底水油藏水平井临界产量计算新方法

临界产量的确定是利用水平井开发底水油藏的关键。在分析水平井开采过程中底水锥进机理的基础上,将水平井三维渗流场近似分解为内、外两个渗流场。分别分析两个渗流场的流线分布,利用Dupuit公式得到外部渗流场临界产量计算公式;利用平面径向流原理,将水平段长度视为“油层厚度”,井眼与油层顶部距离视为“泄油半径”得到内部渗流场临界产量计算公式;结合等值渗流阻力原理得出底水油藏水平井临界产量计算新方法。据新方法进行实例分析,对比前人推导的不同方法的计算结果,分析各向异性、水平段长度以及水平段距油层顶界的垂向距离与油层厚度之比对临界产量的影响规律。     

底水油藏水平井临界产量计算方法

隔夹层是影响底水油气藏开发的重要因素,准确预测隔夹层对底水油藏水平井临界产量的影响,是带隔板底水油藏水平井配产的关键。在水平井渗流场分解的基础上,利用等值渗流阻力原理得到各渗流场阻力,结合Dupuit隔板底水油藏临界产量计算原理推导出带隔板的底水油藏水平井临界产量计算方法。实例计算结果表明,临界产量随着垂向渗透率的增大而增大,隔板抑制底水锥进的作用就越显著,在油藏各向异性系数大于0.6之后,临界产量变化逐渐趋于平缓;隔板的大小以及隔板位置也是影响临界产量的关键因素,隔板范围越大,临界产量越大,隔板离底水越近,临界产量越小,在实际钻井过程中,水平段应尽量靠近隔板,设置人工隔板则要尽量远离底水界面。该方法为计算带隔板的底水油藏水平井临界产量提供了理论依据。     

底水油藏水平井临界产量确定新方法

底水油藏水平井临界产量作为确定油井合理生产制度、延长无水采油期、提高水平井开发效果的重要参考依据,是控制油井过早见水的一个重要指标,准确计算其大小在底水油藏开发中至关重要。以底水油藏底水脊进机理为基础,借助底水油藏直井底水锥进渗流理论,考虑水平井筒周围椭球形等压面,利用椭圆流原理以及发展矩形族方法推导了底水油藏水平井临界产量计算新方法。通过实例计算与对比,新公式计算结果与修正Chaperon模型临界产量计算结果相对误差较小,说明新公式准确性较高,而Giger-Karcher模型、程林松-范子菲模型、窦宏恩模型由于假设条件与底水油藏实际渗流模式不符,最终导致临界产量计算结果偏差较大。敏感性分析表明临界产量随着油层厚度、井筒位置与油层厚度之比的增大而增大,而随着各向异性系数的增大而减小。     

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。。     

底水油藏水平井最优垂向位置研究

针对油田现场对底水油藏水平垂向位置优化的重要性尚未得到统一认识的现状，从水平井垂向位置对底水油藏临界产量和见水时间的影响入手，推导出了临界产量和见水时间与水平井垂向位置的关系曲线，给出了底水油藏水平井临界产量和见水时间的计算公式。在综合考虑临界产量和见水时间的基础上，得到了底水油藏水平井最优垂向位置的范围，其结果对底水油藏水平井的油藏工程设计具有一定的指导意义。     

底水油藏水平井临界生产压差研究

在底水油藏水平井开发底水脊进原理的基础上,采用等值渗流阻力法,结合底水驱动垂向临界速度导出了底水油藏开发的临界生产压差计算模型及临界产能的计算方法。分析了垂向渗透率、油水密度差、水平井位置、油水粘度比以及底水锥进高度等参数对临界生产压差的影响,其结果对水平井开发底水油藏确定合理的生产压差具有指导作用,为底水油藏水平井产能设计提供了参考依据。     

气顶底水油藏直井开采最佳射孔位置和最佳射开厚度确定方法

以BoyunGuo和RLHLee的底水油藏临界产量计算公式为基础 ,推导出了确定气顶底水油藏直井最佳射孔位置和最佳射开厚度的方法 ,该方法可用于气顶底水油藏直井的射孔方案设计和临界产量计算。     

稠油油藏控制底水锥进技术研究

高升油田高二、三区属于气顶底水稠油油藏,开发中后期频繁出现底水锥进、管外窜槽等现象,严重影响油藏的开发效果.以高246块底水稠油油藏为例,通过横纵吸水剖面及油水井测井资料对比分析,确定该块底水及隔层的分布状况.利用正交试验对影响区块底水锥进的主要参数进行敏感性研究,应用油藏工程方法和数值模拟法剖析不同情况油层的避射厚度、垂向渗透率大小对底水锥进的影响,通过数值模拟法优选出不同油层厚度、隔层厚度情况下的油井最佳避射厚度、采油速度、生产压差以及临界产量,在确保发挥油井最大潜能的同时,延长了油井的无水采油期,提高了区块采收率,改善了区块开发效果.     

深层砂岩底水油藏改变驱油方向的可行性分析

本文以塔里木探区桑塔木油田三叠系Ⅲ油组为研究对象，揭示了沙漠地带深层或超深层砂岩底水油藏的主要特征及改变驱油方向的可行性。深层砂岩底水油藏具有储层物性好，裂缝不发育，油层厚度薄，大多有边底水天然能量等特点，在纵向上夹层较发育，多数油水界面统一，影响其开发效果的主要因素有油层射开程度，流度比，油水层厚度比，夹层位置及延伸长度，垂向渗透率与水平渗透率比值，高渗层或水平裂缝等。在油层较薄，夹层延伸长度较     

底水气藏水平井临界生产压差变化规律

根据物质平衡原理,推导底水气藏的含气高度、含水高度随时间的变化关系,并用近似方法确定波及系数,然后采用等值渗流阻力法,结合底水驱动垂向临界速度推导底水气藏开发的临界生产压差计算模型,从而实现定量表达水平井临界生产压差随开采时间增加而呈现递减趋势的变化规律。此外,分析垂向渗透率与水平渗透率之比、水气密度差、水气黏度比以及底水锥进高度等参数对临界生产压差的影响,为水平井开发底水气藏确定合理的生产压差、制定合理产量提供理论依据。     

厚油层注采井间注入水纵向波及程度定量研究

注水开发油藏经过注入水的长期冲刷,在进入高含水、高采出程度阶段后,剩余油分布零散,纵向水淹异常复杂.这种问题在厚油层油藏尤为突出.为了定量研究厚油层注采井间注入水纵向波及程度,以渗流理论为基础,考虑油水两相流动、有效渗透率和密度随饱和度的变化,建立了水滴质点在平面和纵向的运动方程,形成了完整描述厚油层注采井间注入水纵向...     

裂缝性碳酸盐岩底水油藏合理打开程度与合理井距

针对塔河油田S48单元油藏特征,应用油气渗流理论推导出了裂缝性碳酸盐岩底水油藏打开程度与井网密度的匹配关系式.用此关系式可确定该类油藏给定打开程度下的合理井距及给定井网密度下油井的合理打开厚度.研究认为:该类油藏的合理打开程度不宜超过50%,且在打开程度为50%时合理井距最大.开发过程中,随着含水饱和度的增加,合理打开厚度减小;随着垂向渗透率与水平渗透率比值的增加,合理打开厚度增大,合理井距减小.鉴于此,实际生产中应逐段封堵打开井段;实际布井中应根据不同区域的裂缝发育情况,采取不均匀布井方式;在井网的后期加密中应根据已有井的实际参数来确定与之匹配的新井位置和打开厚度.图5表1参15     

海上中轻质大段合采油藏射孔方案优化与应用

对于海上边底水能量较活跃的中轻质大段合采油藏,常因避射厚度不当引起底水锥进,影响油田开发效果。针对该问题,以渤海K油田为例,应用油藏数值模拟方法,分析了油井距内含油边界水平距离、油层底部距油水界面垂向距离、油层厚度、原油黏度、渗透率级差等因素对油层避射厚度的影响。研究表明,对于渤海中轻质油藏,随着黏度增加,避射厚度增加,当油井距内含油边界大于100 m时不需要避射;当原油黏度小于5 mPa·s时,最佳避射厚度为3 m。首次形成了一套渤海中轻质油藏射孔方案图版,该图版对指导类似油田的合理开发具有重要意义。     

砂岩底水油藏开采机理及开发策略

利用数值模拟方法研究分析了采油速度、油层沉积韵律、垂直水平渗透率比、夹层大小及位置、边底水能量、不同油水粘度比、井距、射开程度、毛管压力等对砂岩底水油藏开采效果的影响,同时对有夹层存在时K_v/K_h值对底水上升速度及形态的影响进行了精细模拟研究.研究表明：影响底水锥进的主要因素是采油速度、垂直水平渗透率比、油水流度比、夹层;砂岩底水油藏底水推进一般以平托为主.文中提出了相应的开发策略.     

同层补孔压裂技术在特低渗透油田的应用

坪北油田属于特低渗透油藏,砂体发育,油层厚度大,整体上储层采用笼统压裂以动用油层产能,但是笼统压裂对厚油层的改造并不充分,测井显示剩余油富集,为进一步有效挖掘剩余油,提高单井产量,提出了厚油层同层补孔压裂技术。通过分析厚油层同层补孔压裂技术的难点和主要影响因素,优化了射开程度和压裂施工参数,充分挖掘了剩余油,该技术在现场成功应用9井次,平均单井增油量提升1.5倍,增油效果显著,保证了特低渗透致密砂岩油藏高效开发。     

砂岩底水油藏底水锥进影响因素研究

鉴于砂岩底水油藏开采特征有别于灰岩底水油藏，因此有必要研究砂岩底水油藏的开采特征及其影响因素。利用三相黑油模型分析了单井产油量，储层沉积韵律，垂向水平渗透率比，夹层大小及位置，边底水能量，油水粘度比，距，油井射开程度以及油水毛管压力等９种因素对砂岩底水油藏开采效果的影响。     

产能分析方法在H盆地BDT油层块状底水潜山油藏中的应用

针对H盆地BDT油层块状底水潜山油藏底水能量活跃和油层具有较强的水敏特征,利用水测相对渗透率曲线和2种粘土稳定剂溶液(5号粘土稳定剂和7号粘土稳定剂)测得的相对渗透率曲线,分析了该油藏含水率变化规律及其影响因素,进而采用吕氏方法,Dupuit公式,Schols公式,MG方法和李传亮方法对临界产量及其影响因素进行了分析。研究表明,粘土稳定剂的使用可以使含水率上升更趋于平缓,低含水阶段采收率幅度最高;随着打开程度增大,合理产量出现最大值,在打开程度为50%时,临界产量达到最大值;最佳压差随打开程度增大而降低。     

孤东浅层气藏相对渗透率伤害影响因素分析

孤东浅层气藏具有厚度薄、胶结疏松、边底水活跃等特点,水侵和出砂等因素对气藏相对渗透率造成不利的影响,致使气井产能和气藏规模递减加快。结合典型井生产动态资料,分析了底水锥进、井筒积液反渗、出砂堵塞及水砂复合等因素对储层渗透性能伤害机理。研究表明：底水锥进、井筒积液反渗等水侵现象的发生,导致近井带气相相对渗透率降低,油压、套压同步下降,气井生产压差增大,渗流阻力增大;气藏产水后,储层中黏土矿物遇淡水极易膨胀和运移, 胶结变差,储层易出砂,堆积并堵塞近井带地层孔喉,造成渗透率降低。该研究成果为制定孤东地区浅层气藏开发技术措施提供了依据,同时为同类型气藏的开发研究提供了借鉴。     

高含水后期"低效、无效循环"形成条件的数值模拟研究

疏松砂岩油藏进入高含水期后，由于注入水的冲刷和油层本身的非均质性，储层孔隙结构发生了变化，注入水主要沿各沉积单元的高渗透层突进，导致水洗厚度基本不变，出现了严重的“低效、无效循环”现象。针对大庆油田北二东西块地质特点和长期注水开发历程，分析了低效、无效循环在生产过程中所呈现出的特征，总结出高含水后期油藏极易形成低效、无效循环的三个部位，即：垂向高渗透层、厚油层底部和注入水主流线。在此基础上，运用数值模拟方法进行了研究，给出了相应的形成条件，为高含水后期制定出了切实可行的油田开发界限，并为同类油藏有效预防和治理注入水低效、无效循环提供了直接依据。     

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底水锥进会导致气井产能急剧下降，因此底水气藏通常采用避射水层、限制生产压差的方法防止底水锥进。但对于低渗透底水气藏，其临界锥进产量很小，有时甚至低于单井经济极限产量，无法实现经济开采。章针对此类气藏，提出了射开水层、气水合采的新方法，将储层气水两相渗漉转换为井筒两相管流，降低了气井生产过程中的能量损失。数值模拟计算结果表明，对此类气藏有针对性的气水合采，不仅可以提高气藏的最终采收率，还可以延长气井的稳产期。该方法适用于对底水分布认识相对清楚、底水能量不是很大的底水气藏，也适用于层间水气藏，其经济可行性还取决于地面水处理费用。