底水稠油油藏水平井生产规律实验研究及应用

针对底水稠油油藏水平井开发油水运动复杂,高含水期生产时间长,后期调整挖潜困难的问题,开展了底水稠油油藏不同影响因素的油水运动规律和水平井生产特征研究。研发了物理模拟实验装置,并以渤海Q底水稠油油藏为原型,利用相似原理,开展三种不同粘度的原油在不同压差条件下进行水驱油的物理模拟实验,测定了产油量、产水量、含水率等参数随时间的变化关系,对比分析了不同生产压差、原油粘度时见水时间、无水期采收率、含水率上升速度等油田开发关键参数的变化规律。现场利用实验成果实施水驱,可提高采收率12%,该成果可用于指导底水稠油油藏优化水平井注采井网、注采井距以及合理生产压差指标选择。     

联合DWS和DWL技术开发气顶底水油藏的新方法

气顶底水油藏是一种较难开发的油藏。针对油藏开发过程中,容易导致气体和底水锥进,降低油井临界产量,以前人提出的双层完井排液(DWS)和井下底水循环(DWL)技术为基础,根据气顶底水油藏中流体分布的特征,提出在储层中4个不同部位分别射孔,油气界面和油水界面分别安装1个封隔器,联合DWS和DWL技术进行开采的新方法。气体由气层射孔段通过油套环形空间采出,原油由油层射孔段通过油管采出,底水通过水层两个潜水泵在井筒和地层中形成循环。根据油气界面和油水界面压力平衡的原则,建立了合理的日采气,日采油和注排水速度计算公式。实例计算表明:新方法提高了油井临界产量,大约为原方法的1.52倍。该方法为气顶底水油藏的合理开发提供了新的理论参考。     

红南边底水油藏油水同采技术的实施效果

油水同采技术是国外20世纪90年代发展的一项新技术,用以消除或抑制底水油藏中油井的水锥.运用数值模拟方法,研究确定红南边底水油藏的油井应用油水同采技术的合理时机为含水率30%～40%,射开水层的位置为油水界面附近,最佳水油比为3:1.通过红南油田3口井实际应用效果评价显示,油水同采技术对控制油井含水率上升、稳定油井产量、提高采收率有较好的效果.     

底水油藏水平井射孔最优水平段长度计算方法

在综合研究水平井射孔完井开发的技术经济指标因素基础上,根据资金平衡原理,建立了底水油藏水平井射孔完井的合理水平段长度的优化模型,提出了一种确定水平井射孔完井的合理水平段长度的计算方法。该模型求解后可得到水平井射孔的合理水平井段长度、合理经济开发时间、最优射孔参数和水平井段位置等重要参数,为油田实际生产提供了重要的指导意义。利用该模型开发的水平井射孔完井优化设计软件在油田中取得了较好的应用效果。     

塔河油田底水砂岩油藏水平井堵水提高采收率技术

塔河油田三叠系油藏为中孔、中—高渗底水块状断背斜型砂岩油藏,水油体积比达到100倍以上,底水能量充足。油田主要以水平井开发,由于受油藏非均质性影响,水平井在开发中表现为底水沿高渗段点状锥进水淹,导致大量剩余油无法采出。在水平段非均质特性和出水规律研究基础上,提出了提高采收率的技术思路：多次堵水,使油水界面均匀抬升到水平段,从而提高采收率。该技术在现场实践中取得较好的应用效果。     

辽河油田水平井完井方式适应性分析

为了研究不同类型油藏水平井完井方式的适应性,结合辽河油田不同油藏类型水平井完井技术现状和现场应用情况,分别对巨厚稠油水平井完井结构和注汽效果、严重出砂水平井完井结构和防砂效果及薄层边底水稠油油藏和薄层边底水稀油油藏水平井的完井方式进行了分析和评价,优选出了适用于不同油藏类型水平井的最佳完井方式,对于提高辽河油田水平井开发效果具有十分重要的现实意义,可以作为水平井完井方式选择的参考。     

无夹层底水油藏注水开发图版建立与应用

针对无夹层底水油藏能否通过注水实现驱油的问题,利用渗流力学基本公式进行推导,考虑注入水到达底水所需的最长时间和最短时间,得到注入水实现驱油或者保压的理论公式,建立无夹层底水油藏注水开发的理论图版。研究结果表明：无夹层底水油藏注水开发要实现注水驱油,必须增大注采比、缩小注采井距。以渤海Q油田西区无夹层底水油藏为例,实际生产数据验证了该理论图版的可靠性。该研究成果对无夹层底水油藏的注水开发具有重要意义,为该类油藏合理注采比及注采井距的确定指明了方向。     

乌尔禾油田百口泉组油藏特征研究

油藏在勘探开发初期需要确定油水界面,进而在确定油藏油柱高度等各项参数的基础上计算储量,但一般含边底水的低渗油藏在油水界面与纯油带底界间存在油水过渡带,且油水过渡带地质特征与开发效果均和纯油层有所区别,因此正确认识油水过渡带特征对低渗透油藏开发研究有重要意义。以乌尔禾油田乌5井区为例,在测井及取心资料的基础上,精细描述了百口泉组油藏地质特征,利用试油、测压资料计算了油藏油水界面深度,并根据毛管压力曲线及油水两相相渗曲线,结合储层流体性质计算了油水过渡带高度。结果表明,受毛管压力曲线、流体性质及储层渗流特征影响,乌5井区百口泉组油藏油水过渡带较厚,整个开发层系均位于油水过渡带中。     

欢2-7-13块边底水油藏二次开发技术

为了改善欢东油田边底水油藏高含水率、高采出程度阶段开发效果，进一步提高油藏采收率，在欢2—7—13块进行了边底水油藏二次开发试验和二次开发技术研究，并取得较好效果，初步形成了边底水油藏荆奈油分布规律研究、水平井技术、侧钻挖潜技术、注采井网调整等二次开发技术，对欢东边底水油藏及同类油藏的开发具有较好的借鉴和指导意义。     

水平井开发技术在底水油藏挖潜中的应用

元城油田是鄂尔多斯盆地开发较早的油田之一,边底水发育,地层能量充足.自20世纪80年代投入规模开发以来,已累计开发20余年,但受底水锥进影响,含水率不断上升,大量剩余油无法采出,开发状况日益恶化.为有效抑制底水锥进影响,2006年开始应用水平井技术进行剩余油挖潜,油田开发效果得到明显改善,并取得了一些认识:水平井技术是开发底水油藏的有效技术手段,但由于储层的非均质性,特别是隔层的发育特征对水平井开发效果有较大影响,应结合其展布规律指导水平井设计和生产参数的制定.另外,由于底水油藏经长时间开采后,油水关系较为复杂,油水界面存在波状起伏现象,开展剩余油分布规律精细研究是优化水平井设计,提高油层钻遇率和挖潜效益的关键.     

三层完井技术在底水油藏开采中的应用

介绍了三层完井技术的基本原理,即该技术分别在油层和水层完井（水层有两处完井段）,并用封隔器将三射孔段隔开,油水界面以上的原油从油套环空中采出,油水界面以下的水从水层上部射孔段采出后直接回注到水层下部的射孔段。分析了影响三层完井技术临界采油量及油井含水率的主要因素,包括采油速度、采水速度、水层两射孔段间的距离（D／I值）。结果表明,通过设计合理的采水速度及调整D／I值,能使三层完井技术的临界采油量达普通完井技术临界采油量的10倍,油井含水率比普通完井技术大幅度下降。     

大庆油田油井堵水效果预测方法

本文提出了油井堵水效果预测的计算公式,利用公式的计算结果,可以帮助选择日产油量增加,日产水量下降的堵水油井和堵水层位。公式是根据油井堵水封堵高含水层后,含水率下降,井底流动压力降低,生产压差增大,会提高其他层产油能力的原理推导出来的。计算公式是半经验半理论的,适用于大庆油田。其他油田结合自己的具体特点,将公式的系数进行适当修正即具有一定的使用价值。要使自喷井堵水后增产,堵层含水率必须较多地高于未堵层含水率,但抽油井堵水,只要堵层含水率略高于未堵层含水率,就会收到油井增产的效果。所以,在含水率等同条件情况下,抽油井的堵水效果会比自喷井好。     

压控开关找堵水工艺技术

针对大庆油田萨中开发区现行找堵水工艺存在的问题,大庆油田第一采油厂和北京华油奥依尔技术开发有限公司联合开发出压控开关找堵水工艺技术。该技术的YKKG压控开关通过接收地面加压指令进行开关动作,实现井下任意分卡层段的开启或关闭,在正常泵抽状态下可获得任意层段(或组合层段)的产量和含水数据,直接实施找堵水工艺,实现在生产状态下分层试采(配产)、分层试堵。该技术在1个区块适当分布,还可清楚地掌握该区块的剩余油分布情况,为制定开采方案提供依据。通过18口井的现场试验,验证了压控开关找堵水工艺技术的实用性和可靠性,取得了增油、降水的良好效果。     

水平井机械化学复合控水工艺现场试验研究

渤海油田水平井以筛管完井为主,几乎无管外封隔,采用笼统合采开发方式,出水后治理难度大。研发了机械化学复合控水工艺,可不动防砂完井管柱实现油井产层与高含水层分隔、分采,从而达到堵水控水目的。现场应用情况表明,工艺管柱下入顺利,封堵剂承压满足环空封隔要求,地面实时调控各层产液量,综合优化控水,作业后初期含水率由96.45%下降至94.62%,验证了机械化学复合控水整体工艺可行性。为解决水平井筛管完井控水问题提供了一条路径。     

川南地区排水找气井生产特征及对策

根据川南地区排水找气井的现状,分析产层井口压力、气水产量变化等生产特征,指出要解决川南地区地层压力下降快,自喷期短等矛盾,可以采取在产层距气水界面较近的井,控制井口生产量,建立稳定生产制度;对远离气水界面较远的井,采用油套环空强排水,气井出现异常情况,可增加外力助排措施等方法。     

胜利低渗油田水平井筛管分段控流完井技术

为了延缓水平井筛管完井后期的含水上升速率、延长水平井生产寿命,胜利油田提出并推广应用了水平井筛管分段控流完井技术。水平井筛管分段控流完井的技术原理为:首先,要根据油井的油藏地质特征,利用管外封隔器将水平油层段合理分段,实现各个不同层系间的有效隔离;然后,利用数值模拟方法计算出油井合理的日产液量,根据油藏的物性参数制订产能分配方案、计算各段需要的渗流面积;最后根据计算结果在各段下入不同孔密或缝密的控流筛管,调节各段生产压差,使产层均衡供液,并控制底水均匀地向水平井筒推进。介绍了分段管外封隔器、变密度控流筛管、变密度割缝管等分段控流完井工具,及分段控流完井工艺。从推广应用至今,该完井技术已经在胜利油田及其所属外地区块的30余口水平井中进行了应用。应用结果表明,该技术稳油控水效果明显,油井含水率可比邻井同期下降10%,能实现各不同层系间的有效隔离、延长油井无水或低含水开采期。      

泵上掺水工艺在孤东油田稠油油藏的应用

稠油油藏现已成为孤东油田储量接替的关键 ,稠油产量直接影响着孤东油田的稳产。改善油井井筒流体流动条件的方法主要有热力、化学和稀释法等 ,化学降粘法和电加热法采油成本高 ,且在孤东油田无良好降粘效果的稀油资源 ,所以 ,应用了井筒抽油泵泵上掺污水工艺。通过软件模拟研究 ,优化了泵上掺水井的相关生产参数。现场共实施了 18口井 ,已累积增产原油 2 5 79.2t。     

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。      

气举阀气举排液采气工艺参数设计与优选技术研究

东濮凹陷气藏多属低渗致密砂岩气藏，开发过程中表现为气井产能低、压力下降快、地层水矿化度高、积液影响严重等特征。气举排液是一项常用的气井排液采气工艺方法，具有很强的适应性，不但适用于低产气井的辅助排液采气，而且还适用于各种类型积液停产气井的诱喷排液复产。受井筒流态差异的影响，气井气举阀气举诱喷排液不同于油井气举阀气举采油，简单照搬油井气举阀排液设计模式难以在气井诱喷中获得成功。文章结合工作实践，对气举阀及气举排液采气工作原理进行了剖析，对气举排液采气工艺特点与影响因素进行了论述，对气举排液采气工艺参数进行了设计，并编制了软件，实现了程序化，现场应用取得了较好效果。     

抑制油井层间水窜的固井技术探析

油井存在油水互层时,油层和水层间具有良好的封隔效果是延长油井见水期的方法之一。Ｘ井位于新疆油田准噶尔盆地西北缘,其目的层石炭系地层裂缝发育、油水层交错且受边底水及注水井等因素的影响,油井完井投产后油井含水率上升快并形成水淹,油井产能迅速下降。为保证完井后水层和油层间的水泥石仍然具有良好的封隔效果,采用韧性膨胀防窜水泥浆体系进行固井。文章在室内测试了该水泥浆体系的密度、流变性和失水量等基本属性,并结合力学软件和室内试验,优化水泥石的力学参数。现场应用表明,该体系既能够确保油井的固井质量,同时又能满足完井施工后水泥石完整性和封隔性要求,具有良好的防窜性能,满足封隔油井层间水窜的要求。Ｘ井固井作业的成功为同类井确保完井后水泥石力学完整性提供借鉴。