普通稠油注水开发井网井距数值模拟论证

稠油热采井注热过程数值模拟与参数优选王厚东;闫伟;孙金;邓金根;曹砚锋;张磊;闫新江;高佳佳;潘豪【摘要】综合考虑应力场、压力场和温度场的耦合作用对地层塑性破坏的影响,建立了稠油热采井注热过程三维有限元分析模型,并以渤海某稠油油田为例对井筒附近温度场、压力场以及临界注入条件进行了计算分析,结果表明:注入温度和注入压力增大会导致地层塑性应变增大,地层出砂的可能性增大;以等效塑性应变0.4％为出砂判断准则,基于不同蒸汽注入温度、注入压力条件下的地层塑性应变分析结果,确定了不同注入压力下导致地层出砂的临界注入温度;注入压力从17 MPa升至23 MPa时,为了防止地层发生塑性破坏,临界注入温度需从310℃降低到176℃,且临界注入温度与对应的注入压力近似呈线性递减.上述结果可以为稠油热采井更好地选择注入压力和注入温度提供参考.【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2016(028)005【总页数】6页(P104-109)【关键词】稠油;热采井;出砂;塑性应变;临界注入温度;数值模拟;参数优选;渤海【作者】王厚东;闫伟;孙金;邓金根;曹砚锋;张磊;闫新江;高佳佳;潘豪【作者单位】中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249;中海油研究总院北京100028;中海油研究总院北京100028;中海油研究总院北京100028;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249;中海油研究总院北京100028【正文语种】中文【中图分类】TE357.44王厚东,闫伟,孙金，等.稠油热采井注热过程数值模拟与参数优选[J].中国海上油气，2016,28(5)：104-109.Wang Houdong,Yan Wei,Sun Jin,et al.Numerical simulation and parameter optimization for heat injecting progress of heavy oil thermal recoverywells[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(5):104-109.目前渤海海域已发现南堡35-2、秦皇岛32-6和埕北油田等20多个稠油油田，稠油油田在渤海的储量发现及产能建设中占有十分重要的地位[1]。

普通稠油注水开发井网井距数值模拟论证【摘要】A区域储层基本呈南北向席状分布，试井解释也得到同样认识，而且砂体分布均匀，物性好、含油面积小。

所以在方案设计中正方形井网，南北向排距等于东西向井距。

井网形式应依据砂体展布情况决定，井距根据单井控制储量、稳产时间等开发指标来确定。

【关键词】井网井距井网形式A断块油藏位于隶属新疆维吾尔自治区M县，工区表面为草原戈壁，地面较为平坦，地面海拔70m～270m，圈闭面积为2.8Km2。

主要产油层为P1与P2两层，油层的平均有效效储层为27.4m。

储集砂体均质性强，连续性较好，储层孔隙度平均为21.6%，渗透率平均为966.3×10-3μm3，地层原油粘度156mPa·s。

对于这类储层分布，其井网形式及井距的确定应通过何种指标来评价优化，是合理开发低孔、高渗储层的油藏亟待解决的问题。

1 合理井网井距优化井网井距设计主要考虑储层分布特征、单井控制储量及经济效益等方面，既能使开发井网得到最大限度动用储量，又能实现开发效益的最大化。

1.1 合理井网A 断块油藏包括P1、P2两个层，两个层产油性非常好，其中P1又分为两个小层。

根据对油藏地质分析和试油试采研究结果表明：A断块油藏具有有效厚度很大、储层物性极好等特点。

从目前的试采效果及开采技术来看，P1油层的两个小层跨度小并且物性比较相近，综合考虑经济因素，因此，采用一套井网合层开发模式。

A储层基本呈南北向条席状分布，A区域油藏砂体分布均匀，物性好，含油面积较小，适合采用排距与井距相等的正方形井网，即能满足砂体宽度要求，又能满足砂体分布特征。

1.2 井距、排距优选按不同排距和井距设计了3套模拟方案（表1），通过模拟，优选合理的单井控制面积、排距和井距。

（1）合理井网研究该油藏研究区域面积为2.8 km2，为了论证油藏的合理注采井网及井距、排距，假定该油藏研究区域采用井网密度为15口/ km2，每种井网密度按“五点”、“反七点”、“反九点”三种注采井网进行重新布井开发。

水平井注采井网和注采参数优化研究田鸿照【摘要】水平井注采井网开发低渗透、薄层油藏可以增大注水量、降低注水压力、有效保持地层压力、提高油藏的采出程度.结合M油田油藏地质特征,应用数值模拟和经济评价方法对该油田的水平井注采井网类型、方向、排距以及转注时机与注采比等开发指标进行优化,达到经济、高效地开发目的.结果表明,水平井注采结构采用完全正对排状井网可获得较好的开发效果,优化后的井距为100 m,水平井与最大主渗方向呈45°夹角,注采井排距为300 m,地层压力水平在85％以上时注水保压,推荐注采比为1.0.研究方法和研究结果可为同类型油藏水平井注采井网部署提供参考依据,具有很好的借鉴意义.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2016(035)008【总页数】4页(P6-9)【关键词】水平井;注采井网;注采参数;转注时机;注采比【作者】田鸿照【作者单位】长城钻探工程公司地质研究院,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE32420世纪90年代，Taber最早提出了水平井注水技术［1］，并成功地经过了多个油田项目的论证［2-8］。

理论研究和油田实践表明，利用水平井注采井网开发低渗、薄层油藏可增大注入量、降低注入压力、有效保持油藏压力、提高单井产能和减少井数，进而提高油藏采出程度［9-11］。

2004年，Westermark［12］通过水平井注水案例分析认为，相对于直井注水，水平井注水更均匀、水驱效率更高。

2008年，李香玲等［13］在总结国内外水平井注水技术应用与研究的基础上提出，储层物性均质、低渗透、薄储层、稀井网且油水流度比低的稀油油藏更适合水平井注水开发。

此外，一些学者还对水平井井网类型、井距及注入量进行了研究［14，15］。

但是，在水平井整体部署中，对水平井注采井网类型、方向、排距以及水平井注采参数等研究较少。

M油田为薄层、低渗透油藏，采用水平井整体部署开发既要考虑整个油田开发的经济合理性和单井控制储量，井网不能太密；又要充分考虑注水井和采油井之间的压力传递关系，注采井距不能过大；另外还要最大程度地延缓方向性水淹和水淹时间。

88一、井网形式已有理论及经验论证井网形式是否适应油田开发主要判断依据有三点：一为是否可以以较高的采油速度在开发初期生产，并且实现无水采油期的最大化；二是井网形式在开采末期是否达到较高的采收率；三是必须有利于油田开发中的井网调整。

由于低渗透油藏储层非均质行严重，单井储量较低，注采井网的井排距不能过大以保持合理的驱替效率；同时还要保证不能由于距离的过小发生过早水淹和水窜现象。

在考虑经济效益因素的前提下，已有的同类油藏开发实践表明：在井网密度相同的条件下，菱形九点井网和矩形五点井网的采油速度和采出程度均高于正方形九点井网（图1）。

结合低渗透油田的实际情况，宜选用菱形反九点井网和矩形五点井网。

并且菱形反九点井网是低渗透油田井网加密调整的推荐形式。

图1 低渗透油藏常用井网采出程度对比图二、井网形式的数值模拟论证针对低渗透油藏主要采用的井网形式—矩形五点法和菱形反九点发井网通过数值模拟对油田某区进行开发效果预测。

参考该油田其他区块开发经验，在采用相同的合理经济井网密度12.3口/km2、井排方向为NE70°～75°的前提下，分别进行540（井距）×150（排距）的矩形五点法井网和菱形反九点法井网进行布井，采用相同地层、生产参数进行15年生产预测。

数值模拟结果表明（图2）：在菱形反九点井网在15年的生产中产量明显较高，其初期最大产量也较大。

油藏开发井网适应性论证方法及分析刘　冉 胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司 【摘　要】由已有理论、开发经验以及数值模拟论证方法可以看出，在低渗透油藏开发过程中，由于储层低压、低渗、低丰度的特征，菱形反九点法井网在开发中对产量和开采程度的提升有较为显著的特征。

【关键词】井网形式；油田开发；适应性研究图2 不同井网累计产油量曲线对比图三、结论及建议由已有理论、开发经验以及数值模拟论证方法可以看出，在低渗透油藏开发过程中，由于储层低压、低渗、低丰度的特征，菱形反九点法井网在开发中对产量和开采程度的提升有较为显著的特征。

辽河油田杜84块超稠油油藏水平井开采数值模拟
王威;赵春梅
【期刊名称】《新疆石油地质》
【年(卷),期】1998(019)003
【摘要】针对辽河油田直井注蒸汽开采超稠油油藏效果差的实际情况，利用最新研制的水平井热采数值模拟为软件－ＮＵＭＳＩＰ－４软件，研究了杜８４块不同水平井布井方式和开采方式的开发效果。

结果表明，该块最佳开采方式为蒸汽辅助重力驱，并采用对水平井组合，上注下采，水平段长３００ｍ，注采井距１５ｍ的布井方式，该项研究成果可以为类似超稠油油藏的开发所借鉴。

【总页数】3页(P244-246)
【作者】王威;赵春梅
【作者单位】辽河油田勘探开发研究院;辽河油田勘探开发研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE345
【相关文献】
1.辽河油田超稠油油藏开采方式研究 [J], 刘尚奇;包连纯
2.辽河油田杜84区块超稠油油藏水平井钻井技术 [J], 岳宗杰;李勇;于海军
3.利用水平井技术开发辽河油田超稠油油藏 [J], 巩永丰
4.辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏水平井热采开发技术研究 [J], 于天忠;张建国;叶双江;黄博;周元龙;支印民
5.杜84块水平井开采数值模拟研究 [J], 王威;马德胜
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普通稠油油藏水驱开发有效注采井距的确定陈民锋;盖建;王敏;时建虎【摘要】基于典型注采条件下的渗流模型,在分析一注一采渗流场分布特点的基础上,通过研究注采井间压力、压力梯度的变化规律,提出了实现水驱开发有效驱替的条件,并建立了注采单元内流体可驱动面积的计算方法.利用本文建立的方法,结合油田实例进行计算分析,通过研究注采单元中驱替压力梯度与有效驱替范围的变化关系,确定了普通稠油油藏水驱开发的有效注采井距,结果表明本文方法具有良好的操作性,可以指导普通稠油油藏水驱开发注采井距的合理部署.【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2014(026)004【总页数】5页(P50-53,58)【关键词】普通稠油油藏;水驱开发;压力梯度;有效驱替;注采井距【作者】陈民锋;盖建;王敏;时建虎【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程学院;中国石油大学(北京)石油工程学院;中国石油大学(北京)石油工程学院;中国石油大学(北京)石油工程学院【正文语种】中文随着我国油田开发的深入和开采技术的迅速发展,难动用油藏投入开发的比例越来越大,其中稠油油藏因其储量丰富逐渐成为油田开发的一个重要发展方向[1-4]。

对于粘度小于200 mPa·s的普通稠油,在综合考虑储量规模、不同开发方式效益的情况下,目前常采取注水开发,确定合理的注采井距是影响水驱开发效果的关键[3-6]。

原油流变性和渗流特征实验表明,稠油属于具有启动压力梯度的粘塑性流体,具有粘弹性和触变性特征,即粘度随剪切速率的增大而减小。

稠油作为一种非牛顿流体,在多孔介质中流动时存在启动压差,只有驱动压差大于该启动压差时原油才会流动[5-8]。

为保证注采井间建立的驱动压差大于启动压差,通常确定注采井距的方法是在给定压差条件下计算井间驱替压力梯度等于启动压力梯度时对应的极限注采井距[9-10],但这种方法确定的开发井距在实际生产中存在一定的问题,即在极限注采井距下建立的井间驱替压差只能保证在注采主流线附近区域内的流体能够流动,而整个注采单元大部分区域的流体由于受到的驱动压差较小而不能得到有效动用。

2019年03月开采油层注入井开发界限数值模拟研究孙杨杨胜军孟繁龙（中国石油吉林油田分公司乾安采油厂地质所，吉林松原131400）摘要：本次研究对目的区块的开采油层的油水同层或水层进行历史拟合研究。

目前，在采油井的含水率还有很大上升空间，采油井周围注水井点井位少，注采关系完善程度比较低，针对采油井周围注水井调整的问题进行研究，针对油层开采的特性进行油藏数值模拟研究，优选注入井的开发方案，并提出合理的开发技术界限。

关键词：储量拟合；压力变化；含水率；剩余油1历史拟合历史拟合在油藏数值模拟研究中是有非常重要的地位。

历史拟合在预测开采油藏的开发动态研究的基础。

在油藏数值模拟的过程中在进行含水率拟合之前，要进行开发区块的全区储油量拟合和开采油井的油井控制范围内的储油量进行拟合。

2剩余油分布规律研究在开采区块进行油藏数值模拟之后，对油层内的剩余油进行仔细认真的研究分析，首先从开采区块的局部进行研究，针对开采区块纵向上划分为4个层位，对这4个层位的含水饱和度和剩余油饱和度分别进行有研究。

通过对含水饱和度研究分析可以看出下层的含水率明显高于上层的含水率，证明油层下部有大量的底水。

通过对含油饱和度进行分析可知，剩余油主要集中分析在开采井网控制不到的区域，只能通过新打注水井增加油层的控制程度增加最终产油量。

3新开采油井的注水方案3.1新开采直井1井位优选在开采油层目标区块中a 区域内选一口直井作为注水井，本文中称为新开采直井1。

开采区域内一共包含10个模拟网格，但是新开采直井1到底要在那个网格上进行打井，就是开采直井的井位优选。

本文中在10个模拟网格中选取3个网格点进行模拟开采预测，分别为井点1、井点2、井点3。

利用数值模拟软件进行模拟预测，方案一到方案三进行预测结果对比，针对不同方案下的累积产油量进行对比，优选出最佳的方案，根据对比结果可以分析出，方案三最好。

在数值模拟研究新开采直井1的方案时，采油井的油井控制范围发生了改变，实际的控制范围变大，同时根据油井的控制范围，进行了储油量分区模拟，并根据模拟的结果计算出油井井控范围内的储油量为84602m 3。

稠油边水油藏合理井距计算方法优化娄小娟，罗　波，黄　芳（中国石油大港油田勘探开发研究院，天津　３００２８０） 摘　要：近几年来，国际油价长期低迷，油藏开发规模及增产措施的实施受到严重限制，尤其对于开发难度大、成本高的稠油油藏来说，形势更为严峻。

合理的井网井距是降低开发成本，确保油田开发效益的基础，本文通过油藏动态分析，对井距计算参数进行优化处理，更准确的计算目前低油价的条件下稠油油藏的最优理井距和合理井数，为相似条件下油藏的开发，提供参考。

关键词：稠油油藏；合理井距；降低开发成本；低油价 中图分类号：ＴＥ３４５ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６—７９８１（２０１７）０９—００４３—０２１　地质特征Ａ油田位于Ｗ盆地北部斜坡带，该盆地分上、下两套构造层，下构造层为白垩系，上构造层为第三系，二者之间发育规模较大的不整合面，白垩系是主要目的层系，地层剥蚀厚度１０００ｍ以上。

Ａ油田区块油层主要分布在ＫＩ３、ＫＩ４和ＫＩＩ１砂层组，地层厚度分布稳定，储层分布相对较稳定油藏埋深为１５００～１７５０ｍ，含油地层厚度约２００ｍ。

平均孔隙度２１．２％，平均渗透率３３８．４９×１０－３μｍ２，中孔、中高渗油藏．；地层原油粘度７８ｍＰａ·ｓ，含蜡０．６８％属于常规稠油油藏，含油面积４．８ｋｍ２，边水发育，是一个受构造影响的边水油藏。

２　开发现状Ａ油田目前有油井９口，累产油１２．７２×１０４　ｍ３，累产水３．８２×１０４　ｍ３，综合含水２５．０１％，采出程度２．４％。

该油田具有较大面积边水，天然能量充足。

２０１１年投产以来油田开发以来，主要依靠天然能量开发，目前压力保持水平９５％，能量保持水平较高。

边水特征明显，低部位油井无水采油期短，边水突破后，含水迅速上升，产量递减较快，如图１。

图１　Ａ－１井生产曲线 图２　无水采油期与油水边界关系３　井距优选方法３．１　参数处理Ａ油田属于边水稠油油藏，影响产量的主要因素为无水采油期及采油速度：①合理无水采油期计算，Ａ断块油藏边水发育，单井生产具有明显的边水特征。

哈萨克斯坦NB油田普通稠油细分层系精细注水可行性研究哈萨克斯坦NB油田是一个浅层的大型高孔高渗普通稠油油藏。

前期天然能量开发及后期粗放式混合注水，使油藏地层压力系数快速降低、老区产量快速递减、含水迅速上升。

为解决这一矛盾，本文根据目前注采工艺结合油田油藏和开发现状研究了细分层系精细注水在本油田应用的可行性研究，并通过现场试验取得了显著效果，为油田开发决策提供了可靠依据，并从联合公司层面得到认可，并决定加大该技术在油田注水开发应用中的投资力度，扩大实施范围。

标签：哈萨克斯坦普通稠油油藏细分层系精细注水技术0引言哈萨克斯坦NB油田是中石油海外中亚地区公司的主力生产区块之一，油田正处于天然能量开发向大规模注水井网调整开发的转换时期，但前期“点强面弱”的粗放式注采关系、不完善的注采井网及上下层系混合注水，导致油藏纵向动用不均匀、水驱平面波及系数低、单井产量递减快，含水急剧上升等矛盾日益突出。

为改善层间动用程度，开展了细分层系精细注水可行性研究，取得了阶段效果。

1油藏特征哈萨克斯坦NB油田是一个大型的浅层高孔高渗边底水普通稠油油藏，发育白垩系和侏罗系两套油层，纵向上细分为7个砂岩组和13个小层，油藏顶面埋深303m～385m，孔隙度为30～33%，渗透率为1500～2000md，含油饱和度为68%，地层原油粘度366～480mpa.s，平均油层有效厚度约15.5m，含油面积97km2，上报地质储量3.06亿吨。

受沉积环境和构造的双重影响，白垩系为岩性油藏，侏罗系为构造油藏。

油藏主要分布于油田中部构造高部位，其特点是纵向油层厚，含油层数多，平面上集中稳定分布。

油田外围油层相对单一，主要发育一个层位。

细分层系注水研究的目标区在主力油区。

2油田注水现状根据油藏条件以及目前国外和国际成熟技术，应该采用蒸汽驱热采，但因油田严重缺乏淡水资源，并且受当地法律、合同及投资成本限制，采用油田自产处理水合理安排井网开展水驱是最经济可行的开采方式。

国外稠油油藏注水开发数值模拟研究[摘要]国外M油田为注水开发的边底水普通稠油油藏，在大力加强产能井位部署和注水系统调整的基础上，积极推广应用水平井开发油藏新技术，对于其它区域是否应该加密水平井，对已投产加密水平井区如何提高区域开发效果是后续开发研究的重点。

本次通过数值模拟研究方法，以油田主体部位直井注水，直井和水平井组合式注水开发区域为研究对象，提出水平井实施、注采方式方法调整、注采参数优化等新对策，确保油田开发的高效性、合理性、持续性，从而提高油田水驱开发采收率。

[关键词]稠油油藏注水开发数值模拟提高采收率0前言M油田为被断层复杂化的背斜构造，油气水分布十分复杂，前期依靠新井迅速建产，后期转注水开发，但注水工作始终没有赶上产能建设的步伐，油藏地层能量逐年消耗，油田递减率呈逐年增大的趋势，为确保油田产量上的主动性，于2011年起在油田积极推广应用水平井开发油藏新技术，油田主体部位采用直井注水和直井+水平井组合式注水开发，挖潜注采井间剩余油，水平井投产初期取得了一定的开发效果，但主体部位由于地层压力下降过快，水驱波及不均等诸多因素，水平井含水上升快、产量递减迅速的问题日益突出。

研究立足于注水开发，对于其它区域是否应该加密水平井，对已投产加密水平井区如何提高区域开发效果成为了油田后续开发研究的主要工作。

1油田概况哈萨克斯坦M油田位于里海东北岸的布扎奇半岛西北端一，构造位置属于乌斯纠特盆地西部单斜构造，油藏顶面埋深303.7～385m，平均油层厚度14m，孔隙度28～38%，平均渗透率622×10-3μm2，上为层状边水构造岩性白垩油藏，下为块状边底水岩性构造侏罗油藏，采用侏罗系、白垩系两套开发层系分别独立注水开发的方式。

2数值模拟研究2.1数值模拟模型建立选取油田主体部位直井水平井组合注水开发区域建立非均质角点网格模型，网格大小90×90×9=72900，实际有效网格为72900个，平面网格平均15-20m，纵向划分9层，隔层与油层相互交错层厚度3-15m不等。

滩海地区稠油开发优化设计研究摘要:本文应用油藏工程分析方法,结合数值模拟手段,对新滩油田垦东192稠油区块的开发方式、开发井网、井距、注采参数、水平井适用性、水平井井段等进行了优化,形成了滩海地区稠油开发的独特技术,取得了较好的开发效果。

对于地面条件差、有效厚度小、具有较强边底水的普通稠油油藏开发具有一定的借鉴作用。

关键词:滩海地区稠油油藏蒸汽吞吐定向井水平井1 地质简况新滩油田垦东192块位于黄河入海口处的滩涂地带。

构造位置上位于垦东潜山披覆构造带中部的垦东19鼻状构造带高部位。

馆上段是主要储集层,属于曲流河沉积,储层横向变化大。

含油砂体主要为中细粒岩屑长石砂岩,胶结疏松,粒度中值0.30mm,泥质含量0.73%,分选系数1.21。

平均孔隙度44.6%,渗透率4255×10-3μm2,碳酸岩含量3.1%。

敏感性试验结果分析,馆陶组储层表现为非速敏、中等偏强水敏、非盐敏、无酸敏,弱碱敏。

原油性质较差,地面原油密度为0.9747g/cm3,粘度为3769mPa·s。

含硫0.035%,凝固点-1℃。

地层水资料分析,总矿化度为15944mg/L,氯离子含量9237mg/L,水型为氯化钙型。

该块属于常温、常压普通稠油油藏。

计算的含油面积0.78km2,石油地质储量53.6×104t。

2 开发设计研究2.1 热采可行性从常规试采效果看,原油较稠,生产效果不好。

垦东191井常规试油日油能力3.1t,试采日油能力为0.2t,最后不出关井。

注蒸汽试采后,日油能力达到7.6t/d,累油7707.5t,热采取得较好的开采效果。

根据调研,胜利油田草20块等区块原油粘度范围在2000～35000mPa.s之间,都采用蒸汽吞吐开采方式。

垦东192井区原油粘度在2400～4000mPa.s左右,类比垦东192井区采用蒸汽吞吐热采开发方式。

2.2 开发方式优化利用剖面模型,分别计算了天然能量、注水及蒸汽吞吐三种开发方式的效果。