数值模拟技术在海坨子油田开发调整研究中的应用

讨论分析数值模拟技术在海坨子油田开发调整研究中的思路和方法,采用美国Landmark公司VIP2003．4版本数值模拟软件包进行模拟研究,通过参数准备,静、动态拟合,模拟出海坨子油田海S9—11井组1—9砂组各小层剩余储量大小及不同阶段流体饱和度分布,结合可视化技术形象描述了海坨子油田剩余油变化规律及潜力区,在此基础上预测不同井网加密方式开发指标,并优选出最佳方案,为海坨子油田下步开发调整提供了重要依据,取得了较好的效果。     

杨凌区地下水动态监测井网现状及对策

杨凌区地下水动态监测井,是1983年随行政区划变动由扶风、武功县移交过来的,由于监测井少,无专职人员管理,20多年来地下水动态监测工作存在诸多问题,直接影响监测资料的真实性和可靠性.在全面分析杨凌地下水动态监测井网存在问题的基础上,总结了区水务局在2005年该解决问题时的对策与思路.     

影响化子坪油藏井网调整因素分析

油田开发实践表明,在非均质油层中,井网调整对油藏采出程度有很大影响,特别是在油田开发后期,井网调整对油田开发效果起决定性的作用,因此,油田井网适应性研究和调整是油田必须研究的课题。安塞油田化子坪油藏现已处在开发的中后期,由于地层情况复杂,油田开发面临的问题也越来越突出,对地区井网需进一步调整。经过实践调研分析,研究区是建立在老井网之上的注采体系,后期调整非常困难,而研究区裂缝较多,储层非均质性严重,为后期井网调整埋下隐患。需加快研究井网调整措施,为下一步开发奠定基础。     

三峡井网对7.0级以上强震的同震响应特征

扫描三峡井网对2013～2022年全球7级以上地震的同震响应,评价三峡井网各井的映震能力,分析影响映震能力的因素,探讨产生台阶型同震响应的条件,并以2008年汶川8.0级地震和2021年玛多7.4级地震为例,利用井水位同震响应对三峡库区的应力调整进行反演。结果显示,地震能量密度与同震响应幅度呈正相关关系;能够引起各井水位产生同震响应的地震能量密度阈值有数量级的差异,反映的是各井的映震能力不同;三峡井网各井映震能力与导水系数正相关,与体积压缩模量、断层距负相关;当地震能量密度大于10^-3 J/m³,且区域构造应力积累较强时,三峡井网井水位同震响应以台阶型为主;通过反演汶川8.0级地震和玛多7.4级地震后三峡井网的应力变化情况,发现应力调整受区域断层控制明显。     

基于表层岩土渗透对三峡井网井水位降雨影响的精准分析

为研究三峡井网表层岩土渗透对井水位降雨的影响,采取井区表层岩土垂向渗透性测试方法试验,测得表层岩土垂向渗透性,并建立数学模型,用于降雨渗入补给分析。在此模型基础上,通过三峡井网8口井水位、气象三要素的对比观测资料对井水位日动态、月动态、年动态的影响进行精准分析与验证。结果表明:这种影响的特征是相当复杂的,同一个降雨过程在不同井上产生的影响特征不同,这一方面可能与各井的水文地质条件不同有关,另一方面可能还与各井点的降雨过程的差异也有关。     

三峡井网水位潮汐差异与含水层参数关系研究

三峡井网于2001年底正式运行,至今已积累大量的观测数据.整个井网记录到的同震、震后效应和水库蓄水效应为我们分析、研究近震、地方震和三峡水库蓄水对三峡地区的影响提供了宝贵的科学依据.整个井网8口井分别分布在坝区和库首区,坝区的4口井位于同一花岗岩块体,另4口建在同一块体、构造类似的库首区.     

煤层气直井开发井网适应性优选

利用直井井网开发煤层气,优选合理的井网对于煤层气藏的高效开发关系重大,因此,有必要针对不同储层条件的煤层气藏研究优化井网类型。通过数值模拟方法,针对不同渗透率、不同各向异性的煤层气藏,进行了正方形、矩形和菱形3种不同井网的数值模拟,得出适合不同井网开发的储层渗透率和各向异性的范围。模拟研究表明:正方形井网不适合煤层气的开发;矩形井网适合于中渗、低渗至特低渗煤储层;菱形井网适合于中渗至高渗煤储层。      

C6H水平井三维轨迹优选与控制技术

渤海北部LD油田在井网加密、油田大规模综合布置新钻调整井时,存在新钻的25口井与老井井网交叉、井眼轨迹立体三维缠绕问题,其中C6H水平井是此类问题的典型,同时C6H井还需要在可钻性极差的馆陶组底砾岩地层定向造斜。针对上述问题,通过C6H井3种轨迹方案对比、分析,优选出最为有利的方案,结合螺杆马达和旋转导向工具性能分析,最后采用螺杆马达 水力震荡器 微偏心稳定器等钻具组合新方式,顺利实施了C6H井。     

低渗透油藏菱形反九点井网不等缝长优化研究

在低渗透油藏开发中广泛使用菱形反九点井网,但针对不同位置生产井及注水井的裂缝缝长配比关系还缺少广泛深入的研究。基于长庆油田某低渗透油藏参数,建立了数值模拟模型,在菱形反九点井网中分别设置不同的边井、角井和注水井裂缝穿透比,研究不同裂缝配置模式对水驱开发效果的影响。流线模拟及数值模拟计算结果表明,在注水开发中,注水井缝长是影响油田产液量及水驱效果的关键因素;边井裂缝较角井裂缝更易见水,对油田综合含水影响较大,在菱形反九点井网中需要进行不等缝长优化设计;边井裂缝缝长对水驱效果的影响分为早、中、晚期(Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ)曲线段,随着注水井裂缝穿透比增加,早期(Ⅰ)曲线段增长,中期(Ⅱ)曲线段缩短,而晚期(Ⅲ)曲线段变化较小;随着角井裂缝穿透比增加,采出程度逐渐增大,当角井裂缝穿透比较大时,存在“反转”现象;随着注水井裂缝穿透比增加,角井裂缝优化穿透比减小,而边井裂缝优化穿透比增加。该研究成果对于指导低渗透油藏菱形反九点井网裂缝优化设计,提高波及系数和开发效果具有重要的指导意义。     

芦子沟地区长6油藏井网系统论证

芦子沟地区长6油层组属于特低渗透储层,井网系统的合理性直接制约着该油藏注水开发效果的好坏。通过对研究区进行生产动态分析,发现研究区出现的单井产能下滑等一系列开发矛盾与井网适应性相关。结合油藏工程论证及油藏数值模拟技术对研究区的井网系统进行评价,得出研究区最佳井网形式为菱形反9点注采井网,井排方向应与主裂缝方向一致(北偏东70度),合理井网密度为35.02口/km2;通过对排状注水进行论证,得出目前研究区不适宜进行排状注水。