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。     

一个小型碳酸盐岩潜山油藏动态特征

涠10-3北油田是一个小型碳酸盐岩潜山油藏,弹性水压驱动类型,底水能量充足,利用天然能量可以不注水开发油田。其开发动态特征:底水锥进,油井过早见水,含水上升速度快;产量迅速下降,没有稳产期;含水上升速度及产量递减率随采油速度增大而增大;不能以加大生产压差来增加采液量;具同一压力系统及同一油水界面。水驱曲线法计算,目前可采程度低,仅14%。产量过大,超过极限产量是油井提前见水的主要原因。建议控制油井产量在极限产量的30.0%~50.0%,采油速度以2.0%为宜,油层射开程度10.0%。     

复杂断块底水油藏含水上升规律

渤海湾盆地南堡凹陷发育带有隔夹层的复杂断块底水油藏。底水油藏油水界面处隔夹层控制着底水锥进速度及单井水淹时间,如何利用隔层控制油藏含水上升速度对延长单井见水时间及提高油藏水驱开发效果至关重要。在精细刻画油藏隔夹层分布模式的基础上,利用修正的底水油藏见水时间公式,研究了隔夹层对油藏含水上升的变化规律。最终确定油井隔层半径为150 m时,既可以有效传导底水能量,又能够延长油井见水时间,此时计算油井见水时间为2 a;南堡凹陷堡古2油藏应用针对性的控水稳油对策,取得了较好开发效果。     

夹层对底水油气藏开采影响的数值模拟研究

运用数值模拟方法讨论了垂向渗透率、夹层位置、水平渗透率及采油速度的影响。结果表明．垂向渗透率越大．夹层位置越靠近油水界面．初始采油速度越大,夹层抑制底水水侵的作用越小,底水油藏的开发效果越差。在油水界面之上的夹层可以有效的抑制底水锥进．提高底水油藏的开发效果。     

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。     

复杂岩性多底水断块油藏合理开发方式研究

研究了复杂岩性和多套油水系统、断块油藏的合理开发问题。以实际油藏为例，通过各油井开发差异对比分析、不同油水系统动用差异分析，找出影响开发效果的因素。研究认为，对于复杂岩性多底水小断块油气藏，制定合理的油井工作制度，采用适当的采油速度，依靠底水天然能量，采取一套井网同样可以取得较好的开发效果。同时，老井侧钻既能挖掘井间及高部位剩余油，完善井网，又能有效控制底水锥进，是复杂底水小断块油藏经济高效开发的措施方法。该研究对于多油水系统、多岩性油藏合理开发方案制订及提高其开发效果具有重要意义。     

欢17块底水油藏水锥起降规律影响因素研究

为改善底水油藏开发效果、降低油藏开发中底水锥进现象带来的影响,对影响底水锥进现象各因素进行了详细分析。结合欢17块大凌河边底水油藏地质特征及开发特点,利用油藏工程分析方法及油藏数值模拟技术,总结出水锥起降规律。实验结果表明:隔夹层距离射孔段越远、平面展布面积越小,底水锥进现象越明显;油水黏度比、垂向水平渗透率之比、井距与水锥下降速度呈正变关系;在压制底水锥进过程中,单井日产液量越高,水锥下降速度越快;水锥下降高度变化主要发生在前4 a,建议矿场上最佳关井压锥时间为4 a。     

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.     

一种计算底水油藏水锥形态与见水时间的新方法

目前多数针对底水锥进的研究其基本假设为油水界面至井底的压力梯度是一定值,即垂向单位距离的地层压降相同,不符合主要压降存在于井底周围的实际认知。为了准确计算底水油藏生产中实际压力分布规律及油井见水时间等问题,针对底水油藏部分射开井生产特征建立了数学模型,采用拉普拉斯变换和分离变量法等方法进行求解,得到了部分射开井的真实压力分布,准确计算了水锥形态和见水时间,并分析了油井产量以及垂向渗透率对底水油藏见水时间和水锥形态的影响。通过实例验证该方法计算所得油井见水时间误差更小,并分析发现油水界面至井底的压力梯度变化整体呈“L”型;随着油井产量的减小,油井见水时间延长,水锥变“窄”;垂向渗透率越小,相同产量下水锥锥进速度越慢,水锥锥体变小,该方法对底水油藏高效开发具有一定意义。     

安塞油田底水油藏地质开发规律研究及认识

在研究区(安塞油田底水油藏)历年开发实践的基础上,讨论了油藏底水发育情况、隔夹层分布特征,系统地分析了底水和隔夹层分布特征对开发效果的影响,并对油藏开发过程中的油水界面和剩余油分布进行研究。结果表明:研究区底水发育特征为"西强东弱",而隔夹层呈"东强西弱"分布特征;在底水发育区,隔层位于油水界面之下,对油水界面的抬升没有明显的抑制作用,而主力油层层内夹层对底水锥进有抑制作用,作用时效与其位置、半径和开采速度有关。长期开发使得油水界面上升,但受夹层抑制作用和开采强度影响单井上升速度不同,无统一的油水界面,纵向上剩余油分布不均。     

红南边底水油藏油水同采技术的实施效果

油水同采技术是国外20世纪90年代发展的一项新技术,用以消除或抑制底水油藏中油井的水锥.运用数值模拟方法,研究确定红南边底水油藏的油井应用油水同采技术的合理时机为含水率30%～40%,射开水层的位置为油水界面附近,最佳水油比为3:1.通过红南油田3口井实际应用效果评价显示,油水同采技术对控制油井含水率上升、稳定油井产量、提高采收率有较好的效果.     

红南油田K1S1油藏剩余油挖潜研究

红南油田2块白垩系三十里大墩组油藏开发历史长,水淹状况严重,地质情况复杂。原有综合调整方案需要在后期大量监测及措施基础上进一步优化调整。在油藏开采过程中,很难判断是放大生产压差带来的底水锥进还是边底水沿裂缝窜进,因此也存在进一步深化认识的可能性。在精细地质研究的基础上,深入研究了油藏油水运动规律,总结了水淹规律及影响因素,分析了油藏不同地区产水规律及来源,进而开展了剩余油分布规律研究和综合调整方案研究,有针对性地提出了调整方案。     

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。     

一种开发无隔板底水油藏的新方法

在无隔板底水油藏开发过程中,许多油井面临着底水锥进速度快、临界产量低、无水采油期短等生产技术难题。借鉴前人研究思路,基于开发底水油藏的隔板理论和双层完井排液压锥技术,对无(天然)隔板底水油藏的开发模式进行了探讨。提出了一种人为注入堵剂(人工隔板)与排水压锥技术相结合的有效开发无隔板底水油藏的新方法,对于科学、高效、合理开发底水油藏具有一定的现实意义。     

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 )     

底水油藏侧向调驱提高采收率工艺优化

为了解决底水油藏油水接触面较大、优势通道发育、生产井见水过快导致产量急剧下降的难题，采用底水油藏可视化物理模型及驱替实验系统，设计交联聚合物侧向调驱实验方案，以采收率增值为评价指标，对侧向调驱施工参数进行优化。研究结果表明，交联聚合物注入量为0.3 PV时，单位体积侧向驱采收率增值达到133.93%；注入时机为含水率低于50%时，交联聚合物在油水界面处展布效果好，采收率增值高达55.17%。采用水平井注/水平井采方式，交联聚合物在油水界面处形成隔板半径更大，侧向驱采收率增幅40.18%；油水厚度比从0.5增大至2.0，交联聚合物的隔板作用越显著，采收率增值从26.86%增加至49.67%。研究证实了底水油藏应用侧向调驱的技术可行性及潜力，为底水油藏高效开发提供技术支持。     

带油环边水气藏水平井开发优化设计

锦州×油气田为一个带油环的层状边水凝析气藏,气区部署的气井肩负联合对外供气任务.在开发中,为了减缓气油界面上升,防止油环锥进入气区干扰气井稳定生产,同时避免油环锥进入气区成为死油而无法采出,降低油环的开发效果,因而在油环区部署水平井,与气井同步生产,保持气油界面的稳定性.文中通过数值模拟手段,对水平段纵向位置、水平段长度、合理采油速度等参数进行研究和优化设计.实际生产动态表明,优化设计的水平井能延缓边底水锥进和保持气油界面的稳定,提高了油气田的整体开发效果.     

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。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏油水界面变化规律探讨

塔河奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏开发近10年仍没搞清油水界面变化规律,给油藏开发带来很多困惑。以缝洞特征和流动状态研究为突破口,按溶洞系统、分支溶洞和微小孔洞分布特征和流动状态特征逐次研究油水界面变化:①溶洞中为典型的管流特征,油水接触为面接触,在微小缝洞中为渗流,油水接触为点状锥进和存在油水过渡带。②溶洞体中油井见水是水推进到井底,可以代表溶洞油水界面的深度和推进时间,微小缝洞中见水是水锥进造成,不代表油水界面的变化情况。③边水在油藏开发过程中逐步向溶洞系统顶部推进,一定条件下逐次向分支溶洞推进和微小孔洞锥进,形成各缝洞体不同部位、不同采出程度条件下参差不齐的相互交杂的油水界面。