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。     

海上带凝析气顶的边底水油藏开发策略——以我国海上X油田H油藏开发为例

带凝析气顶的边底水油藏由于油气水关系复杂,开采难度大,容易出现油、气、水互窜,导致凝析油和原油的损失。对于这种复杂的油藏,不同的开采技术政策对油气采收率影响较大。以我国东部海域X油田H油藏开发为例,在对气顶底水油藏的开发机理研究的基础上,结合海上油气田开发特点,提出带凝析气顶的边底水油藏开发策略:利用天然能量,先期以采油为主,后期兼顾采气;采用水平井开发,生产压差控制在1~1.5MPa,纯油区开采4~5a后封水平段油层,开采上部顶气。     

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。     

气顶底水油藏水平井临界产量计算方法

气顶底水油藏水平井临界产量是衡量水平井井筒是否过早水锥和气锥的一个重要因素,准确计算其大小对气顶底水油藏开发至关重要。 基于水平井井筒周围气顶与底水锥进原理,考虑水平井井筒周围椭圆形等压面,并将该等压面等效为发展矩形族,利用椭圆渗流原理推导了气顶底水油藏水平井临界产量计算模型。通过实例计算与对比,本文模型计算结果与数值模拟方法临界产量计算结果相对误差为 9.08%,且油层厚度较大时,两者之间的误差更小,说明本文模型准确性较好,实用性较强。敏感性分析表明,随着水平井无因次井筒位置的增大,临界产量呈现先增大后减小的趋势,且由于气水物性差异,临界产量在无因次井筒位置为 0.4 时取得最大值。因此,在利用水平井开发气顶底水油藏的过程中,应优选水平井井筒位置以保持较大临界产量。     

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。     

预测水锥和气锥水平井临界产量的新方法

对于具有底水驱动、气顶驱动和底水与气顶同时驱动的油藏,当使用水平井开采时,水锥和气锥水平井的现象是不可避免的。基于以往的研究成果,提出产量比(临界产量与绝对无阻流量之比)的概念,以及水平井与垂直井的产量比相同的假定,得到了预测水锥和气锥水平井临界产量的新方法及通式。通过不同方法的应用和对比表明,本文提供的方法是实用有效的。     

气顶边水油藏水平井开发可行性分析及产能评价

气顶边水油藏作为较为复杂的油气藏类型,在开发中遇到的最主要问题就是气顶气及边底水过早锥进,造成油井气窜、水窜,严重影响了油井产能。以渤海JZ25-1s油田某油藏为研究对象,根据区域类似油藏开发先导性试验结果及油藏数值模拟技术对比分析该类油藏应用水平井与直井的开采效果,论证了气顶边水窄油环油藏应用水平井开发的可行性。同时根据油田的地质特征,应用比采油指数法、修正公式法及油藏数值模拟法进行水平井产能分析,确定水平井开发初期合理产能。根据油田投产后的实际生产动态数据分析表明,水平井对深层、带气顶边水特征的窄油环状油藏具有较好的适应性,水平井产能的确定结果可信,计算方法可行。     

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。     

气顶底水油藏水平井垂向位置确定模型及应用

为了控制油井气窜和水锥,提高油藏开发效果,需要准确判断不同类型气顶底水油藏水平井合理的垂向位置。在分析不同类型气顶底水油藏生产特征的基础上,利用气体状态方程、物质平衡方程将气顶能量和底水能量与油环中水平井垂向位置建立联系,推导出水平井垂向位置关于气顶指数、水体倍数和油藏压力的数学模型。该模型能够利用气顶指数、水体倍数的相对大小来确定水平井合理的垂向位置,同时为了便于钻完井施工,给出了不同气顶底水油藏的最合理的水平井垂向位置。数值模拟试验及实例验证结果表明,根据气顶指数和水体倍数的相对大小来确定水平井在油环中垂向位置的方法对油藏具体几何形状没有限制和要求,具有较好的适用性。      

底水油藏水平井临界产量确定新方法

底水油藏水平井临界产量作为确定油井合理生产制度、延长无水采油期、提高水平井开发效果的重要参考依据,是控制油井过早见水的一个重要指标,准确计算其大小在底水油藏开发中至关重要。以底水油藏底水脊进机理为基础,借助底水油藏直井底水锥进渗流理论,考虑水平井筒周围椭球形等压面,利用椭圆流原理以及发展矩形族方法推导了底水油藏水平井临界产量计算新方法。通过实例计算与对比,新公式计算结果与修正Chaperon模型临界产量计算结果相对误差较小,说明新公式准确性较高,而Giger-Karcher模型、程林松-范子菲模型、窦宏恩模型由于假设条件与底水油藏实际渗流模式不符,最终导致临界产量计算结果偏差较大。敏感性分析表明临界产量随着油层厚度、井筒位置与油层厚度之比的增大而增大,而随着各向异性系数的增大而减小。     

水平井、分支井采油工艺现状分析与展望

介绍了国内外水平井应用概况,水平井技术主要应用在以下几种油(气)藏:薄层油藏、天然裂缝油藏、存在气锥和水锥问题的油藏、存在底水锥进的气藏。另外,水平井在开采重油、水驱以及其他提高采收率措施中也正在发挥越来越重要的作用。分析了水平井、复杂结构井采油工艺现状,包括人工举升方式、增产增注措施、防砂和控砂技术、找水与堵水技术等,并对未来水平井、复杂结构井采油工艺急需研究的问题进行了展望。     

水平井筒内压降对水平井向井流动态关系的影响

建立了考虑水平井筒内压降影响的水平井向井流动态关系模型,为油藏工程和采油工程预测水平井真实的向井流动态关系提供了必要的手段。通过实例计算,分析了水平井筒内压降对水平井向井流动态关系的影响。分析表明:当水平井筒内压降较大时,即使油层和整个水平井筒内全部为单相原油流动,水平井的IPR曲线也不再为一条直线,而是一条曲线。井筒内压力损失越大,单相液流IPR曲线的这种背离直线的现象越明显;对于有底水或气顶的油藏,应适当增加水平井筒直径,以降低水平井筒内压降,从而延缓底水或底气的锥进。     

水平井水平段最优长度设计方法研究

由于水平井水平段内摩擦损失的缘故,如果水平段内压降和油藏压降相当,导致水平段末端压降很小或者为零,这种现象常常出现在高渗透层的低压降生产油藏和生产压差受到限制的锥进油藏。因而研究水平井最优长度设计方法对水平井开发方案设计具有指导意义。本文分三种情况(底水油藏、气顶底水油藏、气顶油藏)建立了油藏内流动模型、井筒内流动模型、水平井水平段最优长度数学模型,在建立模型过程中,考虑了水平段内流动状态(层流、紊流)和管壁相对粗糙度对摩擦损失和水平井产能的影响,最后通过实例计算得到了几个结论。     

深海底水气藏水侵规律与水侵风险识别方法

为了探索深海底水气藏控水开发策略,基于南海LS17-2深水气田的地质特征、水体特征及开发特征,针对水平井开展沿程产气剖面测试实验与大型3D底水气藏水侵物理模拟实验,定量分析底水脊进影响因素,在此基础上建立了适用于深海底水气藏开发的水侵风险识别方法。研究结果表明：①底水气藏开发过程中水体的脊进受到储层非均质性、生产制度、水平井筒趾跟效应的影响,并且上述3个因素对水侵的影响程度依次减小;②井区横纵比决定了气井产能是否会受到水侵风险的影响,而储层的非均质性会影响水侵风险识别界限,并且储层非均质性越强,横纵比安全界限值越小;③渗透率级差为1、10、20、30时,横纵比安全界限值依次为41.18、21.61、12.60、5.31;④基于建立的渗透率级差与井区横纵比安全界限值的关系曲线,A4H井储层平面渗透率级差为30、横纵比为77.20,远远大于横纵比安全界限值（5.31）,该井受到水侵影响的风险高,必须进行控水开发。针对深海底水气藏的控水开发,提出以下策略：①通过改善水平井筒趾跟效应以及削弱储层非均质性的影响,来抑制底水的不均衡脊进,相应措施为适用于水平井的环通多级人造井底技术与变密度筛管技术;②对开采制度进行调控,以防止不均匀水侵的形成,相应措施为周期采气技术;③在井底附近建立阻水屏障,进而抑制前缘水头的脊进,相应措施为水平井充填透气阻水砾石技术;④兼容并蓄,形成各阶段相互弥补的全生命周期气藏复合控水开发技术。结论认为,该研究成果不仅可以用于储层渗透率级差介于1～30、采气速度为3%条件下的深海底水气藏水侵风险判断,而且还可以为海上、陆上底水气藏的控水开发提供借鉴。     

和田河气田奥陶系底水气藏水侵机理研究

塔里木盆地和田河气田奥陶系底水气藏为裂缝性碳酸盐岩气藏，地质研究表明，该气藏水侵的主要方式为水锥型。为了分析该气藏底水上升规律，给开发方案设计提供科学依据，决定利用单井剖面模型对水锥机理进行研究。在分析其主要地质特征的基础上建立了单井剖面模型，采用数值模拟技术研究不同水体大小、不同有效厚度、不同射开厚度、不同非渗透层、不同地层渗透率、不同生产压差以及水平井技术对底水锥进的影响。结果发现，水体大小等因素都对底水锥进产生不同程度的影响，水平井则可以把“底水锥进”演变为“底水推进”。通过机理研究基本搞清了气藏底水运动规律，得出了防止和控制底水上升的措施。据此，建议气藏开发时采用水平井技术，气井部署在储层有效厚度大、平面渗透率较高、垂向渗透率较低的区域，射孔时应有一定的避射厚度，生产时要注意控制生产压差。     

带隔板底水气藏见水时间预测方法

气井水淹对气井产能和气藏采收率均具有较大影响,准确预测气井见水时间及延缓底水过早锥进对于底水气藏的合理开发至关重要。针对厚层气藏的高产气井,基于两相渗流理论及流体在多孔介质中的流动规律,建立了物理模型,推导了考虑非达西效应带隔板底水气藏见水时间公式,分析了人工隔板位置和长度对气井见水时间的影响,并利用作图法对人工隔板的位置和长度进行了优化。实例应用表明,人工隔板对于抑制底水起到了很好的作用,较大程度地延长了气井的无水采气期。该项研究对于带隔板底水气藏的见水时间预测以及无隔板底水气藏中人工隔板位置和长度的确定,均具有一定的指导作用。     

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。     

辽河滩海油区水平井优化设计与实践

为了提升辽河油区海外河油田新海27块的小井距、厚层状常规稠油底水油藏开发效果,在对油藏进行精细描述的基础上,综合应用测井、油藏工程及原井网开发状况、数值模拟等新技术,分析水锥规律和剩余油潜力区。通过优化部署和精心设计与施工的海平2井,充分体现出水平井具有抑制底水锥进,减缓含水上升,增加可采储量,提高采油速度的优点。为水平井技术在类似油藏中的有效应用,探索出宝贵的研究途径和现场实践经验。