小型底水油藏水平井分段射孔开采技术探讨

针对底水油藏开采过程中水平井初期开发效果好，见水后容易出现高含水，工艺技术上无法实施有效井段堵水的现状，从水平井产能与底水锥进时间、水平井射孔方式优化、影响小型底水油藏水平井效果的因素等方面进行探讨性的研究。     

底水油藏水平井分段射孔产能预测及影响因素

水平井分段射孔完井可在出水后封堵出水段,延长油井寿命,节约完井费用,应用前景广阔。综合考虑底水油藏边界的影响、孔眼间的相互干扰、污染带及孔眼对入流的影响、射孔段的变质量不规则管流等因素,耦合油藏渗流、近井筒入流及井筒管流,建立了产能预测模型,并进行了实例计算及影响因素分析。结果表明：增加射开程度和水平段长度,产量增加,但增幅减小;增加射开段数,产量小幅增加;增加井筒直径,产量降低。     

底水油藏水平井分段射孔产能预测及影响因素

水平井分段射孔完井可在出水后封堵出水段,延长油井寿命,节约完井费用,应用前景广阔。综合考虑底水油藏边界的影响、孔眼间的相互干扰、污染带及孔眼对入流的影响、射孔段的变质量不规则管流等因素,耦合油藏渗流、近井筒入流及井筒管流,建立了产能预测模型,并进行了实例计算及影响因素分析。结果表明：增加射开程度和水平段长度,产量增加,但增幅减小;增加射开段数,产量小幅增加;增加井筒直径,产量降低。     

底水油藏水平井射孔密度优化

水平井开发底水油藏时,水平井筒内因流体的变质量流动而引起压力降,从而使沿水平井段的流量剖面不均匀,对于非均质性严重的油藏,这种现象更加明显。这将会导致许多生产问题如底水的早期突破等,会大大降低油藏采收率。在考虑井筒内压降的基础上对底水油藏渗流及井筒内流动进行了研究,建立了射孔水平井底水油藏模型、井筒压降模型及其油藏/井筒耦合模型。针对压降带来的生产问题,提出了一种新的优化射孔孔密分布的方法,均衡了沿井筒的流量分布。利用水平井射孔优化设计软件,对某非均质严重的水平井进行了孔密优化设计,证明了此孔密分布优化模型的正确性和实用性。     

底水油藏的水平井开发

结合新疆塔里木盆地某底水油藏实例,开展了利用水平井和直井开发底水油藏的对比研究,证实水平井开发底水油藏优于直井。在此基础上,提出了利用实际生产资料计算水平井临界产量和临界井底流压的新方法,并从油藏工程、物理实验和油藏数值模拟等不同角度研究了水平井开发底水油藏的开发方式。研究表明:利用水平井开发底水油藏应当重视水平渗透率和垂向渗透率的影响;不同初配产对开发效果的影响不同,如果油井的初配产小于油井的临界产量的3～5倍范围内,减小初配产能够明显改善开发效果;如果油井的初配产远远大于油井的临界产量,增加或减小油井的初配产对开发效果的影响不大。水平井的水平段应当控制在油层相对厚度的70～90。。     

水平井底水油藏变密度射孔技术优化研究

在水平井的开采实践中,底水油藏底水锥进的出现会使产油量显著下降,控制或延缓底水锥进十分重要。从渗流力学出发,针对水平井水平段的摩阻越到底部越大的实际,采用优化射孔技术,在射孔器材上采用变孔密射孔方案,人为控制水平段生产压差,使水平段从远井地带到近井地带,固定生产压差生产。现场应用表明,该方法对减缓注水上升速度有显著的效果,对油田套管完井水平井的开发有一定的借鉴意义。     

底水油藏水平井开发优化设计

针对辽河油田近几年水平井应用范围迅速扩大而部署界限不明确的现状,运用数值模拟方法,对底水油藏水平井部署时应注意的几个关键问题进行了较深入的研究。结果表明,不同油品性质油藏的部署设计结果有明显差异,对于粘度低于500mPa.s的底水油藏可采用底水托浮式开采,而对于相对较稠的油藏则应采用热采方式开发;另外,随着原油粘度的增加,其部署下限厚度逐步增加,对于粘度低于50mPa.s的稀油油藏,其水平井部署下限厚度可降至8m左右,同时水平井应尽量部署在油层的顶部;过大的生产压差同样可导致油井快速水淹,在水平井的生产过程中应适当控制其排液速度,其最大排液量建议不宜超过30t/d。     

底水油藏水平井开发物理模拟实验研究

为了了解底水油藏水平井开发过程中水脊发展规律,根据底水油藏水平井开采机理,建立了其开采过程的渗流数学模型,采用方程分析方法推导出了底水油藏水平井采油物理模拟的相似准则数群, 根据相似准则研制底水油藏水平井开发物理模拟装置,利用该实验装置分别研究了均质地层和具有隔夹层底水油藏的水脊上升形态与水平井开发动态。结果表明:在均质条件下,水平井见水位置在中部;当水平井附近具有隔夹层时,水平井含水率上升缓慢,并且随着隔夹层展布的增大,底水受到的抑制作用愈发明显,水平井见水时间延迟;对实际底水油藏水平井生产动态进行分析表明,隔夹层对开发效果的影响与物理实验结果相同。研究表明,可以充分利用隔夹层对底水的遮挡作用,尽量使夹层靠近水平井,并且应适当增大隔夹层的展布,提高水平井开采效果。      

底水油藏射孔优化设计

为了优化底水油藏的生产参数，研究了不同产量时射孔长度的优化方法。采用球面流和径向流相结合的模型推导了临界产量和无水采油量的计算公式，分别以临界产量和无水采油量为标准，对胜利油田桩西区块底水油藏上6口油井的射孔长度进行了优化设计，优化结果表明，对于底水油藏应首先按照临界产量对射孔长度进行优化设计，如果得到的最大临界产量不符合实际生产的要求，就应按照无水采油量进行射孔优化设计。研究表明，当油井产量超过临界产量后，以临界产量为标准得到的优化射孔长度会减小油井的无水采油量。     

底水油藏水平井分段完井产液剖面预测研究

针对底水油藏水平井分段完井技术应用的产液剖面预测问题,基于分段完井技术原理,利用Green源函数和叠加原理,建立了耦合油藏渗流与井筒环空流动影响的底水油藏水平井分段完井产液剖面预测模型,并给出了模型的数值求解方法。利用该预测模型,可分析分段完井产液剖面调控特征,确定各段需控制的合理产液速度,实现底水油藏水平井控水稳油的目标。结果表明,模型可快速准确地预测水平井分段完井产液剖面;分段完井产液剖面调控应综合考虑油藏各区域供液能力及控水稳油目标,在满足油藏条件及经济技术要求的前提下,采用多分段且分段趋于均匀有利于减小水平井变质量流压降的影响。     

底水油藏开发中后期水平井挖潜技术研究

针对底水油藏开采中后期底水锥进严重、含水上升速度快、油水关系复杂等问题,在深化地质认识和生产动态分析的基础上,通过精细油藏描述和数值模拟技术,研究了试验区底水油藏剩余油分布规律;同时开展了底水油藏水平井渗流机理及水平井水平段长度、水平井筒距离油水界面高度等参数的优化设计研究,结合数值模拟结果优选井位、优化水平井设计参数,确定了合理的生产压差和开发技术政策,并对底水油藏水平井含水上升规律和生产动态预测方法进行了研究,现场试验取得了很好的稳油控水和剩余油挖潜效果。     

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。     

底水油藏水平井射孔最优水平段长度计算方法

在综合研究水平井射孔完井开发的技术经济指标因素基础上,根据资金平衡原理,建立了底水油藏水平井射孔完井的合理水平段长度的优化模型,提出了一种确定水平井射孔完井的合理水平段长度的计算方法。该模型求解后可得到水平井射孔的合理水平井段长度、合理经济开发时间、最优射孔参数和水平井段位置等重要参数,为油田实际生产提供了重要的指导意义。利用该模型开发的水平井射孔完井优化设计软件在油田中取得了较好的应用效果。     

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。      

南海东部底水油藏水平井开发水淹规律研究

南海东部底水驱砂岩油藏大多为高孔高渗储层,天然能量充足,以水平井开发为主。在生产动态资料分析油藏驱替特征、统计分析单井含水上升规律基础上,研究油井的水淹类型、水淹模式及其影响因素。水淹规律研究为底水油藏开发效果评价及开发调整提供了依据。     

底水油藏水平井产能预测模型研究

针对河流相沉积正韵律储层特征,建立了底水油藏地质概念模型,采用数值模拟技术,分析了底水区大小、水平井射孔段长度、油层厚度、避水高度、垂向与水平渗透率比值、渗透率级差、水平渗透率和原油粘度这些参数对水平井产能的影响,确定了各参数与水平井产能的关系类型,在此基础上,采用多元回归技术建立了水平井初期产量与递减率预测模型。计算结果表明所建立的预测模型预测精度较高,为底水油藏水平井开发评价、编制开发方案提供了可靠依据。     

底水油藏水平井产量公式研究

按照Joshi方法将水平井三维流动简化为垂直面和水平面的两个平面流动，分别应用镜像反映、叠加原理方法和保角变换方法推导出了底水边界油藏水平井垂直面和水平面内的产量公武；再利用电模拟方法得到底水油藏内水平井的产量公式；分析了水平段长度、偏心距、非均质性对水平井产量的影响。结果表明，偏心距对水平井产量影响较小，当水平段长度小于2000m时。偏心距对产量变化影响不超过6％；而储层非均质性对水平井产量影响较大，随着渗透率各向异性比kh／kv，的增加，水平井的产量减小，垂向渗透率高的地层更有利于底水油藏水平井产量的提高。     

稠油底水油藏水平井分段完井方法及应用

分段完井可以有效缓解水平井过早见水,调整水平井产液剖面。利用渗流力学理论、油藏工程方法、聚类分析方法、油藏数值模拟等,建立一套底水油藏水平井分段完井和优化配产方案。首先,综合考虑储集层非均质性、压力系统、避水高度和完井成本,利用聚类分析方法对水平井进行合理分段;然后,通过油藏渗流和井筒管流耦合模型,以各段均衡产液为原则,计算最优附加阻力;最后,利用油藏数值模拟结果,对分段完井和传统裸眼完井进行对比,验证该方法的可靠性。研究结果在曹妃甸油田群和秦皇岛32-6油田得到广泛应用,水平井平均见水时间推迟152 d,提高采收率3%~5%.     

底水油藏水平井开发效果影响因素分析

以实际油藏地质特点、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七个因素,利用正交实验设计法设计了十八个试验方案,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。为提高该油藏水平井开发效果提供依据,为同类油藏提供借鉴。