注水见效时间和影响因素数值模拟研究

万方数据

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注水见效时间和影响因素数值模拟研究

作者：刘华林， 熊伟， 高树生， 刘华勋， LIU Hualin， XIONG Wei， GAO Shusheng， LIU Huaxun

作者单位：中国科学院渗流流体力学研究所,河北廊坊,065007

刊名：

科技导报

英文刊名：SCIENCE & TECHNOLOGY REVIEW

年，卷(期)：2009，27(22)

被引用次数：0次

1.朱玉双.曲志浩.孙卫低渗、特低渗油田注水开发见效见水受控因素分析--以部善油田、丘陵油田为例 2003(03)

2.李云娟.胡永乐低渗透砂岩油藏注水见效时间与井距关系 1999(03)

3.修乃岭.熊伟.高树生低渗透油藏不稳定渗流注水见效时间与井距的关系 2008(01)

4.靖伟.王建波.王科战十屋油田注采井距与注水见效时间研究 2009(13)

5.黄爽英.陈祖华.刘京军引入启动压力梯度计算低渗透砂岩油藏注水见效时间 2001(05)

6.曾丽.江涛.丁玉强张店叠瓦状油藏注水见效特征研究及对策 2005(03)

1.学位论文郭同翠利用动态资料识别油藏非均质性的研究——以青龙台油田龙11块油藏为例2005

非均质是我国陆相沉积油藏开发中比较严重的挑战，它是油藏水驱波及体积大小的内在因素。油水井的生产动态数据是油藏非均质性的最直接表现，以注水、产油、产水、含水和压力等为主的油藏生产动态数据是开发研究的主要参数。因此，油藏动态数据成为认识油藏动态特征的依据，只要观察油藏动态系统的过程就能揭示出油藏系统的运动规律。

本文阐述了以非均质油藏油水运动规律，寻找高渗透带、大孔道及裂缝等窜流通道为主要目标的技术。在系统地总结前人相关研究成果的基础上

，综合应用油藏工程、数理统计、信号分析、建模数值模拟和数值模拟等方法和手段，从非均质油藏的地质特征和动态特征入手，探索出一套充分利用大量的静、动态资料描述油藏非均质性的定性和定量方法，而且简单、经济、实用，与油藏数值模拟和建模方法结合起来，使定量描述油藏非均质性成为可能。研究成果形成了一套有效识别“大孔道”的理论方法及技术手段和有效认清高含水后期油藏现状的技术手段，解决了“大孔道”存在的识别方法。最终将上述研究成果应用于青龙台油田龙11块油藏的综合调整方案中。

本文建立了不同窜流通道的水驱特征识别模式通过研究大量的单井含水率变化特征曲线、水油比与时间双对数特征曲线，把水驱曲线与注采井组、井距及注水见效时间等因素联系在一起，发现具有不同窜流通道的油井，其含水上升规律和水驱特征规律有其自身的特点。经分析认为，水油比导数与时间双对数曲线直线段的斜率越大，窜流通道越明显。对研究区建立了4种含水变化特征识别模式，并以此判断注采井间大孔道是否形成及水流方向。 建立了油藏动态关联系统分析方法把地震波反演地层反射界面的研究方法应用于油藏动态数据分析，把相关系数引入到油藏动态数据分析中，提出了快速、经济、有效地判断井间流动非均质性的定量分析方法。

提出了客观地表征井间动态关联性的定量描述方法，提出了计算相关时窗的快速选取方法。

以注采井组为研究单元，以注水井为中心，选取注水量有一定变化的一个注水时间单元为一个子波，用这个子波的时间长度作为计算注采相关系数的时间窗。再依次滑动时间窗，分别计算各个时间窗内的注采相关系数，这样才能比较真实地反映注采井间的相关程度。

提出了把最佳相关时的延迟时间作为油井注水见效的突破时间，如果延迟时间非常小，则说明该井间存在明显的窜流通道或大孔道。

提出了应用注/采井水量相关系数作为注水量的分劈、水井对油井的影响程度和油井之间影响程度的度量值，从而弥补了长期以来一直用地层系数进行注水量的分劈问题。

该方法已编制成软件，形成了可视化的操作界面。矿场应用结果表明，该技术结果可靠、实用性强、最大限度地利用常规资料，因而成本低廉，便于推广应用。

筛选出影响和标志大孔道形成的主要因素和指标，利用模糊理论方法，建立了研究区的大孔道定性识别模型。

通过对研究区的综合研究和开发对策研究，提出了5口重点调剖水井，提出了6口侧钻油井井位，1口大修井的补层层位。

2.学位论文郝建中断块油藏合理压力水平及开发政策技术界限研究2005

胜利油田孤东采油厂管辖孤东、红柳和新滩三个油田，探明含油面积74.6Km2，地质储量28749万吨。其主力油田——孤东油田，位于济阳坳陷沾化凹陷的东北部，是一个被断层复杂化的第三系披覆背斜构造，发育三组断裂八条断层，将油田划分成八个自然区块。发育馆陶组、东营组、沙河街三套含油层系，馆陶组为主要含油层系，馆陶组为主要含油层系。

孤东油田于1985年开始试采，1986年5月正式全面投入开发，1987年7月投注，前后经历产能建设，注水见效高速开发、井网综合调整、特高含水期控水稳油减缓递减四个开发阶段。目前进入特高含水开发阶段，由于储量一次动用，高速开发，导致储采失衡，产油量出现明显递减，年产油量由1992年的481.8万吨递减到1993、1994、1995年的420.3、354.5、328.8万吨。总递减分别为12.8％、15.7％、7.2％，为减缓递减，“九五”期间采取了一系列控水稳油措施，目前虽收到一定效果，但注采矛盾仍然突出，水驱效率偏低，而局部还存在地层压力偏高的问题。

本文针对孤东油田各区块油藏特点和开采特点，通过油藏工程方法和数值模拟手段，对各个区块进行了相对合理开发技术的评价，从而对区块调整开发的时机选择上提供了有效的决策依据。地层压力保持过低，则地层能量不足，其产量达不到要求：地层压力保持的过高，就需要提高注入压力，增加注水量，势必增加投资，影响开发效益。同时本文重点提出对于各个区块就合理压力水平确定方法，以孤东油田各区块为例，测算了出合理压力水平。而通过典型区块的数值模拟研究，进一步证实了所测算出合理压力水平是符合开发实际需要的。而对于不同类型区块的地质条件和所处的不同开发阶段、采油工艺水平，确定其相应的地层压力水平的下限值即合理地层压力，这对于改善区块整体开发效果具有重要的指导意义。

3.期刊论文何贤科.He Xianke确定低渗透储层启动压力梯度的新方法-石油地质与工程2007,21(5)

低渗透储层中流体渗流与中高渗储层相比最主要的特征是存在启动压力梯度.启动压力梯度目前大多采用岩心实验来测定,另外也可通过理论模型计算、数值模拟、试井分析等方法加以确定,但这些方法都是单纯地从静态角度予以考虑,离开了实际生产资料的矫正与检验,因此,得到的结果与实际启动压力梯度往往有较大出入.根据渗流理论和启动压力梯度规律,利用稳态逐次替换法,推导出了低渗透储层注水见效时间的预测公式.在此基础上,得到了根据低渗透储层注水见效时间计算启动压力梯度的表达式.实例计算表明,该方法得到的启动压力梯度是可信的,准确的,这为低渗透储层启动压力梯度的求取提供了一种新的方法.