海上高含水期油田细分层系技术界限研究

由于平台和开发投资的限制,海上油田在高含水期实施细分层系,而从理论及矿场分层产能测试结果可知:随着油田进入高含水阶段,多层合采油田层间干扰除了受纵向非均质性影响外,更受到纵向各层压力和含水等动态因素的影响。针对目前对高含水期层间干扰定量表征及层系划分界限研究较少的问题,在研究引起层间干扰的动、静态因素基础上,提出了层间动态干扰概念,并运用渗流理论建立了层间动态干扰系数定量表征数学模型,得到了多层合采砂岩油藏在高含水期动态干扰系数与纵向各层渗透率、含水率及压力的定量关系。结合数值模拟方法建立了高含水期油田细分层系界限:渗透率级差小于5.0,含水率级差小于1.7,压力级差小于1.6。以此为基础在渤海SZ油田高含水期实施了细分层系先导试验,利用细分层系界限制订了合理的层系划分与组合方式,细分层系后试验区平均日增油达20%,含水率降低10个百分点。研究成果为海上油田高含水期层间矛盾的定量评价及降低层间矛盾策略的制订提供了借鉴。     

段六拨低渗透油田合理生产压差优化研究与应用

针对中含水低渗油藏含水上升快、层间差异大、部分低渗透储层难以动用的开发矛盾,以段六拨油田为例,通过应用Logistic旋回数学模型、模拟流入动态曲线方程,对低渗透油藏进行合理生产压差以及合理注采比评估,提出优化注水,调整油井开发思路,即在油藏合理注采比前提下,通过合理优化采油端生产压差,启动相对低渗透的弱动用储层,有效...     

海上高含水期油田细分层系技术界限研究

由于平台和开发投资的限制,海上油田在高含水期实施细分层系,而从理论及矿场分层产能测试结果可知：随着油田进入高含水阶段,多层合采油田层间干扰除了受纵向非均质性影响外,更受到纵向各层压力和含水等动态因素的影响。针对目前对高含水期层间干扰定量表征及层系划分界限研究较少的问题,在研究引起层间干扰的动、静态因素基础上,提出了层间动态干扰概念,并运用渗流理论建立了层间动态干扰系数定量表征数学模型,得到了多层合采砂岩油藏在高含水期动态干扰系数与纵向各层渗透率、含水率及压力的定量关系。结合数值模拟方法建立了高含水期油田细分层系界限：渗透率级差小于5.0,含水率级差小于1.7,压力级差小于1.6。以此为基础在渤海SZ油田高含水期实施了细分层系先导试验,利用细分层系界限制订了合理的层系划分与组合方式,细分层系后试验区平均日增油达20%,含水率降低10%,采收率提高5%。研究成果为海上油田高含水期层间矛盾的定量评价及降低层间矛盾策略的制订提供了借鉴。     

海上高含水期油田细分层系技术界限研究

由于平台和开发投资的限制,海上油田在高含水期实施细分层系,而从理论及矿场分层产能测试结果可知：随着油田进入高含水阶段,多层合采油田层间干扰除了受纵向非均质性影响外,更受到纵向各层压力和含水等动态因素的影响。针对目前对高含水期层间干扰定量表征及层系划分界限研究较少的问题,在研究引起层间干扰的动、静态因素基础上,提出了层间动态干扰概念,并运用渗流理论建立了层间动态干扰系数定量表征数学模型,得到了多层合采砂岩油藏在高含水期动态干扰系数与纵向各层渗透率、含水率及压力的定量关系。结合数值模拟方法建立了高含水期油田细分层系界限：渗透率级差小于5.0,含水率级差小于1.7,压力级差小于1.6。以此为基础在渤海SZ油田高含水期实施了细分层系先导试验,利用细分层系界限制订了合理的层系划分与组合方式,细分层系后试验区平均日增油达20%,含水率降低10%,采收率提高5%。研究成果为海上油田高含水期层间矛盾的定量评价及降低层间矛盾策略的制订提供了借鉴。     

海上高含水期油田细分层系技术界限研究

由于平台和开发投资的限制,海上油田在高含水期实施细分层系,而从理论及矿场分层产能测试结果可知：随着油田进入高含水阶段,多层合采油田层间干扰除了受纵向非均质性影响外,更受到纵向各层压力和含水等动态因素的影响。针对目前对高含水期层间干扰定量表征及层系划分界限研究较少的问题,在研究引起层间干扰的动、静态因素基础上,提出了层间动态干扰概念,并运用渗流理论建立了层间动态干扰系数定量表征数学模型,得到了多层合采砂岩油藏在高含水期动态干扰系数与纵向各层渗透率、含水率及压力的定量关系。结合数值模拟方法建立了高含水期油田细分层系界限：渗透率级差小于5.0,含水率级差小于1.7,压力级差小于1.6。以此为基础在渤海SZ油田高含水期实施了细分层系先导试验,利用细分层系界限制订了合理的层系划分与组合方式,细分层系后试验区平均日增油达20%,含水率降低10%,采收率提高5%。研究成果为海上油田高含水期层间矛盾的定量评价及降低层间矛盾策略的制订提供了借鉴。     

海上高含水期油田细分层系技术界限研究

由于平台和开发投资的限制,海上油田在高含水期实施细分层系,而从理论及矿场分层产能测试结果可知：随着油田进入高含水阶段,多层合采油田层间干扰除了受纵向非均质性影响外,更受到纵向各层压力和含水等动态因素的影响。针对目前对高含水期层间干扰定量表征及层系划分界限研究较少的问题,在研究引起层间干扰的动、静态因素基础上,提出了层间动态干扰概念,并运用渗流理论建立了层间动态干扰系数定量表征数学模型,得到了多层合采砂岩油藏在高含水期动态干扰系数与纵向各层渗透率、含水率及压力的定量关系。结合数值模拟方法建立了高含水期油田细分层系界限：渗透率级差小于5.0,含水率级差小于1.7,压力级差小于1.6。以此为基础在渤海SZ油田高含水期实施了细分层系先导试验,利用细分层系界限制订了合理的层系划分与组合方式,细分层系后试验区平均日增油达20%,含水率降低10%,采收率提高5%。研究成果为海上油田高含水期层间矛盾的定量评价及降低层间矛盾策略的制订提供了借鉴。     

基于层间干扰动态表征的多层砂岩油藏产能评价方法

多层砂岩油藏开发进入中高含水期,层间矛盾突出,层间干扰加剧,新钻调整井的产能预测难度大、精度低.为进一步分析油田不同含水率对多层砂岩油藏产能的影响,通过回归P油田不同流动能力突进系数下的层间干扰系数随含水率的变化趋势,建立层间干扰动态表征模型,形成层间干扰系数与流动能力突进系数和含水率变化关系图版,实现不同流动能力突进...     

多层稠油油藏层间干扰规律研究及应用

以海上典型多层稠油油藏SZ36-1为例,利用干扰系数对传统定向井产能公式进行修正,建立多层稠油油藏层间干扰规律动态反演方法;以SZ36-1油田动静态资料为基础,动态反演得到典型井不同含水阶段的干扰系数变化规律;分段拟合探究不同含水阶段层间干扰变化规律与渗透率级差的相关关系,并建立适用于普通稠油油藏的层间干扰评价图版,直接指导油田现场生产。研究表明:(1)多层合采过程中层间干扰普遍存在,对开发效果具有明显抑制作用,渗透率级差3.0～5.0为划分层系的合理界限;(2)不同渗透率级差条件下的层间干扰规律不同,建议及时进行层系调整以改善储量动用状况;(3)本文研究成果预测精度高,实用性强,可直接指导实际生产,对油田现场具有很好的指导意义。     

一种新型的油井流入动态曲线

建立了一种新型的油井流入动态曲线方程,它适用于注水保持压力开发的油田采油井底出现油、气、水三相流动时流入动态的计算.该方程很好地解释了矿场稳定试井中出现的“拐弯型“流入动态曲线的特征,并可用来确定油井最低允许流动压力,预测不同含水、不同流动压力下采油井的产量.     

海上普通稠油油藏多层合采层间干扰定量表征与定向井产能预测

采用可视化的多管水驱油物理模拟实验,结合实际油田生产资料,定量表征海上普通稠油油藏多层合采过程中的层间干扰现象,并建立适用于普通稠油油藏多层合采的定向井产能预测方法。建立了普通稠油油藏多层合采过程中采液指数和采油指数的干扰系数动态表征关系式;引入干扰系数,并考虑启动压力梯度的存在,修正Vandervlis定向井产能公式,得到适用于普通稠油油藏定向井多层合采的产能动态预测公式。储集层纵向渗透率的差异是层间干扰最主要的影响因素,可用储集层基准渗透率、渗透率级差和渗透率偏差综合描述。多层合采过程中,层间干扰对不同含水阶段油井产能的影响程度不同,中高含水期层间干扰对整体产油能力的抑制作用加剧,需要采取相应的调整措施;考虑层间干扰后产能预测精度明显提高,修正后的定向井产能公式可以较好地应用于现场生产。     

复杂断块油田油井流入动态曲线预测方法

复杂断块油田油水关系复杂,随着开发的不断深入,油井产量受含水率、井底流压影响较大,为了保持稳产,需对开发方案进行阶段性调整。油井流入动态曲线既是分析油井动态的基础,又是确定油井合理工作方式的依据,因此,准确预测油井流入动态对油井的方案设计和调整至关重要。综合考虑含水率、井底流压对油井产能的影响,利用相渗曲线和新型IPR...     

基于FLUENT的流量控制阀优化设计及试验

在水平井开发过程中,由于底水锥进、跟趾效应等原因会导致油井高含水,给油田稳产增产带来困难。利用FLUENT建立自适应流量控制阀的仿真计算模型,对其核心结构进行优化设计,并分析不同工况条件下的性能参数。经试验验证,所设计的自适应流量控制阀的油水流入控制比从常规的4.4倍提高到8.5倍,还可以随着流体黏度的变化,自动调节过流阻力,达到控水增油的设计目的。     

低黏度原油自适应控水装置设计及试验研究

海上油田多采用长水平井开发,其“趾端效应”突出、边底水锥进现象明显,制约了油田的高效开发。对于目前南海西部油田再生产井低黏度原油高含水的问题,常规自适应流入控制装置存在局限性,创新地提出了一种适用于低黏度油的新型自适应控水装置。新型自适应控水装置设计基于流体力学沿程摩阻理论与流体旋涡理论,其结构由择流器和旋流器组成,放大油水性质差异。采用软件对控水装置进行仿真模拟,将油水压差比作为性能指标,并搭建试验设备进行试验验证。根据仿真模拟及试验结果表明,水通过控水装置的压降远高于油的压降;且随着含水率增加,产生的过阀压降增加,证明新型自适应控水装置对低黏度油具有很好的控水稳油效果。     

正韵律底水油藏含水上升规律及其影响因素

为了确定X底水油藏含水上升规律，明确含水上升影响因素，找出减缓含水上升的方法，以该区块实际生产数据为基础，利用线性回归方法确定了该区块整体含水上升规律，并对单井含水上升规律进行划分。利用CMG数值模拟软件建立二维正韵律单井剖面模型，通过正交试验法研究了含水上升规律的影响因素，并总结了含水上升规律与影响因素之间的对应关系。研究结果表明，X区块整体含水上升规律为“S”型，单井含水上升规律可以划分为缓斜坡型、反“Z”型、“Γ”型、高波浪型和低波浪型等5类；无夹层时影响含水上升规律的因素主次排序为油水黏度比、打开程度、垂直水平渗透率比值、水体大小、定液量；单独考虑夹层时影响含水上升规律的因素主次排序为夹层位置、夹层渗透率、夹层大小。     

含水概率评价层间水淹状况的方法初探--以尚店油田滨79块为例

油藏层间剩余油潜力评价主要依赖于测井、取心资料,但大多数油藏取心及新测井资料较少,难以满足研究需要。因此,提出了一种利用丰富的油藏动态资料测算小层含水概率并评价层间相对水淹状况的方法,并对其原理进行了介绍。该方法具有资料丰富、简单宜行、可操作性强的优点,可以应用于中高含水期油田层间相对水淹状况的量化评价,为油藏综合调整措施的制定提供依据。     

渤海Q油田层间干扰定量表征技术及应用

针对渤海Q油田北区块油井多层合采导致的含水上升快、采油速度低、采出程度差异大等问题,对不同含水阶段的层间干扰现象进行分析,建立了层间干扰定量表征技术,并结合Q油田油藏类型和储层纵向非均质性,研究了底水关闭前后不同含水阶段的层间干扰规律,提出了高含水期细分层系开发的技术对策:对北区块进行调整,将原来的一套开发层系细分为三套开发层系,采用水平井开发,同时对老井进行关层。调整后全区含水率下降了10%,采油速度提高了0.5%,采收率提高了10.6%。     

灰色关联方法确定井组配注量

在注水时机、注水方式一定的情况下,注水强度尤其是各注水井的注水量配置显得非常重要。在对目前国内存在的配注方法的综合分析和研究之后,提出了以水驱油田注水井井组为研究单元,采用灰色关联分析方法中的关联度经归一化处理得到的关联系数作为井组内油井的动态劈分系数,从而对油井产液量劈分,进一步确定井组内注水井的配注量。经实例试算,说明本方法可以作为一种常规配注方法,该方法摒弃传统方法对注采井层段大量数据统计的烦琐性,方法简单,实用性强。     

水平井ICD控底水完井优化研究

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,但是在生产过程中暴露出的问题日益严重.主要表现为底水锥进导致无水采收期短,含水上升快以及后期找堵水困难等问题.文章针对这些问题采用流入控制装置产生附加压降,增加高渗段的流动阻力抑制高渗透段流速来进行优化完井,实现水平井流动剖面的均衡开采、延缓和控制底水锥进,达到提高最终采收率的目的.文中给出完井优化方法为合理开发底水油田提供了一套新的技术思路和方法,该方法已在部分油田投入应用并得到很好的效果.     

胡状油田体膨型聚合物调驱矿场试验

胡状油田处于高含水期,常规的调驱技术已不能满足生产需求。针对胡状油田储层非均质性强的特征,近年来开展了体膨型聚合物调驱技术的矿场试验和应用研究,该技术解决了常规调驱剂存在的注入性及可驱动性差的问题,有效地缓解了储层层内矛盾,取得了较好的增油降水效果,为高含水期油藏提高采收率探索了一条新途径。     

水平井射孔参数分段组合优化模型

沿水平井简从趾端至跟端存在压力降，且水平井射孔完井沿整个水平井简射孔参数一般相同，导致水平井跟端过早见水，因此研究水平井射孔参数分段组合优化控制沿水平井筒入流速度剖面对水平井稳油控水尤为重要。基于水平井筒入流速度剖面控制原理，综合考虑水平井筒管流、井壁入流、地层渗流等因素的相互影响，建立了水平井射孔参数分段组合优化模型。对比分析不同射孔参数组合条件下分段优化调控入流剖面的效果，结果表明，射孔密度是调控水平井入流速度剖面最重要的参数，射孔枪弹类型、射孔相位角、射孔方位角是调控水平井入流速度剖面的次要参数，且优化参数越多，水平井入流速度剖面优化效果越好。图6表3参20