薄层底水油藏水平井采水抑锥方法研究

针对陆9井区已开发薄层底水油藏水平井产量递减、含水上升快等问题,为寻求有效的控水措施,采用数值模拟方法,研究薄层底水油藏水平井实施油水同采对水锥影响效果。研究表明：水平井采水抑锥效果明显好于直井;在不考虑井筒压力损失时,采水井长度接近生产井长度时采水效果最好;在不同的采水时机下,采水都可有效抑制水锥,降低含水;采水量越大,抑锥效果越好,但采水量存在最优值;随着原油粘度增大或底水厚度变厚,采水效果明显变差;采水层位对抑锥效果影响不大。     

薄层底水油藏水平井采水抑锥方法研究

针对陆9井区已开发薄层底水油藏水平井产量递减、含水上升快等问题,为寻求有效的控水措施,采用数值模拟方法,研究薄层底水油藏水平井实施油水同采对水锥影响效果。研究表明：水平井采水抑锥效果明显好于直井;在不考虑井筒压力损失时,采水井长度接近生产井长度时采水效果最好;在不同的采水时机下,采水都可有效抑制水锥,降低含水;采水量越大,抑锥效果越好,但采水量存在最优值;随着原油粘度增大或底水厚度变厚,采水效果明显变差;采水层位对抑锥效果影响不大。     

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。     

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。     

底水驱油藏单管采水抑锥射孔方案优化

对于底水能量较活跃的油藏，可利用采水抑锥工艺抑制或减缓底水的锥进，从而达到稳油控水的目的。以此为基础，提出了单管采水抑锥工艺，建立了单井径向油藏模型，运用数值模拟方法，对不同射孔位置及射孔厚度油井的生产动态进行预测，优化射孔方案，并分析了水体大小、渗透率各向异性等因素对底水锥进的影响，为底水油藏控水措施的选择提供理论依据，提高油田最终采收率。     

底水油藏水平井控水完井优化设计方法

水平井在不同类型油气藏(气顶/底水/稠油/裂缝等)已逐步大量应用,暴露出的问题也日益突出,特别是底水油藏水平井产量递减快、底水上升快和找水控水困难等问题的出现,严重影响了水平井产能发挥和开采综合效益。文章在总结国内外底水油藏控水技术现状的基础上,从完井方法的选择、完井参数优化设计、完井产能评价以及控水技术对策等方面,综合阐述了底水油藏水平井控水完井设计理论、方法和应用。并建立了综合考虑水平井钻井污染、渗透率分布和井身轨迹的水平井压力剖面、产液剖面的预测方法,提出了适合我国底水油藏水平井控水分段完井技术措施,对于提高底水油藏开采技术水平具有重要意义。     

夹层对不同韵律底水油藏开发效果的影响机理——以苏丹H油田为例

以苏丹块状底水油藏H油田为原型,运用数值模拟方法建立了正韵律、反韵律、复合正韵律和复合反韵律底水油藏的数值模型,研究了不同夹层半径、厚度及分布条件下各种韵律油藏的开发效果,并提出了相应的开发技术对策。结果表明,对不同韵律底水油藏,含夹层油藏的开发效果均得到不同程度的改善,控水效果随着夹层半径的增大而变好;夹层厚度对开发效果影响不大,低含水期正韵律底水油藏和中高含水期反韵律底水油藏控水效果相对较好;夹层分布在距离油水界面较近或存在多夹层情况下开发效果好;剩余油主要分布在夹层之间和夹层下部。不同韵律底水油藏的开发策略主要为充分利用隔夹层优化射孔,结合垂向与水平渗透率之比控制采油速度和适时实施人工夹层等减缓底水锥进速度。H油田开发实践表明,充分利用隔夹层优化射孔并部署加密水平井能取得较好的开发效果。     

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。     

水平井井下油水分离控制底水锥进新方法

水平井井下油水分离技术可以有效地提高临界产量,能使底水油藏中的油井在低含水甚至无水情况下高速开采,是开采底水油藏的一种非常有效的方法.该方法通过动态地调节采油采水速度,使水区产生的压降可以平衡采油造成的压降,有效地缓解底水锥(脊)进,甚至可以完全消除水锥(脊),进而可在最短的时间内达到最大的采收率.通过建立水平井井下油水分离技术的数学模型,推导和求解新的临界产量公式,预测开发动态,优化采油方案.     

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。     

薄层底水油藏排水采油技术影响因素研究

系统研究了油藏地质参数与排采工艺参数对薄层底水油藏排水采油技术的影响,定量分析了各因素的作用机理及影响规律。研究表明,排水采油技术对于垂直水平渗透率比较小、底水能量较弱的薄层底水油藏适用性较强;隔夹层从距离油水界面-7.5~7.5 m变化时,排水采油累计产油量呈现缓慢增加—迅速减少—逐渐增加的变化规律,而累计增油量则呈现缓慢增加—迅速减少—迅速增加—逐渐降低的变化规律;当隔夹层中部位于排水井射孔位置时,隔夹层半径的增加有利于排水采油井控水产油,但位于排水井射孔位置以上时,累计产油量先减少后增加,排水采油增油量不断降低;采油井射孔位置越接近油水界面,排水采油增油量越大,产油量越小;最佳射孔打开程度为50%左右;排水层位距离油水界面不宜太远;排水速度与产液速度并非越大越好。研究结果可为现场合理实施排水采油技术提供参考依据。     

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.     

气顶边水油藏剩余油分布模式及挖潜对策

针对国外某气顶边水油藏地质特征和开发状况,开展了剩余油分布规律研究,分析了影响剩余油分布的主控因素,即隔夹层、气顶、构造高点、井网和井型。在此基础上,总结出剩余油的分布模式,纵向分布模式为屋脊油、屋檐油、屋顶油和屋内油4种,平面分布模式为朵状和火山锥状剩余油2种。针对不同模式剩余油提出了相应的挖潜对策:屋脊油可以在顶部钻水平井挖潜,屋檐油宜采用水平井底部挖潜,屋顶油建议采用过路井补孔,屋内油采用水平井或直井加密挖潜;开发朵状剩余油应进一步完善井网,采用水平井挖潜底部剩余油,而火山锥状剩余油宜采用局部直井加密开发。     

水平井技术在新海27块稠油底水油藏开发中的应用

随着油气田开发技术的进步，水平井开采技术日臻完善，并在底水油藏、高角度裂缝性油藏、稠油和低渗透油藏开发中广泛应用，并取得了明显的效果。新海27块东一段是典型的稠油底水油藏，经过10多年的直井开发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。在搞清油藏地质特征和剩余油分布规律的基础上，共实施3口水平井，投产后效果很好，初期产能高，含水率低，大大提高了采油速率，取得了良好的经济效益和社会效益。     

利用曲面反应法研究底水油藏水平井含水率变化规律

为揭示底水油藏水平井含水率变化规律,有效降低底水锥进对油藏开发的影响,在建立底水油藏数值模型基础上,运用Box-Behnken实验设计法,对水平井见水特征参数b的6个影响因素(水平井无因次位置、油水黏度比、水平段与主渗透率方向的夹角、垂向与水平渗透率比值、水平段长度、油藏厚度)进行了详细研究。实验后期通过运用曲面反应法得出各影响因素对水平井含水变化的影响顺序和影响交互性。该研究成果对底水油藏的水平井开发具有理论及现场指导意义。     

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。。     

塔河油田底水砂岩油藏水平井堵水提高采收率技术

塔河油田三叠系油藏为中孔、中—高渗底水块状断背斜型砂岩油藏,水油体积比达到100倍以上,底水能量充足。油田主要以水平井开发,由于受油藏非均质性影响,水平井在开发中表现为底水沿高渗段点状锥进水淹,导致大量剩余油无法采出。在水平段非均质特性和出水规律研究基础上,提出了提高采收率的技术思路：多次堵水,使油水界面均匀抬升到水平段,从而提高采收率。该技术在现场实践中取得较好的应用效果。     

海上稠油油田高含水期开发模式研究

海上稠油油田进入高含水开发期后,面临采油速度低、水窜快、产量递减快及采收率低等问题,且缺乏分层系开发调整经验,制约了油田的稳产和高效开发。以秦皇岛32-6油田为例,利用室内物理实验、油藏数值模拟等方法,开展了高含水期开发模式研究,明确了海上非均质稠油油藏分层系开发技术界限、注采井间加密模式和底水油藏水平井布井下限。结果表明：当储层原油黏度级差大于3或渗透率级差大于3时,层间干扰系数增大,实施分层系开采,且各开发层系油层厚度为4～8 m;对于强非均质性储层,不同井型、井网加密模式下体积波及系数差别较大,采用反九点转五点水平井+定向井联合井网加密模式,并将井距调整为220 m,体积波及系数显著提高;储层内部隔夹层渗透率、分布面积和分布位置均对水平井产能具有较大影响,基于隔夹层优化布井后,原油黏度为260 mPa·s的底水稠油油藏水平井累计产油量达到5万m³,油柱高度可由12 m下推至7 m。基于上述研究成果形成了“纵向分层系、平面变井网、水平井挖潜”的海上河流相稠油油田高效开发新模式,应用于秦皇岛32-6油田获得了良好的开发效果,可为类似油田的开发提供借鉴。