 储层物性特征

根据岩心分析及测井解释可以看出储层物性曲103-斜7块好于曲103-1块, 尤其沙三段差别较大。

2.2.2 储层敏感性特征

根据曲103-13井岩心五敏试验结果表明, 该块沙四上段储层存在强水敏、弱碱敏、弱酸敏, 盐敏、速敏不明显。

2.3 油藏特征

根据本区多井测试资料, 该区块属正常温度压力系统。油藏类型为一个常温常压、高孔、中渗构造-岩性油藏。

3 开发历程及现状

曲103断块自1995年投入开发以来, 经历了天然能量开采及注水开发两个阶段 (图2) 。

4 存在问题及潜力

(1) 注采井网不完善, 储量控制和动用程度低。

(2) 曲103-1块沙三段单井产液量低。

(3) 地层能量亏空严重。

5 开发调整方案设计

5.1 方案部署

5.1.1 曲103-1块沙四上共分为4个断块

曲103-1块沙四上共分为4个断块, 中型断块曲103-1块两注两采注采井网, 井网较完善, 采出程度58.1%, 无调整潜力;小型断块曲103-斜03块及2个微型断块储层不发育, 油层单一, 调整潜力小。

5.1.2 曲103-斜7块沙四上

共分为2个断块, 均具备调整潜力。中型断块曲103-斜9块一注三采, 采出程度25.5%, 断层夹角高部位无井控制, 腰部两口油井注水不见效, 低产低液;小型断块曲103-斜7块一注一采, 采出程度36.3%, 断层夹角高部位无井控制。

针对断层夹角高部位无井控制区, 部署新油井2口;上返高含水井2口 (曲103-斜7、曲103-斜9) ;转注2口 (曲103-06、曲103-12) , 其中低部位转注1口, 实施人工强边水驱。

5.1.3 曲103-1块沙三段

共分为4个断块, 有2个具有调整潜力, 大型断块曲103-1块三注六采, 采出程度仅6.2%, 局部井距过大, 储量控制程度低;小型断块曲103-斜03块只采不注, 仅1口油井生产, 采出程度8.9%。

大型断块曲103-1块采用低部位注水、高部位采油的开发井网方式, 通过加密井网、油井转注等提高储量控制和动用程度, 部署新油井4口、新注水井2口, 转注1口;小型断块曲103-斜03块恢复注水1口。

同时针对曲103-1块S3-28小层厚度为2-4米、分布稳定, 高部位无井控制, 失控储量7.0×104t, 设计水平井1口。

5.1.4 曲103-斜7块沙三段

共细分为9个断块, 储层发育和采出程度差异较大, 具备调整潜力的断块7个, 实施分块部署、局部细分。

(1) 曲103-11块:目前主要存在水驱控制程度和地层能量保持水平低、油井低液低产、高部位无井控制等问题。调整细分为二砂组、三砂组两套井网开发, 实施注水井分注, 其中三砂组新钻油井两口, 控制断层夹角储量, 油井转注一口, 形成两注两采井网;二砂组利用老井形成一注一采井网。

(2) 曲1 0 3-斜2 5块:含油面积0.2 6 K m2, 地质储量2 6.5×1 04t, 主力层二砂组储量7.2×1 04t, 三砂组储量1 9.3×1 04t。目前采用一套注采井网, 共有油井2口、注水井1口, 累积产油4.2×104t, 采出程度15.9%。调整细分为二砂组、三砂组两套井网开发, 实施注水井分注, 其中三砂组形成一注一采井网;二砂组利用老井形成一注一采井网。

(3) 曲1 0 3-2 0块:含油面积0.13Km2, 地质储量6.8×104t, 仅发育三砂组储层。目前仅有注水井1口, 因无对应油井关井, 累计注水1.94×104m3。在构造高部位新钻油井1口, 恢复老井曲103-20注水, 形成一注一采井网。

(4) 曲1 0 3-斜9块:含油面积0.08Km2, 地质储量8.3×104t, 目前无井控制。上返沙四上段高含水井曲103-斜9井生产。

(5) 曲1 0 3-斜7块:含油面积0.06Km2, 地质储量5.4×104t, 目前无井控制。在构造高部位部署新油井一口, 沙四上高含水井上返转注一口, 最终形成一注一采井网开发。

整体部署:设计总井45口, 利用老井32口, 新钻13口。其中油井27口, 利用老井16口, 新钻11口 (其中水平井1口) ;注水井18口, 利用老井11口 (曲103-斜6、103-20恢复注水) , 新钻2口, 转注5口 (曲103-17、曲103-侧斜5、曲103-12、曲103-06、曲103-斜7) (表1、图3) 。

5.2 指标预测

5.2.1 合理产液量

根据曲103块无因次采液—采油指数与含水关系曲线以及实际生产资料, 确定合理采液量[1]。

5.2.2 含水上升率

根据理论含水与含水上升率关系曲线[2], 结合断块实际含水变化规律确定断块含水上升率。

5.2.3 自然递减率

根据近几年自然递减率变化规律, 确定调整初期自然递减 (表2) 。

5.2.4 产能

调整第一年新井增加日油52t/d, 增加产能1.5 6×1 04t;调整第二年新井增加日油44.5t/d, 增加产能1.33×104t;调整第三年新井增加日油39.1t/d, 增加产能1.1 7×1 04t;前三年平均新增产能1.35×104t。

5.2.5 采收率

调整方案实施后, 根据经验公式及流管法[4], 计算采收率28.7%。调整后提高采收率5.5%, 增加可采储量16.8×104t;水驱控制程度提高11.8%, 水驱动用程度提高10.6%, 注采对应率提高至78.4%。

摘要：曲103断块位于山东省济阳县唐庙乡境内, 构造位置处在曲堤鼻状构造曲9地垒式断块区的西部。主要有沙三段、沙四上段两套含油层系, 内部划分为西部的曲103-斜7块以及东部的曲103-1块。区块东部内部构造简单, 西部内部构造复杂, 断层发育;东西两块储层物性以及开采特征均存在较大的差异, 由于采出程度及剩余油分布不同, 将采用不同的井网进行开采。本文根据构造、储层特征平面上分曲103-1块及曲103-斜7块两块, 纵向上分沙三、沙四上两套层系, 一块一案、一类一法进行调整, 对Q103-X7块沙三单元进行分块部署, 局部细分;沙四单元进行边外注水, 挖掘高部位剩余油;Q103-1沙三单元进行井网加密, 低注高采。以完善平面注采井网为主, 主力层兼顾非主力层, 立足于注水开发, 充分利用老井、水井进行分注, 完善注采井网。

关键词：曲堤油田,一块一案,边外注水,井网加密,完善注采井网

参考文献

[1]俞启泰, 罗洪.河流相储层油藏无因次采液指数计算通用公式[J].断块油气田, 1998.6:27-29

[2]张金庆, 孙福街, 安桂荣.水驱油田含水上升规律和递减规律研究[J].油气地质与采收率, 2006, 6 (3)

[3]曾祥林.水平井以及分支井产能预测理论研究[D].西南石油大学, 2002

注采井网论文 篇3

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.

注采井网论文 篇4

由于低渗透油藏中流体需要克服启动压力梯度才能流动, 地层中会产生随时间不断变化的移动边界条件, 移动边界条件内部的区域为压力降所波及到的区域 ( 该区域内地层压力梯度大于启动压力梯度) , 而移动边界外的区域仍保持原始地层压力。 目前, 对于该类非线性动边界的问题的研究已有了大量的渗流理论基础与应用研究背景; 特别地, 文献[2, 3]中阐述了低渗透油藏建模考虑因启动压力梯度存在而导致的动边界条件的必要性。低渗透油藏注水开发过程中, 储层渗透率极低, 注水井吸水能力低, 油田注水见效差; 为提高注水能力, 一般需要对注水井进行水力压裂改造。以往的低渗透油藏垂直压裂井模型并未考虑因启动压力梯度存在而导致的动边界对油藏数值模拟计算结果的影响[4—7]。

1 CMG数值模拟方法

油藏商业数值模拟软件CMG可以用来有效模拟稠油油藏中带启动压力梯度的非牛顿Bingham流体渗流问题。由于考虑启动压力梯度的低渗透油藏渗流规律与非牛顿Bingham流体在多孔介质中的渗流规律相似; 因此, 现通过CMG的非牛顿Bingham流体型稠油油藏数值模拟方法考虑动边界的影响, 对某低渗透油藏区块正方形反九点水力压裂注采井网进行精确的数值模拟研究。

利用油藏数值模拟软件CMG的三维三相黑油油藏数值模拟器IMEX对开发低渗透油藏的反九点水力压裂注采井网进行数值模拟研究。IMEX可以有效解决低渗透油藏存在启动压力梯度的问题, 在输入油藏性质数据时, 可依次设定油藏三个方向的启动压力梯度值; 设定后意味着油藏区块中的任意两个剖分网格之间, 只有当压力梯度大于启动压力梯度时, 两个网格之间的流动才保持开通状态 ( 见图1) , 该数值模拟方法可精确刻画低渗透油藏中流体渗流因启动压力梯度存在而产生的动边界问题。

2 物理模型

2. 1 油藏性质

某低渗透油藏正方形区块, 油藏面积为40 468. 75 m2, 油藏厚度为30 m, 油藏等温、温度为37. 8 ℃ ; 岩石孔隙度为15% , 水平方向渗透率为5. 66 mD, 纵向渗透率0. 566 mD; 油藏初始压力为8. 576 MPa, 参考油藏深度为504 m; 油水界面深度为526 m, 油气界面深度504 m, 油藏顶部深度为500 m。

该低渗透油藏区块采用标准的正方形反九点井网类型进行注水开采 ( 见图2) , 油藏中心注水井沿水平面一坐标轴进行垂直压裂, 压裂井半长为80 m, 裂缝宽度为0. 000 3 m, 裂缝渗透率为1 000 μm2; 其中, 裂缝中的渗流遵循高速非达西渗流定律; 注水井最大井底压力为12 MPa, 注水井最高日注入量 ( 地面) 为280 m3/ d; 生产井最小井底压力为0. 2 MPa, 单口生产井最低日产液量 ( 地面) 为40 m3/ d; 油田开采时间为2013 年1 月1 日, 开采时限为20 年。

假定油藏各方向的启动压力梯度值相同; 为比较启动压力梯度值大小对数值模拟结果的影响, 启动压力梯度值分别设为0 MPa/m ( 即达西渗流模式) 、0. 1 MPa/m和0. 2 MPa/m。

2. 2 流体PVT数据

油密度为926. 94 kg/m3, 气体相对密度为0. 65, 水的密度为1 004. 37 kg / m3; 水的黏度为0. 77 mPa·s, 参考压力为8. 576 MPa; 流体的PVT数据见表1。

2. 3 相对渗透率曲线

低渗透油藏润湿性为水润湿; 岩石的束缚水饱和度为24%, 残余油饱和度为43%, 图3 ( a) 和图3 ( b) 分别为油水、液气的两相相对渗透率kr曲线。

3启动压力梯度对数值模拟结果的影响

3. 1 动边界现象

图4 为油田生产五个月后, 达西渗流模式与启动压力梯度为0. 2 MPa/m下的8. 576 MPa ( 油藏初始压力) 等压面三维空间分布图。通过图4 ( a) 与图4 ( b) 的对比可以看出, 达西流动模式下的等压面足够光滑, 整个油藏区块都存在压力波动; 而启动压力梯度为0. 2 MPa/m下的等压面欠光滑、空间中有较大的间断性起伏, 而且在远离注水井和生产井的部分区域仍保持了油田未开始生产时的油藏状态, 该区域还未参与到油藏的渗流系统中, 启动压力梯度降低了油田注水的油藏波及体积及原油采出程度。 启动压力梯度的存在会导致地层能量 ( 注水井、生产井) 随时间逐渐向外传播, 地层中存在着移动的动边界[2,3], 压力传播相对缓慢。

此外, 从图4 还可看出, 在注水井附近和生产井底部, 8. 576 MPa ( 油藏初始压力) 的等压面缺省, 这是由于能量的消耗 ( 生产) 和补充 ( 注水) 由于启动压力梯度的存在而不能有效传播出去, 导致生产井附近压力很低, 而注水井周围压力过高; 这是低渗透油藏生产井低产能以及注水井注水困难的根本原因所在。而由达西渗流模型的相关解析解可知[2], 达西渗流的压力波可以瞬间传至无穷远处, 与启动压力梯度存在下的低渗透油藏渗流模式有明显不同。

3. 2 含油饱和度的三维分布图

图5 ( a) 和图5 ( b) 分别为油田生产至2020 年和2025 年时刻, 达西渗流模式对应的含油饱和度三维空间分布; 从图5 ( a) 和图5 ( b) 可以看出, 达西渗流模式下的压裂注水井注水驱油效果较好, 油水分布比较集中, 界限清晰, 水可以比较有效地 ( 更接近活塞式水驱油) 推进原油流向生产井。

图6 ( a) 和图6 ( b) 分别为油田生产至2020 年和2025 年时刻, 启动压力梯度为0. 2 MPa/m下含油饱和度的三维空间分布; 从图6 ( a) 和图6 ( b) 可以看出, 相对于达西渗流模式, 低渗透油藏启动压力梯度的存在会使压裂注水井驱油效果变差, 油水存在较大的过渡区域 ( 油水混合渗流区域) , 油水分布比较分散 ( 典型非活塞式水驱油) , 不利于有限的生产井在较短时间内产出更多的石油。

图 4 达西流动模式与启动压力梯度为 0. 2 MPa/m 下的 8. 576 MPa 等压面三维空间分布

3. 3 启动压力梯度对油田开发特征曲线

图7 ~ 图9 为不同启动压力梯度 ( threshold pressure gradient: TPG ) 值TPG = 0 MPa / m、0. 1 MPa / m、0. 2 MPa / m下的3 类油田开发特征曲线对比, 包括累积产油量 ( 地面) 随时间变化曲线、油田日产油量 ( 地面) 随时间变化曲线和油田生产井含水率随时间变化曲线。

从图7 可以看出启动压力梯度对累计产油量产生较大的影响; 达西渗流模式下累计产油量上升快; 启动压力梯度越大累计产油量越小, 累计产油量随时间上升越慢。

从图8 可以看出启动压力梯度的存在会造成日产油量迅速降低, 油田日产油量在较短的生产时间内很快降低至最低水平, 此后的日产油量随时间变化不再明显, 生产井保持较低的产能。

从图9 可以看出启动压力梯度对生产井的含水上升率影响较大, 启动压力梯度越大, 含水上升越快, 在很快到达一定含水程度后, 含水量随时间变化减慢。

3. 4 启动压力梯度对压裂效果影响

图10 和图11 分别为不同启动压力梯度下, 低渗透油田反九点注采井网压裂前后生产井含水率与累积产油量 ( 地面) 随时间变化的对比。

图 5 达西流动模式下分别生产至 2020 年与2025 年时刻的含油饱和度的三维空间分布

从图10 可以看出, 达西渗流模式, 以及启动压力梯度值为0. 2 MPa/m, 0. 3MPa/m情况下, 反九点注采井网的注水井压裂措施显著增加了生产井的含水率; 而启动压力梯度值为0. 1 MPa/m下的生产井含水率增加幅度最小。

从图11 可以看出, 达西渗流模式以及较小启动压力梯度值为0. 1 MPa/m情况下, 反九点注采井网通过注水井垂直压裂可以显著提高油田的累积产油量, 其中, 启动压力梯度值为0. 1 MPa/m情况下的累积产油量提高幅度最大; 然而随着启动压力梯度值的增加 ( 0. 2 MPa/m与0. 3 MPa/m) , 垂直压裂并不能显著提高反九点注采井网开采油田的累积产油量。

4 结论

( 1) 考虑了启动压力梯度的影响, 利用CMG的三维三相黑油油藏数值模拟器IMEX对开发低渗透油藏的正方形反九点水力压裂注采井网进行了精确的数值模拟。

( 2) 模拟结果表明, 低渗透油藏启动压力梯度的存在会造成油田生产时的地层中形成动边界, 生产过程中在远离注水井和生产井的部分区域仍保持着油田未开始生产时的油藏状态, 该区域并未参与到油藏的渗流系统中, 因而会降低油田注水的油藏波及体积及原油采出程度。

图 6 启动压力梯度为 0. 2 MPa/m 下分别生产至2020 年与 2025 年时刻的含油饱和度的三维空间分布

( 3) 达西渗流模式下的压裂注采井网更接近于活塞式水驱油, 注水效果好, 驱油效率高; 存在启动压力梯度的压裂注采井网油水两相混合渗流区较大, 属于典型的非活塞式水驱油, 注水效果差, 驱油效率低。

( 4) 从CMG软件绘制的油田开发特征曲线可以看出, 启动压力梯度越大, 累计产油量越小, 累计产油量随时间上升越慢, 生产井含水上升越快, 日产油量越低; 启动压力梯度对低渗透油藏压裂注水开发效果影响显著, 但压裂注水开发效果与启动压力梯度值并不成简单的线性关系; 需要根据油藏的基本特征, 设计数值模拟优化方案, 以优化裂缝参数, 最大程度地提高该低渗透油藏区块的原油采收率。

参考文献

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[2] Liu W C, Yao J, Wang Y Y.Exact analytical solutions of moving boundary problems of one-dimensional flow in semi-infinite long porous media with threshold pressure gradient.International Journal of Heat and Mass Transfer, 2012;55 (21—22) :6017—6022

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注采井网论文 篇5

关键词：注采井距,井网密度,控制储量,开发效果

1 油藏基本情况

文99南块油藏位于东濮凹陷中央隆起带文留构造东翼的南端, 是由西倾的徐楼断层与向东南倾没的地层形成的反向屋脊构造油藏。主要含油层系为沙二下4-5, 油藏埋深2850-3100m。区块含油面积2.2km2, 石油地质储量102×104t, 标定可采储量19×104t, 标定采收率18.6%。

2 油藏开发中存在的主要问题

2.1 局部井网不完善, 井网控制程度低

南部有油水井12口, 主要分布在沿徐楼断层的构造高部位, 井网控制程度低。目前井网控制储量60×104t, 平均单井控制储量5.0×104t。局部区域储量无井控制, 井网极不完善, 未控制储量42×104t, 主要分布在中部、北部和沿断层的构造低部位。

2.2 注采井距大, 水驱动用状况差

南部原有3个注采井组, 对应油井4口, 平均注采井距273.3m。由于渗透率低、注采井距大, 储层变化大, 水井注水困难, 水驱动用状况差。平均注水压力37.5MPa, 平均单井日注水35m3。油藏水驱控制储量22.9×104t, 水驱控制程度22.5%, 水驱动用储量13.5×104t, 水驱动用程度13.2%。

3 剩余油潜力分析

文99南块地质储量102×104t, 累积产油量6.24×104t, 采出程度6.12, 水驱控制储量56.1×104t, 水驱控制程度55.0%, 水驱动用储量34.9×104t, 水驱动用程度34.2%, 与目标采收率18.6%相比, 剩余可采储量12.76×104t。

纵向上:目前剩余可采储量主要集中在沙二下4、5的一类层剩余可采储量10.67×104t, 占总剩余可采储量的80.2%。

平面上:剩余储量主要分布在未完善区和井损区, 分别占总剩余可采储量的40.2%、43.8%。

4 合理井距研究

合理开发井距主要考虑以下两点:

(1) 井网密度保证足够的单井控制储量;

(2) 井网密度必须适应储层连通性, 尽可能提高水驱控制程度和采收率。

4.1 有效驱替压力梯度下的最大注采井距

胜利油田地质研究院研究了低渗透油田的渗流机理, 确定了极限供油半径与有效驱替压差、储层渗透率、地下原油粘度的关系式:

式中:k—有效渗透率;Pe-Pw—有效驱替压差。

低渗透油田渗流理论研究表明:合理注采井距应为水井极限注水半径与油井极限供油半径之和, 并且极限供油半径 (或极限注水半径) 受有效驱替压力梯度的制约, 而有效驱替压力梯度的大小与储层渗透率、流体的地下粘度有关。

利用深层低渗油藏岩心建立的有效渗透率与空气渗透率的关系为:

利用上述公式, 制作不同渗透率储层在不同生产压差下的极限注采井距图版。

根据图版, 可以确定不同类型储层在不同生产压差下的极限注采井距。根据生产资料统计, 目前文99南块有效驱替压差为12MPa左右, 空气渗透率为30-35mD, 得出极限注采井距为222-252m。

4.2 储层发育及连通状况分析注采井距

在200、250、300米井距下, 文99南块砂组油层连通率分别为77.4%、61.2%、55.0%, 当井距缩小到250m以内时, 连通率基本已能满足开发的需要;当井距缩小到200m以后, 继续缩小井距, 连通率提高的幅度很小, 因此控制注采井距在200-250m。

4.3 油藏注采见效状况分析注采井距

文99南块4个试注井组, 对应油井7口, 其中见效井组3个, 见效油井5口, 见效注采井距210-400m, 平均注采井距270m。

4.4 注采井距的确定

综合考虑以上几面的研究结果, 优选该区井距为200～250m。

5 开发效果

2010年以来文99南块共实施工作量21井次, 其中新钻井4口 (油井2口, 水井2口) ;老井配套措施工作量17井次, 其中油井工作量11井次, 水井工作量6井次。

(1) 以储层、沉积相研究为基础, 通过部署新井缩小井距, 加密井网, 并根据小层沉积微相发育特点, 有针对性的实施注采完善。

部署实施新钻水井2口文99-28、W99-2 6。投注后注采井距由2 7 3米缩小到2 2 0米, 油层连通率由30.4%提高到71.8%, 提高了41.4个百分点。增加水驱控制储量6.7×104t, 增加水驱动用储量4.0×104t。对应油井很快见到注水效果, 增加油井受控方向4个;新增见效井3口, 初期日增油28.6t, 累增油3624t。

(2) 通过水井挤堵重炮、酸化等措施实现二三类层有效动用。

缩小井距, 通过封堵一类层, 重炮、酸化二、三类层, 启动未动用层, 增加水驱控制储量2.1×104t, 增加水驱动用储量2.57×104t。

文99南块油藏开发效果得到明显好转, 采油速度增加0.12%, 自然递减由40.13%下降到24.1%, 综合递减由43.53%下降到25.05%。

6 结论

(1) 通过经验公式和区块生产过程中的实际事例, 确定了文99南块的合理注采井距。

(2) 对于低渗透油藏合理的注采井距可以改善油田开发效果。

参考文献