中心管采油技术在水平井开发底水油藏中的应用

渤海油田因FPSO处理液量能力受限,高液量生产井(尤其是水平井)会因生产需求被迫关停,同时水平井在开发中后期,底水锥近严重导致开发效果变差。为改善开发效果,渤海QHD32-6油田首次利用了中心管采油技术,实现了水平井选择性堵水,将长期限液停产井成功复产。A25h井实际应用中心管采油技术后,日产液量下降351 m³ ／d,含水下降5．9％ ,增油24 m ³／d,该技术为渤海油田水平井增油控水工作提供了技术方向。     

水平井技术在新海27块稠油底水油藏开发中的应用

随着油气田开发技术的进步，水平井开采技术日臻完善，并在底水油藏、高角度裂缝性油藏、稠油和低渗透油藏开发中广泛应用，并取得了明显的效果。新海27块东一段是典型的稠油底水油藏，经过10多年的直井开发已进入高含水开发后期，开发调整效果较差，底水锥进严重，含水上升快。在搞清油藏地质特征和剩余油分布规律的基础上，共实施3口水平井，投产后效果很好，初期产能高，含水率低，大大提高了采油速率，取得了良好的经济效益和社会效益。     

底水砂岩油藏夹层抑制水平井底水锥进作用研究——以塔河油田三叠系砂岩底水油藏的水平井为例

夹层对底水锥进有很好的抑制作用,带有夹层的底水油藏,油井的临界产量会因为夹层的存在而大幅度提高。在分析夹层与水锥关系的基础上,结合塔河油田三叠系砂岩底水油藏的水平井实例建立单井夹层模型,模拟不同人工夹层参数对底水锥进的影响,详尽分析夹层垂向渗透率、规模及其距井筒的位置对底水锥进的影响,研究结果显示,位于油水界面之上且靠近水平井水平井筒的致密夹层能有效延长无水采油期和提高油层采收率。因此,在开发过程中,精细刻画底水油藏中夹层分布,根据夹层的特征合理射孔开采,针对夹层不发育或夹层无效的井,可借助人工夹层来合理控制底水锥进速度,对指导底水油藏的开发具有重要意义。     

水平井技术在小构造油藏挖潜中的应用

安丰油田安丰1断块K2t31是典型底水油藏,在直井开发16年后已进入高含水开发后期,针对开发调整难度大,含水上升快的开发特征,研究了剩余油分布规律、挖潜技术以及水平井优化设计技术界限,提出了水平井技术在小构造油藏挖潜中的应用并现场实施.投产后效果很好,初产高,含水低,大大提高了断块的采油速率,采收率由25%提高到38%,单井增加可采储量3.5×104 t,相当于直井的3倍多.     

宁东油田水平井延缓底水锥进的完井技术

宁东油田Y5油藏边底水发育,水平井在常规的完井生产管柱下开采时,水平段流体流动受变质量流等因素的影响,井底流压沿指端到跟端逐渐降低,在跟端处形成生产压差最大点,因此边底水就容易在跟端处形成锥进,影响水平井的开发效果。在分析水平井筒内流体流动特性的基础上,给出了水平井筒内流体的压降模型,并计算了不同完井管柱条件下水平井筒内的压降分布,计算结果表明,采用中新的完井管柱时,水平井筒内的压降变化幅度最小,最利于控制边底水的锥进。现场试验也证实,这种新型的完井管柱能有效控制边底水的锥进。     

水平井技术在临2块馆二段底水油藏开发调整中的应用

随着油田开发技术的进步 ,水平井开采技术日臻完善 ,在生产中获得了明显的经济效益 ,特别是对底水油藏、垂直裂缝油藏、稠油和低渗透油藏。临盘油田临 2块馆二段是典型底水油藏 ,直井开发 2 0多年后已进入高含水开发后期 ,开发调整效果较差 ,底水锥进严重 ,含水上升快。在充分研究该油藏开发特征和剩余油分布规律的基础上 ,共设计了 8口水平井 ,投产后效果很好 ,初产高 ,含水低 ,大大提高了断块的采油速率 ,采收率也由 34.7%提高到 45 .4% ,平均每口井增加可采储量 3.5× 10 4 t ,相当于直井的 3倍多。图 1参 2 (熊敏摘 )     

水平井技术在秦皇岛32-6油田西区底水油藏中的开发实践

随着油田开发技术的进步,水平井开采技术日趋完善,在底水油藏应用中取得了明显效果。秦皇岛32-6油田西区是典型的底水油藏,该区主体于2002年采用定向井投入开发,投产后基本没有无水采油期,底水锥进、突破很快,经过6年多的开发已进入高含水期,至2008年初,含水83.7%,采出程度5.05%,开发效果较差。基于水平井开发底水油藏试验研究,总结出影响该区水平井开发效果两个主要因素:水平段距离油水界面高度和水平井区隔夹层分布状况。在此基础之上,通过开展隔夹层及剩余油研究,在明下段有利位置布水平井6口,并在实施中应用了随钻跟踪及先进的完井技术。该区6口水平调整井投产后初期产能约是定向井的3倍,全油田预计最终采收率提高0.36%,取得了良好的效益。     

水平井技术在底水稠油油藏开发中的应用

长堤油田桩1块为一底水稠油油藏,主要含油层系为馆陶组上段,储集层为辫状河和曲流河相沉积,成岩作用弱,储集物性好;原油密度和粘度较大,油水粘度比为354,边底水十分活跃.该油藏利用直井开发了16年,由于底水锥进快造成油井含水上升快,产量递减快,而采收率较低.通过研究水锥特点和剩余油分布规律,利用水平井技术整体改造该油藏,控制底水锥进,挖掘剩余油潜力,从而提高了采收率.     

水平井技术在临盘油田开发后期的配套应用

针对不同油藏开发特征及剩余油分布规律,在深入油藏构造、储层研究及水驱油规律研究的基础上,采用水平井在油藏开采后期调整中的技术优势,有效地提高油藏的生产能力,改善油藏开发效果.     

水平井技术在冷家油田二次开发中的应用前景

在冷家油田块状边底水油藏和薄层稠油油藏水平井技术应用情况分析基础上，通过与国内水平井技术应用实例的对比分析认为，水平井技术可在冷家油田老油田挖潜、难采储量动用、SAGD开发、低渗透油藏开发和裂缝性油藏开发中得到较好的应用，在冷家油田二次开发中具有良好的应用前景。     

海上油田水平井底水脊进控制技术

对南海涠洲11-4油田C4水平井底水脊进的原因进行了分析,提出利用选择性堵剂和选择性注入及过顶替的方法来控制底水脊进.根据涠洲11-4油田的地层条件,选择性堵剂可选用廉价的具有不同成冻时间及不同强度的冻胶型堵剂并利用地层渗透率的差异和相渗透率的差异进行选择性注入,即堵剂优先进入高渗透层,水基堵剂优先进入出水层;过顶替是用粘度与堵剂粘度相当的流体将堵剂顶替至水平井的油水界面,从而为原油留下更好的产出通道.现场试验证实,该方法应用效果很好,C4井有效期超过一年;该平台其他3口井也相继投产,平台最高产油量达到147.1m³/d.截止到2004年8月,累计产油12913m³,投入产出比为1:16.     

各向异性底水油藏水平井产能预测新方法

目前底水油藏水平井产能模型较多但计算结果与现场实际差别较大,因此有必要对其进行更为深入的研究。根据Joshi的方法将水平井三维渗流场处理为水平面和垂直面的两个平面流动,应用保角变换、势的叠加原理、镜像反映理论得到底水油藏水平井产量计算公式并对公式进行了各向异性校正,得到了新的底水油藏水平井产能公式,分析了水平井长度、地层各向异性和避水高度对水平井产量的影响。现场实例计算结果表明所建立的计算模型预测精度较高,对底水油藏水平井开发评价、编制开发方案具有重要的指导意义。     

滨南油田火成岩底水稠油油藏水平井开发技术

针对滨南油田滨674块火成岩底水稠油油藏直井开发含水上升快、产量递减幅度大的问题,2010年实施了水平井开发技术,为了改善开发效果,依据该块剩余油分布规律,运用数值模拟方法,对水平井的平面位置、垂向位置、水平段长度、开发方式等进行了优化,并配套应用随钻地质导向技术、泡沫泥浆钻井技术、裸眼筛管完井顶部注水泥技术、井筒配套...     

一种预测底水油藏水锥动态及见水时间的新方法

底水油藏开发面临的核心问题是底水的锥进,准确预测底水油藏油井的见水时间,并采取相应的措施,可以延长油井的无水采油期,提高油井的累计产油量和采出程度。文中基于流体在多孔介质中的渗流规律,对底水油藏双重不完善井的水锥突破时间进行了研究。通过数学推导,得到了底水油藏油井水锥突破时间的计算公式,该公式考虑了油水流度比,原始束缚水饱和度,残余油饱和度等影响因素,并与其他底水油藏见水时间的公式进行了对比。实例分析表明,新的底水油藏油井见水时间公式的预测值较准确,并且与李传亮公式的结果较为接近,为预测底水油藏油井的见水时间提供了借鉴和指导。     

海上强底水油藏关井压锥效果及运用

X油田为海上强底水油藏,由于海上开发开采的特殊性,为了油田保持高速开发,海上平台井槽有限,对于高含水但还有剩余油的井,有必要采用保留原井眼侧钻的方式,即原井眼暂时封堵压锥,侧钻至未动用区域,等一定时间后再进行原井眼开采,来保持产量最大化。同时为了满足高效开发的要求,部分井在还有剩余油的情况下,进行保留原井眼侧钻,而何时再打开原井眼,需要准确掌握关井后水锥的回落状况。本文利用油藏工程分析方法和数值模拟技术,在对底水油藏水锥回落规律影响因素分析的基础上,建立了底水油藏数值模型,研究油密度、油黏度、油层厚度、隔夹层、水平渗透率、垂向渗透率与水平渗透率比值等因素对关井后水锥回落高度的影响规律,得出不同因素下回落高度与关井的关系,为关井压锥提供参考,同时为保留原井眼的调整井制定开关井策略。     

无夹层底水油藏直井水锥定量描述

针对无夹层底水油藏,基于剩余油分布预测的目的,进行水锥定量描述非常必要。由于影响水锥范围的因素众多,采用渗流力学方法和数值模拟技术分别定性和定量研究了各因素的影响规律。根据静力学和渗流力学原理,分别考虑远井地带平面径向流和近井地带半球状向心流渗流特征,采用解析方法推导了水锥高度与水锥半径的关系,定性分析了影响水锥范围的主要因素,包括产液量、油水粘度比和避射高度。在此基础上建立典型底水油藏数值概念模型,计算了多种影响因素下的水锥形态,利用多元非线性回归方法得到水锥高度计算公式,通过积分得到水锥体积计算公式。以Z1油藏1口生产井为例,比较并分析了解析方法和定量计算公式的结果,定量计算公式更适用于水锥高度和体积的计算,可以广泛应用于无夹层底水油藏直井水锥范围的计算和预测。     

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。     

海上底水稠油油藏氮气泡沫压锥技术研究与应用

基于QHD32-6油田西区底水稠油油藏底水锥进控制水淹的需要,分析了氮气泡沫压锥堵水敏感性因素,研制了氮气泡沫压锥液。模拟分析表明,注氮20 d、表活剂溶液质量浓度10 g/L、气液比2∶1、焖井2～5 d时压锥堵水效果最好;室内评价实验表明,起泡剂YS-FA150与生产污水、地层水及水源井水之间的配伍性较好;起泡剂的泡沫半衰期为3 871 s,排液半衰期215 s,气液比为2∶1的泡沫体系的阻力因子高达90,饱和起泡剂的岩心渗透率恢复率可达99.8%。现场应用结果表明,新研制的氮气泡沫压锥液能有效地抑制底水沿高渗透部位的锥进,试验井含水率由92.8%下降到62.5%,日产液量降低60 m3,日产油量增加22 m3,累积增油3 500 m3,综合效益显著。氮气泡沫压锥技术适合底水油藏锥进后进一步提高产量,具有较好的应用前景。     

分支水平井技术在单家寺特稠油油藏开发中的应用

通过对单家寺油田单2块沙一段特稠油油藏特征的系统研究,探讨了分支水平井开发特稠油油藏边际储量的巨大优势。分支水平井具有泄油面积大、单井产量高、节约钻井费用等特点,可实现特稠油边际储量的有效动用。以单家寺油田单2块沙一段为例,从分支水平井部署的位置优选、分支水平井参数优化及轨迹设计与优化等方面描述了水平分支井的地质设计技术,并提出在分支水平井钻进过程中进行实时跟踪分析,以确保分支水平井的顺利完钻,从而达到高效开发特稠油边际储量的目的。     

夹层研究在水平井开发厚层底水油藏中的应用——以曹妃甸11-6油田Massive砂体为例

渤海海域曹妃甸油田群油藏类型主要为河流相底水油藏,全部采用水平井开发,储层内部不稳定分布的夹层是影响底水油藏开发效果最关键的因素,厘清夹层的分布模式及其对底水的控制规律对底水油藏开发非常重要。以曹妃甸11-6油田Massive砂体为例,通过钻穿含油储层的少量探井、水平井的领眼井等进行小层精细对比,确定了夹层空间分布的总体框架,利用水平井含水率上升规律、供液能力和地层压力等生产动态特征与夹层的响应规律,建立厚层辫状河储层的夹层分布模式,分析了夹层分布模式对底水运动规律的控制作用。研究结果表明,Massive砂体纵向上主要发育2期主力夹层,部分水平井同时受2期主力夹层的共同遮挡,并根据夹层对底水的遮挡能力,划分为强遮挡、中遮挡和无遮挡3类。指导了中、高含水期剩余油分布研究和调整策略,部署调整井23口,平均单井累积增油量为17×104t。