低渗水驱油藏水平井见水后产能研究新方法

在利用水平井开发低渗水驱油藏的过程中,油井见水是制约其产量的一个重要因素。 基于Joshi 水平井产能分析理论,将水平井三维渗流问题简化为 2 个二维平面渗流问题,考虑启动压力梯度,利用保角变换方法分别获得了 2 个二维平面内的产量公式,再结合水驱油藏中非活塞式驱替过程油水两相渗流特征,最终求得了低渗水驱油藏中水平井产油量计算新公式。通过实例计算与对比发现,本文公式与水平井单相经典产能公式计算结果虽然均比实际产油量大,但是本文公式计算结果与实际产油量相对误差最小,为 2.94%,从而证明本文公式准确性较高、实用性较好。 此项研究为低渗水驱油藏水平井见水后产量预测提供了新的思路。     

一种快速评价底水油藏开发潜力方法

为落实底水油藏的真实油水界面、油藏规模、剩余开发潜力,提出利用已生产水平井见水时间快速评价思路,以进一步推动开发决策。而已有的底水油藏水平井见水时间计算方法中,未考虑实际水平段的强非均质性和一定油层厚度下的重力作用,计算结果误差较大。针对该问题,以非均质条件下水平井水淹规律为基础,利用镜像反映法、稳定生产流压求得水平井纵向剖面势分布,将流体流动过程微元化并结合重力作用,得到一种较为精确的底水油藏水平井见水时间求取方法。在此基础上,建立了不同生产压差条件下见水时间与油藏厚度的定量判断图版,可以快速评价底水油藏开发潜力。该方法简单实用,计算结果与实际数据、数模计算值较为匹配,具有一定推广价值。     

带隔板底水油藏水平井见水时间预测方法

底水脊进是底水油藏水平井开发过程中经常遇到的重要问题,准确地预测底水脊进的时间对于底水油藏合理开发至关重要。针对带隔板底水油藏水平井,基于油水两相渗流理论及流体在多孔介质中的流动规律,建立物理模型,并利用镜像反映和势叠加原理得到底水油藏水平井势分布,推导了带隔板底水油藏水平井见水时间公式。实例计算结果表明,该公式计算结果与实际见水时间相对误差为5.39%,隔板的存在大大延缓了水平井底水脊进的时间,且随着隔板半径增大和避水高度的增加,见水时间越长;水平井见水时间随着水平井段长度的减小和产油量的增大而缩短。该研究对于带隔板底水油藏中水平井段长度和避水高度的设计以及油藏合理开发具有一定指导意义。     

强底水稠油油藏水平井三维水驱物理模拟实验

珠江口盆地海相砂岩稠油油藏底水活跃,夹层分布复杂,开发难度较大,现有的常规实验规范无法准确地描述此类油藏的波及规律。基于南海东部X稠油油藏特征,设计了水平井三维水驱物理模拟实验,抽提出原油黏度和夹层分布范围作为影响水驱开发效果的主控因素,分析了强底水稠油油藏水驱开发中的水脊形态与波及规律。结果表明：稠油油藏水脊变化过程为局部锥进—局部见水—局部上托—围绕见水点拓展;稠油油藏水驱存在明显的油水过渡带,在开发后期波及范围增大有限,可采用大排量提液措施,重点挖潜在波及区油水过渡带中的剩余油;稠油油藏水驱应关注水平井沿程非均质性;对于含夹层稠油油藏,小范围夹层底部剩余油较少,大范围夹层易发生底水绕流形成次生边水,沿井筒方向波及范围增大幅度较大,在夹层下部残存大量剩余油,表现为“屋檐油”。该成果可为强底水稠油油藏治水防水及剩余油挖潜提供方案。     

基于动态数据的底水油藏水平井水脊增长模型

大量室内实验和矿场实践表明,底水油藏含水上升以垂向水锥(定向井)或水脊(水平井)形式存在。为了准确描述底水油藏水平井水脊形态的演化过程,从物质平衡原理出发,推导了水脊体积与生产动态数据之间的关系,结合水平井水脊形态,建立了基于动态数据的水平井水脊增长模型。已知相渗及矿场资料的条件下,应用该理论模型可以简便快捷地计算底水驱水平井水脊形态随时间的演化规律。通过渤海典型底水油藏的应用表明,该理论方法计算过程简便,预测结果可靠,对底水油藏水平井水脊预测具有重要的指导意义。     

注水开发气顶油藏水平井临界产量计算新方法

临界产量是确定气顶油藏合理开发的关键指标,但现有临界产量计算方法仅适用于衰竭开发的气顶油藏,注水开发气顶油藏水平井临界产量的计算方法尚属空白。利用水平井三维渗流场分解理论,将水平井的三维渗流场分解为外部渗流场和内部渗流场2个平面渗流场,在每个平面渗流场内根据径向流理论、流体静力学平衡关系计算临界产量,最终根据等值渗流阻力原理并结合油水相渗曲线,建立不同含水阶段注水开发气顶油藏水平井临界产量计算新方法。利用该方法指导BZ油田气顶油藏不同含水阶段、不同原油黏度油井工作制度调整,通过矿场实践,BZ油田气顶油藏整体控气稳油效果显著。气油比从150 m~3/m~3降至100 m~3/m~3,产油量无递减。该方法简单实用,具有一定推广价值。     

气顶底水油藏水平井最优垂向位置研究

在带气顶的底水油藏开发中,气水锥进是目前面临的重要问题,水平井开发能够有效地避免油井过早见气和过早见水,而确定水平井最优垂向位置是获得最佳开发效果的关键。水平井垂向位置与临界产量、产纯油时间、油水密度差和油气密度差比值,以及临界产量与产纯油时间的乘积等关系的研究结果表明,水平井垂向位置越靠近气顶或底水,临界产量越高,但产纯油时间越短;越靠近最佳位置（气水同时锥进到油井中）,临界产量越低,产纯油时间越长。通过分析,确定了气顶底水油藏水平井最优垂直位置的范围．其结果对气顶底水油藏水平井开发具有重要意义。     

气顶底水油藏水平井锥进的油藏工程研究

本推导了气顶底水油藏水平井产能公式和见水时间。在推导过程中考虑了油藏顶部油气界面、油藏底部的油水界面、油层各向异性比值及水平井位置对水平井势分布的影响。所得的结果对水平井油藏工程设计和理论研究具有一定的指导意义。     

底水油藏水平井压水脊物理模拟实验

水平井技术是开发底水油藏的一项重要技术.采用电子摄像监视技术与流动测试方法,建立水平井宏观大尺度三维物理模拟装置,观察底水油藏水平井开发动态、水脊脊进过程和压水脊水脊形状变化过程.水脊脊起模式为“井底下方底水脊起—底水脊进到井底—边部抬升,水脊形状变缓”.压水脊后水脊脊顶下降,边部抬升,直至形成新的稳定油水界面.而且压水脊前期水脊下降速度较快.压水脊能够降低底水油藏水平井的含水率,提高产油量和底水油藏的最终采收率.通过相似理论利用综合物理模拟实验直接预测实际油藏水脊动态,结合数值模拟研究和油田现场实际情况,建议实际油田关井压水脊时间为3～5 a.     

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。     

单井缝洞系统注水对含水率的影响分析

对塔河油田和塔里木油田缝洞型油藏单井缝洞系统部分油井注水引起含水率大幅升高的现象进行研究,分析了注水对油井含水率的影响机理.通过分析储层特征,简化单井缝洞系统,并结合理论计算分析来认识缝洞系统内油水界面的变化规律,结果表明:油井见水后对单井缝洞系统进行注水替油会对油井含水率和产油量有较大的影响,即油水界面距离井底较近的...     

带油环底水凝析气藏开发方式优化及均衡开采对策——以东海盆地西湖坳陷CX北区块为例

东海盆地西湖坳陷CX北区块H3b、H3c油气藏为海上带油环底水凝析气藏,采用油气同采且初期优先采油的开发方式共设计了4口水平井,水平段位于油气界面以下的油环上部。为了尽快回收投资,该气藏在开发初期采用较高速度开采,油气井生产动态开始出现产量递减加快、气油比快速上升、含水率快速上升等现象,表明气顶和油环开采出现不均衡状态,而且位于油环下部的井已开始出现底水锥进。为此,基于该区块油气藏地层油气流体相态特征,同时结合油气井生产动态特征,分析反凝析、气顶气下窜、底水上升锥进等因素对该油气藏开发动态的影响,进而提出对策:(1)利用气顶气和油环油溶解气的弹性能量以及边底水天然水驱方式来开采油气藏,并合理控制采油采气速度,尽可能地实现油气藏的均衡开采;(2)由于过早打破了油气井的均衡开采状态,导致了气顶气过早下窜和边底水过早侵入,需要通过实时调整采油气速度来平衡开采状态,从而使得油气藏气油比和含水率得到有效控制。实施结果表明:上述对策的成功应用,确保了凝析气藏进入了稳定均衡的开发状态。     

考虑启动压力梯度的低渗底水气藏见水时间预测

由于存在启动压力梯度,低渗透底水气藏中的水锥动态不同于常规底水气藏,因而利用常规预测公式计算气井见水时间,其计算结果肯定与真实情况有偏差。建立了底水气藏的水锥过程模型:气井钻开部分气层,射孔段为平面径向流,射孔段以下为平面径向流和半球面向心流的组合。依照该模型,假设储层水平、均质、等厚且具有各向同性,水以活塞方式驱气,气、水的密度和黏度均为常数,气水界面内外的压力梯度相同,忽略重力和毛管力。在此假设条件下,推导出了考虑启动压力梯度的低渗透底水气藏气井见水时间预测公式。将该公式与Sobocinski-Cornelius方法进行了实例计算对比,发现该公式计算的见水时间更接近于实测值;且利用推导出的预测公式计算的见水时间随着启动压力梯度的增加不断缩短,这符合定产量生产条件下,启动压力梯度越大则井底压力越小,底水与井底之间的压差越大,从而更容易发生底水锥进的实际情况。      

提高原油采收率的一种新理论与新方法

近年来,水平井开采底水、气顶油藏显然在初期得到一些令人满意的效果,但对于气、水突入油井,依然没有抑制措施,当水突破油井以后,油井大量出水,影响正常开采,成为阻碍直井、水平井技术发展的一大技术难题。本文研究了油田开发中水气突入油井的机理,首次建立了消除水、气突入油井的新理论,并提出了消除水、气突入油井的多种工艺方法。采用此理论和工艺可高效地开采低渗油气藏、特种油气藏、中高含水期的已开发油藏,可延长油井的无水、气采油期,提高原油采收率,给油田带来重大的经济效益。     

氮气+凝胶二元控堵底水技术及现场应用

底水水平井开发的关键技术是控制底水侵入、保证地层压力和有效提高采收率,最大限度的延长油井的无水采油或低含水采油期和保持底水均匀驱替,以提高底水油层开发效果。氮气+凝胶二元控堵底水技术,在底水油藏油水界面附近形成凝胶隔板和高压气腔,增加水流阻力,降低动液面,可以有效压水消锥,提高水平井的采收率。现场的实际应用验证了其技术的有效性和可靠性,该项技术可以广泛应用到底水油藏控水稳油的开发实践中去。     

顶气边水窄油环油藏高效开发技术与实践

对于顶气边水窄油环油藏开发,成熟的开发经验较少,高效开发难度很大。针对渤海海域JZ油田顶气边水窄油环油藏开发初期井网优选、开发中后期剩余油挖潜和气窜水锥后管理难度大的问题,以大气顶弱边水和小气顶强边水油藏为代表,开展了顶气边水油藏井网优选、油气水三相运移规律、剩余油挖潜策略、气窜水淹特征及稳油控水(控气)技术等方面研究。根据研究结果提出了水平井井网新模式,对于大气顶弱边水油藏,水平段垂向位置设计位于油柱高度的1/3处,对于小气顶强边水油藏,水平段垂向位置设计位于油柱高度的2/3处;大尺度三维物理模型及数值模拟表明,采油速度越大,油气界面及油水界面往生产井移动速度越大;结合水平井井间剩余油为“土豆状”分布的认识,提出了井间加密方案;结合工区内试采生产资料,利用油藏工程方法和数值模拟方法分别建立了见气诊断图版和见水诊断图版,有效指导了油田稳油控气(控水)措施实施。根据以上研究,JZ油田采用该系列技术开发10年,含水率控制在25.0%以内,气油比维持在700 m3/m3以下,预计生产25年可提高采收率2.3个百分点。该研究对同类顶气边水窄油环油藏的开发具有一定的指导意义。     

气顶油藏水平井最优垂向位置研究

水平井开发油藏是避免气顶油藏过早见气的有效手段,而确定水平井最优垂向位置是获得最佳开发效果的关键。针对这一问题,从水平井垂向位置对气顶油藏临界产量和见气时间的影响入手,得出了临界产量和见气时间与水平井垂向位置的关系曲线;在综合考虑临界产量和见气时间的基础上,得到了水平井垂向位置与临界产量和见气时间乘积的关系曲线,由曲线趋势得到了气顶油藏水平井最优垂向位置的范围。研究表明,水平井越靠近气顶,临界产量越大,而见气时间越短;水平井距油气界面的距离为含油厚度的80%~90%时开发效果最优。该研究结果为气顶油藏水平井的油藏工程设计提供了依据。     

底水油藏水平井水脊脊进规律

利用油气藏数值模拟软件,研究了水平井底水突破的位置。根据水平井的产量公式,推导出与垂面径向流的渗流阻力相应的生产压差。假设垂面上的生产压降满足对数分布,可得到考虑重力影响的底水脊进速度公式,并推导出油井的见水时间方程。最后,用实例验证了该方法的可靠性。研究表明,底水首先从水平井中部突破,并且随着生产时间的延长,底水脊进的速度会加快。合理增大水平井的水平段长度和避水高度,可以推迟油井的见水时间。