水平井调流控水完井技术及优化设计方法

针对浅层疏松砂岩油藏边底水突进导致水平井高含水问题，国内一些油田采用自适应调流控水筛管完井技术进行控水增油，但分段控水完井理论研究较少，相关参数设计采用常规喷嘴型控水阀的经验，无法满足水平井自适应控水筛管完井的设计科学性要求，影响了现场实施效果。研究了水平井自适应调流控水技术原理和分段工艺技术，建立了水平井各段存在流体性质差异、渗透率差异时的控水阀阀孔尺寸设计方法，优选了冀东油田浅层油藏的防砂筛管精度，形成了水平井自适应调流控水完井技术及优化设计方法，在冀东油田浅层边底水油藏应用中取得了明显的降水增油、延长中低含水采油期的效果。     

强底水砂岩油藏水平井含水上升模式及不同开发阶段下产水规律影响因素——以塔河油田九区为例

强底水砂岩油藏生产中后期,进入中高含水期,底水锥进现象突出,产量递减严重,需采取排水控锥等调流场措施维持正常的生产,明确油藏的含水上升规律的主控影响因素及含水上升模式能有效地指导调流场工艺措施的实施。基于塔河油田九区生产现状,对井区水平井产水情况进行了统计,总结了现阶段井区水平井含水上升模式图版;根据井区地质及工程特征,结合不同生产阶段条件下的含水上升规律模式,在时间与空间上定性分析了油藏含水上升规律的主控因素;结合灰色关联法及机器学习方法计算不同区域不同生产阶段各影响因素的关联度,在时间与空间上定量分析油藏含水上升规律的主控因素。结果表明：现阶段塔河油田九区水平井含水上升模式图版为：爬坡型、阶梯型、快速水淹型和开井水淹型四种。结合定性定量分析,生产初期含水上升规律的主控因素为：构造位置、避水高度水平井井段与古河道方向夹角;开采中期含水上升变化规律由层内夹层展布为主,储层非均质性为辅;后期流场调节主要受储层非均质性及夹层展布影响。为不同生产阶段条件下的提液控液及流场调节等工艺措施的实施提供一定的理论指导。     

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.     

应用梯级筛管抑制水平井底水锥进研究

针对采用水平井开采底水油藏时,由于底水锥进速度过快,使得油井过早见水,降低了油井无水采收率的问题。在建立水平井井筒内产液流动模型的基础上,提出一种采用梯级筛管调整水平井段内各分割段的产液量,抑制水平井底水的锥进速度,从而延缓水平井过早见水,提高水平井的无水采收率的方法。通过实例计算可知,优化排列的梯级筛管可以使底水在水平井段内锥进速度大体一致,明显抑制底水的锥进速度。     

强底水油藏水平井见水时间及水锥动态研究

底水锥进是影响底水油藏水平井开发效果的重要因素,其中水锥形态和水锥突破时间是底水锥进的关键参数。基于底水油藏水平井下部为半圆柱状向心流的假设,推导出水平井见水前在任一时刻的水锥高度隐函数,进一步确定了底水油藏水平井的水锥突破时间和不同时刻水锥形态。结果表明,水锥突破时间主要与避水高度、水平段长度正相关,与水平井初期产量反相关,且随着时间的延长,水锥半径越来越大。将计算结果与渤海油田底水油藏一口水平井生产实例进行比较,两者误差在10%以内。     

底水油藏采水消锥复合工艺优化设计

底水油藏在开发中后期底水锥进问题突出,为取得较好的开发效果,必须采取合理有效的控水消锥措施。人工隔板、采水消锥等技术的应用存在有效期短、液量控制难等不足。提出采水消锥与人工隔板复合的控水方法,在室内岩心实验的基础上利用数值模拟进行了采水消锥与人工隔板复合工艺参数优化设计。结合A66-41井已高含水的现状,建立单井模型,优化了隔板位置及半径;采水点汇射开位置及产液量;分析了单一工艺与复合工艺的控水消锥效果。结果表明,采水消锥与冻胶隔板复合工艺效果明显好于单一工艺,能有效抑制底水锥进、降低油井含水、提高原油产量及经济效益,对底水油藏的控水稳油效果明显。     

考虑井筒压降的底水油藏水平井见水时间研究

为了明确水平井筒内流动对出水时机的影响,基于油藏渗流与井筒管流耦合方法,研究了考虑井筒压降的底水油藏水平井见水时间,分析了见水时间随水平井产量、水平井筒长度等因素的变化规律.研究结果表明:受井筒压降作用,从水平井趾端到跟端,油藏向水平井筒流入量逐渐增大,与不考虑压降模型相比,见水时间提前;提高水平井产量使见水时间提前,水平井产量超过20 m3/d时,见水时间计算中忽略井筒压降将造成明显误差,产量越高,误差越大;水平井长度增加,见水时间推迟,水平井长度超过400 m时,井筒压降对见水时间产生明显影响,使见水时间随长度变化速度减慢,水平井长度超过2 000 m后,受压降作用,见水时间不再随长度变化.实际生产条件下,井筒压降对见水时间作用显著,底水油藏开发决策中应考虑其影响.     

海上油田氮气泡沫稳油控水注采参数数值模拟

 国内某海上的油田典型块状底水油藏大部分井已经出现底水锥进现象,改善该油田的高含水井开发效果,控制直井底水锥进和水平井底水脊进成为油田稳产的关键。为了有效实施氮气泡沫稳油控水提高采收率技术,以该油田一口井为例,开展氮气泡沫稳油控水注采数值模拟研究,在历史数据拟合的基础上,对氮气泡沫稳油控水注采参数进行了优化设计,为工艺方案实施提供技术支持。氮气泡沫稳油控水最佳注采参数为,注入方式为连续注入、注气量为45×10⁴m³、气液比为1：1、焖井时间3d、焖井后最佳产液量900m³/d。     

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.     

新型三分支环腔式自适应流入控制装置设计及数值模拟

水平井作为一种先进的钻井技术,已广泛应用在各种复杂的油气藏中,但水平井在开采底水油藏时面临着底水脊进的主要问题,早期的流入控制装置(ICD)和现在的自适应流入控制装置(AICD)通过均衡流入剖面控制底水脊进对水平井开采的影响,但都存在一定的局限性。本文在前人研究的流道型AICD的基础上,设计了一种三分支环腔式新型AICD控水装置并进行相应的优化设计,该装置结构简单,能够自动识别油和水,并能够根据油水性质差异对油和水产生不同的压降;利用ANSYS数模软件,对该装置进行仿真模拟和结构优化,优化结果为分支角为60°,入口个数为3时最优。最后进行敏感性分析,结果表明水流过该装置的压降远远大于油流过该装置时的压降;流体密度,黏度和含水率等参数对压降都有不同的影响,其中黏度的影响最大,密度的影响最小。     

陆梁油田薄层底水油藏水平井井筒模拟研究

新疆陆梁油田呼图壁河组油藏发育一类特殊的薄层底水型油藏,其特点是油层厚度薄,构造幅度低,底水能量大,利用水平井开采,表现出无水采油期短、含水率上升速度快、产量递减大的特点。针对这些问题,采用水平井数值模拟方法,建立了考虑摩擦压力损失的水平井井筒模型,明确了摩擦压力损失对水平井的压力分布以及水平段产量的影响,在此基础上,分析研究了水平井底水锥进的水脊特征,判断了水平井出水位置,提出了封堵出水井段并结合油藏工程方法确定了水平井合理产液量,从而达到抑制底水快速锥进,减小压力损失,降低含水率上升速度的目的。     

孤东油田水平井合理生产压差研究

孤东油田属于底水疏松砂岩油藏,出砂严重,底水锥进速度快,本文从不出砂以及减缓底水上升两个方面进行合理生产压差研究,应用摩尔-库伦准则计算了孤东油田出砂临界生产压差为2.11 MPa;应用数值模拟方法综合考虑了不同生产压差下含水率以及累产油的变化,得到了减缓底水上升的合理压差为6 MPa,综合考虑得到孤东油田水平井合理生产压差为2.11 MPa,为水平井合理开采提供理论依据。     

底水油藏水平井控流完井数值模拟耦合模型

为了预测控流完井条件下底水油藏水平井生产动态并设计关键控流参数,以数值模拟方法为数学求解手段,建立三维空间油水两相混合网格耦合模型,引入"拟传导率"概念,使得耦合模型中包含的油藏渗流、井筒管流和筛管控流3种数学模型可写成统一线性数学表达形式,从而方便建立大型线性方程组求解。结果表明:拟传导率反映相邻网格之间井筒管流或筛管控流流动过程中某相流体流量和压降的比率,流体流动阻力越大,则拟传导率越小,反之亦然;相比常规裸眼井下滤砂管完井,用耦合模型设计控流参数的控流完井方法使得实例井流入流率剖面、油藏渗流压降剖面、水脊前缘上升剖面和见水时间剖面更加均衡,见水时间大幅延长。     

不同完井方式下水平井不稳定产能研究

随着钻完井技术的发展,采用水平井开发底水油藏成为提高产量、降低成本的有效途径,但是在生产过程中也暴露出日益严重的问题,主要为含水上升快、无水采收期短、完井方式不适应开发的需要和产能预测不准确等。在总结水平井产能预测模型的基础上,采用井筒与油藏耦合作用下的水平井不稳定产能预测数学模型,借鉴Cinco H等人求解有限导流垂直裂缝压裂井压力动态的计算方法,建立产能预测计算模型。该模型考虑底水驱油藏水平井情况,通过对不同完井方式下的表皮系数分解计算,开展了不同完井方式下的产能预测研究,这些研究结果对水平井完井方式优选和水平井油藏工程研究具有重要的指导意义。     

新疆塔河油田1区低含水期稳油控水效果分析

当油井生产形成压力降落大于油水密度差引起的重力差时，砂岩底水油藏锥进即会发生。塔河油田1区通过采取已有直井减小油嘴以降低生产压差约0．25MPa、新投产直井选用小油嘴工作制度、高含水井关井压锥、水平井陆续投产及TKl06H、TKl08H以略低于临界产量方式生产等措施，使油藏达到降低水油比、产量递减变慢目的，从而在低含水阶段末，采出程度达到4．85％，远高于采取控水措施较少的2区三叠系中油组的0．5％，起到稳油控水、提高最终采收率作用。     

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。