气顶底水油藏水平井垂向位置确定模型及应用

为了控制油井气窜和水锥,提高油藏开发效果,需要准确判断不同类型气顶底水油藏水平井合理的垂向位置。在分析不同类型气顶底水油藏生产特征的基础上,利用气体状态方程、物质平衡方程将气顶能量和底水能量与油环中水平井垂向位置建立联系,推导出水平井垂向位置关于气顶指数、水体倍数和油藏压力的数学模型。该模型能够利用气顶指数、水体倍数的相对大小来确定水平井合理的垂向位置,同时为了便于钻完井施工,给出了不同气顶底水油藏的最合理的水平井垂向位置。数值模拟试验及实例验证结果表明,根据气顶指数和水体倍数的相对大小来确定水平井在油环中垂向位置的方法对油藏具体几何形状没有限制和要求,具有较好的适用性。      

底水凝析气藏薄油环开采数值模拟方法研究

分析了薄油环分布特征及现有油藏模拟网格技术特点,引入顺层网格和水平网格,论述了混合网格建模方法。利用顺层网格描述气藏分布,用水平网格描述油环分布,并将两种网格有效地耦合到一个网格系统中。混合网格模型中顺层网格在油气界面处为水平尖灭,与水平网格重合,实现在几何形状上的耦合。采用非相邻网格传导系数模型计算从水平网格向顺层网格间的流体流动传导系数,实现流体流动的耦合。混合网格建立方法可以有效地避免顺层网格呈锯齿状描述油环的分布特点,减少描述油环分布的网格数量,提高数值模拟计算效率;也可有效地模拟薄油环开采动态特征及底水锥进薄油环动态过程,模拟结果更加合理。     

大气顶薄油环底水油藏开发方式

针对大凝析气顶、薄油环、厚底水,同时高含CO2油藏的特殊性和开发难点,以海上K油田为例,运用油藏工程和数值模拟方法,分别对凝析气顶和重质油环衰竭式和保持压力条件下的开发对策进行了系统研究。结果表明:与利用天然能量开发相比,注气保持压力开发能够提高油藏总体采收率20百分点以上,同时使气顶中凝析油的析出量减少一半左右;利用直井开发气顶、水平井开发油环、注气井循环注气能使油藏总体采收率达到32%,实现气顶和油环的协同高效开发,同时减缓了生产对油气和油水界面变形的影响。研究结论为国内外类似油藏的高效开发提供了理论依据和技术参考。     

气顶边水油藏水平井开发可行性分析及产能评价

气顶边水油藏作为较为复杂的油气藏类型,在开发中遇到的最主要问题就是气顶气及边底水过早锥进,造成油井气窜、水窜,严重影响了油井产能。以渤海JZ25-1s油田某油藏为研究对象,根据区域类似油藏开发先导性试验结果及油藏数值模拟技术对比分析该类油藏应用水平井与直井的开采效果,论证了气顶边水窄油环油藏应用水平井开发的可行性。同时根据油田的地质特征,应用比采油指数法、修正公式法及油藏数值模拟法进行水平井产能分析,确定水平井开发初期合理产能。根据油田投产后的实际生产动态数据分析表明,水平井对深层、带气顶边水特征的窄油环状油藏具有较好的适应性,水平井产能的确定结果可信,计算方法可行。     

海上底水油藏水平井水驱波及系数定量表征

海上底水油藏开发中后期面临着水驱油规律认识不清及水平井井间水驱波及系数定量描述难的问题。以渤海Q油田为例，利用室内一维长岩心水驱油实验、油藏数值模拟方法，建立了底水油藏精细数值模型，研究了底水油藏长期水驱后驱油效率和水平井井间水驱波及系数变化规律。结果表明：水驱油实验中驱替倍数提高至2 000 PV，驱替速度由1 mL/min提高至5 mL/min，驱油效率较常规水驱驱替倍数为100 PV时提高了15%～20%；基于数值模拟的水平井水驱波及体积研究，通过引入高倍水驱后相渗曲线，并将模型网格精度提高至长×宽×高为10.0 m×10.0 m×0.3 m时，实现了对水驱波及体积的精细刻画，计算出的波及系数由原始模型的66.7%降低为54.6%，提高了模型计算精度；水平井布井油柱高度和井距均是影响井间水驱波及系数的主控因素，水平段油柱高度越低，井距越大，井间水驱波及系数越低。基于以上研究结果，建立了海上底水油藏井间水驱波及系数图版，明确了底水油藏水平井布井界限参数：布井井距100～150 m，油柱高度6～8 m，井控储量（15～25）万m³，水平井最大提液幅度2 000 m³/d，极限经济产油量10 m³/d，水平井累计产油量大于5万m³。该研究成果成功指导了海上Q油田底水油藏21口加密水平井的实施，可为底水油藏中后期高效挖潜提供借鉴。     

阿里斯库姆大气顶薄油环边底水油田开发方式

阿里斯库姆油田是一个具大气顶、薄油环、边底水的复杂油气藏。通过调研国内外同类油气藏的开发方式,确定该油藏合理开发方式,采用气顶注气及屏障注水,避免气窜和水侵;采用水平井开发薄油环,北部和南部采用完善井网滚动扩边开发。实施后,气顶气窜得到了有效控制,油藏地层压力保持程度稳步回升,油田产量逐年增加。因此,所采用开发方式合理有效。     

夹层对于CO2气顶大底水薄油藏开发规律的影响研究

为了改善气顶大底水薄油藏的开发效果,针对大气顶薄底水油藏在开发过程中面临气窜、水窜的风险,该文利用岩心和测井资料对夹层进行了定量评价和识别;应用油藏数值模拟技术,研究了夹层对于X油藏气窜、油侵气顶、开发方式及开发效果的影响。结果表明：X油藏气油界面处发育厚度1～2 m的低渗透夹层,平面展布范围广,从东向西方向夹层逐渐减薄。采用“划层系、分区域”的开发策略和先底部采油后边部采油的开发方式进行开发。在夹层下面布井,气顶状态变化不大,气窜现象微弱,无油侵气顶现象发生;在夹层以上布井开发,夹层不能阻止油侵气顶;夹层以上的区域按气顶边底水油藏开发,夹层以下的区域按底水油藏开发,且先开发底部层系具有较好的开发效果。以上成果认识,对于气顶大底水薄油藏的开发具有一定的指导意义。     

气顶边水油藏水平井开发效果影响因素分析

结合锦州X油田Es3-I断块气顶边水油藏地质特征及开发特点,建立了典型气顶边水油藏地质模型,通过试验设计方法对6个影响油气采收率的因素进行了优化组合,利用数值模拟软件对各个组合方案进行了模拟运算,进而分析了水平井开发效果的影响因素及其敏感程度,结果表明:油环水平井井数对该类油藏原油采收率的影响程度最大,而气顶动用情况则对该类油藏天然气采收率的影响程度最大;油环原油最终采收率对其他影响因素的敏感程度依次为水平段垂向位置、原油采油速度、储层各向异性、气顶动用情况、隔层分布以及隔层分布与气顶动用的交互作用。     

气顶油藏水平井开发油藏数值模拟研究

气顶油藏作为一类较为复杂的油气藏类型,在开发中遇到的最主要的问题就是气顶气锥进,造成油环内油井气窜,严重影响油井产能。以数值模拟技术为手段,通过建立研究区精细地质模型研究了水平井开发气顶油藏过程中的设计方向、水平段的纵向位置和初期合理采油速度,得出了在适应海上油田实际操作前提下,要提高油环油采收率应将水平井水平段部署在油水界面之上1/3(12m)处,采油速度控制在5.6%以下较为合理的认识。油田实际应用效果表明,通过水平井技术能够显著提高单井初期产能,有效抑制气顶气窜。     

气顶底水油藏水平井最优垂向位置研究

在带气顶的底水油藏开发中,气水锥进是目前面临的重要问题,水平井开发能够有效地避免油井过早见气和过早见水,而确定水平井最优垂向位置是获得最佳开发效果的关键。水平井垂向位置与临界产量、产纯油时间、油水密度差和油气密度差比值,以及临界产量与产纯油时间的乘积等关系的研究结果表明,水平井垂向位置越靠近气顶或底水,临界产量越高,但产纯油时间越短;越靠近最佳位置（气水同时锥进到油井中）,临界产量越低,产纯油时间越长。通过分析,确定了气顶底水油藏水平井最优垂直位置的范围．其结果对气顶底水油藏水平井开发具有重要意义。     

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气顶油气田因气顶及油气界面的存在，同时因气顶和油环的大小、储层物性、几何形态不同和边底水活跃程度不同，致使气顶油气藏在开采过程中具有多种驱油机理，采收率变化较大，这关键是气顶油气藏在开发过程中存在油气界面的移动问题，而调整和控制油气界面是相当困难。文章以唐家河油田东三段油气藏为例，应用动态分析法和数值模拟法，讨论了不同类型气顶油藏中油气水的分布特征以及气顶气投产时机等对油气采收率的影响，提出了高效开发气顶油气藏的具体措施。在精细地质描述的基础上正确选择开发方式，加强动态监测，适时完善注采系统，保持油环和气顶开发相协调。当气顶气储量相对较大时，采取气顶、油区同时开发；而对于气顶体积相对较小并且边、底水能量充足时，采取先依靠天然能量开采油区，然后人工注水，最后开采气顶。     

气顶底水油藏水平井临界产量计算方法

气顶底水油藏水平井临界产量是衡量水平井井筒是否过早水锥和气锥的一个重要因素,准确计算其大小对气顶底水油藏开发至关重要。 基于水平井井筒周围气顶与底水锥进原理,考虑水平井井筒周围椭圆形等压面,并将该等压面等效为发展矩形族,利用椭圆渗流原理推导了气顶底水油藏水平井临界产量计算模型。通过实例计算与对比,本文模型计算结果与数值模拟方法临界产量计算结果相对误差为 9.08%,且油层厚度较大时,两者之间的误差更小,说明本文模型准确性较好,实用性较强。敏感性分析表明,随着水平井无因次井筒位置的增大,临界产量呈现先增大后减小的趋势,且由于气水物性差异,临界产量在无因次井筒位置为 0.4 时取得最大值。因此,在利用水平井开发气顶底水油藏的过程中,应优选水平井井筒位置以保持较大临界产量。     

水平井开发大气顶弱边水油藏早期采油速度研究

针对渤海锦州25-1南油田沙河街组井区I油组油藏具有大气顶弱边水的特点,在精细地质模型的基础上,利用油藏数值模拟方法,研究了水平井衰竭开发大气顶窄油环弱边水油藏的合理采油速度和开采特征.同时也分析了在不同生产压差时的地层压力损耗、气油比、开采速度和采出程度的变化规律.综合考虑到海上油田生产主要受平台产气处理能力和平台寿...     

底水油藏开发中后期水平井挖潜技术研究

针对底水油藏开采中后期底水锥进严重、含水上升速度快、油水关系复杂等问题,在深化地质认识和生产动态分析的基础上,通过精细油藏描述和数值模拟技术,研究了试验区底水油藏剩余油分布规律;同时开展了底水油藏水平井渗流机理及水平井水平段长度、水平井筒距离油水界面高度等参数的优化设计研究,结合数值模拟结果优选井位、优化水平井设计参数,确定了合理的生产压差和开发技术政策,并对底水油藏水平井含水上升规律和生产动态预测方法进行了研究,现场试验取得了很好的稳油控水和剩余油挖潜效果。     

渤海S油田厚稠窄边底水油藏水平井合理生产压差研究

针对渤海S油田5井区油藏具有储层厚度大、地层原油粘度稠、平面上呈窄条状分布等特点,在精细地质模型的基础上,利用油藏数值模拟方法,研究了水平井开发"厚稠窄"边底水油藏的合理采油速度,分析了在不同生产压差时的含水率、日产油量、含水率和采出程度的变化规律,确定了"厚稠窄"边底水稠油油藏水平井开发的合理生产压差,并提出了"厚稠窄"边底水油藏水平井高速高效开发的新思路。     

水平井开采底水油藏的消锥工艺及证明

采用水平井开采底水、气顶油气藏,水不可避免地要向油层突入,困扰着水平井技术的发展。研究了水平井水、气锥进机理,提出水平井开采底水、气顶油藏过程中消除气、水突入油层的理论,并根据这个理论提出了几种消除锥进/脊进的工艺方法,不仅从哲学角度论证了这个理论与方法的可行性,而且还从油藏工程角度出发,采用叠加原理,导出了在此理论下底水油藏的油藏工程计算公式。     

精细油藏数值模拟研究现状及发展趋势

对国内外油藏数值模拟技术的调研分析认为,20世纪80年代以来,为了不断满足油田开发研究和实践的需要,油藏数值模拟技术向精细油藏数值模拟方向发展:采用精细地质方法如高分辨率层序地层学、储层随机模拟、非均质性的表征技术等方法与数值模拟相结合,并考虑流固耦合油藏数值模拟和动态地质建模的精细数值模拟等方法,将精细油藏描述的方法和成果应用于精细油藏数值模拟之中,为精细油藏数值模拟提供更加精细真实的地质模型;通过发展网格技术和数值解法提高数值模拟的求解精度,国外较多地采用了有限元方法,在发展网格技术和数值解法提高数值模拟的求解精度方面处于领先位置,并初步提出了一套基于油藏数值模拟研究的地质模型评价方法来定量评价数值模拟精度.综合分析认为,精细油藏数值模拟技术将向着多学科、一体化、高速、多功能集成和系统耦合模拟的方向发展.     

适于蒸汽辅助重力泄油开发的网格粗化技术

风城油田超稠油油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发技术已逐步完善,但油藏工程研究环节仍面临常规网格粗化后信息损失量大的问题,尤其是对井轨迹偏移考虑不充分和薄隔夹层信息丢失,导致数值模拟结果精度不高,影响现场操作政策的制定,制约着SAGD的稳产高产。依据SAGD生产影响因素筛选关键信息,分析网格粗化算法、网格边界、网格尺寸对数值模拟的影响;利用Petrel软件进行网格粗化,对粗化模型进行验证;针对关键部分的信息缺失,借助数值模拟软件CMG的局部网格加密与网格属性回归来修正粗化模型,精细还原薄夹层。以此方法建立的油藏数值模型,在保障精度的同时提升了计算速度。以模型验证为控制手段,三维控制网格与二元叠合属性回归相结合的模型粗化技术,为精细地质模型与油藏数值模拟成功接口奠定了基础。     

渤海JZ-X油田气顶窄油环油藏井位优化和挖潜策略

针对气顶底水窄油环油藏易气窜水锥、剩余油分布复杂的生产难题,在渤海矿区逐渐探索出利用水平井开发的井位优化与挖潜策略。基础井网阶段：水平井段垂直构造线穿多层来提高储量动用程度,并匹配智能滑套分采管柱以缓解层间矛盾;基础井网平行于流体界面,部署于油水界面之上1/3油柱高度避气控水。综合调整阶段：通过油藏数值模拟研究,油田开发进入中—后期,剩余油平面上主要富集于井间滞留区,纵向上后期水体能量驱动逐渐发挥主要作用,剩余油主要富集于油层上部。对比井间侧钻、气顶注气和屏障注水方案增油量指标,当前剩余油挖潜策略以井间侧钻与气顶注气为主。井间侧钻通过低产低效井平面侧钻至井间,纵向高部位部署挖潜剩余油,单井净增油量为3.4×104～4.2×104 m³;气顶注气通过采气井转天然气回注,补充气顶能量,气驱水平井上部剩余油,提高原油采收率,预测净增油量为5.2×104 m³。     

利用水平井开发大气顶窄油环油藏研究与实践

针对直井开发气顶油藏初期产能低、易气窜水锥的状况,提出利用水平井开发大气顶窄油环油藏,并开展了数值模拟研究,对水平段长度、延伸方向及纵向位置,水平井采油速度及开发方式等关键问题进行了研究.锦州25-1南油田Es3-Ⅰ油藏水平井开采实践表明,油环带部署的4口水平井的开发效果较好,单井日产油量在150～450m3,说明水平...