水平井分段控水完井试油技术浅析

水平井能够增大井筒与油气层段的接触面积，因而较直井能够大幅提高单井产能。目前，底水锥进是底水油藏开发中的最大难题，对水平井开发效益产生了巨大的负面影响，采用射孔优先技术对水平井近井筒的流入特征进行改变，可以实现流入剖面均衡。本文在简单介绍射孔优化参数选择原则的基础上，结合实际情况，提出优化射孔的具体方案。而调流控水筛管完井则能对整个井筒的实际生产压差进行平衡，从而更好的实现控水与治水的目标。本文主要对其关键技术和影响因素进行分析。     

水平井调流控水完井作用机理研究

水平井生产过程中,其水平段容易受到储层非均质性,跟趾端效应的影响,引起井筒过早见水、见气,从而影响油藏开发的经济效益。本文主要研究调流控水完井,通过平衡筛管它能有效优化产量,延缓底水或气顶的局部锥进,同时它也能平衡非均质油藏和均质油藏的生产剖面,从而有效防止水平段过早见水、见气,提高最终采收率。     

大港油田水平井分段开采增油控水效果分析

针对大港油田底水油藏水平井底水锥进含水上升快、低含水采油期短等问题,开展研究工作,形成了水平井分段开采完井工艺技术,该技术通过裸眼封隔器和管内预设密封筒对水平段进行分段完井,配套的中心管采用优化布孔设计,调整了水平段生产压差的分布,有利于底水均匀推进,从而实现水平井长期有效的开采。通过现场应用,水平井分段开采技术增油控水效果明显,很大程度地提高了水平井的开发效果,为油田进一步的开发提供强有力的技术支撑和保证。     

渤海油田水平套管井钻完井工艺技术研究应用

随着渤海油田多年来的开发,部分区块的调整区域含水率上升,储层水淹情况严重,部分油田属于底水油藏,生产过程中容易造成底水锥进,裸眼水平井控水困难,油井经济生产寿命缩短。由于地层非均质分布,地层变化较大,造成部分井着陆困难需要回填侧钻,或者部分水平井水平段钻遇大段泥岩,泥岩水化膨胀影响油井后期生产。当前页岩气开发如火如荼,水平井套管射孔完井技术逐渐成熟,为海上油田实施水平套管井提供了大量的理论支撑。该技术大大缩短了钻完井工期,不仅解决了着陆困难、回填侧钻的问题,而且为水平井控水技术提供了新的思路,对同类型的井具有较强的指导意义。     

自主式流量控制技术在低粘度强底水油藏中的应用

AICD(Autonomous Inflow Control Device)控水完井技术在国内外大量的应用表明,AICD技术能够有效抑制或延缓边底水锥进,实现油井增产以及提高油田采收率的目标。众所周知,对于未投产的新井,AICD控水的适用条件之一是要求地层原油粘度大于1.5 mPa·s。而对于地层原油粘度低于1.5 mPa·s的油藏,由于原油的流体性质跟地层水比较接近,对于AICD控水装置的灵敏性和精度提出了严峻的挑战,目前为止国内外还没有AICD控水在此粘度范围应用的公开记录。本文以中海油深圳分公司AA油田的地层原油粘度1.471 mPa·s的低粘度边底水油藏水平井作为AICD控水应用实例,充分验证了 AICD控水在低粘度原油油藏中的控水效果。与常规意义上的AICD控水完井不同的是,本井是目前世界范围内成功实施AICD控水完井的地下原油粘度最低的油井,对于中海油南海油田低粘度原油的控水增油生产和开发具有开创性的历史意义。     

水平井控水技术在南海东部油田的应用与分析

为解决底水油藏中水平井的底水早期突破,影响油藏的最终采收率问题,南海东部油田采用了变密度筛管控水完井技术、中心管控水完井技术、ICD井下流量控制装置等完井技术来均衡水平井的流入剖面。本文对各种控水完井技术取得的效果进行了分析,对以后控水技术的应用具有借鉴意义。     

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,底水油藏水锥进是一个严重的问题,它的出现使产油量显著下降。所以,延长油井见水时间、控制或延缓水锥进是十分重要的。而现在国内外如何在射孔技术上,人为控制生产压差,使水平井的水平段从远井地带到近井地带,固定生产压差生产,是目前油田工程人员关注的一个问题。本文考虑水平井水平段的摩阻,越到底部摩阻越大,在射孔器材上采用变孔密射孔设计方案,提出了射孔设计的计算方法,人为控制生产压差,使水平段从远井地带到近井地带,均匀流入,减缓底水的上升速度,该技术在大港油田的水平井中现场应用20余井次,见水时间都得到了不同程度的减缓,取得了显著的效果,为底水油藏水平井控制底水上升提供了宝贵的经验。     

齐家油田边底水油藏利用水平井提高采收率试验研究

本文针对边底水发育的齐家油田高含水期剩余油分布复杂、直井开发底水锥进较快的实际,加强剩余油分布规律认识,通过油藏数值模拟和计算边底水油藏水驱前缘,搞清了底水锥进和边水舌进状况,提出了水平井挖潜零散剩余油治理对策。在水平井开发调整过程中,通过控制水平井射开部位和程度,有效的避免底水过早水脊见水;通过控制水平井和临井的生产压差,减缓了水平井底水水脊速度,增加底水的波及体积;通过对侧翼控制注水、轴向周期注水和边部连续注水相结合的调整措施,有效的抑制水平井底水脊进,通过调整使边底水发育的齐家油田实现了高效开发。     

底水油藏水平井物理模拟实验研究

为了较真实地模拟水平井开采底水油藏的流动状态,观寨水平井开采底水油藏过程中底水脊进的整个发展过程,研究水平井的几何因素对水平井开采底水油藏的影响,探索延缓底水脊进的途径和处理方法,本文利用大型三维油藏物理模型进行模拟实验,研究水平井开发过程中底水上升的规律及其与产能的关系,并计算得出底水上升高度与产能之间关系.得出结论:底水驱替形成水脊受水平井段长度、驱替压差、流量和驱替速度影响.随着驱替压差和驱替速度的降低水脊形成、发展速度变慢.该结论对底水油藏水平井产能设计及确定合理的生产压差提供了参考依据.     

水侵和布井方式对水平井开发效果影响及作用机制分析

为了经济合理开发边底水油藏,认识水侵规律,研究剩余油分布情况,为水侵治理和改善水平井开发效果提供理论依据和指导,根据渤海油田实际地质特征和流体物性建立理论地质模型,研究了底水、边水和注入水等不同水侵方式和布井方式对水平井开发效果的影响,分析了不同水侵方式下水平井生产动态特征.结果表明:对于底水油藏,可增加避水高度来延缓底水锥进,延长油井无水采油期,但在均质油藏中避水高度对水平井出水位置基本无影响;对于边水油藏,水平井水平段与边水间夹角越大,水平井见水时间越早,见水位置出现在水平井近边水端;对于注水开发油藏,随两水平井间夹角增大,油井见水时间提前.同时,针对不同水侵方式给出了开采剩余油的措施.