关井压锥控制底水锥进效果分析

底水锥进是底水油藏在开发过程中遇到的主要问题,关井压锥是现场普遍采用的抑制底水锥进的方法之一。为了指导关井压锥措施在现场的应用,以获得更高的经济效益,采用机理分析、理论计算和数值模拟等方法,对影响关井压锥措施效果的因素及其有效性进行了分析评价。定义了一个评价关井压锥措施效果的无因次参数——增产系数,该系数与数值模拟结果相结合评价关井压锥效果更准确。研究结果表明:关井压锥措施起到了增油效果,压锥效果与关井时间长短及关井时的含水率有关,关井时间越长、关井时的含水率越高,增油量越低,但增加的油量比关井阶段损失的油量小,即油井总体上表现为累计产油量降低。关井压锥在渤海底水油藏的现场应用效果分析,进一步验证了理论和数值模拟研究的结果。因此,建议在开发底水油藏时慎用关井压锥措施来解决底水锥进带来的不利影响。      

缝洞型碳酸盐岩油藏油井高含水期关井压锥技术优化

针对某古潜山A区块,高含水期关井压锥指标体系不完善、部分指标确定不尽合理、细化量化程度不够等问题采用综合评判的方法,提出了新的评判指标界限:关井压锥效果评价指标3项,地质选井条件和技术参数9项,能更科学、更真实反映实际情况。分析认为在进行高含水期关井压锥时应优先选择关井压锥效果好的油井,慎重选择效果中等的油井,摈弃效果差的油井。研究方法可为同类型油藏开展高含水期关井压锥提供借鉴。     

底水油藏水锥回落高度预测模型

关井压锥是底水油藏高含水后抑制底水锥进的有效方法,为提高再开井生产的开发效果,准确掌握关井后水锥的回落状况非常必要。利用油藏工程分析方法和数值模拟技术,在对底水油藏水锥回落规律影响因素分析的基础上,建立了底水油藏数值模型,研究水油密度差、油水黏度比、油层厚度、水平渗透率、垂向渗透率与水平渗透率比值等因素对关井后水锥回落高度的影响规律,建立各单一影响因素下水锥回落高度与关井时间的定量关系,利用多元非线性回归方法得到多种因素影响下水锥回落高度与关井时间的预测模型。以Z1块底水油藏Z1-23井为例,对比分析表明,预测模型计算结果与现场监测结果的误差为5.71%。该水锥回落高度预测模型的计算结果能够满足矿场需要。     

关井压锥在刘峁塬侏罗系油藏中的应用效果分析

针对侏罗系边底水油藏底水锥进,本文提出了高含水期关井压锥思路,并建立了评判指标界限:关井压锥效果评价指标4项、选井条件5项、技术参数5项。研究结果表明,关井压锥应主要选择单井剩余地质储量大、边底水能量强、生产层段位于油水界面以上,有较长的一段低含水生产期,前期控液压锥有效的高含水井,油井在含水率大于90%后开始实施关井压锥;在压锥期间,关井时间需根据油井具体情况而定,一般25 d~45 d,开井后工作制度应保持在前期正常生产的0.7~0.95,生产压差保持在4.0 MPa~5.0 MPa;关井压锥后,开井生产有效期长,增油量、纯增油量大、压锥综合系数大的井,压锥效果好。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏关井压锥技术

通过实施关井压锥,塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏大量高含水油井恢复了产能,增油效果明显.在系统总结矿场关井压锥技术的基础上,对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏关井压锥的机理、选井原则、关井时机、关井时间、开井工作制度进行了探讨.研究结果表明:关井压锥应主要选择边底水能量强、生产层段位于油水界面以上、前期含水率呈缓慢上升型或台阶型、前期缩嘴压锥或控液压锥有效的高含水油井;油井应在含水率大于80%后开始实施关井压锥;在关井压锥期间,关井时间须根据油井具体情况而定,一般为10～20d,开井后工作制度保持在前期正常生产时产液量的75%左右为宜.     

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。     

塔河油田水锥探讨

目前在塔河油田无论是碳酸盐岩油藏还是砂岩油藏都存在底水锥进造成油井含水上升快、产油量递减快的现象,含水快速上升是塔河油田产量递减的主要原因。在认真分析塔河油田水锥形成原因基础上,借签国内外防锥、消锥方法,结合塔河油田生产实际情况,开展了大量的富有特色的防锥、消锥工作,提高了产量。     

对冀中碳酸盐岩底水油藏油井压锥效果剖析

由现场资料统计证实,裂缝性碳酸盐岩底水油藏的含水井产量,是按指数规律递减,即油井日产量与累计产油(直角坐标系)是线性关系。对油井压锥前后的可采油量变化,可用图解法估算。油井压锥可分为见水压锥和含水压锥。见水压锥(含水生产不足三个月)效果主要表现在延长无水期、增加无水采油量上;含水压锥效果主要表现在降低含水、减缓产量递减上。整体上看,两者均可提高油井可采油量和油藏采收率。多井压锥的效果,只有落实到独立水动力单元(山头或油藏)上,才认为效果是落实的。估算油藏或山头可采储量的增值,现场常用的方法是动态资料的水驱     

产液量变化对水锥的作用机制

针对改变油井生产制度能够较好地控制底水锥进的生产实际,研究了缝洞型油藏中油井产液量变化对水锥的作用机制.通过对塔河油田的储层特征和生产动态的分析,以流体在地层中的不稳定渗流理论为基础,依据压力平衡和Duhamel原理,推导得到了液量变化情况下地层中各点水锥高度的计算公式.产液量变化对水锥的作用结果表明:不同程度的液量变化可以形成不同的压锥方式,其中以注水压锥效果最好,关井压锥次之,缩嘴压锥最差;无因次压锥时间越长、无因次生产时间越短对水锥的控制越有利;当外区的渗透率较小时,由于压力传播的阻力增加,会使得水锥高度增加.对塔河油田1口实际井的计算结果表明,计算值与实际生产数据吻合较好,说明该研究结果能够较好地对注水压锥的效果进行模拟.     

海上强底水油藏关井压锥效果及运用

X油田为海上强底水油藏,由于海上开发开采的特殊性,为了油田保持高速开发,海上平台井槽有限,对于高含水但还有剩余油的井,有必要采用保留原井眼侧钻的方式,即原井眼暂时封堵压锥,侧钻至未动用区域,等一定时间后再进行原井眼开采,来保持产量最大化。同时为了满足高效开发的要求,部分井在还有剩余油的情况下,进行保留原井眼侧钻,而何时再打开原井眼,需要准确掌握关井后水锥的回落状况。本文利用油藏工程分析方法和数值模拟技术,在对底水油藏水锥回落规律影响因素分析的基础上,建立了底水油藏数值模型,研究油密度、油黏度、油层厚度、隔夹层、水平渗透率、垂向渗透率与水平渗透率比值等因素对关井后水锥回落高度的影响规律,得出不同因素下回落高度与关井的关系,为关井压锥提供参考,同时为保留原井眼的调整井制定开关井策略。     

边底水油藏开采机理与含水上升规律

针对靖安侏罗系边底水油藏的开发特征,以边底水生产开采机理和控制底水锥进的理论方法为指导,根据油藏动态分析研究,结合数值模拟结果,分析了新52井区边含水上升规律,研究了井区含水上升影响因素,提出人工注水是油藏实现＂控水稳油＂和高效开发的有效途径。新52井区注水开发延缓边底水锥进的效果,有效减缓了油田含水上升,确保了油藏的稳产开发,为油藏中后期开发调整积累了经验。     

页岩油水平井压裂渗吸驱油数值模拟研究

为了提高压裂页岩油水平井产量预测精度、优化闷井时间及压裂液用量等参数,建立了一种考虑压裂液注入、闷井渗吸及开井生产的压裂页岩油水平井油水两相渗流数学模型,利用控制体积有限元法求其数值解,模拟了渗吸作用下基质–裂缝油水置换的过程,获得了油水压力场、速度场、产量及含水率的动态变化.分析了压裂渗吸驱油特征,优化了闷井时间和压...     

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。     

基于多段井模型的海上油田新型控水技术可行性研究

新型控装置(AICD)具有对水相的智能识别和抑制功能。通过建立海上某高渗底水砂岩油田多段井模型,对AICD技术进行了数值模拟研究。研究表明,采用AICD技术能抑制底水锥进速度、扩大底水波及面积、降低油井含水率和提高油井产量;在油田综合含水达到80%前实施AICD技术增油效果最好,而在目标油田综合含水92%的情况下进行AICD完井仍能有效增加油井产量。AICD技术为海上油田控水技术的发展提供了新的思路。     

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%。     

底水油藏直井含水上升预测新方法的建立

底水锥进是影响底水油藏开发效果的重要因素。综合考虑各种影响因素,基于详细理论研究与分 析,利用某油藏生产数据建立了底水油藏的数值模型,并应用数值模拟结果中的累积产油、产水和产液量 计算俞启泰水驱特征变化曲线,得出反映直井含水变化规律的参数b 值。确定b 值为响应值,运用响应 曲面实验设计分析方法研究不同因素对b 值的影响,最后建立主要影响因素与b 值的关系式,结合俞启 泰曲线b 值图版,得到了预测底水油藏直井含水变化规律的回归曲线-图版法。应用此图版法对海上某 油田H12 井含水率进行了预测,并与实际生产数据对比,认为此方法可作为预测底水油藏直井含水率变 化规律的一种有效方法。     

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。     

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.