水平井注采井网优化

为查明水平井注采井网的开发效果及其与传统直井注采井网的区别，采用数值模拟方法研究水平井注采井网部署方案。结果表明：与直井注水相比，水平井注采井网可形成线性驱动，推迟注入水突破时间、提高波及效率、改善油藏开发效果；水平井水平段压力损失影响水平井注水开发效果，平行对应反向井网考虑了压力损失的影响，可有效地克服压力损失造成的注入水局部突进现象，平行交错反向指指井网既考虑了水平段压力损失的影响，又可扩大井网控制面积，为最优的水平井注采井网；对于均质薄层油藏，水平井在油藏中位置的变化对开发效果的影响不明显。水平井注水技术在哈得4薄砂层油藏的开发中起到了降低注入压力、增加注入量、有效保持地层压力的作用，所设计的水平井注采井网应用效果良好。图13表4参31     

低渗透油藏不同井网系统注采井距研究

根据渗流理论,推导了水平井注采井网井间压力及压力梯度分布公式,分析了水平井注采井网、混合井网和直井井网不同井网系统沿程压力及压力梯度分布规律,提出了低渗透油藏极限注采井距确定方法,并对其影响因素进行了分析。结果表明,直井井网系统驱替压力梯度在注采井附近较大,而在注采井间较大范围内较小;水平井井网系统的流体在注采井间内为近似线性流动,压力降几乎呈线性变化,压力损失明显低于直井,具有更大的驱替压力梯度,且沿程基本保持不变。因此对于低渗透油藏,水平井注采井网更容易形成有效驱替,其极限注采井距为直井井网的3~4倍,混合井网的2~3倍。     

特低渗透油藏水平井井网极限注采井距的确定

为了确定特低渗透油藏水平井注采井网的极限注采井距,考虑低速非线性渗流段,运用二参数运动方程建立非线性渗流模型,将其引入到Comsol仿真软件建立的物理模型中。采用试算法,不断调整注采井距,直至水驱前缘在到达采油井时的压力梯度等于启动压力梯度,最终得到极限注采井距。以新疆油田某特低渗透油藏为例进行分析,结果表明:随着水平井长度的增加和裂缝间距的减小,极限注采井距增加,但增加不是无限的,存在一定的临界值;水平井注水-水平井采油、水平井注水-压裂水平井采油、压裂水平井注水-压裂水平井采油这3种井网形式的极限注采井距依次增大;在油田开发初期,可以优先采用压裂水平井注水-压裂水平井采油的井网形式。     

水平井技术在克拉玛依油田七中区克下组油藏二次开发中的应用

克拉玛依油田七中区克下组油藏2006-2009年采用五点法注采井网,200m井距实施二次开发整体调整。为研究水平井在非均质砾岩油藏的应用效果,对注采井距、水平段长度、产能等水平井技术的可行性进行了优化论证研究,同时对各小层油层厚度、砂体展布以及相邻老注水井注入量、注水层位和水淹状况作了进一步分析,并部署了10口水平采油井,实施后水平井初期达到设计产能,后期通过提液和调水等措施,预计水平井对比直井可提高采出程度5.3个百分点。     

低渗透油藏压裂水平井井网优化方法研究

采用压裂水平井井网是开发低渗透油藏的有效手段,但此类井网的缝网参数较多,注水开发使得渗流规律与油水分布更为复杂,诸多参数存在交互作用,井网优化难度增大。针对压裂水平井缝网参数优化过程中面临的问题,按照从局部到整体,从主要到次要的研究思路,分析裂缝半长与裂缝密度对压裂水平井单井产能的影响规律;然后根据裂缝参数技术界限,以最大采出程度和净现值为目标,研究了注采井距、水平段长度、水平井裂缝半长、注水井裂缝半长、排距等缝网参数对目标值的影响规律及相应机理,得出了缝网参数的最优组合,为低渗透油藏压裂水平井网优化提供了方法和借鉴。     

低渗透油田水平井井网参数的优化

确定水平井井网参数对低渗透油藏的经济开发具有重要作用。为了实现水平井的合理布井,需对水平井的水平段长度以及注采排距进行研究。水平井段长度一般为油层有效厚度的6～10倍,对于有效厚度为4 m的油层,则要求水平井段的长度大于40 m。在油层有效厚度为4、5和6 m条件下,利用折算法得出水平井段合理长度为500～700 m。对低渗透油田水平井开发井网进行合理设计,既要做好注采井网形式对储层规模控制以及裂缝系统与井排方向的合理匹配关系,又要做好注水井排距的优化。     

考虑多因素的低渗油藏水平井注采井距

为改善低渗透油藏开发中直井注入压力较高、注水效果较差的情况,利用水平井注水开发低渗油藏。前人推导的方程中没有同时考虑启动压力梯度、水平井段压降和油水两相渗流,但是在低渗油藏实际开发中,这3个因素都不能忽略。结合前人研究成果,推导出具有启动压力梯度、水平井段压降和油水两相渗流因素的井距计算方法。通过对比分析和实例计算,与前人公式的计算结果相比,同时考虑这3个因素的方程计算合理井距有所减小,更符合实际情况。     

低渗透油藏混合井网系统合理注采井距确定

从渗流理论出发,首次推导了直井注-水平井采混合井网系统井间沿程压力与压力梯度分布公式,并对其分布规律进行了分析。结合物理模拟实验得到的启动压力梯度数学表达式,提出了计算低渗透油藏混合井网注采井距的方法,分析了注采压差、渗透率和水平段长度对注采井距的影响。研究表明,混合井网系统所需要的生产压差远小于直井井网,因此混合井网更容易形成有效驱替,可以采取更大的注采井距。     

四点法和三角形井网水平井产能公式研究

用保角变换法和等值渗流阻力法推导出了气顶底水油藏四点法井网水平井产能公式及封闭边界油藏三角形井网水平井产能公式，考虑了水平井之间井距，排距，水平井位置，油藏各向异性比值等因素对水平井产能的影响。     

水平井注采井网和注采参数优化研究

水平井注采井网开发低渗透、薄层油藏可以增大注水量、降低注水压力、有效保持地层压力、提高油藏的采出程度。结合M油田油藏地质特征,应用数值模拟和经济评价方法对该油田的水平井注采井网类型、方向、排距以及转注时机与注采比等开发指标进行优化,达到经济、高效地开发目的。结果表明,水平井注采结构采用完全正对排状井网可获得较好的开发效果,优化后的井距为100 m,水平井与最大主渗方向呈45°夹角,注采井排距为300 m,地层压力水平在85%以上时注水保压,推荐注采比为1.0。研究方法和研究结果可为同类型油藏水平井注采井网部署提供参考依据,具有很好的借鉴意义。     

Application of Horizontal Wells to Improve Injectivity During Polymer Flood Processes

Abstract

This numerical study was undertaken to investigate and compare the performances of polymer flood processes through horizontal or vertical wells. To achieve the objective, the author performed an extensive numerical simulation for 3 different well configurations under polymer flood followed by waterflood. The potential for a horizontal well application was assessed through different scenarios in combinations of injection and production wells and reservoir geometry. Other parameters included the length and spacing of horizontal injectors and horizontal or vertical producers. For different parameters of the system, performances were compared in terms of cumulative recovery and water-oil ratio at the production well and pressure drop or injectivity at the injection well. Results demonstrate that additional oil can be recovered and injectivity was significantly improved by utilizing a combination of horizontal wells when the same volume of fluid is injected into the reservoir. The improvement of injectivity through a horizontal injection well was higher when it was combined with a horizontal producer. Parameters such as reservoir thickness, well spacing, and well length are also shown to impact the predicted injectivity. Improvement in injectivity is obtained for thicker and larger reservoirs and longer horizontal wells.     

THAI技术开发厚层稠油油藏井网参数优选

厚层稠油油藏原油黏度高、埋藏深、油藏流体流动性差、动用程度低,采用THAI(从端部到跟部注空气)技术可提高该类油藏的采收率。通过数值模拟对排状布井方式的井网参数进行优选,得出影响因素的敏感性强弱依次为生产井水平段长度、注气量、井距、注气井到生产井水平段端部的距离。在此基础上,进一步分析厚层稠油油藏中不同布井方式的开发效果。结果表明:随着燃烧前缘向前推进,生产井中会产生气窜通道;方案2VIHP的采油速度和采收率优于其他方案;层厚是影响热量传递的重要因素;垂直注气井的开采效果优于水平注气井。     

超薄油层扁七点井网数值模拟研究

以大庆外围超薄油层典型的水平井开发井网为例,选取实际油藏地质和工程参数,运用数值模拟方法,研究油层厚度、渗透率、井距、排距、水平段长及含油砂岩钻遇率等影响因素对水平井初期产能等生产指标的作用规律,并进行油藏实例分析评价。研究成果可为此类油藏的水平井钻井和开发设计提供理论指导和建议。     

水平井CO2缝间驱替产能影响因素

致密油藏衰竭式开发产量递减快,能量亏损严重。为探索更有效的开发方式,采用CMG-GEM软件建立水平井CO₂缝间驱替模型,模拟CO₂注入量、注入压力、储集层温度、裂缝间距以及裂缝长度对水平井产能的影响。结果表明：水平井CO₂缝间驱替能够较大程度地增加CO₂波及面积,充分挖掘剩余油,提高开发效果;注入压力为25 MPa时,CO₂注入量应接近且不超过10×10⁴ m³;日产量峰值随注入压力、裂缝间距和裂缝半长的增大而增大;储集层温度为80 ℃时,日产量峰值相对于其他温度较高,储集层温度越高,日产量达到峰值所需的时间越短。     

透镜状薄层底水油藏水平井开采技术研究——以陆梁油田为例

陆梁油田陆9井区呼图壁河组油藏为特殊的低幅度薄层边底水油藏.未动用储量,大多分布在透镜状薄层带边底水的小砂体中,油层平均厚度小于3 m,油水关系复杂,直井开采难度大,效益差.通过精细解剖含油单砂体、细分流动单元、准确识别纯油层和低阻油水同层等,开展了水平井开采先导试验,进行了精确的井眼轨迹控制、水平段合理长度、布井方式与注采井距等研究,初步形成了一套适合这类油藏的水平井开采技术,对油层跨度800m范围内不同油水关系、不同地质特征的未动用储量,整体优化部署水平井104口,建产能40×104t,储量动用程度由51.8%提高到82.6%.     

利用启动压力梯度计算低渗油藏极限注采井距的新模型及应用

基于均质地层等产量一源一汇稳定径向渗流源汇连线中点处的压力,给出了由启动压力梯度计算极限注采井距的公式,并重新推导了定井底流动压力注水和生产与定产液量生产和定注水量注水2种情况下计算低渗透油藏的极限注采井距的公式。给出的确定低渗透油藏极限注采井距的公式更实用。应用实例表明,用该方法所得结果与油田注水动态分析结果一致,能用于指导低渗油田注水开发的井网部署。     

胜利低渗油田水平井筛管分段控流完井技术

为了延缓水平井筛管完井后期的含水上升速率、延长水平井生产寿命,胜利油田提出并推广应用了水平井筛管分段控流完井技术。水平井筛管分段控流完井的技术原理为:首先,要根据油井的油藏地质特征,利用管外封隔器将水平油层段合理分段,实现各个不同层系间的有效隔离;然后,利用数值模拟方法计算出油井合理的日产液量,根据油藏的物性参数制订产能分配方案、计算各段需要的渗流面积;最后根据计算结果在各段下入不同孔密或缝密的控流筛管,调节各段生产压差,使产层均衡供液,并控制底水均匀地向水平井筒推进。介绍了分段管外封隔器、变密度控流筛管、变密度割缝管等分段控流完井工具,及分段控流完井工艺。从推广应用至今,该完井技术已经在胜利油田及其所属外地区块的30余口水平井中进行了应用。应用结果表明,该技术稳油控水效果明显,油井含水率可比邻井同期下降10%,能实现各不同层系间的有效隔离、延长油井无水或低含水开采期。