底水油藏水平井中心管、ICD完井工艺技术

西江X-1油田是典型的底水油藏,具有厚底水、薄油层的特点,采用常规水平井开发时,由于流动摩阻和地层非均质性的影响,存在较严重的底水锥进问题,含水率上升过快,开发效果较差。中心管、ICD完井工艺是一种水平井控锥技术,由于其独特的内部结构,能使水平井的供液剖面趋于均衡,从而有效改善底水油藏的水驱效果。为了改善底水油藏的开发效果,对中心管、ICD完井工艺技术进行油藏模拟研究,结果表明,在底水油藏中,中心管、ICD技术的开发效果明显优于常规水平井,单井平均增油2×104~4×104m3。在西江X-1油田范围内进行推广应用,收到了理想的开发效果,实现了底水油藏的成功开发。西江X-1油田的开发实践表明,中心管、ICD完井工艺技术有明显的控锥作用,能有效改善底水油藏的开发效果,也为同类油藏的开发积累了宝贵经验。     

一种抑制底水油藏底水锥进的方法及可行性

回顾了控制底水油藏底水锥进的研究历史,提出了一种抑制底水油藏底水锥进的方法,即利用排水采油技术控制底水锥进。介绍了该方法的原理．即通过调整油水界面上、下的产液速度来实现抑制底水锥进。以某直井为例给出了完井示意图。采用数值模拟方法证明了该技术的可行性。     

鄂尔多斯盆地F油田延7、延8油层组夹层分布特征及其对开发效果的影响

侏罗系延安组延7、延8油层组作为鄂尔多斯盆地F油田主力生产层位,储层内夹层广泛发育,开发效果表明夹层已对油藏油水运动规律产生影响。由于开发前期缺乏对目的层段储层非均质性的系统研究,直接制约了后期精细油藏开发工作。利用研究区测井资料解释成果以及岩心观察资料,全面总结研究区夹层类型、夹层规模及其电性特征,并在此基础上结合生产实例分析夹层对油藏开发效果的影响。研究认为,F油田延7、延8油层组夹层类型以泥质夹层和钙质夹层为主。其中,延8油层组夹层规模多属相对稳定夹层,延7油层组属较稳定夹层。不同夹层其电性特征差异较大,是实际生产中确定油藏夹层类型的重要依据。油藏开发特征表明,夹层可以通过抑制砂体的吸水能力降低油藏水驱动用程度,同时能够减缓边底水油藏底水锥进的速度,避免生产井过早见水。     

超稠油水平井分段注汽配合调剖技术研究与应用

辽河油田超稠油水平井蒸汽吞吐进入中后期开采阶段，逐渐暴露出水平段动用不均、吞吐效果差等开发矛盾。分析认为，由于蒸汽超覆作用，水平段各井段区域储层非均质性差异大，吸汽强度不均，井间汽窜严重；近井地带地层存水增多，含油饱和度下降；油层亏空加大，地层压力下降，油层供液能力不足。依据水平井温度监测资料，合理判断水平段剖面动用状况，采用分段注汽工艺技术，独立分隔水平段注汽腔，灵活分配注汽量，实现对水平段不同区域分段均匀注汽。并通过注入高温复合调剖剂，辅助分段注汽进行蒸汽吞吐，有效封堵水平井段局部大孔道高渗透区域，补充地层能量，抑制汽窜发生，提高蒸汽波及半径，调整水平段动用剖面，实现水平段均匀吸汽，近而起到降黏、驱油助排和提高动用程度的作用，达到改善开采效果的目的，为油田开发持续稳产提供技术依据。     

辽河油田水平井找堵水技术研究与应用

辽河油田水平井总数已经超过了1300口,大部分部署在边底水稠油油藏,水平井高含水或水淹现象严重。而目前缺乏有效的找水方法,出水位置难以确定;前期应用的化学堵水工艺分段精度低,无法实现水平井任意一段的精确堵水,且目前已有的堵剂无法满足热采水平井堵水的需求。针对水平井出水位置难以确定的问题,自主研发了水平井产液剖面测试仪,确定水平井出水位置。针对水平井分段堵水精度低以及堵剂无法满足热采井需求的问题,研发了水平井可捞式桥塞,完善了水平井高温堵剂,形成了新型水平井分段堵水技术。通过水平井可捞式桥塞和水平井液体桥塞的组合,实现了水平井出水点以下位置的暂堵;通过管内封隔器和油套环空注氮工艺的组合,防止高温堵剂回流,实现了水平段任意一点上的分段堵水,堵水精度提高到2m;高温封堵剂耐温达到350℃,可以实现热采水平井出水井段的有效封堵。水平井找堵水技术已现场应用4井次,出水位置判断准确,堵水效果好,累计增油2451t,累计降水19370m3,延长了水平井生产寿命,提高了水平井开发效果。     

基于井筒—油藏耦合模拟的SAGD开发规律分析

SAGD开发中井筒及油藏耦合关系较为复杂,常规热采源汇井模型无法模拟SAGD水平井井筒内的流体流动,影响SAGD开发生产规律认识。因此,结合水平井井筒模拟方法,综合考虑井筒管流、井壁入流、油藏渗流等因素的相互影响,采用CMG软件建立水平井井筒变质量管流流动模型与均质油藏渗流耦合模型。数值模拟计算10年生产结果与开发区同类油藏实际开发动态参数对比显示,所建模型参数合理,可用来分析开发规律。在此基础上,深入认识SAGD开发过程中的温度场、压力场、注采剖面变化、生产动态变化特征,并开展了单管注汽、双管注汽、有无尾管的不同井筒结构下的SAGD开发效果对比。研究表明：受水平段压差分布影响,SAGD初期蒸汽腔主要在跟端发育,其他位置上升较慢,多点注汽可有效改善趾端蒸汽腔发育程度,使井筒沿程注采更均匀;水平段下入尾管可以有效改善井筒跟端蒸汽腔发育均匀程度,提高趾端蒸汽腔波及体积;对于均质油藏,三点注汽和两点注汽开发效果差别不大。     

强水驱稠油油藏水平井初期产能主控因素研究

南海东部P油田属于强水驱稠油油藏,以水平井开发为主,油井投产初期具有产量高、低含水和低压差的开发特点。考虑海上油田井下作业成本较高,油井初期产油量对开发效果及措施经济性影响较大,因此以P油田27口开发井实际生产动态资料为基础,采用灰色关联分析与油藏数值模拟方法相结合,对强水驱稠油油藏水平井初期产油量的主控因素开展定量化研究,明确其关联强弱与变化规律。结果表明,强水驱稠油油藏水平井初期产油量影响因素由强到弱依次为：水平段长度、渗透率、避水高度、水油砂厚比、原油黏度和隔夹层分布,主控因素为水平段长度、渗透率和避水高度。水平井初产油随着渗透率、水平段长度和避水高度的增大而增大,但增加幅度趋于变缓;当水平段长度超过800m、避水高度大于15m,地质油藏参数变化对油井初期产油量影响的敏感性明显减弱。     

油藏数值模拟技术在陆梁油田开发中的应用

油藏数值模拟技术是迄今为止定量描述非均质地层中多项流体流动的唯一方法,此项技术在陆梁油田开发生产中发挥了巨大作用。陆梁油田陆9井区油藏具有构造幅度低,储层非均质性强,油层厚度薄,边、底水能量充足特点。开发初期,针对油藏地质特征,对各区块开展油藏数值模拟研究工作,对油藏开发方式、射开程度、临界产量进行评价和论证。经过近10年的全面开发,随着动(静)态资料数量、类型的增加,对油藏的认识不断深化,建立了数值模拟跟踪系统,通过修正地质模型,不断优化开发方式。通过油藏模拟研究,加深了对油水运动规律的认识,摸清了油藏剩余油分布规律,同时,对单井组注采比进行优化研究,为油藏精细注水提供依据,并开展了油水井措施优化研究,确保措施有效实施。此外,针对水平井,进行了可行性和开发方式的研究,为水平井开采边、底水油藏提供了依据。目前,该技术已成功应用于油田的动态调水、老区剩余油挖潜以及水平井设计等工作中,有效改善了油藏开发效果,减缓了油藏综合递减率,确保了油藏持续高效开发。     

塔河油田深抽效果分析及其优化决策技术

塔河采油一厂管理的油藏类型包含底水砂岩油藏、弱能量河道砂油藏、缝洞型碳酸盐油藏及凝析气藏,深抽井主要集中在弱能量河道砂油藏和底水砂岩油藏。随着开发的深入,深抽井数逐年上升,但深抽有效率偏低,仅为63.1%,亟需完善深抽优化决策技术。通过对178口深抽措施见效井回归统计分析,研究了深抽与不同油藏类型的提液、降液面、增油等因素之间的见效规律,进行了投入产出效益分析。综合地层能量、储层物性、提液幅度对深抽效果的影响,提出以质量效益为中心的深抽优化决策技术,在经验对比法和节点分析法基础上,研究了供排关系平衡点的确定方法 ,形成了气体影响、冲程损失等因素在内的效益优化决策技术,为深抽工艺的进一步发展奠定了基础。分析认为,塔河油田弱能量砂岩油藏泵挂深度超过3500m,深抽效益较低,不宜采用深抽工艺,可采用间开生产工艺;建议对于底水砂岩油藏部分物性差或储层污染井,开展相应储层沟通改造工作,尽可能改善此类深抽井的供液状况。     

提高超稠油水平井段均匀动用技术探索与实践

曙光油田超稠油水平井蒸汽吞吐开发过程中存在水平段动用不均问题,影响水平井开发效果。123口超稠油水平井动用好井段平均长度118m,占总井段长度的31.4%;动用中井段平均长度186m,占总井段长度的49.6%;动用差井段平均长度75m,占总井段长度的19.8%。动用不均的原因在于油层发育不均、完井方式的差异及井间汽窜干扰。根据水平段温度变化趋势,将水平段井温曲线分为均衡型、渐变型、阶梯型、波浪型、突变型五种。采用选段注汽、分段注汽、复合注汽三种均匀注汽技术以提高水平段动用,选段注汽主要适用于渐变型和阶梯型井温水平井,分段注汽主要适用于突变型井温水平井,复合注汽主要适用于波浪型井温水平井。现场应用后,水平井段动用程度由31.4%提高到56.3%,增油效果显著,为提高同类型油藏水平井开发效果提供借鉴。     

超稠油水平井分隔配注技术研究与应用

随着钻井技术的不断提高,水平井在超稠油开发中的应用越来越广泛.同时,随着水平井实施规模的不断扩大,普遍存在水平段动用不均的问题.由于水平段长,且采用筛管完井,常规笼统注汽方式的注汽管柱只有一个出汽孔,且下至水平段前部,使水平段注汽管柱内沿程压力分布不均,局部压力高,加上水平段油层非均质性强,近而造成水平段沿程动用不均.为改善开发效果,依据水平井温度监测曲线,合理判断水平段剖面动用状况,应用水平井分隔配注工艺技术,下入耐高温封隔器,将水平段注汽管柱与筛管之间环形空间独立分隔成几段注汽腔室,并对封隔器位置、尺寸和注汽量进行优化设计,采用注汽阀对各段腔室灵活分配注汽量,实现对水平段不同区域分段注汽,提高水平段动用程度,为油田开发持续稳产提供依据.     

海相强水驱疏松砂岩稠油薄油藏高效开发实践

南海东部海域具有一定规模的海相强水驱疏松砂岩稠油储量,该类稠油油藏开发过程中存在构造认识变化大、油井含水上升快、产量递减快、易出砂等问题。以该地区典型P油田为例,介绍海相强水驱疏松砂岩稠油薄油藏在开发实践中为应对以上问题所采取的技术对策。通过油田内部滚动开发评价,采用先"肥"后"瘦"、以大带小的方式进行开发,油田开发后通过滚动扩边逐步落实构造并实施调整;通过针对边底水油藏制定不同水平井布井策略,底水油藏采用高顶避水、寻夹避水并保持合理井距,边水油藏"批钻批投"抑制边水局部舌进的方式控制单井的含水上升速度;利用先进钻井技术实现井轨迹的精细控制,采用优质筛管防砂完井。现场实践表明,该技术对策使P油田稠油油藏高峰年产量达157×10~4m~3,大规模开发5年后采出程度达到15.5%,开辟了南海东部海域海相强水驱疏松砂岩稠油薄油藏高效开发的先例,对同类油藏的开发具有借鉴意义。     

超稠油蒸汽辅助重力泄油动态调控技术研究

蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）作为超稠油开发的接替技术,2005年开始在曙一区杜84块馆陶油藏进行先导试验,试验区采用直井与水平井组合方式。在试验实施过程中,先后遇到了汽液界面不合理、水平段动用状况不均匀、水平井汽窜、汽腔压力高等问题,在借鉴国外成功经验基础上,辽河油田研究出了适合自身特点的一整套油藏动态调控方法．包括阻汽控制技术、水平段均匀动用技术、水平井防窜技术和蒸汽腔压力稳定技术。其中,阻汽控制技术可合理控制采油井产液速度,避免发生汽窜现象;水平段均匀动用技术可提高水平井动用程度;注汽井射孔时,射孔井段底部距水平井3～5m．可有效阻止形成汽窜;蒸汽腔压力保持在3～4MPa时,SAGD开发效果较好。2007年8月,馆陶油藏通过每天减少注汽量300t,15d后,蒸汽腔压力由4．2MPa降至3．9MPa,日产液量保持不变,含水下降1．5个百分点。先导试验表明,注汽井及注汽井段适宜是SAGD操作的基础,水平段均匀动用是SAGD操作的保障,阻汽控制是SAGD操作的核心,蒸汽腔压力稳定是SAGD操作的关键。     

重力泄水辅助蒸汽驱采油工艺技术研究与试验

洼59块为深层中厚层状特超稠油油藏。区块已进入高轮次吞吐阶段,吞吐效果逐轮变差,采油速度急剧递减。采用重力泄水辅助蒸汽驱技术,探索深层特超稠油油藏蒸汽吞吐开发后期开发方式的转换。该技术采用直井、水平井组合开发模式,上叠置水平井注汽,下叠置水平井辅助排液,周围直井产油。针对工艺技术难点,通过汽水分离器、高效隔热管柱和环空注氮隔热的综合应用,实现了深层稠油油藏井底干度大于45%的目标;采用双管注汽技术使水平段得到高效动用;通过电加热降黏和防偏磨技术的成功应用,解决了试验初期黏度大、水平井杆管偏磨的问题;利用越层深抽和高温大排量举升解决了提液降压、深层高温大排量举升的难题。井组整体效果明显,产液量由179t/d增大到最高值526.9t/d,产油量由31.0t/d增大到最高值96.5t/d,含水由91.1%下降到平均值84.69%。     

杜84块馆陶油藏SAGD高产水平井部署研究

曙一区杜84块馆陶油藏类型为块状巨厚边、顶底水超稠油油藏,油藏早期采用吞吐开发方式生产。为提高油藏采收率,油藏主体部分已经在2009年全部转入蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发方式。为进一步提高油藏动用程度,决定在油藏边部区域部署水平井进行SAGD开发。通过精细油藏地质研究,确定水平井部署位置;通过数值模拟研究,确定安全避水界限至少要100m;通过优化设计水平段长度,水平段位置,优化布井方式及钻完井工艺的设计,保证SAGD油井高产。最终在馆陶边部部署一个直平组合SAGD井组和一个双水平井SAGD。杜84-馆H62直平组合井组于2014年10月率先完钻,经过吞吐预热6个月转SAGD方式生产,吞吐预热及SAGD期间均保持较好的生产效果,SAGD生产期间日产液达到500t/d,日产油120t/d,瞬时油汽比0.27。     

致密油水平井大规模压裂后合理工作制度研究

2013年以来在葡萄花油田扶余油层垣A和葡B两个试验区开展了水平井开发现场试验。致密油特殊的存储渗流特征导致其开发规律与常规油藏有很大区别,为保证长期稳产,进行了致密油水平井压后合理工作制度研究。通过地层供液量与流压、产出量与流压关系特征,将水平井生产阶段划分为主缝供液阶段、缝间渗流阶段及基质渗流等3个不同时期,在综合研究分析基础上,结合试验区地质、生产综合情况,制定了5种类型水平井3个不同生产阶段对应的合理生产参数。基于水平井产量递减规律研究,结合试验区水平井生产动态特征分析,初步认为:钻遇好、初期产液量高、稳产期长的井可先短关恢复,压力恢复至地层压力60%后开井,供液能力持续变差后再进行长关;而钻遇较差、稳产期较短的井建议进行长关,压力恢复至地层压力80%后开井,并相应调小参数,以保持平稳生产。     

国外AICD技术应用与启示

底水锥进严重影响水平井产能,而流入控制装置(ICD)在水平井见水后抑制作用有限。国内外依据阿基米德原理、伯努利方程以及遇水膨胀橡胶特性,在ICD技术基础上,研究出对不利流体具有智能选择和抑制功能的自动流入控制装置(AICD),根据原理和装置结构不同,可分为夹片型、浮动圆盘型、流道控制型及自膨胀型四种,它们在室内实验中表现出对不利流体(水或气)较好的抑制作用。在Ginta、Peregrino、Troll、Ivar Aasen、Rubiales和Quifa等水体活动强烈的海上高渗砂岩油田开发中,数值模拟和现场实践结果表明,AICD技术能有效抑制底水锥进,达到油井增产、含水率下降和油藏采收率提高的目的。AICD技术在我国非均质强、底水锥进快、不利流度比的油田中具有广阔的应用前景和发展空间。国外的应用经验表明,早期分析评估、室内流体实验以及数值模拟优化等,对AICD技术的成功应用至关重要,因此形成一套适合中国油田特点的AICD技术设计和施工行业规范是今后主要发展方向。     

稠油热采水平井分段完井技术研究

作为中国最大的稠油生产基地,截至2012年底,辽河油田水平井已超过1200口,形成了年产油250×104t以上的生产能力,为辽河油田千万吨稳产提供了强有力的支持。其中,热采稠油水平井有800余口,这部分水平井大多采用筛管完井,且没有管外封隔器,筛管与地层之间无法实现有效分隔,注汽时只能采用笼统注汽或筛管内分段注汽,由于油藏在平面及纵向上的非均质作用,使水平井段存在动用不均现象。经统计,水平井动用不均井数占全部热采水平井数的80%,水平井段动用较好的井段仅占水平段长度的1/2～1/3,严重影响了油井产能。为此,在管内分段注汽基础上,研发了稠油热采水平井分段完井、分段注汽工艺技术,通过水平井分段完井工艺研究,以及高温管外封隔器和套管热力扶正器等关键工具的研制,形成了稠油热采水平井分段完井、分段注汽技术。该技术已累计应用6井次,平均周期汽油比提高0.1以上,水平段均匀动用程度明显改善,油田开发效果显著提升。     

靖安油田张渠二区底水油藏堵水调剖工艺技术及应用

靖安油田张渠二区长2底水油藏经过20多年的开发,注入水沿砂体展布方向单向突进,大部分井已进入中高含水开发阶段,平面及剖面上的矛盾突出,开发效果变差。立足底水油藏地质规律及见水特征认识,在前期注水井堵水先导性试验基础上,进一步总结分析底水油藏弱凝胶堵剂体系调剖效果,针对单点调剖、大排量施工导致油井水线推进速度快致使油井含水上升过快、措施有效期短等突出矛盾,选择性地开展室内注入堵剂体系评价,优选沉淀型凝胶颗粒堵剂进行室内研究和矿场试验,采用连片、多段塞组合、连续交替注入工艺,并在施工过程中充分结合油井生产动态特征,在段塞设计和工艺参数上再次进行了优化,即增加二次封堵段塞、适当加大了无机堵剂用量和控制施工排量,能有效控制油井底水推近,提高水驱效率。通过近三年的矿场应用与适用性评价,形成了适合底水油藏特征的堵水调剖工艺技术,为保持区块的稳产起到了重要支撑作用。     

玛北油田玛2井区地质特征及开发措施分析

随着开发的不断深入,玛2井区百口泉组油藏水平井出现压力下降快、日产量低、含水下降慢、压裂液返排率高和排液时间长等问题,且南北区域产量差异大,新投水平井井筒异常比例高于老井。在充分掌握玛2井区砂体分布、沉积特征、储层物性、裂缝特征等基础地质资料背景下,开展水平井开发措施研究,评价影响玛2井区水平井产能的主控因素,对比分析不同施工参数条件下油层缝网扩展规律。先导试验区开发效果较明显,南区5口典型井平均日产油16.32m³/d,北区5口典型井平均日产油15.47m³/d,南区典型井的裂缝规模、有效改造体积更大。同时开发措施仍需进一步改进,包括优化水平井压裂开发簇数和簇间距、水平井段簇优化及施工参数优选等。玛2井区具有开展小井距开发试验的基础,建议井距在150～200m,水平段长在1400m左右,簇间距在20m左右。