底水油藏水平井水平段长度优化模型

在综合考虑水平井开发技术经济 指标因素的基础上,根据资金平衡原理,建立了底水油藏水平井合理水平段长度的优化数学模型,模型求解可得到考虑技术、经济因素条件下水平井合理水平段长度、水平段位置、生产压差及合理经济开发时间等重要参数。利用该模型编制的水平井优化软件在实际油田中得到了较好的应用,其优化结果对底水油藏水平井开发设计具有重要的实际指导意义。     

底水油藏水平井水平段合理位置及长度的确定

底水油藏水平井垂向位置、水平段长度是影响水平井开发效果的重要因素,合理的水平段位置、长度不仅能节约开采成本,而且能使开采效果最好。在前人研究成果的基础上,研究了底水油藏水平井临界产量垂向位置变化的规律,提出了底水油藏水平井段合理位置的计算方法,建立了水平段合理长度数学模型,从而形成了一整套底水油藏水平井优化设计方法。该研究成果在现场中应用效果较好,为水平井开采底水油藏的优化设计提供了理论基础,对于实现水平井的高产稳产及延长无水开采期具有重要的理论和现实意义。     

Under River稠油油藏水平井水平段长度优化

针对Under River油田目前存在的水平段蒸汽干度损失大、含水率上升快和蒸汽吞吐采油量低等问题,在分析油藏储层物性和实际生产数据的基础上,综合油藏数值模拟分析和财务净现值评价方法得到了4种不同注汽方式下的水平段最优长度值。研究表明:采用不同的注汽方式,其最优水平段长度不同,采用均匀注汽方式具有最好的采油效果,趾端注汽方式的采油效果最差;根据现场数据和生产经验提出蒸汽损失率概念,回归了稠油油藏水平井水平段长度优化计算方程,该方程具有较高的精度和广泛的适用性。     

水平井水平段长度优化设计与实践

根据对南美D油田的油藏特征及水平井开发效果分析,该油田适用水平井的开发模式;利用水平井产能模型,对不同渗透率下采油指数的敏感性、原油粘度敏感性和生产效率敏感性进行分析,计算出适合此类油藏的水平段长度;指出在确定最佳水平段长度时,应综合考虑水平井的经济成本、钻井工艺和地质风险等因素。     

稠油底水油藏水平井水平段位置优选

利用油藏数值模拟方法对辽河油田冷41断块稠油底水油藏水平井水平段位置的优选进行了研究,分析了水平渗透率、垂直渗透率与水平渗透率比值、原油的粘温关系、水体倍数及油层厚度变化对水平段位置的影响。根据不同方案的数值模拟研究结果,获得了水平井水平段距底水的无因次距离随着参数变化的图版以及拟合公式,利用这些图版和拟合公式就可以对此类稠油底水油藏的水平井水平段位置进行指导,为同类油田开发提供依据。     

底水油藏水平井射孔最优水平段长度计算方法

在综合研究水平井射孔完井开发的技术经济指标因素基础上,根据资金平衡原理,建立了底水油藏水平井射孔完井的合理水平段长度的优化模型,提出了一种确定水平井射孔完井的合理水平段长度的计算方法。该模型求解后可得到水平井射孔的合理水平井段长度、合理经济开发时间、最优射孔参数和水平井段位置等重要参数,为油田实际生产提供了重要的指导意义。利用该模型开发的水平井射孔完井优化设计软件在油田中取得了较好的应用效果。     

水平井水平段长度优化原则

目前,水平井水平段长度的优化大多采用Dikken 提出的优化原则,即水平段最优长度是当摩擦损失减少了20%产能时的长度。在建立水平井水平段长度优化数学模型的基础上,给出一定油藏、流体条件下水平井极限产量的计算公式;结合油藏实例,分析了Dikken 优化原则的合理性,认为以该原则计算的水平段长度不能充分发挥水平井开发油藏的潜力,相对于极限产量而言,采出程度较低;得出了以极限产量为优化标准时水平段长度的计算方法;分析了两种优化原则之间的关系。该研究对水平井开发优化设计具有指导意义。     

底水驱潜山油藏水平井位置优化数值模拟研究

利用编制的底水裂缝性油藏模型模拟底水驱潜山油藏,进行水平井合理深度的研究。采用不同深度的模型分别进行模拟,得出了不同水平井深度下该潜山油藏的生产指标。对比生产指标,分析结果产生原因,最终与实际相结合,得出所采用模型的合理水平井的深度。     

高含硫气藏水平井段长度优化设计

在气藏精细描述基础上，应用数值模拟技术，建立气藏模拟模型。通过对比分析，确定水平井水平段的合理长度，为以最少的投资获得理想的增产气量、较长的稳产时间、较高的采收率以及最佳的经济效益和社会效益提供了技术支持。     

水平井开采底水油藏采水控锥方法研究

采用数值模拟方法，分别研究用水平井开采底水油藏时井型、采水时机和采水量对控制底水锥进的影响。研究表明，对于垂向渗透率较低、油水界面之上存在夹层的储集层，采水控锥效果显著。水平井采水效果好于直井采水；采水越早，控锥效果越好；采水量越大，控锥作用越明显；采水时机和采水量存在最优值。对于适于采水控锥的油藏，应根据具体地质构造、储集层物性、水体大小等情况，结合经济分析，综合选择合适的采水井型、采水时机和采水量。男外，采水控锥并不是对所有水平井开采的底水油藏都有效，如果垂向渗透率大，油水界面之上无夹层、隔层的有效阻挡，或水体巨大，水平井的含水上升会很快，采水一般难以见效。图3表1参10     

底水气藏水平井AICD控水完井技术优化

自适应流入控制装置(AICD)控水完井技术目前主要应用于油藏控水,针对气藏的AICD控水完井技术研究尚为空白,为此,开展了适用于气藏控水的新型流道型AICD的控水机理与流动特性分析,建立了塔河油田底水气藏新型流道型AICD控水完井的储集层—井筒耦合动态模型。利用正交试验分析优化了新型流道型AICD的结构参数组合,开展了新型流道型AICD控水完井的控水效果分析。结果表明,与常规射孔完井相比,新型流道型AICD控水完井造成的井底压力损失很小,对凝析油产量影响也很小;新型流道型AICD控水完井可延长底水气藏低产水采气期约365 d,预测20年的累计产水量降低约27%,近井地带含水饱和度普遍降低,具有较好的控水效果。新型流道型AICD控水完井可应用于底水气藏开发,实现控水稳气。     

水平井砾石充填参数优化设计的正交数值试验法

影响水平井砾石充填效果的施工参数包括砂浆排量、携砂比、携砂液黏度、冲筛比和滤失强度等,影响机理比较复杂,采用常规方法难以对其进行优化设计。首先确定这些因素的位级取值,然后使用正交表对其进行排列组合得到少量组合方案。利用水平井砾石充填数值模拟软件对这些组合方案分别进行数值试验,得到每种方案的充填效果评价指标;采用直观分析方法确定最优参数组合。对最优参数组合重新模拟表明,正交数值试验法得到的施工参数组合确实能达到最好的充填效果。采用方差分析法得到各因素对水平井砾石充填效果影响程度从大到小排序为:携砂比、冲筛比、充填排量、滤失强度、携砂液黏度。     

底水油藏水平井和直井开采对比研究

利用油藏数值模拟方法对底水油藏应用水平井及直井开采技术效果进行了对比研究。分析了采油速度,布井方式及垂直渗透率与水平渗透率比值（对开发效果的影响,结果表明,水平井开发底水油藏的效果远远优于直井,水平井在平面上的布局,在低采油速度下对开采效果影响较大,而在高采油速度下则影响不明显,地层的Ｋｖ／Ｋｈ值对水平井开采效果影响明显。     

X油田Es_3~1底水油藏水平井设计优化

水平段的长度和避水高度是底水油藏水平井设计的关键技术参数,合理的取值可以使产量和成本实现最优、可以有效提高开发效益。依据模糊理论建立水平段长度优化模型,并结合水平井无因次产量和临界产量与避水高度的变化分析,实现了X构造Es31油藏水平井优化设计。     

江汉油区水平井开发设计原则与方法

从基本地质油藏条件出发．以江汉油区为实例总结了边水油藏、低渗油藏和裂缝性油藏等不同油藏类型的水平井水平段方位和长度的设计原则。水平井水平段的方位由储层方向性决定,而水平段长度设计并非越长越好,应在满足水平井设计产能和经济投入允许的范围内以获得更高的储层钻遇率为目标进行设计;老区水平井水平段方位设计还需要考虑与现有井网的位置关系。在水平井单井优化设计过程中需要考虑储层方向性、油藏含油面积、老井网单井控制面积、与现有注采井网位置关系等地质和开发因素。以江汉油区广1区潜1^31（2）边水油藏为例运用数值模拟方法进行了水平段方位设计和长度优选。     

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。      

具有底水边界的水平井压力不稳态特征分析及认识

根据水平井三维渗流特征，在底水油藏情形仍假定顶面为不渗透隔层所封闭，底部则是恒压边界，水平井渗流表现为早期径向流以及稳定流动期，由此进行常规试井分析。以TKxxDH井为例，通过水平井的静压、压恢试井资料结果的对比分析，阐述了不稳定试井资料的应用，为此类油藏油井模型的选择及效果评价提供了可借签的经验。