稠油底水油藏不同井型开发特征分析及应用

Q油田为地质构造平缓,辫状河沉积的稠油底水油藏,主要由水平井和定向井两种井型开采。通过对比分析两种井型开发特征,发现相对于定向井,水平井采油指数更高,无水采油期更长,含水上升更慢,累产油也更高。引入解析产能计算模型进行产能计算,分析水平井含水上升慢的机理,运用甲型水驱曲线法预测水驱储量和累产油,理论分析结果跟实际生产状况一致。水平井开采底水油藏效果更好,对稠油底水油藏的开发策略调整具有指导意义。     

胜利油田特殊结构井开发技术新进展

通过技术探索、研究试验、推广应用和新技术攻关,胜利油田发展形成了底水油藏、屋脊断块油藏、稠油油藏、地层不整合油藏及整装油藏特殊结构井地质油藏工程设计技术、钻井完井采油配套技术,形成了水平井、大位移水平井、分支水平井、鱼骨状分支水平井、老井侧钻水平井、老井侧钻定向井等井型.已在各类油藏181个开发单元完钻各类水平井586口,284个开发单元完钻老井侧钻定向井742口,年产油量分别达到119×104t和79×104t,累计产油已分别达到825×104t和409×104t.特殊结构井开发技术已成为胜利油田新、老区增产稳产的主导技术之一,近年来在薄层油藏、特高含水期厚层正韵律油藏、潜山特稠油油藏、特超稠油油藏、复杂断块油藏特殊结构井油藏描述、油藏工程优化设计、钻井工艺、完井工艺、采油工艺等方面取得了新进展,现场应用取得良好效果.图10参35     

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。     

微生物复合降黏技术在底水稠油油藏开发中的应用

文中首次提出在底水稠油油藏水平井开发中采用微生物复合降黏技术。该技术是一项针对采取水平井开发但采出程度仍然较低的稠油油藏提出了的综合技术,解决了单一微生物采油效率较低的问题。在BQ油田B64断块馆三3油组底水稠油油藏水平井B28KH井运用该技术后,油井原油黏度有效降低,综合含水下降,单井产量明显上升。该技术先导实验的成功,为提高同类稠油油藏,特别是采用水平井生产、底水活跃、隔夹层不发育的稠油油藏的开发,找到了一种新方法。     

确定底水油藏水平井无水期合理产能的简单方法

塔里木油田底水油藏水平井生产的最大优势在于无水采油期,水平井一旦见水后含水上升快。由于缺乏必要的稳油控水配套技术,因此水平井无水期合理的产能将直接影响水平井开发效果。根据水平井油藏工程理论,推导并建立了综合评价水平井无水期合理产能的2个目标函数,提出了底水油藏水平井无水期合理产能的计算模型,并以塔中4油田水平井为例进行了分析验证,结果表明该方法简单实用。     

利用水平井技术开发低幅度底水稠油油藏

G104-5断块Ng6油藏为底水稠油油藏,构造幅度低,采用定向井开发,含水上升快、产量低,效果差。水平井具有生产压差小、泄油面积大的优点,可有效延缓底水锥进,提高单井产能,是开发低幅度底水稠油油藏的有效手段。根据油藏特点建立概念模型,对水平井生产的油水运动规律进行模拟。结果表明,储层的非均质性、水平段长度、水平段位置、隔夹层发育状况、油层厚度等因素决定着底水上侵的特点。在此基础上,进行水平井整体开发优化设计,实施后取得较好效果。     

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。     

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。     

考虑油气水三相流的水平井产能计算新方法

渤海C油田明化镇组以强底水油藏为主,地饱压差小,采用水平井高速开发。该类油藏水平井产能预测需同时考虑含水率上升和脱气的影响,前人研究的水平井产能公式大多只考虑单相流或两相流,鲜少有考虑油气水三相流,对此在Joshi水平井产能一般公式的基础上,将油、气、水三相渗流区进行微元处理,结合流体高压物性参数的拟合函数,推导局部脱气的三相流水平井产能计算公式。该公式在渤海C油田得到很好的实际验证,同时,通过计算不同含水阶段生产压差与日产油关系曲线,得到不同含水阶段水平井脱气对产能的影响程度,为低地饱压差底水油藏水平井产能预测和合理工作制度的确定提供依据。     

海上低幅底水稠油油藏特征及水平井开发初探

秦皇岛32-6油田属海上低幅底水稠油油藏,经多年定向井开采目前进入高含水开发期,受储层非均质性、隔夹层等多种因素的影响,油层水淹规律和剩余油分布规律极为复杂。为解决以上问题,在建立油藏数值模拟模型基础上,研究了油层水淹规律和剩余油分布规律,进行了水平井参数的优化设计,并实施了水平井先导试验研究。研究结果表明,纵向上油层底部水淹严重、剩余油较少;油层中上部水淹较轻,是剩余油富集区。平面上定向井能够动用的区域只是井筒附近油层,即井间和油层中上部无水淹,为剩余油富集区。实际生产证明,利用水平井开发海上低幅底水稠油油藏可提高采油速度和最终采收率。     

水平井技术在太平边底水稠油油藏的应用

为了改善开发效果,提高采收率,针对太平油田边底水稠油油藏直井开发含水上升快、采收率低的问题,在沾18块边底水稠油油藏开展了水平井整体调整技术的研究及应用,取得较好效果。初步形成了边底水油藏剩余油分布规律研究、隔夹层研究、水平井技术等水平井整体调整技术,对太平油田边底水稠油油藏及同类油藏的开发具有较好的指导和借鉴意义。     

水平井在渤中25-1南油田应用效果分析

对比研究了水平井与常规定向井在渤中25—1南海上大型复杂河流相稠油油田的应用效果,结合油田实际生产资料分析得出,12口水平井较其它定向井具有单井产能高、采油速度高、储量动用程度高以及防出砂效果好等特点。水平井在地下原油粘度50～250 mPa·s之间稠油油藏开发具有明显产能优势。     

边底水驱水平井开发油藏调剖物理模拟实验研究

冀东油田高浅北区是以水平井开发为主的常温常压、边底水块状构造常规稠油油藏.由于储层疏松,边底水的长期冲刷造成储层非均质性加重,油藏含水上升快,采出程度低.为探索水平井调剖的可行性及常规定向井与水平井调剖提高采收率优劣,在纵向非均质模型上进行了三维物理模拟研究.通过布置高精度的压差传感器和饱和度探针,对比不同注入方式下压力变化情况与流体在模型中的渗流情况.结果表明,注入参数相同时,水平井调剖、水平井采出提高采收率18.3个百分点,常规定向井调剖、水平井采出提高采收率8.1个百分点.说明在该类油藏,水平井比常规定向井调剖能更好地提高油藏采收率.     

海上普通稠油油藏多层合采层间干扰定量表征与定向井产能预测

采用可视化的多管水驱油物理模拟实验,结合实际油田生产资料,定量表征海上普通稠油油藏多层合采过程中的层间干扰现象,并建立适用于普通稠油油藏多层合采的定向井产能预测方法。建立了普通稠油油藏多层合采过程中采液指数和采油指数的干扰系数动态表征关系式;引入干扰系数,并考虑启动压力梯度的存在,修正Vandervlis定向井产能公式,得到适用于普通稠油油藏定向井多层合采的产能动态预测公式。储集层纵向渗透率的差异是层间干扰最主要的影响因素,可用储集层基准渗透率、渗透率级差和渗透率偏差综合描述。多层合采过程中,层间干扰对不同含水阶段油井产能的影响程度不同,中高含水期层间干扰对整体产油能力的抑制作用加剧,需要采取相应的调整措施;考虑层间干扰后产能预测精度明显提高,修正后的定向井产能公式可以较好地应用于现场生产。     

深层稠油油藏水锥机理及HDCS实验研究

深层普通稠油油藏桩斜139块由于受储层埋藏深、井斜位移大、边底水活跃等客观因素影响,开发过程中底水水锥严重导致含水居高不下。在区块前期精细地质研究的基础上,深入底水稠油油藏水锥机理研究,建立水平井热采概念模型,在室内实验和数值模拟的基础上开展HDCS开发先导试验研究。研究表明,底水稠油油藏桩斜139块在采油速度低、高含水情况下,后期进行HDCS调整可以有效控制底水锥进,改善井间及纵向上储量动用程度,提高采收率。     

低效稠油油藏开发效果影响因素分析及水平井优化

为了进一步改善边底水稠油油藏的开发效果,达到最终提高该类油藏采收率的目的,以营13-35断块东一段油藏为基础,分析边水油藏和底水油藏的开发效果。边水油藏和底水油藏的开发效果差异较大,底水稠油油藏采用直井开发,由于其初期含水率高、累计产油量低、含水上升速度快,开发效果较差。利用油藏数值模拟方法,分别建立边水、底水油藏的概念模型,研究水平井技术政策界限。结果表明,边水油藏在有效厚度大于3 m、距内油水边界120 m以上区域适于采用水平井热采开发;底水油藏在有夹层区域水平井油层有效厚度达到3.8 m时,热采效果明显优于常规开发效果,而无夹层区域考虑到注蒸汽过程中易造成与底水的沟通,油层有效厚度达到5.6 m时,适于采用常规水平井开发。     

水平井开发底水油藏的物理模拟试验研究

采用三维可视化物理模拟试验设备,在满足模型内流体的流动符合达西渗流规律、物理试验与实际油藏具有可比性的条件下,模拟了水平井开发均质底水油藏时底水水脊形成与发展的过程,分析了底水油藏中不同水平井长度和不同生产压差下水平井的见水规律。试验结果表明:在开发均质底水油藏时,水平井的水淹模式符合“中部见水—沿井扩展—全井水淹—翼部抬升”的规律;在相同的生产压差条件下,随着水平井长度的增加,受水平井井筒摩擦损失的影响,水平井产能是非线性增加的;当水平井长度相同时,水平井的产能与生产压差成正比;生产压差过大会导致水脊脊进速度加快,无水采油期变短,且见水后含水率迅速上升;在低含水期阶段,采用长水平段和低生产压差可以有效开发底水油藏,而在高含水期阶段,对水平井采取关井压水锥措施,“控水稳油”效果十分明显。      

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。     

小型底水油藏水平井分段射孔开采技术探讨

针对底水油藏开采过程中水平井初期开发效果好，见水后容易出现高含水，工艺技术上无法实施有效井段堵水的现状，从水平井产能与底水锥进时间、水平井射孔方式优化、影响小型底水油藏水平井效果的因素等方面进行探讨性的研究。     

底水油藏水平井开发物理模拟实验研究

为了了解底水油藏水平井开发过程中水脊发展规律,根据底水油藏水平井开采机理,建立了其开采过程的渗流数学模型,采用方程分析方法推导出了底水油藏水平井采油物理模拟的相似准则数群, 根据相似准则研制底水油藏水平井开发物理模拟装置,利用该实验装置分别研究了均质地层和具有隔夹层底水油藏的水脊上升形态与水平井开发动态。结果表明:在均质条件下,水平井见水位置在中部;当水平井附近具有隔夹层时,水平井含水率上升缓慢,并且随着隔夹层展布的增大,底水受到的抑制作用愈发明显,水平井见水时间延迟;对实际底水油藏水平井生产动态进行分析表明,隔夹层对开发效果的影响与物理实验结果相同。研究表明,可以充分利用隔夹层对底水的遮挡作用,尽量使夹层靠近水平井,并且应适当增大隔夹层的展布,提高水平井开采效果。