油藏工程范文（精选11篇）
油藏工程 第1篇
近些年来, 国内外学者对径向钻孔的工艺技术以及现场应用的研究较多。Dickinson W等人[1,2]最早介绍了径向钻孔系统;胡强法等[3]详细研究了径向钻孔的工艺技术;杨永印等[4]给出了径向钻孔技术在辽河油田的现场应用;崔龙连等[5]介绍了目前新型的径向钻孔技术;Bruni M等[6]介绍了径向钻孔在阿根廷地区的应用情况。此外, Oursegov S等[7]介绍了径向钻孔与蒸汽吞吐相结合在俄罗斯油气田的应用;侯玉品[8]和张义[9]对于径向钻孔技术开采煤层气也进行了探讨。但对于径向钻孔如何与油藏储层特征相结合, 优化其钻进长度、分支数等方面的研究较少。
在进行多层合采时, 由于层间储层物性差异的影响, 层间渗流能力不同, 导致层间动用程度差异大, 产生层间矛盾。本文的基于多层油藏均衡驱替的层间径向钻孔油藏工程优化, 就是通过优化径向钻孔分支数, 分支长度, 改变层间的流动差异, 进而最大程度的实现层间的均衡驱替, 对于减缓低渗透油藏层间动用差异, 进而提高采收率, 具有指导意义。
1 低渗透油藏径向钻孔小层的渗流阻力
假定一生产井实施径向钻孔措施, 在某小层中平面上钻了n个径向分支, 每个分支的长度均为a。地层流体通过两种流动方式流入垂直井筒: (1) 地层流体直接流入垂直井筒[图1 (a) ]; (2) 地层流体首先流入径向分支井, 然后经分支井筒进入垂直井筒[图1 (b) ]。流动方式如图1所示。
1.1 地层流体直接流入垂直井筒的渗流阻力
此流动方式认为是平面径向流, 考虑启动压力梯度的运动方程为
积分得
依据水电相似原理[10], 则对应的渗流阻力Rv为
式 (3) 中, k为渗透率, G为启动压力梯度, Q为产量, h为小层厚度, μ为流体黏度, Re为供给半径, rw为井径, Δp为压差。
1.2 地层流体向径向分支井筒流动的渗流阻力
把此种流动方式分解为内外两个流动过程。外部过程是在平面上的流动过程, 可以看作成地层流体向径向分支井的流动, 由保角变换可得[11,12]
式 (4) 中, pf为分支井筒中的平均压力;a为分支井长度;n为分支数。
内部流动过程即垂直平面上的径向流动过程, 利用镜像反映原理可得[11,12]
式 (5) 中, , kz垂向渗透率, k为水平渗透率, rwh表示径向钻孔井眼直径, ho表示径向分支井距离小层底面的垂向距离。
综合式 (4) , 式 (5) 可得
由水电相似原理, 可以知道对应的渗流阻力Rh为
1.3 低渗透油藏径向钻孔小层的渗流阻力
以上两个流动过程, 可以简化成地层流体向径向分支井筒流动的渗流阻力Rh与地层流体直接流向垂直井筒的渗流阻力Rv的并联。依据水电相似原理, 得到实施径向钻孔后小层对应的渗流阻力为
2 低渗透油藏层间径向钻孔油藏工程优化方法
关于均衡驱替, 很多学者给出了一些研究标准[13—15], 对于多层合采油藏来讲, 是指水驱开发过程中, 各层的动用情况均衡。本文的研究中, 以各层见水时间相同作为均衡驱替的标准。简单起见, 选取两个小层合采作为研究对象。假定第一层的储层物性较差, 进行径向钻孔, 径向分支井筒无限导流 (即井筒內压力处处相等) , 两个小层流态均为平面径向流, 具体模型如图2所示。
由等饱和度移动方程的径向流形式, 可知见水时刻满足[15]
式 (9) 中, f'wf为含水上升率, Swf为前缘含水饱和度, 为t时间内的平均流量, φ为孔隙度。
对于每一个层都满足式 (9) , 所以对于第一层和第二层分别有
由于是均衡驱替, 见水时间相同, 即t1=t2, 所以由式 (10) /式 (11) 整理可得
对于第i层有
式 (13) 中, Ri为第i层的渗流阻力。
将式 (13) 代入式 (12) 可得
对于进行径向钻孔的第一层, 由式 (8) 可得到对应的渗流阻力。
第二层为常规的平面径向流, 由达西定律知其渗流阻力为
上述式 (14) 、式 (8) 和式 (15) 就构成了基于层间均衡躯替的径向钻孔油藏工程优化模型。根据各层储层物性, 依据此模型就可以计算出实现多层均衡躯替时对应的径向钻孔的分支个数n, 以及分支长度a的最优值。
3 模型求解
考虑到式 (14) 为超越方程, 所以a值不可以直接求解, 一般采用数值迭代方法求解。下面介绍一种简单的交会图求解方法。
对于式 (14) 进行简化整理可得
式 (16) 中,
可以看出, 右边fo只与储层参数相关, f (a, n) 与分支个数n和分支井长度a相关, 因此, 在已知基础数据的情况下, 可以计算出fo;然后依次给定分支个数n的数值可以做出一系列对应的f (a, n) 与a的关系曲线, 这一系列的曲线与y=fo直线的交点就是对应的实现层间均衡驱替时径向钻孔分支个数n以及分支长度a的值, 如图3所示。
4 实例分析与数模验证
假设某低渗透油藏生产井组, 两个小层合采, 孔隙度均为0.2。上下两层油层厚度分别为5 m和7m, 渗透率分别为10×10-3μm2和20×10-3μm2, 注采井距为150 m, 根据本文方法所做的交会图如图3所示, 可知径向井分支个数n=2时, 分支长度a=32 m;n=3时, a=24 m。
对于上述问题, 进行数值模拟验证, 垂向上细分为21个层, 1~10层为第一小层, 12~21为第二小层, 中间第11小层为隔层。四注一采五点法井网定压生产15年, 生产井分不进行径向钻孔与进行径向钻孔两种生产方式。
通过数值模拟结果可知, 未进行径向钻孔的两小层采出程度分别为19.47%与28.85%, 相差9.38%, 而根据本文计算结果进行径向钻孔之后, 采出程度分别为29.86%与28.85%, 只相差1.01%, 层间动用差异得到了有效改善。
5 结论
针对低渗透油藏层间动用差异状况, 基于均衡驱替的原则, 考虑启动压力梯度, 利用等值渗流阻力法, 提出了层间径向钻孔分支数及长度的油藏工程优化方法, 并给出了方便现场应用的交会图版求解方法。
采用实例对径向钻孔分支数及长度的优化方法进行了应用分析, 并采用油藏数值模拟技术进行了验证。结果表明, 径向钻孔技术有效的改善了层间矛盾, 提高了油藏采收率。
摘要：低渗透油藏受层间储层物性差异的影响, 层间动用程度差异大, 层间矛盾突出。层间径向钻孔技术是解决层间矛盾的重要技术之一。依据层间均衡驱替的原则, 考虑启动压力梯度, 应用等值渗流阻力法, 建立了径向钻孔长度及分支个数的优化模型, 并提出了现场实用的交会图版求解方法。利用油藏数值模拟技术, 对优化方法进行了验证, 证实了此方法的可行性与准确性。
中石油(北京)油藏工程在线考试 第2篇
中国石油大学（北京）远程教育学院
期 末 考 核 《 油藏工程 》
一、简述题(每小题10分，共60分)1．简述油田开发的程序。
合理的油田开发程序就是正确的处理好认识油田和开发油田的矛盾，把勘探和开发油田的工作很好的结合起来，分阶段、有步骤的开发油田。其开发程序为：
（1）在以见油的构造和构造带上，根据构造形态合理布置探井，迅速控制含有面积。
（2）在以控制含有面积内打一批资料井，全面了解油层的物理性质在纵向和横向的变化情况。
（3）采用分区分层的试油试采方法，求得油层生产能力的参数。
（4）在以控制含有面积内开辟生产试验区。
（5）根据岩心、测井和试油试采等进行综合的研究，做出油层分层对比图、构造图和断层分布图，确定油层类型，然后做出油田开发设计。（6）根据最可靠最稳定的油层钻一套基础井网。
（7）在生产井和注水井投产后收集实际的产量和压力资料进行研究，修改原来的设计指标，定出具体的各开发时期的配产配注方案。
2．井网密度对采收率的影响及布置井网时应满足的条件。(1)井网密度对采收率的影响：
① 当生产井数大幅增加（布井方式不变）时，则采油量增加较少，一般说来，稀井网不变的条件下，放大压差即可增加同样的产量。
② 适应油藏地质结构和注水系统的最佳布井，它对采收率的影响要大于井网密度对采收率的影响
③ 不同油田的不同时期所采用的井网密度应有所不同
④ 对一个岩性比较复杂的油田，井网密度对采收率有较大的影响，特别在油田开发后期，井网密度对开发效果的好坏起决定性的作用，对非均质油层稀井网将使储量损失增加，这可在剩余油饱和度高的部分钻加密井，改善开发效果 ⑤ 对均质油藏，井网密度的影响是不大。(2)布置井网时应满足的条件： ① 能提供所需要的采油能力
② 提供足够的注水速度，以确保所需要的采油能力 ③ 以最小的产水量达到最大的采收率
④ 设法利用油藏的非均质性的差异、地层裂缝、倾角等方面的因素 ⑤ 能适合现有的井网，打最少的新井与邻近各区的注水方案相协调。
3．解释常规试井分析方法早期、晚期资料偏离直线段的各种原因。
(1)早期段：主要反映井筒或近井地层影响
① 井筒储存效应，井筒储存流体或续流对井底压力的影响，主要是由地面开关井造成的； ② 表皮效应，钻井与完井过程中，由于泥浆渗入，黏土分散，泥饼及水泥的存在，以及地层部分打开，射孔不足，孔眼堵塞等，使井筒附近地层中存在污染带，造成井筒附近地层渗透率下降，在渗流过程中存在附加的压力降。(2)晚期段：外边界作用阶段
① 如果为无限大油藏，径向流动阶段一直延续下去。② 若有封闭边界：
A.过渡段，径向流动阶段到边界影响的阶段； B.拟稳态流动阶段，主要反映封闭边界的影响。C.拟稳态流动阶段：任意时刻地层内压力下降速度相等； ③ 若有定压边界：
A.过渡段，径向流动阶段到边界影响的阶段； B.稳定流动阶段，主要反映定压边界的影响。稳态流动阶段：地层内压力不随时间变化；
4．简述划分开发层系的原则。
（1）把特性相近的油层组合在同一开发层系，以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾。
（2）一个独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油田满足一定的采油速度，并具有较长的稳产时间和达到较好的经济指标。
（3）各开发层系间必须具有良好的隔层，以便在注水开发的条件下，层系间能严格的分开，确保层系间不发生串通和干扰。
（4）同一开发层系内油层的构造形态、油水边界、压力系统和原油物性应比较接近。（5）在分层开采工艺能解决的范围内，开发层系不宜划分过细，以利于减少建设工作量，提高经济效果。
另外，多油层油田如果具有下列特征时，不能够用一套开发系开发：
① 储油层岩性和特性差异较大； ② 油气的物理化学性质不同； ③ 油层的压力系统和驱动方式不同； ④ 油层的层数太多，含油井段过长。
5．地层压力频繁变化对弹塑性（压力敏感）介质油藏产生的影响。
如图所示表示了弹塑性（压力敏感）介质油藏渗透率与地层压力的关系，可以用指数规律进行描述：
k0k00exp[0k(p0p)]
地层压力下降，渗透率下降；即使压力恢复到原始地层压力时，渗透率只能部分恢复，其恢复大小是开始恢复时的最低压力点的函数。地层压力频繁变化，引起弹塑性（压力敏感）介质油藏的导流能力降低，表现在生产指示曲线上，曲线向压降轴靠拢，地层压力频繁变化对弹塑性介质油藏产生不可逆的变化，对油井的产能取消极影响。
6．水压驱动的开采特征。
当油藏存在边水或底水时,则会形成水压驱动,水压驱动分刚性水驱和弹性水驱.(1)刚性水驱 驱动能量主要是边 水（或底水、注入水）的重力作用。形成刚性水驱的条件是，油层与边水或底水相连通；水层有露头，且存在良好的水源，其开采特征见下图（左）：油井见水后，产油量开始下降，而产液量不变；
(2)弹性水驱 主要依靠含水区和含油区压力降低而释放出的弹性能量来进行开采。当压力降到封闭边缘之后，要保持井底压力为常数，地层压力将不断下降，因而产量也不断下降；由于地层压力高于饱和压力，因此不会出现脱气区，油气比不变（见下图）。
二、综合应用题(每小题20分，共40分)
1.叙述MBH法求取平均地层压力的方法与步骤。
美国学者Mathews、Brons和Hazebrook等三人用镜像法和叠加原理处理了外边界封闭、油藏形状、井的相对位置各不相同的25种几何条件。将计算结果绘制成图版，图版以无因次的MBH压力为纵坐标：
pDMBHkh*2.303p*ppp9.21104qBm
求取平均地层压力的方法与步骤为：
（1）由压力恢复试井分析（Horner方法或MDH方法），确定直线段斜率（m值的大小）；
tpt（2）外推t1*p得原始地层压力 ；
（3）由生产时间计算无因次时间tDA；
（4）根据油藏形状、井的相对位置等几何条件查图版得到（5）由下式计算出平均地层压力p。
pDMBH值；
2.303p*ppDMBHm
2.高含水期剩余油分布特征及改善注水开发效果的水动力学方法。
高含水期剩余油分布特征：
（1）断层附近地区。边界断层附近，常留下较大剩余油集中区，井间断层附近也常留下小块滞留区。
（2）岩性复杂地区。包括河道砂体的没滩或边滩等部位，以及岩性尖灭线附近地区等。（3）现有井网控制不住的小砂体或狭长条形砂体等。
（4）注采系统不完善地区。注采井网布置不规则地区，如注水井过少的地区或受效方向少的井附近等。
（5）非主流线地区。虽然该地区的注采系统较完善，但两相邻水井间的分流区仍滞留有剩余油，而且分布分散。如在此打加密井往往初期含水比较低，但很快就会上升。
（6）微构造部位。由于注入水常向低处渗流，当微构造部位无井控制时，常会滞留有剩余油。
改善注水开发效果的水动力学方法：（1）周期注水（不稳定注水）
（2）改变液流方向
现代油藏描述技术及其应用 第3篇
关键词：油藏描述 模型建立 三维
我国经济的快速发展使得对石油的需要与日俱增，而现在石油勘探和开发十分的困难，要想提高石油勘探开发的成果，就必须创新石油勘探开发技术。着眼现在的石油勘探开发技术，我们发现现代油藏描述已经成为了最重要的开发技术，这种技术在描述地下油藏以及勘探石油储量上起到了非常重要的作用。所以我们应该全面了解现代油藏描述技术。理解并掌握其内容和方法，在有了一定的基础了解以后加深对其核心内容的学习，并进行探讨，这样更加有利于该技术在石油勘探开发中的应用，对于提高石油开采量具有重要的作用。
1 主要技術和应用
1.1 油藏描述的两种方法 我国的大部分油田已经进入了开采后期，剩余油的开采难度十分大，这些剩余油都分布在相互隔断不易受到水驱的单独的分隔体当中，因此在油藏精细描述当中十分关注储集层的分隔性，而对连续性相对关注较少。已经投产多年的油田进行增产增注的时候，首先考虑要采出的石油就是这部分未受到水驱且独立存在的剩余油。要开展对分隔体的研究，先把分隔体在剖面上划出来，还要把储集体进行更细的划分，划分成流动单元，最小一级的分隔体必须尽最大的努力进行描述，这是研究分隔体最重要的环节。在对系统开展研究的时候可以采取层次界面分析法，这种分析法并不侧重海平面的变化，主要侧重点是系统论的论点，关注的是系统的层次性以及结构性，还有就是界面的级别性。
1.2 随机模拟技术 这种技术是在地质统计学的基础上建立的一项技术，采用这种技术对于储层的非均质性将会取得了解，同时还能预测出井间的参数，采取的算法非常随机，用这随机的算法对区域进行模拟。随机模拟技术包含着很多不同的方法，但都不是具体的方法，具有相对的独立性，它们都有自己的工作原理，而且复杂程度各不相同，在何种条件下适用也不相同。
1.3 模型建立技术 模型建立技术主要针对动态的、集成的油藏，在应用现代油藏描述方法时，会使用很多动态的资料，并且多数情况下是许多的预测方法一起使用，所以建立动态集成油藏的模型在石油勘探开发领域发展的十分迅速，对这一模型建立技术进行总结发现其三个比较明显的特点：①在对油藏进行建模的过程中总共分为三个级别，要经过两个步骤，这三个级别分别为一维、二维、三维，依据层次界面分析法进行层次划分，凡是划分出来的层次都要建立地质模型，但是级别要不相同。同时模型当中应该有层次界面以及隔夹层。②在对油藏进行建模的过程中使用了地质统计学方面的知识，其原理和方法在建模的过程当中得到了广泛的应用。③在模型建立的过程中使用了一体化的建模方法，这一体化的建模方法就是“地质-地震-测井”。
在使用一体化建模过程中，动态资料，数值预测和模拟变成了建模所需要的最重要的部分，而不再是仅仅起到辅助的作用。在建模的过程中使用不同的技术手段，可以帮助我们有效预测分隔体内剩余油的分布，这样更有利于我们建立油藏模型，而这时建立的油藏模型也更符合实际情况。
1.4 开发地震技术 油藏精细描述包含很多的技术内容，这些技术内容当中地质认识和建模发展尤其迅速，但是开发地震技术也发展极快，开发地震技术是在地球物理基础上发展起来的一项技术。开发地震技术具有其明显的优势，尤其是在精细研究方面十分有用。随着这项技术的进一步发展在划分层序和获得参数等方面也得到了广泛的应用，所以这项技术在不久的将来会得到更加广泛的应用。
地震反演近年来在石油勘探开发领域得到了快速的发展，这是一项解释地震现象的技术，而且属于综合性技术，它在研究储层地震时起到了关键性的作用。在钻井和测井过程中都会得到大量的资料，如果将他们连起来进行对比，可以加深对地层的了解，地层反演为了能够达到这个目的，它可以对常规的地震剖面进行技术转化，这样常规的地层剖面就变成了声波测井剖面，以此可以对任何储层进行研究，得出其变化的规律。如果按作用不同对地震反演进行分类的话，可以将其分成4类。随着科技的发展，油藏精细描述得到了快速的发展，出现了很多新的反演技术，比如随机地震反演等，这些新技术的不断发展充实了地震反演技术，使该技术不断获得突破向前发展。
1.5 油藏描述软件 在现代油藏描述当中软件是必不可少的一部分，没有软件的支持很难对地下地质情况进行描述，因此此类软件的开发研究在各个国家都受到了重视。可是这类软件有一个非常大的缺点，就是在对早期油藏进行描述的时候能够达到很好的效果，可是对老油田进行描述的时候效果却不明显，尤其是有些老油田只有钻井资料，在对这些油田进行描述的时候就显得无能为力，根本不能预测出老油田地下的地质情况。此外油藏数值模拟大多采用的网格都比较粗，如果与油藏描述进行对比的话，数值模拟显得很是粗糙，甚至有的不符合要求。为了克服这种现象世界各国都在努力开发一款功能多样，综合性强，可以进行一体化三维描述的软件，这款软件如果开发出来将会具有插值多样化的特点，同时与以往的软件进行相比还具有预测能力强，因素考虑全面等特点。
2 未来发展方向
相信随着科技的发展油藏技术描述也会得到进一步的发展，尤其是使用分辨率高的层序地层学以及四维地震技术等对油藏的开采情况进行研究。层序地层学就是要确定地层的分布规律，当然必须在一定的框架之内，这个框架就是等时地层框架和时间地层框架。基准面发生旋转会形成岩石单元，这个岩石单元为成因地层时间单元，对基准面旋回进行分析，可以得到不同级次地层的结构，尤其是陆相地层，从而建立分辨率较高的地层框架。在对油藏进行开发的过程当中，储层内流体的密度以及压力等都会发生变化，这样地震波的传播时间也会受到很大的影响。油田进行开发以后，每隔一段时间都要进行三维地震测试，得到资料以后与先前的资料进行对比，从而得出地下流体的分布以及变化情况，得出其地下分布图。而四维地震技术正是在这基础上发展起来的一项新技术。在未来会得到广泛的应用，对于提高对储层的准确预测程度会起到非常积极的作用。
3 结语
随着油气资源的枯竭，地质问题越来越突出，科技在不断的进步所以油藏描述也应该加快发展的步伐，我们只有对储层有了更深入的了解，才能进一步提高石油产量以满足我国建设现代化的需要。
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高等油藏工程教学方式创新与实践 第4篇
一、教学内容的创新与实践
1. 创新教学内容体系。
根据油气田开发专业的主要特点, 创新了高等油藏工程教学内容体系, 要着重突出“高等”二字, 相比于本科的油藏工程, 该课程所讲授内容不仅仅局限在基本的概念, 而是更加深入的介绍油藏工程的具体方法, 实践与理论相结合。
2. 编写质量保障的教材。
在教学内容和体系确定的前提上, 要保证该课程尽早配有一流的教材。笔者已确定了教材的大纲主题, 并且会邀请从事相关教学的教授来共同编写, 有力的保证了教材的质量。
3. 结合典型的油藏开发实例。
该课程所包含的内容很复杂且抽象。为了使学生更好的理解、提升教学的质量, 引入了大量油田开发的实例, 使学生把相关的理论结合到实践中去, 从具体的实践中更好的理解理论知识。争取做到重要知识点用多个典型实例, 全方面来阐述, 加深学生的记忆和理解。
二、教学方式和手段创新与实践
高等油藏工程这门课的课程体系与其他研究生专业课程有着相似的不足, 其课程体系相对单一, 基本上以传统的灌输式的教学方式为主, 很难调动学生的积极性, 在课堂上交流的机会少。而且课程所表现的内容创新不足比较老化, 教学特点越来越淡化, 成为了本科生教学简单的延续, 严重影响了研究生教育的质量。所以, 教学方式与手段创新是必不可少的。
1. 课堂教学方法的创新与实践。
针对该课课程教学内容散的特点, 笔者开展了相关的教学方法研究, 用灵活的方法来讲课。近年, 经过了笔者和其他几位教师的共同探索, 总结出了一套启发式的教学方法并在不断实践中, 其中主要是案例分析式启发, 通过相关的油田开发案例来启发学生的思维, 使其更好的理解。而且会将教容提前告知学生, 使学生清楚的了解课程的具体安排, 学生可以提前预习并借阅相关资料、工具书等, 以便于在更好的接受新的知识点。除此之外, 在教学的多媒体课件上也进行了创新, 其中不仅包络图表和文字还加入了大量从矿场获取的图片资料和动画, 提高了多媒体的质量。
2. 引入课程设计。
近四年来, 由中国石油大学 (北京) 发起及承办的石油工程设计大赛已经成功举办四届, 该项赛事受到了国内外各大高校和企业的广泛认同, 认为该项赛事不仅能够提高学生实践创新的水平和就业能力。而2012年, 全国石油工程设计大赛正式被列为全国创新实践系列主题活动。为了进一步培养学生的创新能力, 提高学生学习的自主性, 受到全国石油工程设计大赛的启发, 在高等油藏工程的教学过程中引入了课程设计这一实践环节作为学生课后的作业。在此环节, 会要求学生根据实际油田的状况运用油藏工程技术方法来进行开发指标的分析评价。相比于全国石油工程设计大赛, 虽然其设计内容不是那么正规与严谨, 但在一定程度上也可以培养学生的自主创新和实践以及解决实际问题的能力。
3. 引入相关计算机实验。
近年, 笔者在教学过程中引入了物理模型和计算机数模实验, 这也是该门课程最大的创新点。首先, 通过物理模型实验, 学生可以相对直观的对油田现场有了感性认识。通过模型教学, 使学生养成理论和实际相结合的习惯, 能巩固和强化所学的知识, 从而提高应用知识和解决问题的能力。其次, 计算机数模实验可以更好的模拟油藏现场的情况, 对学生以后的学习和工作有很大的帮助。
4. 设置讨论课。
高等油藏工程所涉及的内容广泛、复杂, 难免会有一些知识点存在争议。基于此, 笔者在课堂上采取了师生合作的教学方式, 开展探究式的教学, 在教学过程中设置讨论课, 针对有争议的知识点进行讨论, 老师和学生之间相互学习、查漏补缺, 以此来营造创新的学习环境。这种方法不仅可以提高学生理论联系实际的能力、创新能力, 而且增加了学生的印象。
三、考核方式创新与实践
随着教育事业的蓬勃发展, 只重视传授知识而不重视学生能力的培养是远远不够的, 考核方式的创新也成为了迫切的任务。目前高校对学生进行考核的主要方式是根据学生期末考试的成绩, 而考试的形式却比较单调, 在一定程度上限制了学生自主性学习能力的培养, 创新性较低。相比于国内, 国外高校对学生学习能力的评价是全方面的, 其注重学生是否具有个人的观点和是否有批判性观点等, 这一标准对学生个性的体现是有很大帮助的。除此之外, 国外高校进行考试的方式也是多种多样, 其注重的是学生的独创能力。教师在评分的过程中并不关注答案的标准与否, 相反, 主要关注点在其是否有独到的见解, 是否有创新性。本门课程的考核方式的创新在于采用了灵活的考察方式, 借鉴了国外高校的经验, 将国外先进的教学理念和教学方法融入到教学的实践中去, 得到了一套能充分考察学生创新性和自主性学习能力的考核方式。即期末总成绩包括三个部分:40%期末闭卷考试+30%书面论文+30%论文演示。
1. 闭卷考试。
闭卷考试的形式是延续了传统的考核模式, 但其所占比例相比于之前有了明显的减少, 期末闭卷的成绩只是考察学生对上课所教授知识的理解, 不再会成为期末所得成绩的决定性部分。
2. 书面论文。
在教学过程中, 针对课程的中所涉及的重点、难点以及争议性知识点会向同学布置几次小论文, 其中会有单独完成的也会有小组共同完成的, 独立完成的论文主要是对阶段性学习的总结, 可以锻炼学生的归纳分析能力及独立思考的能力, 小组讨论完成的论文可以培养学生团队意识和合作精神, 对高等油藏工程相关知识进行交流。
3. 课程演示。
演示可以是一个学生单独进行也可以多个同学一起做。学生根据自己的学习和对该课程的理解将所学的到内容演示出来, 根据表现的优劣程度进行打分, 从而可以提高学生的创新能力和表达能力。
采用以上三种考核模式取得了良好的效果, 对学生创新能力的培养有着极大的帮助, 提高了学生的学习效果和运用知识的你能力。对于油气田开发专业研究生来说, 高等油藏工程是一门至关重要的课程, 笔者在教学的过程中会尽可能的制定适合学生学习的教学内容, 采用有效、灵活的教学方式, 在考核方面着重考察学生的创新能力、独创能力以及自主性学习的能力。基于此, 笔者对高校研究生教育业进行了一些思考:目前研究生教育教学虚假、随意选择教学内容, 从而凸显出研究生教育创新的现实必然。针对上述问题, 笔者会结合国际上研究生教学经验和自身的教学实践, 在未来的教学过程中会着重培养学生的创新能力、学习自主性、能动性以及分析和解决问题的能力。
参考文献
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[3]田冷, 李秀生, 何顺利.石油高校教材改革重在创新[J].石油教育, 2006, (6) :60-61.
油藏自适应历史拟合的研究 第5篇
利用优选与正交设计等理论,给出了单因素和多因素油藏自适应历史拟合的序贯试验法.由可调参量的`变化范围以及拟合对象的最大可能值,选出最优值,在此基础上进行试验,避免了过去人工历史拟合的不足,可以提高预测的可靠性,有利于油田的合理开发.最后,编制了计算机程序对实例进行计算,计算结果表明该方法行之有效.
作 者：翟瑞彩 刘春凤 作者单位：天津大学理学院,天津,300072 刊 名：天津大学学报(自然科学与工程技术版) ISTIC EI PKU英文刊名：JOURNAL OF TIANJIN UNIVERSITY(SCIENCE AND TECHNOLOGY) 年，卷(期)： 35(6) 分类号：O241 关键词：正交设计 自适应历史拟合 序贯试验法
疏松砂岩油藏出砂管理 第6篇
疏松砂岩主要特点是：地层胶结疏松，埋层较浅，易出砂，原油性质以粘度高、密度高、含胶质沥青质高的重质稠油为主。由于岩性特点疏松，在岩性分析中反映出孔隙度和渗透率较致密砂岩数值要大，而且泥质含量较高，受注入水或边底水冲刷很容易出砂。
1、井况存在的问题
下面就以枣21区块为例进行对比：
大港油田自来屯油田枣21区块主要生产层位：沙河街三段，（枣Ⅲ油组），生产井段：1450-1790米。原油物性在地层条件下50℃时，粘度达到1000mPa·s以上，密度超过0.95g/cm3，原油含胶质沥青质超过30%，含蜡低于10%，凝固点都不高于20℃，属重质稠油油藏。渗透率高于150毫达西，孔隙度大于22%，泥质含量较高。断块储层物性属典型的中孔、中渗重质稠油的疏松砂岩油藏。
1.1套变、套损井
在统计的枣21区块的生产油水井当中，在修井施工过程中发现套变、套损的油水井达到7口井。根据解释描述，套变位置一般都位于油层中部或油层顶界以上，对生产影响很大。
1.2出砂严重影响油水井生产
枣21区块3口井生产过程中，因出砂原因造成泵效下降或出砂埋层现象经常发生，为油水井生产带来极大困难。
1.3长停井比例逐渐增加
截止到2012年，区块所辖的33口井中，长停井已达到20口，影响产量7.5吨/天，影响注水量100方/天。
2、井况问题恶化产生的后果
2.1注水井套变、套漏，使水井停注或无效注水
井组注水不均衡，区块北部注水量较高，注采比较高，但区块南部无注水补充能量，被迫枯竭开发。由于套漏、套变、出砂，水井自7-14-1被迫长期停注，自8-33因注水困难只能采用间注注水，严重影响了油井供液能力，产量较低。
2.2油井被迫关井后，产量损失较大
在2010年和2011年两年里，所辖油水井因套变或出砂原因造成停产达5口井，影响产量14吨/天。油水井措施开展困难，油井补孔措、防砂等措施操作难度增大。补层后，出砂、井下工具导致旧层储量损失。
2.3生产压差被迫降低，油井潜力挖掘难度加大
由于套变，无法加深泵挂，生产压差较小。自7-31由于套变，喇叭口深度1790.77米。生产压差过小，油井生产能力较低。
2.4潜在风险和管理难度增大
由于套变、出砂，油井随时有停产可能；由于套漏、出砂，水井存在较大风险。
自8-33注水井，由于套漏，被迫采用卡漏管柱，但目前两口井的油套压差已达到23MPa，已超过封隔器的设计压力，存在封隔器失效的隐患。
由于井斜度大，杆管偏磨，控躺井难度加大。井斜度较大，在抽油机井生产管理过程中，很容易造成管杆的偏磨，出现杆断脱我油管磨漏的现象，对油水井控躺井的管理带来很大的难度。
3、原因分析
3.1疏松砂岩特点来确定原因
根据停产井及套变、出砂井分布特点，确定原因。出砂、套变井在枣21区块分布最多，这与其胶结疏松，稠油携砂能力强的岩性和原油物性特点有直接关系。由于这一特点，造成了所辖油水井很容易出现出砂套变等事故。
3.2区块投产初期采油速度过快，生产压差放大造成井况变差
两个区块在投产初期，油井能量充足，为提高采油速度，生产压差放的较大，较大的生产压差，不仅对地层造成影响，相应发生套管的变形或损坏。
3.3注水井水量调整幅度过大，易造成出砂、套变
大幅度的注水量调整，使水井注水压差波动较大，很容易造成注水井出砂、套变。在注水井水量调整过程中，由于水量调整时幅度过大，很容易对地层产生激动，而导致油层出砂或瞬间的压力变化导致套管变形或损坏。这里指的主要是在注水井调配过程中，水量调整幅度过大，一段时期内，疏松砂岩油层对于注水井的水量调整要求比较高，大幅度的水量调整对井筒损害非常大。
4、针对性措施及实施效果
对于优质井况的油水井采取措施时，注意井筒保护。尤其是疏松岩层在补孔措施时的孔密与孔径的设计。
对于有恢复潜力的油水井，进行大修，以提高或恢复产能和注水能力。
对于井下工具应用，尤其是分注管柱、卡層卡漏封隔器，要认识到会由于地层胶结状况差，出砂或套变，造成工具落井，无法打捞而导致井筒的异常。
在操作施工过程中，尽量做到平稳操作，减少由于压差的波动，产生人为的油水井出砂、套变。
对于有恢复潜力的油水井，进行大修，以提高或恢复产能和注水能力。
对于斜度较大，供液差的油井，尽量降低工作制度，来延长油井的生产周期。建议对于这些采取降低冲次生产。
5、结语
在此文的分析过程中，对于前期的采油速度、生产压差等录取因时间问题，可能会存在一定误差，分析仅为个人观点，但其主要内容对于疏松砂岩油藏的油水井况管理具有明显的借鉴意义。
油藏工程 第7篇
本文针对高等数学的基本教学目标, 研究石油类专业背景的知识结构, 通过选取“油藏工程”课程中的内容——贝克莱—列维尔特油水两相渗流理论计算波及半径作为案例, 讲解在高等数学的教学中如何体现专业背景知识, 使得晦涩难懂的数学知识更加有利于石油主干专业的学生吸收, 激发学生创新思维, 加深其对专业知识的理解。
1. 利用石油主干课程相关案例建立“高等数学”案例式教学模式的必要性
传统的教学方法单调, 注重数学知识的传授, 不利于学生数学意识的培养。现代的教学方法应该重视应用数学教育, 在坚持理论知识讲授法的基础之上, 积极开展多元化的教学方法, 通过启发式和案例式教学, 加强学生分析问题、解决问题的综合能力。
为了使“高等数学”课程的教学更好地为专业服务, 优化教学内容, 体现石油主干专业人才的培养和石油专业特色, 对“高等数学”课程的教学内容作了相应的调整和完善, 一方面注重数学各课程间的纵向联系, 加强分析、代数、几何之间的有机结合和相互渗透;另一方面注重数学各课程与石油主干课程间的横向联系, 拓宽数学应用领域。在教学过程中, 结合专业特点, 加强理论联系实际, 将一些比较完整的理论模型作为案例以讲座的形式介绍给学生, 使学生掌握解决实际问题的一些数学方法, 进一步增强学生数学实践能力, 同时选择适当的科研小课题供学生讨论, 使学生能在讨论实际问题的过程中提高学习兴趣, 增强创新能力。最终, 建立更加科学、符合实际、有利于石油类专业人才培养的多元课程体系。
2. 高等数学教学中利用“油藏工程”课程有关基本理论作为辅助案例
当讲解“高等数学”课程的第七章微分方程中的分离变量方法时, 结合选取“油藏工程”中油水两相渗流理论的公式推导作为例题, 利用石油专业同学的专业基础加深理解和掌握。
由饱和度分布公式, 可知水驱前缘满足下式:
由物质平衡原理可知:
其中:Sw (r, t) —t时刻的含水饱和度;
Swc—束缚水饱和度。
将前式代入上式, 利用分离变量的思想, 两边微分可得:
此式为Swcf的隐函数, 利用作图法即可确定水驱前缘位置。
3. 结束语
教师利用高等数学的思想和步骤, 结合石油主干课程“油藏工程”的有关知识, 对案例进行步骤分解, 加强数学公式的理解, 应用于教学中, 不但明确教学目的, 巩固学习效果, 而且对专业课有极大的启发作用。
本文利用石油主干课程“油藏工程”课程的基本理论推导过程作为案例, 应用于“高等数学”课程的理论教学中, 改变晦涩难懂的课本知识, 体现专业特色, 提高学生学习兴趣, 使得理论推导和应用更加清晰易懂, 为学生学习专业课奠定基础和提供帮助。希望通过不懈努力, 进一步完善“高等数学”课程与“油藏工程”专业课的结合, 促进“高等数学”的教学从传统理论模式向专业实践模式的过渡, 最终建立更加有利于石油类专业人才培养的多元课程体系。
参考文献
[1]姜汉桥, 姚军, 姜瑞忠, 等.油藏工程原理与方法[M].东营:中国石油大学出版社, 2006.
油藏工程 第8篇
关键词：油藏工程,节能,方法,措施,效果
大庆油田是非均质多油层砂岩油田, 进入特高含水阶段仍存在多套层系开发相互干扰, 面临层间矛盾、层内矛盾、平面矛盾, 如何控制油田开发中含水上升速度, 控制中高渗透层注水、产液强度, 平面上减少极特高含水井区注水、产液强度, 减少低效、无效循环, 进而减少地面产出液处理, 节省用电消耗和水处理费用, 是我们节能降耗工作面临的主要课题。
油藏工程节能降耗工作中起到龙头作用。我们以精细挖潜示范区为引领, 水驱利用精细地质研究成果, 精细调整提控, 在低含水区块、层系选择低含水井组, 提高产液量;在高含水区块、层系选择高含水井组, 控制产液量。聚驱通过及时进行注采跟踪调整, 加强注聚受效区块跟踪, 并对不同区块采取个性化停聚方案, 实现控水控液。
1 控制低效循环, 提高注水质量
1.1 以“7788”细分注水技术标准为手段, 大力推广注水井细分工作
采油厂总结创新的“7788”细分注水技术, 即分层注水井层段内小层控制在7个以内、渗透率变异系数为0.7、层段长度控制在8 m以内, 油层动用程度可达到80%。进一步优化井组间、层段间注采结构, 控制高含水井层的注水量、产液量, 加强低含水井层的挖潜。共实施注水井细分及层段调整258口井。对269个高压、高含水层段控制注水, 日配注水减少1 097 m3, 日实注水减少980 m3。统计周围441口未措施正常采油井, 单井日增油0.4 t, 综合含水下降0.36个百分点。其中以控水为目的的100口细分井, 控制日实注1 456 m3, 已累计少注水26.2104m3。
1.2 推行“双定双轮换”分层注水新方法, 保证注水质量
油田进入特高含水开发阶段后, 由于受油层条件等因素的限制, 导致部分层段在常规注水状态下仍然无法得到持续有效的动用。为此, 提出了“双定双换”分层注水方法, 通过“实测定性、按需定压、轮换层段、轮换井点”的方式来实现“注好水、注到水、注够水”的目的。“双定”主要是重点结合注水井分层测试现场实际, 通过测相同条件下的分层指示曲线, 掌握各层段启动压力, 判别各层段吸水能力差异, 找出实际高渗透层, 依据现场结果, 确定层段性质和注水强度。
对比分析95口井其中43个层段得到限制, 配注减少850 m3, 对比注水压力上升0.59 MPa, 周围29口未措施采油井日产液减少2.03 t, 日产油增加0.2 t, 含水下降0.12%。
1.3 水驱实施注水井浅调剖, 治理低效注采循环
浅调剖主要针对层段内吸水差异较大, 无法细分单卡的高渗透层进行暂时性调堵。可限制高渗透层注水, 增加低渗透层的吸水能力, 达到各层均衡注水, 改善吸水剖面, 进一步提高采收率的目的。完成浅调剖279口井, 日实注水降低2 581 m3, 目前已累计少注水29.7104m3。目的层吸水层数比例由77.8%下降到53.8%, 相对吸水量由39.7%下降到16.4%。周围未措施井368口井, 平均单井日产液由69 t上升到71 t, 日产油由4.7 t上升到5.3 t, 综合含水由93.2%下降到92.6%, 沉没度由264 m下降到248 m。
1.4 重配与细分相结合, 提高注水工作效率
重新修订了注水井重配管理制度, 在注水井重配作业的同时与作业、细分、层段调整相结合。一是规范注水井重配流程, 将原重配分三类, 重配细分、重配层段调整、重配作业, 节约成本、提高工作效率。实施重配细分井82口, 按重配单井费用3.6万元计算, 节约费用295.2万元, 有效地实现节约生产成本。
1.5 聚驱深度调剖, 控制低效无效循环, 扩大聚合物波及体积, 提高驱油效率
针对注聚后期纵向非均质性强, 对井组存在聚合物突进的井组实施体膨颗粒深度调剖, 控制低效无效循环, 改善油层动用状况。既调整了层间矛盾, 又调整了层内矛盾。调剖目的层吸水厚度下降14.7%, 吸水量占全井注水量比例下降16.2%。薄差层的动用程度得到提高。实施调剖20个井组, 比其调剖前少注44 000 m3溶液, 连通采油井的月含水回升速度与调剖前比较减缓0.06个百分点。
1.6 聚驱含水回升后期的区块分站、分井组、分层段优化停聚
早期注聚的南一区东部主力油层、北一二排西二类、断东东块二类和断东西块二类目前均处于含水回升后期, 部分井各项经济指标已达到注聚极限, 聚合物干粉利用率降低, 为此在综合考虑各项指标的基础上对其进行优化停聚, 其中对20口纵向油层发育差异大的油井, 剩余油可通过注聚实施停层不停井的注聚方式进一步挖潜, 有效控制低效循环, 年累计节约干粉116.6 t, 节约配置清水2.3104m3, 见表1。
1.7 聚驱实施个性化周期注入
北一区断东东块、西块均处于注聚后期, 为控制低效循环, 进一步改善开发效果, 分别对54口井实施周期注入, 年累计节约干粉225 t, 节约配置用清水4.2104m3, 见表2。
1.8 聚驱空白水驱和后续区块单卡突进层, 控制含水上升
中区西部二类油层投产后, 部分层段突进, 低效无效循环严重, 为控制含水上升, 改善薄差层动用状况, 对52口井突进层实施了单卡, 年累计控注2.7104m3, 控液控注2.64104m3见表2。
注:1注聚时间为2011年4月9月;2注聚时间为2011年6月
2 优化产液结构调整, 控制高含水井层产液量
在依托油田成熟技术的基础上, 创新水、聚两驱综合调整技术, 合理调整水、聚两驱注水、产液结构, 形成了科学控制注水量、产液量技术对策。
2.1 优化机采井参数及控水控液
水驱通过动态跟踪分析含水、沉没度等值图变化情况, 在高含水、高产液区块选择控液井组, 实施下调参数。同时, 相应注水井进行匹配调整。已实施了901口井, 年降液3.81104t。
2.2 个性化堵水方案, 控制高含水井层产液量
主要是对水驱采油井含水大于97%、日产液量大于80 t、沉没度大于500 m、井况良好的高含水井层, 有针对性地进行堵水, 封堵高渗透、高产水层或下调参数, 从而控制高含水井层的注水和产液。实施堵水48口井, 年降液量11.17104t。堵水井区注水井相应下调水量34口, 年少注水16.32104m3。
2.3 聚驱应用长胶筒封堵, 控制后续水驱期主力油层低效循环
推进长胶筒封堵配套技术, 综合挖潜注聚后期主力油层区块剩余油, 进一步改善区块开发效果。通过细分堵水, 封堵厚层高水淹部位, 挖掘层内剩余油潜力, 后续区块20口井实施长胶筒封堵, 年累计控液37.74104m3。
3 结束语
油藏工程 第9篇
进入高含水期的疏松砂岩油藏, 由于油层出砂严重, 导致地层孔隙度和渗透率发生变化[5]。因此, 对地层孔隙度和渗透率等的变化规律需重新认识, 建立更合理的油藏开发方案。本文通过室内研究, 建立疏松砂岩油藏出砂对油藏物性的影响, 为此类油藏开展防砂控水工作提供理论指导。
1 疏松砂岩油藏出砂影响因素分析
油井出砂通常是由近井地带的岩层结构遭到破坏而引起的。分析油层出砂的影响因素和油层出砂机理, 对于认识油藏出砂过程和分析出砂与含水关系具有重要意义。影响地层出砂的因素大致可以划分为三类[6], 即地质因素、完井因素和开采因素。第一类因素由地层和油藏性质决定, 主要包括构造力、岩石性质和流体类型及性质等, 这是内因。在后续油藏开发过程中, 由于生产条件的变化等对岩石和流体产生不同程度的影响, 从而改善或恶化出砂程度。第二、三类因素称外因, 主要是指油藏开发过程中生产条件的改变对出砂的直接影响, 这些因素一般可以人为控制。其主要包含油层压力、生产压差、液流速度、射孔工艺条件、毛管力作用及含水变化等。
2 实验装置及方法
根据物质平衡原理, 假设实验过程中填砂模型不发生亏空, 测注入模型内驱替液体积、流出模型驱替液体积、模型内束缚水饱和度、模型进出口压差及驱替液流出模型所用时间, 计算水相渗透率, 根据物质平衡原理计算各阶段模型孔隙度和含水饱和度。改变模型填砂质量, 分别计算不同出砂程度下的岩心渗透率、含水饱和度和孔隙度, 绘制不同出砂情况下含水饱和度、渗透率及孔隙度随驱替时间的变化曲线, 总结出砂对含水饱和度、渗透率和孔隙度的影响规律, 为疏松砂岩油藏开展防砂堵水工作提供理论指导。
3 出砂对油藏物性的影响室内模拟实验
实验过程通过改变模型填砂质量来实现出砂量的控制, 通过工作液驱替模型的饱和流体, 测不同时间段模型的孔隙度、渗透率和含水饱和度, 总结出砂对孔隙度、渗透率及含水饱和度的影响规律。
4 结论
(1) 与未出砂地层相比, 随出砂量的增加, 形成高渗透条带, 水相沿高渗透条带运移, 含水饱和度在开采初期迅速增加, 但随开采时间延长, 含水饱和度逐渐趋于稳定。
(2) 由于砂粒产出导致形成大孔隙及喉道, 油藏出砂导致孔隙度增大, 且随着出砂量的增加, 其增加值越大。
(3) 开发初期, 由于游离砂的运移、沉降和骨架岩石的塑性变形, 压力波动较大, 渗透率波动也相应大, 随着开采时间的延长, 大孔隙喉道的形成, 渗透率趋于平稳。
参考文献
[1]张建国.水侵对油井出砂的影响[J].石油钻探技术, 2001, 29 (1) :45~47.
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[10]Ahsene Bouhroum, Xinghui Liu, Faruk Civan.Predictive model and Verification for sand particulates migration in gravel packs.SPE 28534.
油藏工程 第10篇
根据油田大量的生产资料统计, 含水上升规律一般可分为3 种基本模式:凸型、厂型和凹型[1,2]。凸型:开采特点为无水采油期短,油井见水早,早期含水上升快,晚期含水上升慢,高含水期是主要的采油期,开发效益相对差;凹型:开采特点为无水采油期长,油井见水晚,早期含水上升慢,晚期含水上升快,大部分可采储量在低含水期采出,开发效益较好; 厂型:介于凹形和凸形之间。曲线越凸,开发效果越差;曲线越凹,开发效果越好。
实际应用中,一般也可以根据fw-R,或者fw-t的关系曲线来对含水上升规律进行分析。含水率的变化受多种因素影响,如油藏类型、岩石的润湿性、储层的非均质性、流体性质、注采井网和注采条件等,因而实际油藏含水率的变化非常复杂。由于措施、方案的不断调整,含水曲线一般不是光滑的,甚至表现出分段特征[1,2]。
根据油水两相渗流的达西定律,在不考虑毛管力和重力的情况下,有:
将式(1)、式(2)带入式(3)可得,含水率与采出程度间的关系[3,4]:
根据式(2),将实际的相渗点进行Kro/Krw-sw 的拟合,可得到a、b值。将a、b值代进公式(4)便可得到fw-R之间的关系曲线。理论上,fw-R之间的关系一般为厂型。含水上升规律分析是油藏工程的重要项目,既是目前开发效果评价,可采储量预测的重要手段,又是后续控水开发,方案调整,提高最终采出程度的重要依据。
1 油藏概况
Y2油藏为低倾角断背斜层状边水油藏。油藏主力油层为Ⅰ油组,属辫状河三角洲前缘亚相,以水下分流河道、前缘席状砂和河道间沉积为主。Ⅰ油组分为Ⅰ1层和Ⅰ2,Ⅰ1层和Ⅰ2间分布一泥质隔层。隔层厚度大,续性好,分布广泛,钻遇率达100%,平均厚度12.81 m。Y2油藏根据自然产能情况、区块开发动用情况、I2层沉积相带展布情况,划分为西北区和东南区。西北区地层平缓,油水过渡带面积宽,表现为上油下水的底水油藏特征。东南区地层较陡,呈现出边水油藏特征。
西北区自2002年7月开始注水补充地层能量,注采井数比为5:4 ,累积注采比1.08(地下体积)。但是油藏低产油、高含水的情况没有得到有效的改善,2011年5月,该油藏有6口生产井因高含水关井。目前油藏的采出程度仅8.15% ,综合含水高达94.65%。注水对改善开发效果的作用不理想[5,6]。
2 含水上升规律研究
通过实际含水率与相渗计算的理论含水率的对比(图2)分析发现,Y2油藏西北区实际的含水上升速度要远快与相渗计算的理论含水率。原因是底水锥进严重,导致油藏发生暴性水淹。在生产初期,由于对底水开采的特殊性认识不足,一方面,油井的产液量很高,平均单井日产量达7 t,远大于底水锥进临界产液量,另一方面,射孔时没有考虑天然夹层的分布与利用,压裂缝也一定程度上沟通了底水,导致底水在大压差作用下向上锥进,形成暴性水淹,见水后含水率快速增加到80%100%。
通过实际和理论含水率曲线间的对比,评判出油井底水锥进严重,为进一步研究后续控水开发,方案调整,提高最终采出程度的方案提供了依据。根据各油井产油量、含水率的变化特征,将Y2油藏西北区含水变化规律划分为三类。Ⅰ类:快速上升型;Ⅱ类:先慢后快型;Ⅲ类:投产见水型。
2.1 Ⅰ类主要变化特征
开始生产时低含水,生产一段时间后大量见水,生产见水后含水率快速上升至高含水,之后保持。含水率变化为突变,见水时间早晚受主要夹层的发育程度和打开程度影响。这类井一般夹层较薄或不发育,射孔底端靠近油水界面,见水前没有注水或与注水井动态连通性差,生产初期产量过高,压裂缝容易沟通底水,进而底水锥进。Ⅰ类井占油井数的60%。
2.2 Ⅱ类主要变化特征
开始生产时低含水,生产一段时间后见水,见水后含水率先缓慢上升,上升一定时间后再快速上升。该类油井与Ⅰ类油井相比,主要在于射孔段和油水界面之间有明显的隔夹层发育,含水上升主要受注入水控制,油井一般与注水井动态连通性较好。如果补孔层位于隔层夹层特别是隔层之下,含水便会发生突变,类似Ⅰ类油井。Ⅱ类井占油井总数的13%。
2.3 Ⅲ类主要变化特征
投产时便高含水,基本没有明显的无水采油期,主要原因是因为射孔段靠近或位于油水界面。在生产过程中受注入水的影响,含水率保持不变或上下波动。Ⅲ类井占油井总数的27%。
2.3.1 类井实例:T4433井
T4433井射孔层段为Ⅰ21层,之下Ⅰ22层为油水同层,之间发育0.7 m厚夹层,油井经过压裂。由生产曲线可知,2004年1月,由于底水锥进造成强水淹。2004年9月,邻近的注水井T4332井转注Ⅰ1、Ⅰ2层,2006年11月分注Ⅰ1、Ⅰ2层,注水受效,T4433井产油量有所增加。2008年5月,T4332井堵Ⅰ1注Ⅰ2后,T4433井水淹加剧。如图3,图4。
2.3.2 类井实例:T4435井
T4435井从2004年5月到2008年4月只投产Ⅰ1层。由于Ⅰ1Ⅰ21层间有约10 m厚的稳定泥质隔层发育。因此T4435井Ⅰ1层不可能有底水锥进,在这个时间段内主要受注入水的影响。2006年,T5井和T4334井的注入水突破到T4435井井底,T4435井含水上升,最高达到95%。与Ⅰ类油井相比,不同处在于其含水上升是一个先慢后快、逐步上升的过程。
2008年4月,T4435井补孔Ⅰ2层,Ⅰ2层为油水同层,补孔层位靠近油水界面,补孔段底部与油水界面间夹层不甚发育,加上动液面较低,导致底水锥进,产水量增大了约2倍,含水率几乎为100%。与Ⅰ类井类似。如图5,图6。
2.3.2 类井生产实例: T4432
T4432井从2004年4月起,一直生产Ⅰ1层、Ⅰ2层上部,Ⅰ2层的射孔段靠近下部水层,且Ⅰ2层与下部水层之间的夹层发育差。T4432井是工区最外围的井之一,且投产较迟,投产之前油藏的衰竭式开采使得地层亏空严重,油水界面升高,因此,投产后油井便高含水。
邻近的注水井T4332 井04年9月合注Ⅰ1、Ⅰ2层,05年8月酸化Ⅰ1、Ⅰ2层,08年5月,堵Ⅰ1注Ⅰ2层。从2008年5月后的注水产水曲线来看,T4332 井的注入水可能进入底水层,并驱动底水和Ⅰ2层油一起向T4432井流动。如图7,图8。
由图9可知,Y2油藏西北区的含水率曲线为台阶状。从1996年投产到2003年明显见水前,含水率保持很低,平均7.46%;2003年开始大量见水,经过1年的快速上升,到达41.81%,原因是见水井含水率一般都是陡升至80%90%, 而较迟投产的井尚未见水,并且保持较高的产油量,因此, 含水率维持在41.81%上下;2006年2007年,含水率再次陡升,达到84.38%,主要原因是投产较迟的井相继见水,见水后含水率也快速上升到80%90%;之后基本所有油井都到达高含水阶段,各井含水率基本都大于80%。
通过以上含水上升规律的分析可知,油藏目前底水锥进严重,水淹程度高,采出程度低,必须展开控水开发研究和开发方案调整研究。由于注水对抑制底水锥进,延缓含水上升效果不明显,注入水的主要驱替路径是大部分注入水优先流向底水区,然后驱动底水往生产井流动,生产井表现出明显的底水锥进特征[5],可知目前油藏剩余油主要富集在注采井间,因此,水平井技术适合于该油藏的深度挖潜。下一步工作可以考虑开展水平井开发的适应性分析和开采参数优化研究。
3 结论
(1)Y2油藏西北区含水上升速度远快于相渗计算的理论含水率。单井含水上升规律主要为凸型,具体表现为快速上升型,先缓后快型,和投产见水型。
(2)由于绝大部井见水后便高含水,因此,油藏整体含水率曲线成台阶状的主要原因是投产早的部分井高含水,投产较迟的井低含水且保持较高产油量所致,当投产迟的井也大量见水时,油藏整体高含水。
(3)通过含水上升规律分析可知,油藏目前底水锥进严重,开发效果差,剩余油主要富集在注采井间,可考虑应用水平井技术展开深度挖潜工作。
参考文献
[1]李传亮.油藏工程原理.北京:石油工业出版社,2005
[2]童孝华,匡建超.油气藏工程基础.北京:石油工业出版社,1996
[3]冯文光.油气渗流力学基础.北京:科学出版社,2007
[4]吴宏利,孔自超,李蕾,等.一种研究含水率上升规律的新方法.断块油田,2001,8(3):37—38
[5]程秋菊,冯文光,彭小东等.底水油藏注水开发水淹模式探讨.石油钻采工艺.2012;34(3):91—93
油藏工程 第11篇
1 地质概况
东区东馆3位于孤岛油田东部, 北部、南部分别以孤北、孤南断裂带为界, 东部以外油水边界为界, 边水活跃。整体构造呈西高东低的单斜, 具有南北高, 中间低的特点。主力小层为馆33～5, 油藏平均埋深1230m～1320m, 胶结疏松, 孔隙度35.4%～37.3%, 空气渗透率500～310010-3um2, 原始含油饱和度51.4%～72%, 50℃地面原油粘度3000mPa～5500mPa.S, 强亲水, 属高孔、高渗疏松粉细砂岩稠油油藏。截至2006年12月, 单元累积产油115.6t104t, 采出程度16.7%, 采油速度1.72%, 开发效果差。
2 开发技术政策界限
2.1 开发方式
结合东区东馆3稠油单元储层展布规律、储层物性、原油性质和水侵规律的分析结果, 参考常规稠油油藏开发模式和稠油开发筛选标准[1], 选取东11-3井组, 利用数值模拟、类比法开展了开发方式优化研究 (表1) 。当采用常规水驱开采时, 预测累计产油量45.67万吨, 采收率仅为25.69%;采用蒸汽吞吐的方式开采, 累计产油量62.57万吨, 采收率为35.2%;采用常规水驱转蒸汽吞吐再转蒸汽驱的开发方式, 累计产油量高达84.49万吨, 采收率达到47.53%。蒸汽吞吐后转蒸汽驱比不转蒸汽驱采收率提高了12.3%, 表明东区东馆3稠油油藏采用蒸汽驱开发方式能够实现高轮次吞吐后大幅度提高采收率, 实现产量的接替。
2.2 经济极限厚度
经济极限厚度指经济有效开发油藏的最小单层厚度。如果油层单层厚度小于经济极限厚度, 热损失太大, 就不能经济有效地进行开采。利用数值模拟方法, 东区东馆3在油价为1480元/t ($26/bbl) , 油层厚度大于3m时, 生产4个周期, 采出程度达到了40.6%, 净增油0.29万吨 (表2) , 具有开采价值。因此, 该油藏的经济极限厚度为3m。
2.3 蒸汽吞吐转蒸汽驱时机
模拟计算了吞吐后2周 (油藏压力7MPa) 、吞吐3周 (油藏压力6MPa) 、吞吐4周 (油藏压力5MPa) 三种转汽驱时机, 蒸汽吞吐后2、3、4周期时转蒸汽驱的采出程度分别为43.6%、43.8%、44.0%。结果表明, 优化结果表明吞吐4周后效果最佳, 此时油藏压力降为5MPa。这是由于地层压降为5MPa时, 吞吐井间加热半径 为70m～100m, 接近半个井距, 井间初步建立起热连通;同时, 油藏压力相对低, 容易提高井底蒸汽干度和发挥蒸汽在油层内的驱油作用[2]。因此, 最好选择在蒸汽吞吐后第4周 (压降为5 MPa) 时转蒸汽驱。
2.4 合理井距
利用数值模拟计算了井距为100、150、200、250m时油井开发指标。当井距为100m时, 采出程度最高, 达到了45.5%, 但油气比、净产油最低, 分别为0.25t/t、0.5104t;随着井距增大, 净产油不断上升, 油气比增大。考虑到吞吐加热半径为75m～90m, 井距过大会导致井间未动用储量增加, 结合经济极限出产量, 东区东馆3稠油单元合理井距应该取150m。
2.5 注汽强度
对比注汽强度从100～400t/m等7个方案, 注汽强度在200t/m之前, 若每米注汽量增加50t, 则每米采油量可提高130t, 净产油达到峰值;注汽强度在200～300t/m之后, 每米注汽量增加50t, 则每米采油量不再增加。因此, 注汽强度取200t/m较合适。
3 实施效果
应用上述研究成果, 在东区东馆3稠油热采单元陆续投产热采井20口, 初期日产油水平220t, 峰值日产油水平达到313t, 平均单井日产油能力达到15.6t, 综合含水60%, 单元采收率提高5.8个百分点, 新增可采储量40t104t, 均达到了设计的指标, 采油速度达到了3.22%。
4 结语
开采方式先期为蒸汽吞吐, 到压降为5MPa时转为蒸汽驱, 是开采边际稠油油藏的有效途径;依据油井的开发指标和经济指标, 蒸汽吞吐开采经济极限厚度为3米, 合理井距为150米, 最佳注汽强度为200t/m, 净产油量最大, 探索出了一套适合孤岛油田边际稠油的开发技术界限, 达到了改善开发效果的目的。
参考文献
[1]刘文章.稠油注蒸汽热采工程[M].石油工业出版社, 1997, 7.
