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.     

底水油藏水淹井堵水开采新工艺

在总结历年堵水开发基础上,针对底水油藏封窜开采施工过程中存在"封堵不好、有效期短、污染严重和堵水后不出液"的"四大"问题,提出新的工艺技术进行研究攻关.     

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。     

底水油藏水平井合理位置的确定方法研究

底水油藏中水平井的合理位置是确保水平井高产稳产、延长无水采油期的关键所在。利用镜像反映及势函数的叠加原理,在获得底水油藏中任意一点的势函数后,得到了底水油藏中水平井底势差和水平井的产量方程,由此研究影响水平井产量、临界产量及见水时间的因素,通过研究获得了底水油藏中水平井的合理位置,为水平井开采底水油藏的优化设计提供了理论基础。     

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。     

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。     

低渗透底水油藏长水平井产能公式

低渗透底水油藏长水平井产能对长水平井开发可行性论证及优化有重要指导意义。依据渗流力学与油藏工程相关理论方法,在考虑低渗透底水油藏的各向异性、启动压力梯度、定压边界特征及长水平井流场特征的基础上,运用流场劈分、镜像反映原理、等值渗流阻力法及复势理论推导了低渗透底水油藏长水平井稳态产能公式,并通过实例计算研究了避水高度与启动压力梯度对产量的影响。发现产量随无因次避水高度增加而降低,并综合确定最佳无因次避水高度为0.5;启动压力梯度增加,产油量降低;启动压力梯度越大,油藏各向异性对底水油藏长水平井开发的产能影响越小。     

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.     

一种新的底水油藏鱼骨分支水平井耦合模型

针对底水油藏鱼骨分支水平井的产能预测和井筒压力分布问题,开展了分支水平井井筒与油藏渗流的耦合模 型研究。研究利用底水油藏下边界恒压供给的特点,采用微元思想,用储层细分的方法代替井筒细分的处理方法,建 立了底水油藏鱼骨分支水平井储层渗流与井筒流动的耦合模型。对储层微元细分处理属于一类新的微元处理方法和 研究手段,由此获得的简化耦合模型求解产能和压降剖面时可大幅减小计算量,节约计算成本。简化模型的计算结果 符合精确模型的基本规律和认识,同时给出了简化模型向精确模型修正的比例,按此比例修正后的简化模型进行产能 的快速估算是一种实际可行的简便方法,为底水油藏鱼骨分支水平产能预测,为进一步计算延缓底水上升的临界产 量、临界压差等参数提供了研究基础。     

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。     

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。     

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。     

水平井流入控制阀控底水原理及影响因素分析

随着钻完井技术的发展,采用流入控制阀（ICD）完井技术开发底水油藏成为提高产量、降低成本的有效途径。弄清水平井ICD 控底水原理及影响因素成为利用其实现延缓底水锥进、提高油藏最终采收率的关键。在分析ICD 控水限流原理基础上,通过模拟计算,具体分析了流动剖面、环空流动、含水率等3 个影响控水效果的主要因素。分析结果表明：对于不具有高含水段的油藏,可以利用ICD 增大高渗段阻力,从而在牺牲总产液量的基础上降低产水,实现控水;ICD 所产生附加压降有效地减少了环空流动,增强了控水的稳定性,为实现长期稳油控水提供了保障;对储层物性参数分布认识出现偏差将会较大地影响ICD 的控水效果;对于存在高含水段的水平井,需要增大高含水段的附加压降,降低高含水段的产液量,才能有效实现控水。对水平井ICD 控底水原理及影响因素的分析结果为优化水平井ICD完井设计,控制底水锥进提供了技术思路。     

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。