块状潜山稠油油藏水平井合理产能确定方法

为了确定块状潜山裂缝性稠油油藏水平井底部注水水平采油井的合理产能,利用镜像反映原理和势函数叠加原理推导出水平井井网底部注水整体开发厚层裂缝性稠油油藏的产量公式;并结合油藏区块实际地质参数,针对注采井距、注采压差、采油井垂向位置等影响产量的主要因素进行了分析和优化。结果表明,利用水平井井网底部注水整体开发厚层裂缝性稠油油藏的合理注采井距为2倍油层厚度。为了油井能够获得较高的产能,注采井之间首先必须保持合理的井距形成有效的驱替。随着注采压差的增大,生产井产量呈现线性增加的趋势;但存在合理的注采压差。纵向上将采油井布置在油藏的顶部,可获得最大的单井产量。研究成果可为块状厚层潜山稠油油藏单井合理产能的确定提供理论依据,且方便实用。     

超低渗透油藏水平井注采井网设计优化研究

针对超低渗油藏水平井开发面临的稳产问题,在超低渗透油藏水平井见水、见效分析及开采规律认识的基础上,形成了适合超低渗透油藏水平井注采井网设计的基本原则：（1）人工压裂缝三维空间拓展范围是注采井网设计的基础;（2）井排方向与最大主应力方向垂直;（3）井网以侧向驱替补充能量为主;（4）提高水驱控制面积比,优化井距、排距和水平段长度;（5）提高单段改造强度,缩小段间距,实现缝间储量的有效动用。以注采井网设计的基本原则为基础,采用矿场统计和理论分析相结合的方向,提出了进一步改善水平井开发效果的技术方向和政策：（1）提高水平井单段产量;（2）提高井网压力保持水平,优化井距为500~600 m,I类、Ⅱ类,Ⅲ类油藏水平段长度分别为500~550,450~500和400~450 m,I类、Ⅱ类、Ⅲ类油藏排距分别为150,120~130和100~120 m;（3）采用小水量温和注水的技术,分类优化单井注水强度;（4）水平井合理初期产量根据存地液量、排距和水线推进速度的关系来确定,合理生产流压注水未见效前略大于饱和压力,注水见效后保持不低于饱和压力的2/3。     

底水稠油热采温度场影响因素物理模拟研究

利用高温底水物理模拟实验系统,以渤海LD底水油田为例,依据目标层位的储层特征,填物理模型,开展高温底水物理模拟试验研究。模拟研究了热水驱和蒸汽驱、直井和水平井、注蒸汽温度、水平井井筒距底水距离条件下温度场的变化特征。实验研究结果表明,热采驱替方式、井型、水平井筒的位置、注蒸汽温度对底水稠油油藏热采时温度场的形成发育都有明显的影响。温度场的变化决定稠油油藏中油层被加热的范围,影响着底水稠油热采开发效果。利用高温底水物理模拟研究热采温度场的实验技术可为渤海底水稠油热采开发方案的制定提供技术支持,可推广应用在渤海底水稠油热采开发的研究中。     

从室内实验看火驱辅助重力泄油技术风险

将水平井引入特、超稠油油藏火烧油层技术中,可以实现火驱辅助重力泄油,其原理类似于水平井条件下的蒸汽辅助重力泄油（SAGD）。与SAGD相比,火驱辅助重力泄油技术对操作程序的要求更为苛刻,油藏和工程风险更大。室内三维物理模拟实验表明,在直井做为注气点火井、水平井做为火驱生产井时,可以实现连续稳定泄油,并能有效提高储层纵向动用程度。但如果注采关系控制失当,特别是在火驱中后期,有可能出现燃烧前缘沿着水平井突进的现象,会在地层中形成大范围死油区并可能损毁水平井段,带来油藏和工程风险     

底水稠油油藏水平井含水规律预测方法

针对底水稠油油藏水平井出水位置难以确定的问题,通过建立底水稠油油藏物理及数学模型,利用Green函数、Newman乘积方法和叠加原理推导底水稠油油藏水平井非均匀产液的压力响应解析解,采用Stehfest数值反演算法得到考虑井筒储集效应和表皮效应的底水稠油油藏水平井分段产液试井井底压力解.通过绘制水平井分段试井典型图版,进行流动阶段划分及分析,进而得到不同生产段长度、生产段数目、生产段位置分布、流量分布等影响因素影响规律,并绘制相关解释图版.矿场应用实例验证了研究结果的有效性及广阔的应用前景.     

超低渗透油藏压裂水平井注采缝网形式研究

为了延长压裂水平井的无水采油期、提高水平井单井产量和采出程度、降低水平井含水上升率,推导了直井 注水压裂水平井开采水驱前缘推进距离计算公式,采用油藏数值模拟和油藏工程分析方法,优化了直井水平井注采缝 网形式和水平段长度,研究了最优裂缝穿透比和最优排距。研究结果表明,五点法注采井网与七点法注采井网相比, 阶段采出程度高、含水上升慢;均匀布缝、哑铃型裂缝和纺锤型裂缝相比,纺锤型裂缝累产量高,采出程度大,在相同 采出程度下纺锤型裂缝含水率低,水驱前缘到达纺锤型裂缝的时间长,延长了其无水采油期;超低渗透油藏水平井水 平段越短阶段采出程度越高,水平段长度超过500 m 后随着长度增加投资回收期增大、净现金流量减小;纺锤型裂缝 五点法井网在最优裂缝穿透比为0.7 时的最优排距为300 m。     

氮气泡沫开发稠油底水油藏的物质平衡方程

稠油底水油藏蒸汽吞吐过程中易形成底水在加热范围内的锥进,在底水锥进严重的生产井底部高压注入氮气泡沫,可以将水锥压回原始油水界面.将注氮气泡沫压水锥的过程看作气驱油、油驱泡沫和泡沫驱水3个过程,建立了多轮次蒸汽吞吐后注氮气泡沫控制稠油底水油藏底水锥进的物质平衡方程,得到了泡沫分离的氮气和表面活性剂溶液的启动油量、原油富集带厚度以及底水面深度的计算方法.对胜利油田某稠油底水油藏的一口生产井实施注氮气泡沫压水锥进行了计算,结果表明,对于600 m3/h的注氮气速度,注泡沫19 d可将水锥压回原始油水界面,最优的射孔高度距原始油水界面14.26 m.     

顶部注气重力驱技术在底水油藏应用探讨

顶部注气重力驱技术在国内油田现场应用仍处于“摸石头过河”探索阶段。通过综合考虑油藏地质参数、开发参数等方面因素,初步定性、定量建立了适合注气重力驱油藏筛选条件,并以国内首个开展实施顶部注气重力驱技术的西部某底水砂岩油藏为例,结合油藏工程法、数值模拟法、现场动态及监测结果等开展注气重力驱油藏方案要点、估算注气规模、开井时机优选及气液界面稳定性研究,论述了注气重力驱关键技术注入优化控制技术、生产井开关井控制技术、注采优化射孔技术、动态跟踪及调整技术,最后,针对控制气液界面稳定性提出“注采兼顾、分区控压限产、追踪界面调整”开发技术政策。     

氮气泡沫开发稠油底水油藏的物质平衡方程

稠油底水油藏蒸汽吞吐过程中易形成底水在加热范围内的锥进，在底水锥进严重的生产井底部高压注入氮气泡沫，可以将水锥压回原始油水界面。将注氮气泡沫压水锥的过程看作气驱油、油驱泡沫和泡沫驱水3个过程，建立了多轮次蒸汽吞吐后注氮气泡沫控制稠油底水油藏底水锥进的物质平衡方程，得到了泡沫分离的氮气和表面活性剂溶液的启动油量、原油富集带厚度以及底水面深度的计算方法。对胜利油田某稠油底水油藏的一口生产井实施注氮气泡沫压水锥进行了计算，结果表明，对于600m^3／h的注氮气速度，注泡沫19d可将水锥压回原始油水界面，最优的射孔高度距原始油水界面14．26m。     

特低渗透油藏多层合采水驱前缘

针对特低渗透油藏多层合采时各层注水推进速度差异较大的问题,为准确计算各层水驱前缘的位置,利用特低渗透油藏渗流理论,建立理论模型,推导了考虑油相非线性渗流特征的水驱前缘的计算公式,分析了渗透率级差、注采井距、非线性渗流特征对水驱前缘的影响.结果表明:储层渗透率越小,水驱前缘距注水井的距离越小,且考虑非线性渗流特征计算出的水驱前缘更小;注采井距越大,水驱前缘位置与注水井距离变大,但是无因次水驱前缘变小,而不考虑非线性的无因次水驱前缘保持不变,反映出非线性渗流特征使油藏开发效果变差.     

底水油藏水平井水淹动态的数值模拟研究

针对多数底水油藏水平井水淹动态规律研究未考虑井筒压降的情况,在探讨考虑井筒压降必要性的基础上,利用数值模拟方法,研究考虑井筒压降时不同因素影响的水淹动态规律。结果表明:见水时间和无水期采油量随水平井产量的变化呈幂指数关系,随水平段长度的增加呈线性增加,随油层厚度的增加呈现"上翘"的非线性关系;隔夹层渗透率对水淹规律的影响只表现为完全不渗透隔夹层和无隔夹层,不存在半渗透隔夹层;当隔夹层的长度大于水平井筒长度时,隔夹层面积越大抑制底水脊进的效果越好。     

低渗油藏CO2驱井网优化调整及开发效果影响因素

CO2驱、水平井开发技术对于低渗油藏有着较好提高采收率的作用,但是对于非均质性较强的低渗油藏,水驱开发后存在动用程度低的问题,因此有必要研究低渗油藏后期注采方式及注采井网的调整优化和开发效果的影响因素。首先依据目标油藏建立非均质概念地质模型,建立了一个上下分别为低渗和高渗储层油藏模型,采用油藏数值模拟方法对油藏进行了模拟计算。在油藏模型进行一段时间水驱后,加密调整井网采用水平井注CO2进行二次水气同驱的开发模式。对比不同加密井网模式的采出程度和地层压力,得到最优的加密井网模式进行二次优化开发。然后基于以上得到的最优井网优化调整模型,研究了井排距、储层渗透率和注CO2压力对该调整井网模式开发效果的影响。油藏数值模拟计算表明：加密水平井采油优于加密直井采油;加密水平井注气可以适当缩短排距,使CO2的驱替更充分,当井距/排距为0.4时,采出程度最大;在不同储层渗透率条件下,在其他生产条件一致的情况下,加密水平井井网时,可以将水平井沿水平渗透率较小方向安置;适当增大注气井注入压力可以有效地提高采收率恢复地层能量。本文研究成果对该类非均质低渗油藏的开发具有较好的借鉴意义。     

水平井井身轨迹对底水油藏开采效果的影响

建立了底水油藏水平井开采三维物理模型,通过改变水平井狗腿位置以及距底水高度,研究了水平井不同井身轨迹对水平井产能、底水与井筒压力梯度、含水率及采收率的影响。研究结果表明,凹型水平井狗腿远离跟部含水率上升较缓,无水采油期较长。凹型水平井狗腿位于中部时,狗腿深度较浅的模型采收率较高。注入冻胶堵剂成胶后底水开采,凹型水平井狗腿位于跟部的模型提高采收率幅度较高。实验结果符合实际油藏状况,为底水油藏水平井优化设计和现场堵水选井提供了参考。     

平行水平井网水驱剩余油分布规律实验研究

海洋油田狭窄的开发环境与高开发成本,促进了水平井开发方式在海上油田注水开发中广泛应用.针对中国海上油田储层多为三角洲碎屑岩沉积,储层非均质性强,目前采用平行水平井网注水开发效果欠佳,大量剩余油存在的实际情况,采用水驱油物理模拟实验方法,研究了驱替速度和储层非均质性对平行水平井网水驱剩余油分布规律的影响.实验结果表明,均...     

缝洞型油藏强边、底水窜进油井特征及机理研究

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏部分高产油井具有油井不见水则稳产,一旦见水则暴性水淹、产量呈快速递减
的典型特征,且高产井的水淹对区块稳产的影响重大。针对这一现象,通过水淹高产井生产动态的分析找出了水淹前
的异常信号,并利用井筒节点分析方法和流体力学软件开展了强边、底水窜进机理研究,论证了水淹前异常信号的正
确性。研究得出：强边、底水缝洞单元能量接替可分为纯弹性驱,弹性驱向水驱过渡,纯边、底水驱3 个明显阶段;自
喷井的油压和产量异常波动特征是强边、底水突破井底附近的重要信号;在此基础上,提出了高产井见水风险预警分
阶段控制方法,并在矿场取得较好的运用效果。通过高产井水淹前异常信号的分析,为油田高产井管理和油井实施见
水风险预警提供了依据。     

次生底水油藏的三元复合驱替特征及影响因素

原生整装油藏经过长期注水开发后,逐渐演化为次生底水油藏。次生底水油藏的剩余油类型包括中上部的弱动用可动剩余油、中下部水驱绕流式可动剩余油和高水淹区的水驱后残余油。对该类型油藏开展三元复合驱以进行挖潜。利用油井生产数据,将三元复合驱替历史分为驱油剂的受效前期、持续受效期和受效后期3个阶段,确定驱油剂持续受效期时间跨度。利用驱替特征曲线定量化确定各井在驱油剂持续受效期的驱替能力,同时分析了影响驱替效果的工程和地质及化学因素。结果表明,次生底水油藏的三元复合驱开发特征与常规底水油藏开发明显不同,而工程和地质因素对该两种油藏类型生产特征的影响作用是相似的。驱油剂中的聚合物组分对整个开发历史的油水渗流具有重要的影响。     

中东地区典型Mishrif储层纵向水驱渗流规律

以中东地区B油田为例分析了典型Mishrif组碳酸盐岩储层的纵向渗流规律,在当前注水压差和射孔高差下,底部注入水将窜入顶部高渗层,形成上下两个渗流通道.基于流线模拟,分析了典型底注顶采连通模式下的波及影响因素及定量认识.结果表明:典型底注顶采模式下,顶部和底部采出程度高,中部采出程度低;注水压差越小、射孔高差越大有利于增加储层中部和底部的波及程度;注水井附近存在夹层模式优于生产井附近存在夹层模式,有利于延缓油井见水;高渗透贼层降低了波及体积,其发育程度越高,注入水窜现象越严重.在此基础上,提出内部温和注水和水平井注水是此类油藏底注顶采开发的有效优化策略.