底水气藏水锥控制技术

底水气藏开发的关键技术是抑制水锥或控制底水锥进,最大程度地延长气井无水采气期和控制底水均匀驱替,以达到提高底水气藏开发效果的目的。利用压差控制、水锥控制、井下气液分离技术来控制底水的锥进,气井含水得到了有效控制,从而达到了控制底水锥进、抑制含水上升的目的,取得显著效果。     

陆梁油田薄层底水油藏控制水锥技术研究

提出了一种不重新射孔建立底水隔板封堵底水层的新方法,该方法充分利用了水基堵剂的选择性封堵作用和由工作液与原油的密度差而形成的重力分异作用,通过在油水交界面附近形成底水隔板来控制水锥发展。该方法主要使用了高密度盐水、隔板液和过顶替液3种工作液。对不同工作液的使用性能进行了试验研究和理论分析,确定了施工工艺。采用这种新方法在陆梁油田薄层底水油藏试验了8口井,有效率达到100%,截至2005年8月底,累积增油2 622t,降水4 968m³,含水率下降幅度为11.3%~38.4%。直接投入产出比为1:2.350 8。现场试验结果说明,该方法是一种值得推广的新技术。     

底水油藏水锥回落高度预测模型

关井压锥是底水油藏高含水后抑制底水锥进的有效方法,为提高再开井生产的开发效果,准确掌握关井后水锥的回落状况非常必要。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,研究水油密度差、油水黏度比、油层厚度、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,建立各单一影响因素下水锥回落高度与关井时间的定量关系,利用多元非线性回归方法得到多种因素影响下水锥回落高度与关井时间的预测模型。以Z1块底水油藏Z1-23井为例,对比分析表明,预测模型计算结果与现场监测结果的误差为5.71%。该水锥回落高度预测模型的计算结果能够满足矿场需要。     

底水稠油油藏润湿性对水锥回升的影响

岩石润湿性对底水油藏压锥后延缓水锥回升具有重要影响,但影响程度并不明确。因此,以接触角为指标优选具有不同润湿能力的4种润湿调节剂。将其溶于油溶性降黏剂,评价了该降黏体系对稠油降黏、抑制水锥回升的影响,定量描述了润湿性和采出物性条件之间的内在联系,分析了润湿调节剂的作用机理。结果表明,4种润湿调节剂对降黏剂的降黏性能没有影响。油湿润湿剂作用后的储层抑制底水回升的效果最好,平衡压力比达到3.75,净采出程度提高15.17%;而强水湿润湿剂作用后的储层平衡压力比仅为0.54,净采出程度提高6.51%。润湿性和采出物性之间表现出明显的规律性。调整储层润湿性可以有效抑制水锥的回升,提高原油采出程度。     

底水油藏水锥高度计算方法及应用效果分析

底水锥进是贯穿底水油藏开发过程中的核心问题,特别是以采出水为注入介质进行注水开发的底水油藏中,如何定量识别水锥高度,对于油井见水类型的判断和治理具有重要的意义,本文在进行水体定量化模拟的基础上,采用与矿场实践符合度高的油藏工程法,对水锥高度进行了定量化计算,并针对不同类型见水井开展针对性的开发调整工作,取得了阶段性效果...     

马北一号边底水油藏水锥影响因素分析

青海油田马北一号边底水油藏由于水锥的影响含水上升快,产量递减快,为此从开采方式、沉积韵律、射孔层段位置及射开程度、隔夹层的发育及位置方面分析了其对底水锥进的影响,并提出了消除这些影响因素的措施和建议。     

底水油藏水锥动态模拟及见水时间预测

基于底水油藏具有两种渗流模型的假设,即射孔段上部为水平径向流动,射孔段下部为半球状向心流动,推导出油井见水前离井轴任一半径在任一时刻的水锥高度的隐式函数,由此可确定底水的突破时间和不同时刻水锥的剖面形态。通过实例计算与实际结果的比较,见水时间的预测误差小于5%.     

底水气藏动态水锥临界产量计算方法

为提高底水气藏开发效果,防止底水过快锥进造成气井水淹停喷,改进目前水锥临界产量计算方法的局限性,本文首次建立了考虑地质油藏特征及计算参数随生产时间变化的动态水锥临界产量等效数值法,通过关键参数选取与适用性分析论证了该方法相比解析公式有更广泛的适用性并科学论证了强底水气藏初期合理采气速度应低于5%。通过实例应用,验证了动态水锥临界产量计算方法的准确性,将气井产量控制在动态水锥临界产量之下可以有效提高气藏开发效果。     

注氮气控制稠油油藏底水水锥技术

针对单家寺稠油油藏主力油层水淹严重,热采油汽比接近蒸汽吞吐经济极限的现状,对注氮气控制底水锥进及热氮混注提高热采采收率技术进行了有益探索。矿场试验结果表明,该技术有效地抑制底水锥进和蒸汽超覆,改善了吞吐井生产效果,成为“十五”期间巨厚块状底水稠油油藏多周期吞吐后控制底水锥进、提高热采采收率的有效手段之一。     

底水油藏水平井势分布及水锥研究

水平井对于底水油藏开发具有重要作用.由于底水锥进问题定解条件的非线性,使得该类水锥问题难于进行解析求解.因此应用Newman乘积原理,在求得底水油藏点源势函数的基础上,将水平井视为由点源组成的线源,利用数值积分,建立了水平井势函数计算公式,并进行了实例计算,结果表明该式结果与真实数据更为接近、可靠性更高;同时对影响见水时间的水平段长度、避水高度以及油层非均质性等因素进行了计算分析,结果表明水平井合理避水高度应在0.6～0.7,水平段越长、纵向渗透率越低则见水时间越长.     

底水油藏的压锥效果分析

底水锥进是影响底水油藏开发效果的重要因素。底水锥进常常使油井过早见水、含水上升迅速、产量递减加快。关井压锥是人们常常想到的抑制底水锥进的方法之一,但压锥效果并不理想。因此,从理论上分析了压锥效果差的原因：底水锥进的动力为油井的生产压差,水锥动力强,水锥速度快,而压锥的动力为地层的水油重力差,压锥动力弱,压锥速度慢。还通过数值模拟方法对压锥效果进行了研究,模拟结果显示,压锥后油井的含水快速升高至压锥前的水平,油井产量虽略有提高,但与压锥期间油井关井损失的产量相比,仍然得不偿失。建议矿场上不要采用关井压锥的方法来克服底水锥进带来的不利影响。     

底水气藏气井水锥动态模拟及见水时间预测

国内外底水气藏开发实践中,底水锥进展核心问题,准确的见水时间预测,对于底水气藏开发具有重大意义。为解决底水气藏开发实践中存在的水锥动态难模拟、见水时间难预测等问题,基于底水气藏开发实践中射孔方案形成的3种渗流型态,建立了底水气藏气井渗流模型并推导了底水气藏气井的水锥动态模型及见水时间预测公式,综合考虑了气体非达西效应、表皮系数、原始束缚水饱和度、原始含气饱和度等因素对于见水时间的影响。实例研究结果表明,利用推导的公式进行气井水锥动态模拟及见水时间预测的结果符合气井的实际生产状况。研究成果对水驱气藏气井的配产具有现实意义,可有效指导底水气藏气井的科学开发。     

薄层、底水油藏水锥控制技术研究与应用

底水油层开发的关键技术是抑制水锥或控制底水锥进，最大程度地延长油井无水采油期和控制底水均匀驱替，以达到提高底水油层开发效果的目的。文中针对陆梁油田主要开发层系——侏罗系和白垩系油藏的油层较薄，以中、高渗透储层为主，主力油层均有边底水，且油水层之间无稳定隔层夹层，油水分布关系复杂，开发过程中油井含水上升速度快的实际情况，开展水锥控制技术应用研究。利用可视化物理模拟装置建立薄油层底水油藏模型，采用不射孔完成法在薄油层下建立起有效的隔板，对使用的各种工作液配方、用量及施工参数进行充分的优化，进行现场先导试验。通过选择性注入的方法在薄油层的油水界面附近建立控制底水入侵的隔板，油井含水和含水上升速度得到了有效控制，达到了控制底水锥进、抑制含水上升的目的，取得显著效果。这项技术可广泛应用于薄层、底水油藏控水稳油的开发实践中。     

缝洞型底水油藏水锥形态确定方法

针对位于缝洞型底水油藏大型溶洞处的单开临界产量计算和水锥预测缺少有效方法的实际,考虑洞内、洞外两种流动力学特征和流动规律的不同,分别在二项式流动模式和线性流动模式基础上推导出了临界产量下用于描述洞内外水锥形态的计算公式,建立了由开发初期稳定试井资料获取关键参数的方法,并可用试算法计算临界产量。应用实例表明,洞内的水锥在近井区形成尖峰,并向外快速降低为平台;洞外水锥与洞内水锥形态明显不同,其形态由内而外逐渐变缓。     

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。     

常规稠油底水油藏氮气泡沫控制水锥技术研究

通过室内实验优选出发泡能力最佳的发泡剂,并对其浓度进行了优选实验,研究了岩心渗透率、岩心含油饱和度及气液比对泡沫阻力因子的影响。利用数值模拟方法,研究了用氮气泡沫控制底水锥进技术。在水锥锥进的生产井中,用高压注入氮气和发泡剂溶液,然后关井焖井一段时间后再开井生产,进行多轮次的氮气泡沫吞吐。利用数值模拟方法,对常规稠油底水油藏氮气泡沫控制水锥技术的开发方式、焖井时间、日排液量、注入方式以及转注时机进行了优化。     

采用供给边界压力预测底水突破前水锥参数

针对已建立的射孔段下部底水渗流预测模型中单纯采用球面流描述的缺陷，提出了射孔段下部的渗流是从径向流逐渐过渡到球面流的，并假设原始油水界面压力等于供给边界处的压力。在理论模型的基础上，建立了预测临界产量、水锥形态以及优化射孔长度的数学模型。对油井的射孔长度进行了优化设计，结果表明按照最优射孔段生产能够显著地提高油井的临界产量。     

一种新的预测底水突破前水锥参数的方法

借鉴前人研究思路,分别假设原始油水界面处的压力为原始地层压力和供给边界压力,采用径向流和半球面流相结合的模型预测底水锥进。通过计算水锥高度随产量的变化规律得到油井临界产量的表达式;根据临界产量对射孔段长度进行优化设计;通过研究近井的压力分布描述油井附近的水锥形态。所提出的方法具有较好的计算精度和较快的计算速度,可用于不同类型底水油藏水锥参数的计算。     

马北油田底水油藏合理产能分析

对于油田产量的合理产能预测可以帮助开发工作者及时掌握油田的开发趋势，以便合理地开发油田，通过对油田见水时间的预测，可以对油田的开发做到未雨绸缪，提前做好油田的防水治水工作；本文通过对马北油田底水油藏的临界产量预测和见水时间的预测，以期对马北油田的开发工作起到指导作用。     

缝洞型碳酸盐岩底水油藏水锥风险条件综合评判

中国西部某底水缝洞型油藏,油井投产后底水锥进差异大、能量递减差异大,油井底水锥进导致的产量递减在65%左右.由于该油藏主要储渗空间为碳酸盐岩的岩溶缝-洞复合体,储层纵横向非均质性极强,油藏的控水与提液不易获得定量依据,研究了采用综合权重评判方法来评价该油藏油井水锥风险,进而调控油井合理产能,生产实践表明该方法是可行的.