底水油藏水平井开发见水后生产动态预测

水平井技术是开发底水油藏、延长油井见水时间与提高底水油藏采收率的一项重要技术,但是水平井见水后的动态预测与控制是这项技术的难点。在前人研究的基础上建立了一个水平井开发底水油藏的简化物理模型,并从此模型出发经过推导与简化得到了一个简单易行的水平井开发底水油藏见水后动态生产规律的预测方法,并编制了计算机程序,结合华北任丘油田水平井实际生产情况进行了预测分析与应用。从实例预测对比结果可以看出,该方法预测精度令人满意。     

水驱砂岩油田动态采收率计算新方法

为更好地评价油藏开发效果,指导油藏合理开发,对南海西部水驱砂岩油田开展动态采收率预测技术研究,预测油藏开发全生命周期采收率。提出利用单储相对压降系数来表征油藏开发过程中能量的变化,使不同类型油藏间对比分析更加科学合理;同时论证了利用水平井、直井产能比来表征水平井、直井井数折算比的可行性,解决了水平井、直井共同开发油藏井网密度计算的难题。在采收率影响因素分析的基础上,利用53个开发单元生产动态数据,推导了南海西部天然能量充足和天然能量不足油藏动态采收率预测公式,实现了采收率预测的动态实时性,在南海西部海上油田应用效果较好。     

塔河油田强底水砂岩油藏CO2/N2驱提高采收率机理

塔河油田强底水砂岩油藏开发后期,受强非均质性和底水锥进影响,大部分水平井出现了点状水淹,导致低产低效井增多,油藏含水率不断上升,井间剩余油动用难,且该油藏具有高温、高盐特点,常规提高采收率技术难以取得较好开发效果。因此,本文主要通过高温高压三维物理模型进行油藏的模拟,采用注CO2/N2（体积比为7:3）混合气提高强底水砂岩油藏采收率。一方面,CO2与原油易混相,能够大幅度地提高驱油效率;另一方面,N2具有较好的压锥效果,在一定程度上抑制了强底水快速锥进,提高油藏的波及系数。这样使“驱油”与“压锥”进行有机结合,大大提高了油藏采收率。同时,对比不同注气方式、不同注气速度和不同注采部位等驱油条件,优选注气参数。实验结果表明：注入CO2/N2后地层原油体积膨胀了21%,粘度降低了24.9%;CO2/N2混合气与原油的最小混相压力为39.62 MPa;优选出了最佳的注入参数：注气速度为1 mL/min（提高采收率幅度为14.25%）、注气方式为水气交替注入（提高采收率幅度为15.8%）、注采部位为高注低采（提高采收率幅度为14.5%）。研究结果为塔河油田强底水砂岩油藏CO2/N2混合气驱先导试验提供可靠实验依据。     

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。     

塔河底水砂岩油藏氮气泡沫驱技术研究

塔河三叠系砂岩油藏为块状底水油藏,与中国其他砂岩油藏相比,其埋藏深、底水能量强,具有油藏温度高、矿化度高和钙镁离子含量高的特点,进入开发中后期以后油井水淹现象严重,低产低效井多,由于高温高盐的特征,一般的化学驱提高采收率方法很难适用。在调研砂岩油藏提高采收率技术的基础上,结合塔河底水砂岩油藏实际特点,开展了氮气泡沫驱室内实验研究,确定了氮气泡沫驱的可行性,并在现场进行了先导试验。实践表明,氮气泡沫驱技术是底水砂岩油藏有效的提高采收率手段。     

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。     

稠油油藏水平井侧向重力水驱技术研究

针对常规水驱开发稠油油藏效果较差的问题,提出了顶部注水水平井侧向重力水驱技术。在水平井注水室内评价实验基础上,分别从纵向和平面上分析了稠油油藏水平井侧向重力水驱的驱油机理,认为侧向重力水驱技术能够充分利用注入水和底水能量,提高油藏纵向动用程度,同时加大油藏的水驱波及系数和局部驱油效率。以某底水稠油油藏为概念模型,对水平井侧向重力水驱注采井网和生产层位进行了优化研究,得到最优的注采井网形式、注采井距和水平段走向,获得不同底水体积大小和韵律特征下生产井无因次避射高度优化图版和无因次射孔井段长度优化图版。为指导同类油藏实施水平井侧向重力水驱井网设计和纵向射孔层段设计提供了标准和依据。     

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。     

底水油藏水平井堵水选井决策方法

 针对底水油藏水平井水淹问题,研究了水平井堵水选井决策方法。考虑对水平井水淹有重要影响的地质因素和开发因素,确定了底水油藏水平井堵水选井决策指标体系。利用专家系统知识的不确定性表示方法,对各指标进行量化表征,应用模糊综合评判建立了堵水井选择的优化模型,根据变权多因素多级决策结果,筛选综合指标较高的井作为堵水井。该方法能够综合考虑影响油井水淹的各种因素,规避奇异因素的影响,使堵水井的选择结果更加科学合理。     

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。     

珠江口盆地礁灰岩储层特征精细表征

珠江口盆地L油田礁灰岩储层中裂缝及溶孔发育,储层非均质性强,给储层评价及油田生产带来了极大困难.随钻电阻率成像测井能够提供高分辨率电阻率图像,能够准确把握储层沉积和构造特征.将随钻高分辨率电阻率成像测井引入对礁灰岩岩石类型判别、裂缝精细评价、次生溶蚀综合分析及产能主控因素研究中.结果表明,高分辨电阻率成像技术能够准确分...     

流花油田礁灰岩储层微观性质及驱替特征研究

与碎屑岩储层相比,礁灰岩储层的微观孔隙结构复杂且具有油湿性,其水驱油机理主控因素尚不明确。采用“岩芯扫描电镜、铸体薄片、压汞、润湿性”等静态资料与“微观驱替及岩芯驱替实验”等动态测试相结合的分析方法,建立了“静态数据动态化”的渗流机理研究新方法,明确了礁灰岩储层的微观性质与流体驱替特征的关系以及不同孔隙结构的剩余油分布规律。研究表明,流花礁灰岩储层微观孔隙结构可分为4类,其中,I、Ⅱ、Ⅲ类为有利储层,具有低排驱压力、低退汞效率及强非均质性的特点,储层渗流能力与储层类型关系密切,主控因素有储层类型、孔喉半径比和润湿性3个关键因素。水驱前后的油水分布特点及不同岩芯驱替动态与驱替效果受储层微观性质控制并有直接的相关性。     

底水气藏水平井见水时间研究

 底水脊进是底水气藏水平井气藏工程研究中遇到的最大问题。利用镜像反映和势的叠加原理得到底水气藏水平井势分布,导出考虑地层各向异性的水平井产能公式、水平井见水时间公式、底水脊进时任意时刻水脊高度的公式。计算结果表明,底水水平井产能受水平井位置和地层各向异性影响,减小水平井与底水的距离能增加水平井产量;垂向渗透率越大的地层更利于底水驱气藏水平井产能的提高。水平井见水时间主要受水平井位置的影响,水平井离底水距离越近,见水时间越长。投产后底水先以较缓慢的速度上升,到后期上升迅速。实例分析表明,该方法对底水气藏水平井气藏工程设计和理论研究具有一定的指导意义。     

气顶油藏顶部注氮气重力驱数值模拟研究

针对江苏油田欧北区块的地质条件和开发现状，建立了顶部注氮气重力驱数值模型。从生产井和注入井的控制条件及地质条件出发，分析了影响气顶油藏顶部注氮气重力驱开发效果的各种因素，在此基础上对各种方案的开发指标进行计算对比，并对该区块提高采收率的潜力进行评价，提出了适合同类气顶油藏的开发模式。研究结果表明，气顶油藏顶部注氮气重力驱可以有效地提高采收率，达到降水增油的效果；提高采液速度并不能改善顶部注氮气重力驱的开发效果；注气速度对开发效果以及气顶边缘推进速度有很大的影响，并且存在最佳和临界注气速度。研究区块的最佳注气速度为12500～17500m^3／d，临界注气速度为30000m^3／d。     

致密油藏动态渗吸实验及主控因素

渗吸作用对于致密油藏的注水开发有着重要作用,目前中外学者在动态渗吸方面开展大量的室内研究,但由于实验模型设计过于理想,不能真实而全面地反映注水驱替过程中储层特征、裂缝及注水参数对动态渗吸的影响规律。针对以上问题,设计制作了二维平板双重介质模型,定量评价了基质渗透率、储层非均质性、层内天然裂缝、人工裂缝、层间非均质性、隔层发育程度及注水速度对渗吸贡献的大小,明确了影响渗吸贡献的主控因素。结果表明,层内天然裂缝和注水速度是影响基质渗吸贡献的主要因素,基质渗透率和人工裂缝影响次之,隔夹层发育程度影响最小,建立了一种适用于双重介质储层的基质-裂缝采出程度贡献估算方法,实现了定量计算并区分基质与裂缝对采收率的贡献率。     

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。     

珠江口盆地东沙隆起珠江组碳酸盐岩储层特征及主控因素

通过观察珠江口盆地东沙隆起珠江组钻井岩心、岩石薄片及铸体薄片,结合该区碳酸盐岩层序划分方案,探讨层序界面控制下的岩性、岩相发育特征,以及孔隙发育特征。结果表明,高位体系域发育生物礁灰岩及生屑滩灰岩储层,发育原生孔隙、次生孔隙等孔隙类型。在海侵体系域主要发育潟湖相、台坪相致密灰岩,偶夹台缘滩、台内滩等灰岩储层,后期往往受到成岩埋藏作用的改造发育溶蚀孔洞和裂缝。该区碳酸盐岩的主控因素主要是在高位体系域Ⅳ级海退半旋回暴露条件下形成的次生孔隙、受礁滩相带控制的原生孔隙及其他溶蚀作用控制的次生孔隙。     

陆梁油田底水油藏高含水期提液方法研究

根据陆梁油田底水油藏的实际生产问题，综合利用地质研究、测井解释、试油试采、生产测试和开发动态等资料，动、静结合对典型底水油藏的开发特征和提液效果进行分析，明确了影响提液差异性的关键因素，通过对剩余油进行分类描述明确了提液挖潜的机理和潜力；本次研究取得的成果结合实际生产动态和机理模型，明确了油层厚度、提液时机、单井采出程度、避水厚度等对提液效果的影响规律。从地质角度而言，油层厚度和油厚比是影响提液效果的客观条件，需要在提液选井时重点考虑；从开发角度而言，提液幅度和提液时机是影响提液效果的关键因素，需要在制定提液方案时充分论证；对于底水油藏，避水厚度对最大采液速度的限制更为重要。