论文部分内容阅读
油田开发中后期,生产井普遍进入高含水期,注入水在地层中形成了渗流优势通道,导致油藏的最终采收率偏低。同井注采技术能够增加回注层的注水井点,减少无效水循环,提高注入水的波及体积,从而提高油藏的采收率,因此有必要进行同井注采技术提高油藏采收率机理的研究。本文从油藏工程和数值模拟两个不同的角度,对同井注采技术的开发效果计算方法进行了研究。基于渗流力学理论、油藏工程方法,推导出同井注采井回注压力计算模型,利用该模型计算得到12口同井注采试验井的回注压力的平均值为19.29MPa。基于渗流力学理论、油藏工程方法,推导出同井注采技术开发效果预测模型,利用该模型求得12口同井注采试验井的平均开发有效期为15.39年,同井注采井本井的平均增油量为4538.51m~3,总增油量为54462.13m~3,同井注采井周边受效井的平均增油量为2055.10m~3,总增油量为24661.25m~3。综合考虑同井注采井本井及其周边受效井的开发效果,得到同井注采技术的综合累积增油量为79123.38m~3。利用Petrel地质建模软件,建立了研究区的构造模型、层面模型、沉积相模型以及属性模型。在精细地质模型的基础上,利用油藏数值模拟软件Eclipse对研究区的生产动态进行历史拟合,全区拟合精度达到95%,单井产油量、含水率指标拟合的符合率达到80%。本试验区最主要的剩余油类型为井网不完善型,占比达到70%。通过运行数值模拟预测方案,得到12口同井注试验采井本井的平均增油量为3310.82m~3,总增油量为39729.80m~3,同井注采试验井周边受效井的平均增油量为2914.56m~3,总增油量为34974.75m~3。综合考虑同井注采井本井及其周边受效井的开发效果,得到同井注采技术的综合累积增油量为74704.55m~3。