边底水油藏见水时间及无水期采收率的确定

预测边底水油藏见水时间，确定无水期采收率，对于改善注水开发的边底水油藏的开发效果。实现控水稳油，提高水驱采收率有着重要的意义。以物质平衡方式和不定态水侵公式等油藏工程理论为基础。得出无水期采收率和油藏见水时间的计算公式。在对有关参数进行详细讨论了基础上。以辽河油田某油藏为实例，将计算所得结果与实测结果相比较。相对误差很小，说明了本方法的精度较高。由于方法来源于油藏工程理论，通用性较强。     

典型底水气藏开发特征及适宜开发对策启示

四川盆地高石梯-磨溪灯二段气藏和太和气区灯二段气藏储层非均质性强,多尺度孔（洞）、缝发育,具有裂缝-孔洞型底水气藏特征,开发过程中面临底水沿缝洞快速侵入风险,开采难度大,缺乏可借鉴的有效开发技术对策。为科学开发这类裂缝性底水气藏,并为其他类型底水气藏提供技术参考,以中外典型底水气藏为研究对象,深入剖析各类型底水气藏的开发现状、地质特征和开发对策,明确影响底水气藏采出程度的主控因素,总结底水气藏控水治水对策,并在此基础上提出针对强非均质裂缝-孔洞型底水气藏的适宜开发对策。研究发现,裂缝发育程度、隔夹层发育程度和水体能量强弱是影响底水气藏开发效果的主要地质因素,深化气藏特征认识是提高底水气藏采出程度的基础,合理的开发技术对策可减缓底水非均匀侵入,均衡开采是实现裂缝-孔洞型底水气藏高效开发的关键。具体开发技术对策启示包括：(1)井震联合精细刻画储层缝、洞分布规律,动静资料结合持续深化气藏地质特征认识;(2)制定合理开发技术界限,加强气藏动态监测管理;(3)建立底水气藏水侵预测模拟体系,形成气藏全生命周期控水治水技术。     

具有边底水碳酸盐岩油藏见水特征分析

碳酸盐岩油藏是一种多重介质的溶缝洞型油藏.储层一般为块状分布,构成多个单独的储集系统,开发过程也是以单井或井组为基础的独立开发单元.分析油井见水特征及见水方式对控制边底水的突进和底水锥进有着很重要的作用,同时可以根据见水特征分析储层特征.以轮古2井区和桑南西区块为实例分析了油井见水特征,将其见水特征分为4种类型,即水锥型、层状型、裂缝型和条带型.根据见水特征来认识储集层特征,同时提出了控制油井含水和边底水突进的措施.根据见水类型分析,可以以不同类型的缝洞单元为油藏管理对象,对不同类型缝洞单元采取不同的开发政策.     

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。     

边底水驱高含水厚油层剩余油分布特征及挖潜实践

边底水活跃的油藏,天然能量充足,总体开发效果较好,但统计发现产油量往往与油层厚度不成比例,厚度2～3m的油层时常累产油达几万吨,而有些7～8m以上厚油层累产油不足万吨。通过剩余油监测,结合剩余油分布研究,高含水期的厚油层仍有较大潜力。近几年来,华北油田技术人员针对水淹厚油层剩余潜力,应用复合堵水、钻水平井等技术挖掘层内剩余油,取得较好效果,对同类油藏剩余油挖潜和提高采收率有一定借鉴意义。     

应用非稳定流法计算边底水油藏水油体积比

边底水驱油藏水油体积比表征了天然能量大小,是确定油藏开发方式和开发对策的关键.根据实际油藏地质静态资料和生产动态资料,结合物质平衡方程,运用非稳定流法计算出了天然水驱油藏的水油体积比,确定天然能量及开发方式合理性,为高效、经济开发油藏提供了依据,对类似油藏具有一定的借鉴意义.     

边底水复合砂岩油藏见水规律及主控因素研究

由于油藏边水、底水的驱动作用机理不同,以及多种地质和开发因素的影响,导致边底水复合砂岩油藏不同位置的油井,在不同阶段的见水规律及生产动态存在较大的差异。基于对实际油田开发动态对比和油藏中油水运动规律的分析,建立以产水特征曲线形态来判别油井水淹模式、以窜流指数来评价油井水窜强度的方法;并利用灰色关联分析方法,定量确定了影响油井见水强度的主控因素。实例分析表明,应用建立的方法,可以准确分析和评价边底水复合砂岩油藏的水驱推进过程和油井见水规律,为油藏开发调整和油井措施的实施奠定基础。     

裂缝性底水气藏气井水侵模式及见水时间预测

底水供给充足,裂缝系统发育使得裂缝性底水气藏在开采过程中极易形成水窜,造成该类型气藏采收率较低.在前人总结的裂缝性底水气藏气井水侵模式的基础上,针对裂缝性底水气藏非均质性强的特点,提出了该类型气藏见水时间预测方法.在研究过程中,将裂缝性储层抽象成为渗透率突变概念地质模型,定义渗透率突变系数和区域半径比来表征储层裂缝发育...     

砂砾岩潜山边底水复合油藏见水特征分析

渤海X油田由古近系东二段底部的孔隙型砂砾岩储层和太古界潜山基岩储层构成。潜山储层特征非常复杂,下部底水能量活跃,储集空间类型有孔隙、溶洞、裂缝三种。采用水油比导数图版判别法、见水特征无因次判别法、数值模拟法综合分析了油田水平井见水特征。油井见水特征为潜山裂缝沟通底水快速锥进,且含水率随潜山裂缝储量的增加而减小,拟合敏感性分析结果表明X油田潜山裂缝储量较小。油井压力波及至潜山后,潜山裂缝储量快速采出,并沟通底水,引起含水快速上升。对于这类裂缝性底水油藏,生产压差应控制在0.5MPa以内,油井高含水后适当关井压锥可以取到较好的效果。研究成果对于类似油藏合理开发具有一定的指导意义。     

厚层块状边底水稠油油藏水侵规律研究及应用

杜239块水侵能量较弱,地层压力快速下降是导致边水入侵的主要原因,边水入侵后,一线油井迅速水淹,但二线油井在数周期内可采到一定经济油量;利用测井解释及数值模拟结果对平面上水侵指间带、纵向上层内上部水淹程度低、剩余油饱和度高、采出程度低、剩余油富集进行分析,吞吐后期可利用指间补孔技术、整体吞吐技术、选配注技术等挖掘剩余油.     

苏里格气田盒_8段气藏储层特征及气井分类评价

苏里格气田是鄂尔多斯盆地上的重要气田,尤其是盒_8段为其主要的产气层段。根据分析,盒_8储层以中粗粒石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩三种岩石类型为主,通过岩心分析得到储层孔隙度范围为3.05%～21.84%,渗透率一般在0.02～12.87 mD之间,含气饱和度平均值为60.8%。根据储层特征及参数分析,为了更好的对气井产能进行评价,将气井根据储层特征参数结合储层静态物性分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类,便于气井稳产、配产的研究。     

苏里格气田气井生产后期管理对策研究

通过对苏里格气田气井生产规律进行分析,针对气井生产管理中存在的各种问题,进行系统的对策研究。从气井分类管理、排水采气、节流器打捞、生产制度优化、储层潜能挖潜等方面探索研究苏里格气田气井生产后期如何进行科学高效地管理。通过实例分析等方式对管理思路的实用性进行了佐证,形成了适合于苏里格气田气井生产后期有效的管理对策。     

辽河油区稠油油藏边底水控制技术研究

针对辽河油区边底水稠油油藏储量丰富,分布广泛的特点,通过对边底水稠油油藏水侵规律的分析研究,总结出针对不同油藏控制边底水的有效技术。开发过程中,在利用边底水能量的同时,延长了油井的见水时间,取得了较好的开发效果。     

气藏水平井边水突破时间预测

近年来气藏水平井开发技术越来越成熟,然而出水是影响气藏开发的重要问题.出水分为边水和底水,国内外对底水锥进进行了大量研究,而对边水气藏水平井见水时间预测的研究相对较少.文中对边水气藏水平井边水突破时间的预测方法进行了研究,通过数学推导,得到了边水气藏水平井边水突破时间的计算公式.该公式考虑了水平井水平段长度、含水饱和度、水相黏度、气相黏度等影响因素,并进行了实例分析.结果表明,利用该公式进行边水气藏水平井边水突破时间预测是可行的,具有一定的指导意义.     

边、底水气藏水侵规律可视化实验研究

针对边、底水气藏开发过程中的水侵问题,根据不同类型气藏的主要储集空间特征设计相对应的可视化物理模型,并利用水侵规律物理模拟实验系统开展了孔隙型、裂缝型、孔洞型和缝洞型气藏水侵规律可视化实验研究。结果表明：孔隙型气藏采出程度高,水侵前缘近似均匀推进,见水后水气比增加缓慢;水体在裂缝型气藏中优先沿着裂缝快速突进,同时在毛细管力和润湿性的作用下,储层基质发生渗吸,封闭基质中的气体,在缝网中间形成大量残余气,造成裂缝型气藏采出程度的大幅下降;储层中孤立的洞和缝主要为气藏提供储集空间,水体优先进入洞和缝,在局部对水侵影响较为显著,但对整体水侵前缘的推进影响不大;缝、洞沟通的气藏,水体沿着裂缝快速的充满洞,当出口端通过缝、洞与边、底水沟通时,气藏将在短时间内因为水淹而停产,此时气藏仅仅动用了缝和洞中的气体。研究成果对边、底水气藏的有效开发具有指导和实践意义。     

裂缝性有水气藏开采特征和开发方式优选

裂缝性有水气藏指具有边（或底）水（包括带油环或底油）气藏和凝析气藏，其储集层属裂缝-孔隙型或裂缝-孔洞型，非均质性严重，主要储集空间是基质中的孔、洞、主要渗流通道是裂缝。在裂缝性有水气藏开采过程中，地层边（或底）水（和油）容易沿裂缝通道向生产井窜流，造成气水（和油）多相流、井产量降低，部分气区被水封隔为难采区，水窜入含气区对采气危害很大，若不及时采取措施，就会降低采收率，造成难以弥补的损失，根据平衡开采原理，提出避免水害以提高这类气藏采收率和开发经济效益的最佳开发方式，并辅以3个老气田的实例加以说明。     

非均质底水气藏水平井井筒流量及压力剖面研究

在非均质底水气藏开发过程中,水平井钻遇不同渗透率的储层是影响水平井井筒流量以及压力剖面的重要因素.以非均质底水气藏水平井渗流理论研究为基础,利用微元法将非均质储层分为若干均质储层,并在每个均质区域考虑储层与井筒耦合的变质量流动,建立了求解非均质底水气藏产量以及压力剖面的半解析模型.实例分析表明,水平井井筒流量剖面随着渗透率分布的变化出现不同幅度的波动,渗透率级差越大,流量剖面波动的范围越大,且水平井钻遇高渗透储层越多,总产量也越大;在水平井井筒跟端与趾端附近,渗透率分布对井筒压力剖面基本无影响,而在水平井井筒中间部分,高渗透储层分布越多,压降越大,反之则压降越小,但整个水平井井筒压降仅为10-4 MPa左右,因此水平气井压力测试只需将压力计下到井筒跟端处.     

苏里格气田气井废弃条件研究

苏里格气田是典型的低渗透气田,要准确计算其采收率和可采储量,必需确定气井的废弃条件。考虑产能方程系数在开采过程中的变化,推导出计算气井任意时刻的二项式系数计算公式,由此可得到气井废弃时的稳定二项式方程。以经济评价结合地面工程论证,确定气井废弃产量和废弃井口流压,进而根据垂直管流法计算气井废弃井底流压,最终求得较可靠的废弃地层压力。     

底水气藏大斜度井开发优化设计研究

大斜度井开发底水气藏遇到的最大问题就是底水锥进。 以数值模拟技术为手段,建立底水气藏大斜度井地质概念模型。 区别于常规单参数局部优化,采用极差法分析大斜度井开发底水气藏时复合参数的交互影响,从而能够又快又准地得出更合理的全局最优结果。同时,为准确模拟开采特征,利用多段井模拟技术并考虑气藏渗流与井筒流体流动的耦合及摩阻的影响,采用示踪剂追踪法精确模拟底水见水时间,使得指标优化更加合理可靠。 结果表明,斜井段趾端避水高度对见水时间及无水采出程度均产生影响,而斜井段长度和生产压差则对预测期末采出程度起主要作用。该项研究对底水气藏大斜度井的高效开发具有一定的指导作用。