底水油藏水平井开发影响因素研究

利用水平井技术可有效控制底水油藏普遍存在的水锥问题,然而这一技术受油藏地质条件、操作参数等许多因素影响。本文以江苏油田永安25区块为例,详细研究了不同油藏参数、操作参数等对原油产量的影响。研究结果表明,水平井产量随水体倍数、油层厚度、平面渗透率的增加而不断增加;对于该地区,合适的避水高度为0.3h～0.4h;合适的采液速度为130m3/d;合理的提液时机在含水率达到50%～60%时。     

海上油田射孔方案优化研究及应用效果

如何避水是影响边、底水油藏开发效果的关键技术,油藏在开发初期制定的射孔方案是否合理,直接决定了油井投产初期产能以及投产后含水上升的快慢,很大程度上决定了油井的生产寿命,是影响油藏采收率的重要因素之一。利用油藏数值模拟技术,建立机理模型和随钻模型,通过两种模型对渤中34-1油田边底水避射进行研究,制定射孔方案(得出很重要的结论)。该油藏存在一个避射面,该避射面垂向上距离油水界面4 m,避射面以上的所有油层均可射开,避射面以下的油层不射开,油藏开发效果最好。实践证明,渤中34-1油田运用该方案进行射孔,开发效果显著,目前该研究方法在渤海油田被广泛应用。     

断块油藏水平井提液参数优化

在断块油藏开发中水平井具有改善断块油藏连通能力的特点,并且提液作为一种重要的剩余油挖潜手段,具有降本增效的特点。为研究水平井提液参数优化,本文采用数理统计的方法,针对典型断块油藏的水淹模式进行总结,运用多元线性回归方法对水平井提液效果主控因素进行分析,并针对提液效果开展三参数的响应曲面研究。研究结果表明三个参数中注采比对提液效果的影响最大;快速水淹井晚期提液总体效果明显,并且提液时机越早,采出单位的水带出的油越少,水的处理费用越高;缓慢水淹井早期提液总体效果明显,其提液规律与快速类表现基本类似,不同之处在于,提液时机越晚,采出单位水带出来的油越少,水的处理费用越高;经过优化后,快速水淹井提液后累产油提高12.64×104m3,缓慢水淹井提液后累产油提高7.24×104m3。     

裂缝孔隙型碳酸盐岩底水油藏水平井优化技术

通过建立裂缝孔隙型碳酸盐岩油藏双重介质窜流系数标定流程,提高了此类油藏水平井数值模拟精度。基于数值模拟成果,开展碳酸盐岩底水油藏开发后期水平井优化设计研究(水平井垂向位置、水平井与裂缝走向平面匹配位置、水平井初期液量、水平井提液时机)。根据水平井优化成果,设计目标油田三套后期调整方案,通过对比不同方案合同期内经济效益,优选出最佳调整方案。研究表明:碳酸盐岩底水油藏水平井尽量钻遇油层上部,有助于延缓底水锥进速度;水平段方位应与主裂缝走向垂直,以获得较高的裂缝钻遇率同时可避免水沿裂缝过早突破;开发初期水平井相对较低的产液量有助于控制底水锥进速度,后期适当时机进行提液,有助于改善开发效果。     

半渗透隔板底水油藏油井临界产量计算方法研究

底水油藏油井临界产量是开采油藏时的重要研究内容,现有的临界产量计算公式均未考虑半渗透隔板对临界产量的影响,因此,为了更准确地对该类油藏的临界产量进行预测,综合考虑隔板渗透性和隔板厚度对油井临界产量的影响,并运用等值渗流阻力、镜像反映法分别推导出带半渗透隔板底水油藏直井和水平井的临界产量公式,通过实例分析发现,用直井开发此类油藏时,当油层厚度小于40 m时,隔板主要起抑制水锥的作用;当油层厚度大于40 m时,隔板会削弱底水的驱动能量。对于水平井,用常规的水平井临界产量公式评价半渗透隔板底水油藏的水平井临界时,会低估油井的临界产量。这对类似底水油藏的开发具有一定的指导意义。     

半渗透隔层对水平井开发底水油藏的影响研究

经典的解析方法能计算带半渗透隔层底水油藏水平井临界产量,而流线模拟方法能提供水平井开采中的生产动态特征。将解析方法和流线模拟方法结合起来,通过流线模拟方法验证了水平井临界产量公式的可靠性。在此基础上,重点模拟了大于临界产量生产下的水平井开发动态特征,深入讨论半渗透隔层对水平井开发底水油藏的影响。研究表明,底水绕开隔层上升,流线呈现明显的"幕帘",延缓了油井见水的时间。隔层渗透率、宽度、厚度、位置会影响临界产量,进而影响底水脊进的速度和油藏开发效果。其中,隔层的渗透率越小、宽度和厚度越大、距水平井段越近,水平井临界产量越高。针对研究区的模拟表明,隔层渗透率比(RK=K1/K)对底水油藏开发效果影响最大,隔层宽度b和垂直位置c影响次之,隔层厚度d影响可以忽略。研究区中,当RK小于0.5、b大于200 m和c大于8.5 m以后,隔层对底水油藏的阻挡作用明显,但继续改善三者中任意一个参数,对提高底水油藏的开发效果意义不大。     

一种提液新方法的研究

针对平面非均质油藏对井组进行传统均匀提液方式生产后,低渗区域仍有大量剩余油富集,提出新的提液方法。对位于不同位置生产井采用不同生产压差的非均匀提液方式,实现油藏的均衡驱替。通过推导油井见水后生产时间,计算非均匀提液各井生产压差比值。重点分析了井距、渗透率、孔隙度、油水黏度比对非均匀提液的影响。研究结果表明:对于井距不同生产井提液时,井距越大提液后生产压差增幅应越大。非均匀提液生产压差比值与渗透率比值呈反比关系,与孔隙度比值呈正比关系。通过数值模拟对开发效果进行分析,非均匀提液能够大幅度改善水驱开发效果,实现各注采方向的均衡驱替;该提液方式可以作为一种有效的提液新方法。     

提液措施对聚驱效果的影响

油藏数值模拟是研究聚合物驱影响因素的重要手段之一。利用数模方法建立一注四采典型模型,研究聚驱合理的提液时机、不同渗透率级差对提液效果的影响程度以及提液对油井剖面改善情况的影响,为油田提供聚合物驱动态调整依据及有效手段。研究认为:无论单层还是多层非均质地层,聚驱时提液的增油效果均好于聚驱不提液的效果,提高采收率7.25%~8.77%;多层非均质地层比单层聚驱效果差;纵向渗透率2倍级差和5倍级差时,提液最佳时机为整体见效后;10倍级差时,注聚时提液和见效时提液效果相同;对于纵向非均质程度高的地层,高峰期后提液不利于扩大中低渗透层波及体积。     

底水油藏水平井最优避水高度及合理长度的研究

底水锥进是开发底水油藏时遇到的最大问题,制约着水平井的有效开发.应用Green函数和源函数法对底水油藏水平井的压力分布进行了半解析求解,推导了见水时间和临界产量公式.通过实例计算分析了避水高度和水平井段长度对见水时间和临界产量的影响,确定了底水油藏水平井的最优避水高度和水平井段合理长度.该方法对提高水平井的开采效果和节约开采成本具有一定的理论指导意义.     

塔河1区三叠系下油组油藏精细地质建模

塔河1区三叠系下油组油藏属大底水、薄油层、受构造控制的砂岩孔隙型块状底水未饱和油藏。目前存在的主要问题是生产井普遍见水,含水上升过快、递减加大。水平井产液剖面出现异常。油藏总体动用程度偏低,高含水后治理难度增大,堵水措施有效率低．对油藏开发带来了严重威胁。因此有必要加强底水油藏地质特征的认识。进行油藏精细描述。建立适应油田开发调整的三维地质模型．从而为油藏数值模拟打下良好的基础。该区块的地质建模过程,采用目前较为先进的Petrel软件,充分利用钻井、地震、测井、地层对比等信息。结合夹层解释结果。在孔渗曲线的基础上。采用夹层建模和随机建模相结合的建模方法．通过对各种随机模型的对比评价分析。建立了接近油藏实际地质特征的三维精细地质模型,从三维空间上识别出夹层的类型、厚度和分布。认为塔河1区三叠系下油组油藏主要受到断层和夹层控制,这为开展底水水侵模式研究打下了一定基础。     

基于均衡驱替理念的水驱油藏注采设计方法

制定科学合理的注采方案是水驱油藏的一项核心任务,需要充分考虑油藏储层和开发的动静态非均质特征,影响因素多,量化决策难。为此,从油藏开发基本理论出发,以减小驱替不均衡为目的,推导建立了非均质油藏在定液量和定压差两种不同生产方式下的注采参数设计公式,分析了储层动、静态参数对注采参数设计的影响规律,形成了非均质油藏均衡注采设计新方法。利用算例对比分析了传统方法和新方法的差异,最后开展了矿场应用分析。研究明确了油水井注采设计受井距、孔隙度、渗透率、当前含水饱和度等因素的影响规律,指出高含水期油藏注采设计对于当前含水饱和度的敏感性显著提升;同等条件下,均衡注采设计新方法要优于传统方法。矿场应用实践表明,采用新方法设计的注采方案,目标井组日增油0.9 t,含水下降0.3%,日无效注水减少37.5m 3,井组吨油耗水量和运行成本也大大降低,有效支撑了油藏经济高效开发。     

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。     

延安组底水油藏水平井参数优化

 水平井技术在延长油田底水油藏中的应用尚处于矿场试验阶段.目前,在该类油藏实施的几口水平井开发效果差异较大,水平井各项主要技术参数是影响其开发效果的关键.通过定量分析和评价确定水平井主要技术参数的范围及大小,可提高该类油藏水平井的开发效果.在D4927区块油藏地质研究基础上,应用数值模拟方法,对水平井的井网形式、水平段长度、水平段垂向位置、注水时机、配产配注、指标对比等开发参数进行模拟优化,通过考查日产油量、累积产油量、综合含水等主要技术指标,定量分析了优化后的效果,确定了延安组底水油藏水平井参数最优方案.     

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。     

底水稠油油藏单井条件下隔夹层参数研究

开发底水稠油油藏的主要问题在于底水的脊进,利用水平井开采可以有效地缓解这一开发矛盾。同时,隔夹层的存在能够大大减缓底水上升,提高采出程度,改善开发效果。讨论了单井条件下,隔夹层参数变化对开发效果的影响。影响开发效果的隔夹层因素较多,根据调研,并考虑到典型性和可行性,选取无因次隔夹层面积、无因次隔夹层垂向位置、隔夹层渗透率这3个参数进行隔夹层对开发效果影响的研究。基于渤海A油藏实际参数建立了含隔夹层的底水稠油油藏数值模型,通过油藏工程方法对采出程度曲线、含水上升曲线、流线模型场图和饱和度场图进行了分析,研究了单因素对开发效果的影响：无因次隔夹层面积越大,开发效果越好;隔夹层越靠近油水界面,开发效果越好;夹层渗透率较小时,开发效果优于隔层。在单因素影响分析的基础上,进行了正交实验,分析了多因素之间的影响,确定了3个参数的影响程度排序：由大到小依次为无因次隔夹层面积、无因次隔夹层垂向位置和隔夹层渗透率。     

春10区块水平井蒸汽吞吐注采参数优化

稠油油藏具有储量丰富,物性差,粘度高的特点,经过多年的蒸汽吞吐技术开发,出现储层综合含水率提高,油气比降低和汽窜等现象,导致开发效果较差,储层动用程度降低。因此研究不同影响因素对开发效果的影响,合理优化注采参数对超稠油油藏有效开发具有指导意义。本文通过对春10区块油藏地质条件的研究,运用正交试验法,研究影响开发效果的因素显著性为：注汽强度、水平段长度、油层厚度、产液速度、粘度、渗透率;运用数值模拟方法,对春10区块内的水平井注采参数进行优化、优选,确定出水平段长度50米的注汽强度最佳范围21～25t/m?d;最佳采注比0.8～1.2;水平段长度150米的注汽强度最佳范围11～15t/m?d,最佳采注比0.9～1.2等注采参数指标,对现场生产具有指导意义。     

注水开发工艺技术应用分析

低渗透油藏开发难度极大,主要表现在自然产能很低,甚至没有自然产能,不采用增产措施,根本无法投产,更谈不上正常开发。合理高效地开发低渗透油藏需要建立有效驱替压力系统,这是提高低渗透油气田开发的关键问题。 面对这一现状,本文首先研究论述了低渗透油藏在学术上的界定范围、分类以及在我国的分布状况,并介绍了低渗透油藏的地质特征、开发特征以及保证油藏有效开发的注水工艺技术;然后根据注水开发中存在的一系列问题提出了低渗透油藏分层注水开发的可行性,并对目前我国正在应用的分层注水工艺技术进行了介绍;最后本文以长庆油田为例对分层注水工艺技术进行分析并评价其应用效果。     

底水油藏水平井开发效果影响因素分析?

以某实际油藏地质特点、开发动态和理论公式为基础,全面考虑了影响水平井开发效果的7个因素,每个因素含有3个水平数,利用正交实验设计方法设计了18个试验方案,然后采用油藏数值模拟方法建立相对应的油藏数值模型并进行计算。以十年末采出程度为分析指标,利用直观分析方法和方差分析方法得出了底水油藏水平井开发效果影响程度的大小,并用简单比较法进一步验证了结果的准确性。通过以上研究,可以进一步为提高该油藏水平井开发效果提供依据,并为同类油藏提供借鉴。     

川渝地区复杂储层水平井地质导向技术

复杂储层条件下,尤其是在薄层、低孔渗、缝洞型等储层的油气勘探与开采是油田进入油气勘探开发后期的研究热点与难点。实践证明,水平井地质导向技术正是解决上述难题的有效手段之一。针对川渝地区复杂的地质对象,从复杂储层地质特点、地质导向难点入手,梳理了现场地质导向作业中常见的问题,并针对性地总结了技术对策,提出了针对此类储层在实际地质导向中要解决好的技术要点。以重庆气矿川东高陡复杂构造带云安XX井为例,综合运用测井、钻井、地质、地震等资料进行钻前设计、地质建模、实时导向,地质与工程紧密结合,提高了储层钻遇率,最终试油产气55×10⁴ m³/d,为该区域产量最高井,现场应用效果明显。