水平井ICD控底水完井优化研究

随着钻完井技术的发展,采用水平井开发底水油藏成为提高产量、降低成本的有效途径,但是在生产过程中暴露出的问题日益严重.主要表现为底水锥进导致无水采收期短,含水上升快以及后期找堵水困难等问题.文章针对这些问题采用流入控制装置产生附加压降,增加高渗段的流动阻力抑制高渗透段流速来进行优化完井,实现水平井流动剖面的均衡开采、延缓和控制底水锥进,达到提高最终采收率的目的.文中给出完井优化方法为合理开发底水油田提供了一套新的技术思路和方法,该方法已在部分油田投入应用并得到很好的效果.     

基于有序聚类的水平井AICD控水完井分段方法

目前水平井分段完井时主要依靠现场经验进行分段,尚未形成完善的分段方法,制约了控水完井技术的应用。为此,基于有序聚类方法,结合水平井筒流入剖面,以延长无水采油期和提高累计产油量为目标,建立了水平井AICD控水完井分段方法。模拟分析某非均质底水油藏发现:在水平井配产2 000 m3/d的情况下,与均匀分段和按测井渗透率分布非均匀分段2种AICD完井方案相比,该分段方法对应的无水采油期分别为延长了0.86 d和缩短了1.76 d,累计产油量分别提高了0.20×104 m3和0.11×104 m3;与射孔完井相比,无水采油期延长了17.88 d,累计产油量提高了4.48×104 m3。渤海油田某底水油藏现场试验结果表明,该分段方法能够解决水平井底水锥进问题,提高累计产油量。该分段方法进一步丰富了水平井控水完井分段理论,为水平井AICD控水完井技术的推广应用提供了支撑。      

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。     

大港油田底水油藏水平井控水完井工艺

底水油藏水平井开发过程中存在底水脊进导致含水上升速度快、油井无水采油期短等问题。为此进行了水平段产液剖面分布规律及控水机理的分析,开展了水平井分段控水完井工艺研究。形成了2种不同封隔工艺的分段控水完井管柱,实现了筛管变参数设计,并通过合理控制初期生产压差,达到了稳油控水的效果,为同类型油井的开发提供了技术借鉴。     

水平井分段控水完井试油技术

水平井可以增大井筒和油气层之间的接触面积,提供远大于直井的渗流通道,获得更高的产能。底水油藏开发面临的最大问题就是底水的锥进,塔河油田水平井开发已经进入中、高含水阶段,含水上升速度快,严重影响了水平井的开发效益。采用射孔优化技术改变水平井近井筒的流入特性,从而实现流入剖面均一的目的。重点阐述了射孔优化参数优选的原则,结合塔河油田水平井完井现场应用的情况分析,考虑水平井实钻轨迹、测井解释数据、钻井污染等,提出优化射孔方案。调流控水筛管完井主要依靠在高渗带或者井筒的跟端增加附加完井压差以减小生产压差,来平衡整个井筒的实际生产压差,达到控水和治水的目的。揭示了调流控水完井设计的关键技术,分析调流控水各种影响因素,总结塔河油田调流控水完井的应用情况。     

底水气藏水平井流入控制阀完井优化方法

针对底水气藏,采用水平井流入控制阀完井方式开采,可实现对气井早期控水,以达到提高气藏采收率和延长气井寿命的目的。常规水平井流入控制阀控水完井是基于水平井产能剖面附加各入流段压降,实现油（气）水剖面均衡推进,以此平均各段流量。但该法未能完全发挥地层产能优势,旨在单一控水。文章对拟采用水平井流入控制阀分段完井的水平气井,结合气藏水平井稳态耦合模型前人研究成果,建立了以出水前最大总产量 为前提,水平井流入控制阀控水完井的分段及压降值确定方法。该方法可为水平气井控水优化设计提供理论依 据。     

Ahdeb油田水平井控水完井及一体化耦合模型

Ahdeb油田上部主力层系采用水平井注采井网开发，前期取得了较好开发效果，但开发过程中部分井组稳产与高含水矛盾日益突出，亟需开展水平井调流控水研究。针对Ahdeb油田这类边水或注入水在高渗层或断层裂缝带突窜引起的水平井见水，基于不同钻遇储层特征，形成了水平井控水完井分类治理方案，并建立了一套同时适用于盲筛分段组合、中心管和ICD控水完井工艺的井筒-油藏一体化耦合数值模型。该模型重点考虑了水平井筒受多种作用力下的变质量流动过程，提高了单井的模拟和实际含水率匹配度。研究表明：对于根部见水的水平井，ICD完井及中心管完井均有较好控水效果，含水率从49.8%分别下降至37.8%和35.0%。完井控水装置的限流范围应略大于出水井段，才能有效控制含水率。调流控水装置下入时机应选择在水平井见水前，能够最大程度降低整个生产过程中的含水率，从而提高单井累产油量。     

底水气藏气井动态模拟研究

使用锥进模型对鹿水气藏气井动态进行了模拟研究。通过对采气速度、气层有效厚度、水体大小、垂直渗透率与水平渗透率比值、水平渗透率、气井打开程度等参数进行敏感性分析,研究了它们对鹿水气藏开发效果的影响,为有效开发鹿水气藏提供了依据。     

水平井控水完井技术现状与发展趋势

近年来,水平井技术逐步大量应用,但水平井产量递减快,底水上升快,找水、堵水困难等问题也成为影响水平井长期稳产的关键问题。如何最大程度地保证水平段的各个部分能够均衡生产,实现控水已成为水平井开发中极其重要的课题之一。针对该问题,介绍了当前国内外现有的多种水平井控水完井技术,如分段变密度筛管控水完井、中心管控水完井、ICD控水完井、DWS控水完井、倾斜井筒控水完井等。智能化控水完井将成为水平井控水完井技术的发展趋势。     

水平井均衡流入控水技术

水平井在开采过程中,由于各水平段的孔渗特性不尽相同,底水极易从高渗透带侵入,使得边底水脊进成为一个普遍的问题。为此,利用电路模拟调节原理,通过对水平井完井管柱上"控制元件"的研究,在尽可能提高各水平段产量的基础上,遵循"均衡"各水平段地层流量的原则,提出了割缝衬管、筛管-盲管组合、节流喷嘴、毛细管等4种均衡流动控制元件及其优化设计方法。实例计算表明,各水平段原本差异较大的地层流入量,在优化设计后其差异显著缩小,甚至几乎没有差异,从而使得各小层或各水平段边底水均匀推进,防止了边底水的提前脊进,大大延缓了边底水油气藏的见水时间。     

气顶底水油藏中水平井双向脊进研究

针对气顶底水油藏水平井开发,提出了将垂直于水平段的渗流截面分解为多个双向平面平行流,每个平面平行流又细分为上部单向气驱油、下部单向水驱油过程。通过动态分配进入到每个单向驱替过程的流量计算每个时步油气界面或者油水界面的推进过程,可以描述出任意时刻水脊、气脊的形态,也可以计算水平井在不同避水高度下的见水、见气时间。无论是水脊、气脊的形态还是见水、见气时间,计算结果与油藏数值模拟结果都具有很好的可对比性,可以用于水平井开发此类油田的动态预测。     

稠油底水油藏水平井分段完井方法及应用

分段完井可以有效缓解水平井过早见水,调整水平井产液剖面。利用渗流力学理论、油藏工程方法、聚类分析方法、油藏数值模拟等,建立一套底水油藏水平井分段完井和优化配产方案。首先,综合考虑储集层非均质性、压力系统、避水高度和完井成本,利用聚类分析方法对水平井进行合理分段;然后,通过油藏渗流和井筒管流耦合模型,以各段均衡产液为原则,计算最优附加阻力;最后,利用油藏数值模拟结果,对分段完井和传统裸眼完井进行对比,验证该方法的可靠性。研究结果在曹妃甸油田群和秦皇岛32-6油田得到广泛应用,水平井平均见水时间推迟152 d,提高采收率3%~5%.     

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。     

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。     

延缓和控制水平井底水脊进的均衡排液完井技术

底水非均衡脊进已成为制约底水油藏水平井高效开发的技术难题。从分析底水非均衡脊进的原因出发,提出了采用中心油管和带节流喷嘴控水筛管实现均衡排液控制底水的完井思路。根据势叠加、镜像反映原理以及质量守恒、动量守恒定律建立了油藏渗流模型和井筒压降模型,并由此推导出了中心油管和带节流喷嘴控水筛管的耦合计算模型,给出了两均衡控水方法的设计思路与方案评价指标,进行了设计实例分析。实例分析结果表明,下入中心油管或带节流喷嘴控水筛管可以提高流入剖面的均衡性,能起到延缓和控制底水局部快速突破的作用。      

底水油藏水平井最优垂向位置研究

针对油田现场对底水油藏水平垂向位置优化的重要性尚未得到统一认识的现状，从水平井垂向位置对底水油藏临界产量和见水时间的影响入手，推导出了临界产量和见水时间与水平井垂向位置的关系曲线，给出了底水油藏水平井临界产量和见水时间的计算公式。在综合考虑临界产量和见水时间的基础上，得到了底水油藏水平井最优垂向位置的范围，其结果对底水油藏水平井的油藏工程设计具有一定的指导意义。     

水平井水平段长度优化与分析研究

针对水平井水平段长度设计的重要性和目前设计方法的局限性,基于CN13-P7井区和BAE901-P1井区的地质资料,利用油藏数值模拟软件CMG建立了三维非均质地质模型,优化了CN13-P7井区蒸汽吞吐开采和BAE901-P1井区常规开采时水平井水平段最优长度,分析了渗透率、地面原油粘度、控制面积、底水等对水平段长度影响的敏感性,建立了CN13和BAE901区块水平井水平段最优长度的回归方程。结果表明,对水平井水平段最优长度影响程度由大到小依次是底水、渗透率、地面原油粘度、控制面积;水平段最优长度回归方程的计算结果与油藏数值模拟结果的平均相对误差分别为2.29%、1.74%、1.66%、2.08%,可用于指导CN13和BAE901区块水平井水平段长度设计,对同类油田具有重要的借鉴作用。     

底水油藏水平井开采物理模拟试验研究

水平井技术是开采底水油藏的一项重要技术,针对水平井进行了水淹模式和水淹动态的试验研究。结果表明:三维模拟试验系统能真实、直观地描述底水油藏水平井在不同生产压差和含水率条件下水锥的形态和上升速度,能反映出水平井的水淹动态和模式;"中部见水-两边扩展-全井水淹-翼部抬升"是底水油藏水平井的水淹模式,并且大生产压差下的水脊较陡,水脊的指进现象明显;在含水率较高的开发后期油水界面上移。生产压差变大,无水采油期缩短,无水采油量减少,但最终采收率接近。     

气藏水平井分段酸化完井一体化工艺管柱

气藏水平井的水平井段长,穿越多个油气层,非均质性严重,不同位置泥浆浸泡时间不同,污染程度也不同。常规分段酸化工艺存在施工段数少、周期长、费用高、多次压井造成二次污染等问题。研制了气井不动管柱分段酸化完井一体化工艺管柱,该工艺管柱耐温110℃,耐压70MPa,通过投球、加压打开喷砂器滑套,可实现5个层段分段酸化施工。该管柱可作为完井管柱直接进行生产,减少压井作业的次数,降低压井液对储层的二次污染,有效提高单井产能。     

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。