非均质底水油藏水平井水淹规律研究

以数值模拟技术为手段,通过建立非均质底水油藏水平井概念地质模型,研究了油藏平面及垂向非均质性（不同渗透率级差及高渗带宽度）对水平井水淹规律的影响。研究表明,油藏非均质性对水平井沿程见水点位置及高渗带、低渗带平均日产油量之比等有显著的影响,该项研究对于指导非均质底水油藏水平井的开发具有一定的意义。     

底水油藏水平井开发水脊规律研究

针对局部底水脊进造成的水平井出水问题,建立了底水油藏水平井开采三维物理模拟系统,研究了底水脊进位置和发展特征,考虑了井筒压降、井眼轨迹和储层非均质性等因素的影响。结果表明,井筒压降使底水在水平井跟端脊进,导致见水时间明显提前,对水脊形成与发展有重要影响;井眼轨迹变化与储层非均质性是底水脊进的敏感因素,与井筒压降共同作用决定了底水脊进位置,存在下凹型井段时,底水易在下凹型井段处脊进;下凹型井段靠近水平井跟端,底水在跟端处脊进,波及范围小;下凹型井段远离跟端促使形成多处水脊,扩大底水波及范围。在非均质性模型中,高渗透区底水易形成水脊,而跟端位于低渗透区时,能促使水脊沿水平方向发展;水脊发展速度影响见水后开发动态,下凹型井段位于跟端会加快水脊发展,见水时间最早,含水率上升速度最快;下凹型井段远离跟端能减缓水脊发展速度;非均质性会加快水脊发展速度,而将跟端布置在低渗透区能在一定程度推迟见水时间,降低含水率上升速度。     

底水油藏水平井沿程水淹识别

水平井沿程的不均匀见水主要是由地层非均质性和井筒压降所致。利用贝克莱—列维尔特方程和井筒压降方程,针对裸眼完井的水平井,建立了底水油藏水平井井筒变质量流与地层两相渗流的耦合模型,通过该模型可以求解地层中不同渗透率分布时水平井井口在不同时刻的含水率,通过对高渗透带的渗透率、宽度和位置进行敏感性分析,研究水平井见水的影响因素。根据塔河油田某井的实际资料建立地质模型,调节井筒沿程高渗透带位置,绘制了含水率随时间变化的图版,通过与实际含水率变化曲线相比,确定井筒沿程的高含水率位置。结果表明,高渗透带位置是影响水平井井口含水率变化的主要因素,通过井口含水率的变化曲线可以反求高渗透带的大致位置;封堵沿程高含水带,还可有效降低井筒跟端底水脊进程度,从而进一步降低井口含水率。     

深海底水气藏水侵规律与水侵风险识别方法

为了探索深海底水气藏控水开发策略,基于南海LS17-2深水气田的地质特征、水体特征及开发特征,针对水平井开展沿程产气剖面测试实验与大型3D底水气藏水侵物理模拟实验,定量分析底水脊进影响因素,在此基础上建立了适用于深海底水气藏开发的水侵风险识别方法。研究结果表明：①底水气藏开发过程中水体的脊进受到储层非均质性、生产制度、水平井筒趾跟效应的影响,并且上述3个因素对水侵的影响程度依次减小;②井区横纵比决定了气井产能是否会受到水侵风险的影响,而储层的非均质性会影响水侵风险识别界限,并且储层非均质性越强,横纵比安全界限值越小;③渗透率级差为1、10、20、30时,横纵比安全界限值依次为41.18、21.61、12.60、5.31;④基于建立的渗透率级差与井区横纵比安全界限值的关系曲线,A4H井储层平面渗透率级差为30、横纵比为77.20,远远大于横纵比安全界限值（5.31）,该井受到水侵影响的风险高,必须进行控水开发。针对深海底水气藏的控水开发,提出以下策略：①通过改善水平井筒趾跟效应以及削弱储层非均质性的影响,来抑制底水的不均衡脊进,相应措施为适用于水平井的环通多级人造井底技术与变密度筛管技术;②对开采制度进行调控,以防止不均匀水侵的形成,相应措施为周期采气技术;③在井底附近建立阻水屏障,进而抑制前缘水头的脊进,相应措施为水平井充填透气阻水砾石技术;④兼容并蓄,形成各阶段相互弥补的全生命周期气藏复合控水开发技术。结论认为,该研究成果不仅可以用于储层渗透率级差介于1～30、采气速度为3%条件下的深海底水气藏水侵风险判断,而且还可以为海上、陆上底水气藏的控水开发提供借鉴。     

水平井开发底水油藏的物理模拟试验研究

采用三维可视化物理模拟试验设备,在满足模型内流体的流动符合达西渗流规律、物理试验与实际油藏具有可比性的条件下,模拟了水平井开发均质底水油藏时底水水脊形成与发展的过程,分析了底水油藏中不同水平井长度和不同生产压差下水平井的见水规律。试验结果表明:在开发均质底水油藏时,水平井的水淹模式符合“中部见水—沿井扩展—全井水淹—翼部抬升”的规律;在相同的生产压差条件下,随着水平井长度的增加,受水平井井筒摩擦损失的影响,水平井产能是非线性增加的;当水平井长度相同时,水平井的产能与生产压差成正比;生产压差过大会导致水脊脊进速度加快,无水采油期变短,且见水后含水率迅速上升;在低含水期阶段,采用长水平段和低生产压差可以有效开发底水油藏,而在高含水期阶段,对水平井采取关井压水锥措施,“控水稳油”效果十分明显。      

考虑平面非均质的低渗透油藏产能计算方法

针对永1沙四段砂砾岩油藏地质条件和当前生产动态,以水电相似原理和等值渗流阻力方法为基础,考虑油藏启动压力梯度和平面非均质性,建立了低渗透油藏产能随时间变化的计算方法并与实际产量进行了对比验证。以注采井间渗透率和储层厚度线性变化规律为例,研究了不同平面非均质分布对产能影响。结果表明:针对低渗透非均质性油藏,在注采压差一定的条件下,采取"高注低采"(在渗透率较高的一端注水、渗透率较低的一端采油)和"厚注薄采"(在厚端注水、薄端采油)的布井方式,更有利于油藏产能和采收率的提高。     

底水油藏非均质性对水平井开采特性的影响

国内水平井物理模拟中,有关底水油藏储层非均质性对水平井的出水规律影响的研究较少。利用底水油藏水平井开采物理模型,研究了岩心水平方向非均质性对含水率动态分布及采收率的影响。研究结果表明,水平井跟端位于高渗部位时,水平方向渗透率级差越大,含水上升越快;水平井跟端位于低渗部位时,水平方向渗透率级差越大,含水率上升至100%的时间越缓,底水驱采收率越高;岩心底水驱至含水率100%后注入冻胶堵剂,堵水效果较好,含水率明显降低,可提高采收率。实验结果对研究水平井出水规律、预测水锥位置、堵水工艺选择和评价提供了较好的物理模拟参考。     

南堡陆地油田水平井开发底水油藏油水运动规律

随着水平井开发的不断深入,地层水沿优势通道窜流,导致水平井含水率快速上升,产量大幅递减,同时对高含水后剩余油分布认识不清,严重影响了水平井的开发效益。以南堡陆地油田底水油藏为例,综合运用物理模拟、数值模拟方法与找水资料,分析储层物性、水平井不同狗腿位置及不同开发技术政策对含水率的影响,开展了水平井开发底水油藏油水运动规律研究;引入了底水出水准数的概念,揭示了不同类型水平井在均质和非均质底水油藏中的油水运动规律。对于均质油藏,标准水平井出水部位易出现在水平井跟端,有狗腿的水平井狗腿处是底水锥进的主要部位,而无狗腿处成为剩余油富集的主要部位;对于非均质油藏,底水易在高渗透率区锥进,而低渗透区则易成为剩余油富集区。     

庄海8断块水平井水平段内部产能分布规律及对策

为解剖水平井水平段内部产能分布规律,以庄海8断块馆陶组底水油藏为例,建立水平井多段井模型。利用数值模拟技术,定量描述了理想均质油藏水平井、非均质油藏水平井的沿程压力、产量的分布,指出水平段储层非均质性是造成水平井内部动用差异、影响水平井开发效果的关键因素;提出了适合滩海大位移长水平段水平井的分段开采方式。实施结果表明,分段开采可有效提高非均质长水平段油层动用程度、改善水平井开发效果。     

海上稠油油田高含水期开发模式研究

海上稠油油田进入高含水开发期后,面临采油速度低、水窜快、产量递减快及采收率低等问题,且缺乏分层系开发调整经验,制约了油田的稳产和高效开发。以秦皇岛32-6油田为例,利用室内物理实验、油藏数值模拟等方法,开展了高含水期开发模式研究,明确了海上非均质稠油油藏分层系开发技术界限、注采井间加密模式和底水油藏水平井布井下限。结果表明：当储层原油黏度级差大于3或渗透率级差大于3时,层间干扰系数增大,实施分层系开采,且各开发层系油层厚度为4～8 m;对于强非均质性储层,不同井型、井网加密模式下体积波及系数差别较大,采用反九点转五点水平井+定向井联合井网加密模式,并将井距调整为220 m,体积波及系数显著提高;储层内部隔夹层渗透率、分布面积和分布位置均对水平井产能具有较大影响,基于隔夹层优化布井后,原油黏度为260 mPa·s的底水稠油油藏水平井累计产油量达到5万m³,油柱高度可由12 m下推至7 m。基于上述研究成果形成了“纵向分层系、平面变井网、水平井挖潜”的海上河流相稠油油田高效开发新模式,应用于秦皇岛32-6油田获得了良好的开发效果,可为类似油田的开发提供借鉴。     

底水油藏水平井水淹规律经验模型

在底水油藏开发过程中,水平井以泄油面积大、生产井段长、井底压降小等优势,得到了广泛应用。然而,由于底水的存在及井身结构的原因,水平井在开采过程中更易产水。文中针对底水油藏水平井开采时的水淹问题,综合考虑了水平井水平段长度、避水高度、油水黏度比、渗透率级差和采液强度等影响水平井出水的因素,应用渗流力学知识,将众因素有效组合成2个未知参数,在此基础上,建立了它们与水平井含水率及含水上升率之间的经验关系式,并编制了水平井水淹规律计算软件。该软件能较快速、准确地描述底水油藏水平井开发的含水率及含水上升率变化规律,为进一步发挥水平井在底水油藏开采中的技术优势、扩大水平井的应用规模提供了理论依据。     

水侵对低渗水驱气藏水平井产量的影响

在低渗水驱气藏开发过程中,即使水平井井底未见水,但水体局部推进仍是影响水平井产量的重要因素。 基于 Joshi 方法,将水平井三维渗流场简化为远井地带与近井地带 2 个二维渗流场,考虑远井地带局部水体推进以及低渗储层渗流特征,利用保角变换方法建立了求解低渗水驱气藏局部水侵时水平井产量变化规律的新模型。 敏感性分析表明,随着水侵体积比、水体推进距离以及应力敏感指数的逐渐增大,水平井产量逐渐减小,而随着储层原始渗透率以及滑脱因子的逐渐增大,水平井产量逐渐增大,但对于高压气藏、产水气藏以及生产压差较小的气井,滑脱效应以及应力敏感对产量的影响可以忽略不计。此项研究可为低渗水驱气藏水侵过程中水平井产量变化规律研究提供新的思路。     

桩1块筛管完井水平井堵水剂筛选及评价

根据筛管完井水平井出水类型的不同,室内开展了与之相适应的堵水剂的筛选及评价。以桩1块为例,筛选、评价了水分散乳液聚合物凝胶、相渗调节剂和油溶性树脂三类水平井堵水剂。这三类堵水剂分别属于聚丙烯酰胺类、阴阳离子表面活性剂类和合成树脂类。结果表明:水分散乳液聚合物凝胶可用于中高渗透油藏点状出水出水水平井堵水,油溶性树脂可用于高渗透油藏线状出水水平井堵水,相渗调节剂可用于中低渗油藏线状出水水平井堵水。上述三种堵水剂可以为与桩1块类似的油藏条件筛管完井水平井堵水提供借鉴。     

底水油藏水平井和直井开采对比研究

利用油藏数值模拟方法对底水油藏应用水平井及直井开采技术效果进行了对比研究。分析了采油速度,布井方式及垂直渗透率与水平渗透率比值（对开发效果的影响,结果表明,水平井开发底水油藏的效果远远优于直井,水平井在平面上的布局,在低采油速度下对开采效果影响较大,而在高采油速度下则影响不明显,地层的Ｋｖ／Ｋｈ值对水平井开采效果影响明显。     

笼统注水对调整井钻井安全的影响

调整井是老油田稳产、提高采收率的重要手段,但长期注水导致地层压力紊乱使调整井钻井过程中井涌、溢流经常发生。以渤海某油田为例,通过建立油藏模型,采用数值模拟方法对垂向上存在渗透率差异的相邻两层进行笼统注水开发模拟,分析注水井注水和停注过程对调整井区域地层压力随时间的变化规律。研究结果表明:渗透率差异地层笼统注水使两层间始终存在压差,停注后一段时间内压差不会消失且足以导致钻井期间井涌发生,这是导致调整井钻井过程中多种复杂发生的重要因素。针对研究结果,提出调整井钻井前运用数值模拟方法对笼统注水开发存在层间渗透率差异区域进行压力预测的方法,并提出精细注水及调整井钻井时注水井停注时间的建议,以期对水驱老油田调整井钻井安全提供参考。     

低渗水驱油藏水平井见水后产能研究新方法

在利用水平井开发低渗水驱油藏的过程中,油井见水是制约其产量的一个重要因素。 基于Joshi 水平井产能分析理论,将水平井三维渗流问题简化为 2 个二维平面渗流问题,考虑启动压力梯度,利用保角变换方法分别获得了 2 个二维平面内的产量公式,再结合水驱油藏中非活塞式驱替过程油水两相渗流特征,最终求得了低渗水驱油藏中水平井产油量计算新公式。通过实例计算与对比发现,本文公式与水平井单相经典产能公式计算结果虽然均比实际产油量大,但是本文公式计算结果与实际产油量相对误差最小,为 2.94%,从而证明本文公式准确性较高、实用性较好。 此项研究为低渗水驱油藏水平井见水后产量预测提供了新的思路。     

利用曲面反应法研究底水油藏水平井含水率变化规律

为揭示底水油藏水平井含水率变化规律,有效降低底水锥进对油藏开发的影响,在建立底水油藏数值模型基础上,运用Box-Behnken实验设计法,对水平井见水特征参数b的6个影响因素(水平井无因次位置、油水黏度比、水平段与主渗透率方向的夹角、垂向与水平渗透率比值、水平段长度、油藏厚度)进行了详细研究。实验后期通过运用曲面反应法得出各影响因素对水平井含水变化的影响顺序和影响交互性。该研究成果对底水油藏的水平井开发具有理论及现场指导意义。     

塔河油田底水砂岩油藏水平井堵水提高采收率技术

塔河油田三叠系油藏为中孔、中—高渗底水块状断背斜型砂岩油藏,水油体积比达到100倍以上,底水能量充足。油田主要以水平井开发,由于受油藏非均质性影响,水平井在开发中表现为底水沿高渗段点状锥进水淹,导致大量剩余油无法采出。在水平段非均质特性和出水规律研究基础上,提出了提高采收率的技术思路：多次堵水,使油水界面均匀抬升到水平段,从而提高采收率。该技术在现场实践中取得较好的应用效果。