气顶边水油藏合理部署水平井数值模拟研究

针对国外某未开发的具有强气顶弱边水K油藏,以油藏数值模拟方法为主,油藏工程方法为辅,结合经济评价概算,对水平井布井方式、井网井距和合理井位进行优化。研究表明,水平井应平行于气顶、边水布井,相同生产工作制度下,气顶、边水能量大小决定了水平井垂向位置。强气顶附近,水平井无因次垂向位置位于油藏下部0.8~0.9处为最优;弱边水附近,水平井无因次垂向位置位于油藏上部0.2~0.3处为最优。井距小于一定值时,采出程度增加幅度会降低;油价分别为$60、$80/bbl时,K油藏的注采井距分别为495 m、425 m时最优;通过制定水平井筛选标准,优选出目标区水平井井位。     

气顶边水油藏水平井开发效果影响因素分析

结合锦州X油田Es3-I断块气顶边水油藏地质特征及开发特点,建立了典型气顶边水油藏地质模型,通过试验设计方法对6个影响油气采收率的因素进行了优化组合,利用数值模拟软件对各个组合方案进行了模拟运算,进而分析了水平井开发效果的影响因素及其敏感程度,结果表明:油环水平井井数对该类油藏原油采收率的影响程度最大,而气顶动用情况则对该类油藏天然气采收率的影响程度最大;油环原油最终采收率对其他影响因素的敏感程度依次为水平段垂向位置、原油采油速度、储层各向异性、气顶动用情况、隔层分布以及隔层分布与气顶动用的交互作用。     

气顶油藏水平井开发油藏数值模拟研究

气顶油藏作为一类较为复杂的油气藏类型,在开发中遇到的最主要的问题就是气顶气锥进,造成油环内油井气窜,严重影响油井产能。以数值模拟技术为手段,通过建立研究区精细地质模型研究了水平井开发气顶油藏过程中的设计方向、水平段的纵向位置和初期合理采油速度,得出了在适应海上油田实际操作前提下,要提高油环油采收率应将水平井水平段部署在油水界面之上1/3(12m)处,采油速度控制在5.6%以下较为合理的认识。油田实际应用效果表明,通过水平井技术能够显著提高单井初期产能,有效抑制气顶气窜。     

边水驱油藏水平井产能公式研究

边水驱油藏水平井产能公式在推导过程中，考虑了油层顶，底部封闭边界，油层两边的恒压边界，水平井在油层位置，油层各向异性因素对水井势分布的影响，同时研究了影响边水驱油藏水平井产能的参数：油层各向异性比值，水平井位置，油水界面到水平井的距离，水平井长度。     

边水稠油油藏水平井产能影响因素敏感性分析

结合锦612边水稠油油藏地质特征及开发特点,利用油藏工程方法和油藏数值模拟技术,分析了影响边水稠油油藏水平井产能的因素及影响规律和水平井产能对各影响因素的敏感程度。结果表明:水平井到边水的距离对水平井产能的影响程度最大;水平井到边水的距离过小,边水极易突破到井底,水平井产能受到严重影响;水平井到边水的距离过大,无法充分利用边水能量,地层压力下降较快,水平井产能也受到一定影响;保证水平井到边水的距离合理,水平井产能将达到最大。水平井产能对其他影响因素的敏感程度依次为:地层倾角、油层厚度、原油黏度、水平段长度、水平渗透率、水体能量。针对某一特定边水稠油油藏,应以合理选择水平井到边水的距离为重点,确定水平井到边水的距离与其他参数的最优配置关系,方可获得最优的开发效果。      

气顶底水油藏水平井产能公式和见水时间研究

应用Gringarten和Ramey的瞬时函数和Newman乘积法推导出气顶底水油藏水平井的产能公式。推导过程中，考虑了油气界面、油水界面、水平井井距、油层各向异性和水平井位置等因素对水平井压力分布表布表达式的影响，并对压力分布表达式求和得到产能公式。在地层中任意一点分布和达西定律的基础上，推导出气顶底水油藏水平井见水时间公式。     

气顶边水油藏水平井注水可行性研究

JZ油田沙河街组为高倾角构造层状油气藏,属于辫状三角洲前缘沉积,具有储层砂体厚度小,横向变化大的特点。油田顶部存在气顶,底部具有边底水,目前采用水平井平面穿透多个砂体分油组衰竭开发,适当时期转为注水开发。如何注水开发是油田开发面临选择的问题。利用油藏数值模拟对JZ油田6井区Ⅲ油组的注水井井型、注水井平面位置、注水井纵向位置对水平油井在不同的纵向位置水驱效果对比分析,优选出适应本油田高效开发的水平井注水开发模式。     

气顶底水油藏水平井产能公式和见水时间研究

应用Gringarten和Ramey的瞬时源函数和Newman乘积法推导出气顶底水油藏水平井的产能公式。推导过程中,考虑了油气界面、油水界面、水平井井距、油层各向异性和水平井位置等因素对水平井压力分布表达式的影响,并对压力分布表达式求和得到产能公式。在地层中任意一点压力分布和达西定律的基础上,推导出气顶底水油藏水平井见水时间公式。     

国外边水气顶油藏开采方式调查

古城油田是我局的开发新区，今年在其南部的泌123断块发现了气顶。为了能在采油的同时开采气顶供给蒸汽锅炉燃料，局领导要求用可行的方式同时开采油和气。然而开发这样的油藏在我局是一项新课题，在国内外其它油田也不多见，为此，我们对国外1933－1965年间投入开发的11个边水气顶油藏的开采方式进行了详细调查，以求获得适合于古城油田泌123断块的最佳开采方式。     

气顶边水油藏剩余油分布模式及挖潜对策

针对国外某气顶边水油藏地质特征和开发状况,开展了剩余油分布规律研究,分析了影响剩余油分布的主控因素,即隔夹层、气顶、构造高点、井网和井型。在此基础上,总结出剩余油的分布模式,纵向分布模式为屋脊油、屋檐油、屋顶油和屋内油4种,平面分布模式为朵状和火山锥状剩余油2种。针对不同模式剩余油提出了相应的挖潜对策:屋脊油可以在顶部钻水平井挖潜,屋檐油宜采用水平井底部挖潜,屋顶油建议采用过路井补孔,屋内油采用水平井或直井加密挖潜;开发朵状剩余油应进一步完善井网,采用水平井挖潜底部剩余油,而火山锥状剩余油宜采用局部直井加密开发。     

油藏及油井参数对水平井产能的影响

本引用D.K.Babu等人在稳定状态流动和拟稳定状态流动情况下计算水平井产能方法，在具有相同泄油体积情况下，对水平井和垂直井产能进行比较。使用该方法研究了油层非均质性、水平井射开程度、水平井垂向位置及油层厚度对水平井产能的影响。经研究表明：这些参数对水平井产能有明显的影响；在薄油层和垂渗透率较高的油层中，水平井可获得较好的开发效果。     

下二门油田边水气顶油藏开发特征及调整对策

下二门油田Ⅰ断块核二段边水气顶油藏自1978年投入开发,已进入高含水开发期,早期开发气窜,边水能量较强,油气水界面的差异及开采过程中的变化,使得油气水分布状况异常复杂,井网适应性变差,储量控制程度降低,针对后期剩余油的分布状况,为提高储量控制程度,控制含水、改善开发效果,通过对油井开采特征研究,分析影响开发效果的主要因素,提出了重构开发单元、井网调整,充分发挥水平井在提高储量控制程度、增加单井产量的技术思路,并在应用中取得了很好的开发效果。     

不同泄油模式边水油藏水平井产能及见水规律研究进展

水平井是开发边水油藏的重要技术手段,而水平井产能和见水规律研究是水平井优化设计、制订合理生产制度以及生产动态分析和调整的重要决策依据。从边水油藏的类型及泄油模式出发,系统归纳分析了5种类型下水平井产能公式的推导思路和适用条件;同时,将边水油藏见水规律的研究方法归纳为解析法、物理模拟法、数值模拟法及统计法,并综述了每种方法的研究思路、见水规律及其适用条件。在此基础上,分别阐述了不同泄油模式边水油藏水平井产能及见水规律研究中存在的问题和难点,提出了今后需要重点攻关研究的方向,为进一步丰富和完善水平井在不同泄油模式边水油藏中的高效应用提供理论依据。     

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。     

气顶边水油藏气/水驱产油量贡献评价方法

通过对锦州油田S31油藏的油气、油水两相渗流规律研究,结合物质平衡方程,推导建立了气/水驱产油量贡献评价方法,量化了该类油藏气驱和水驱在累计产油量中的贡献,为气顶边水油藏可采储量和开发效果评估奠定了基础。研究结果表明：①水平井井网将气顶边水油藏分为受气驱作用和受水驱作用2个部分,可分别对其进行可采储量及开发效果评价;②气/水驱产油量贡献评价方法反映了该类油藏气/水驱贡献产油量与生产气油比、含水率存在内在联系,利用生产动态数据可计算出气驱和水驱在累计产油量中的贡献;③利用气驱、水驱贡献累计产油量和生产动态数据,结合气驱、水驱特征曲线,以及气驱、水驱开发效果评价图版,可以评价气顶边水油藏可采储量和开发效果,为油田后续挖潜指明方向。     

基于变黏度流体模型的边水油藏水平井合理工作制度研究

常用边水油藏水平井工作制度的研究公式和方法的前提假设都是流体黏度为定值,研究发现流体黏度的变化对水平井的合理工作制度有较大影响。因此,本文以X油田A区为例,通过分析边水油藏原油黏度变化规律,建立变黏度流体模型,研究了水平井距离油水界面的平面距离与生产压差、初期产能、产液量上限的关系,确立了边水油藏水平井合理的工作制度。     

气顶边水窄油环水平井生产压差调控实验研究

为了解生产压差调控策略对气顶边水窄油环开发效果的影响规律,提高该类油藏的采出程度,以海上某气顶边水窄油环为原型,根据相似准则设计了大型三维物理模型,进行了水平井生产压差不同调整时机和调整方式的生产实验,分析了生产压差调整时机和调整方式对气顶边水窄油环开发效果的影响。结果表明:水平井气窜后增大生产压差,采出程度从28.32%提高至约40.00%;气窜持续一段时间后增大生产压差要优于刚发生气窜时就增大生产压差,采出程度可提高2.09%;单阶梯增大生产压差方式的开发效果要优于多阶梯增大生产压差方式,采出程度可提高2.47%。研究表明,气顶边水窄油环气窜后生产一段时间再单阶梯增大生产压差,是提高该类油藏采出程度的最优策略。海上某大气顶边水窄油环采用该生产压差调整策略调整生产压差,增油效果显著。      

顶气边水薄油层水平井随钻调整策略及实施

随着渤海油田开发的不断深入,多数油田进入高含水采油阶段,增储上产的压力越来越大.水平井因能扩大泄油面积,降低生产压差,提高单井产能和最终采收率,在海上油田得到了越来越多的应用.以J油田A 3H井为例,在着陆阶段通过随钻测井资料对目的层上方多套标志层进行精细对比分析,认为原设计着陆点位的构造深度变浅,综合考虑气油界面、避...     

边水油藏水平井注泡沫挡水技术

采用水平井与直井相结合的开发方式,在近边水区布置1口水平井,利用数值模拟方法,研究了边水油藏水平井注泡沫挡水技术。"-3边水入侵,水平井含水率达到一定程度时,利用高压向水平井中注入氮气泡沫并形成泡沫带,延缓边水的再次入侵。模拟结果表明,直井注泡沫会造成边水绕流,不能有效挡水,而水平井注泡沫则可以形成1条狭长的泡沫带,有效阻挡边水入侵。通过正交设计法对水平井无因次避水距离,无因次垂向深度以及无因次长度优化后。最优方案与不采取挡水措施相比4周期可累计增油1．55×10⁴m³。通过在边水入侵区域加入1条高渗带的方法对非均质边水油藏水平井注泡沫的可行性进行了研究,模拟结果表明,泡沫可以很好地发挥调堵功能,使水侵剖面更加均匀,有效改善边水油藏开发效果。     

气顶边水油藏衰竭开发剩余油分布及挖潜研究

H油田为气顶边水油藏,以天然能量开发为主。目前该油田采出程度较大,剩余油分布零散且研究手段有限,油田挖潜难度大。为了认清该油田油水运移及剩余油分布规律,论证现阶段转变开发方式的可行性,基于二维物理模拟实验开展研究。结果表明：H油田衰竭开发后期剩余油主要分布在气顶高部位渗透率较低的储层中,转屏障注水和布调整井对采收率的提高均有一定的作用,但仍然不能弥补由于渗透率差异导致的剩余油分布特征。考虑到H油田气顶边水窄油环的特殊性,布调整井仍然面临成本高以及气窜和水窜的风险,对目标油田实施屏障注水井,措施实施后累增油4.8×10⁴m³,井组提高采收率4.9%。