水平井开采底水油藏水脊脊进规律的物理模拟

采用现代电子摄像监视技术和流动测试手段，建立水平井二维物理模拟系统，观察水平井开采底水油藏时水脊脊进过程，研究水脊形成与发展机理、见水时间和采收率的变化规律。水平段长度较小时，较短时间内就形成了水脊，水脊的两翼比较陡，油水界面变形较大。水平段长度较长时，水脊形成时间推迟，两翼逐渐变缓且对称分布。随着水平段长度增加，水平井生产时见水时间推迟，无水采收率和最终采收率增加。水平段长度相同时，随实验压差增大，底水脊进形成水脊时间提前，水脊的发展速度加快，水平井见水时间提前，水脊两翼界面变陡，无水采收率和最终采收率减小。图8参14     

底水油藏水平井开发水脊规律研究

针对局部底水脊进造成的水平井出水问题,建立了底水油藏水平井开采三维物理模拟系统,研究了底水脊进位置和发展特征,考虑了井筒压降、井眼轨迹和储层非均质性等因素的影响。结果表明,井筒压降使底水在水平井跟端脊进,导致见水时间明显提前,对水脊形成与发展有重要影响;井眼轨迹变化与储层非均质性是底水脊进的敏感因素,与井筒压降共同作用决定了底水脊进位置,存在下凹型井段时,底水易在下凹型井段处脊进;下凹型井段靠近水平井跟端,底水在跟端处脊进,波及范围小;下凹型井段远离跟端促使形成多处水脊,扩大底水波及范围。在非均质性模型中,高渗透区底水易形成水脊,而跟端位于低渗透区时,能促使水脊沿水平方向发展;水脊发展速度影响见水后开发动态,下凹型井段位于跟端会加快水脊发展,见水时间最早,含水率上升速度最快;下凹型井段远离跟端能减缓水脊发展速度;非均质性会加快水脊发展速度,而将跟端布置在低渗透区能在一定程度推迟见水时间,降低含水率上升速度。     

带隔板底水油藏水平井见水时间预测方法

底水脊进是底水油藏水平井开发过程中经常遇到的重要问题,准确地预测底水脊进的时间对于底水油藏合理开发至关重要。针对带隔板底水油藏水平井,基于油水两相渗流理论及流体在多孔介质中的流动规律,建立物理模型,并利用镜像反映和势叠加原理得到底水油藏水平井势分布,推导了带隔板底水油藏水平井见水时间公式。实例计算结果表明,该公式计算结果与实际见水时间相对误差为5.39%,隔板的存在大大延缓了水平井底水脊进的时间,且随着隔板半径增大和避水高度的增加,见水时间越长;水平井见水时间随着水平井段长度的减小和产油量的增大而缩短。该研究对于带隔板底水油藏中水平井段长度和避水高度的设计以及油藏合理开发具有一定指导意义。     

底水油藏水平井水脊形态及上升规律研究

底水油藏中水平井水脊上升规律的研究对合理控制底水脊进、提高无水采油量及生产后期采取合理控水堵水措施具有积极的意义。对水平井跟趾端压降与其产量的关系进行分析,认为在油田实际产量下水平井跟趾端压降极小。采用渗流力学映射反映和势叠加原理建立了底水油藏水脊上升数学模型,并证明了在常规生产参数下的均质底水油藏中,水平井各段等流量分布时的水脊突破位置应位于水平井中段;不等流量分布模式下水脊突破位置在水平井中段左右。采用程序刻画了水脊上升形态,并用三维可视化物理模拟验证了模型的合理性。     

底水油藏水平井压水脊物理模拟实验

水平井技术是开发底水油藏的一项重要技术.采用电子摄像监视技术与流动测试方法,建立水平井宏观大尺度三维物理模拟装置,观察底水油藏水平井开发动态、水脊脊进过程和压水脊水脊形状变化过程.水脊脊起模式为“井底下方底水脊起—底水脊进到井底—边部抬升,水脊形状变缓”.压水脊后水脊脊顶下降,边部抬升,直至形成新的稳定油水界面.而且压水脊前期水脊下降速度较快.压水脊能够降低底水油藏水平井的含水率,提高产油量和底水油藏的最终采收率.通过相似理论利用综合物理模拟实验直接预测实际油藏水脊动态,结合数值模拟研究和油田现场实际情况,建议实际油田关井压水脊时间为3～5 a.     

底水油藏水平井水脊形态影响因素

在底水油藏开发过程中,水平井底水脊进是影响开发效果的关键因素,而关于水脊形态影响因素的研究相对较少。为此,利用油藏数值模拟技术,基于M油田的实际油藏参数,建立底水油藏数值概念模型,根据程林松等推导的水平井产能公式,回归得到水脊形态定量描述公式,分析水平井井距、垂直与水平渗透率比值、单井产液量、水平井垂向位置、油水粘度比和含水率等因素对采出程度和水脊形态的影响。分析结果表明:随着水平井井距的增大,相同含水率下采出程度和最大水脊半径逐渐减小,而水脊体积总体呈增大趋势;随着垂直与水平渗透率比值和油水粘度比的增大,相同含水率下采出程度、最大水脊半径和水脊体积逐渐减小;随着单井产液量的增大,相同含水率下采出程度、最大水脊半径和水脊体积总体呈上升趋势,但单井产液量超过一定值后,最大水脊半径和水脊体积略有减小;水平井垂向位置离油水界面越近,相同含水率下采出程度、最大水脊半径和水脊体积越小;随着含水率的增大,最大水脊半径和水脊体积逐渐增大。运用Box-Behnken试验设计方法,分析各因素及各因素间的交互作用对水脊形态影响的显著程度,结果表明:对水脊形态的影响程度由大到小依次为垂直与水平渗透率比值、油水粘度比、水平井垂向位置、单井产液量和水平井井距。其中,垂直与水平渗透率比值和单井产液量组合、油水粘度比和水平井井距组合对累积产油量的交互影响最为显著。     

底水油藏多分支水平井水脊规律

多分支水平井技术在延缓底水和气顶的脊进速度、提高油气井产量等方面作用明显,但在底水油藏开发中水脊问题仍然不可避免。文中利用数值模拟方法,建立了底水油藏多分支水平井模型,并分析了底水突破位置与发展情况的变化规律。研究结果表明:分支水平井底水突破位置主要为主支跟端附近以及处于中间的汇点部位附近,具体位置主要取决于分支角度、分支位置以及避水高度。合理产量随着分支数目与分支长度的增加而增加,且两者的影响程度较大;而分支位置与分支角度对合理产量的影响程度较小,其中合理产量随分支角度的增大先增加后减少。     

水平井分段完井参数对底水脊进影响

水平井分段完井是目前高效开发底水油藏的唯一手段,在国内外已得到了广泛应用,但就分段完井参数对底水脊进影响的研究却甚少。运用势叠加原理和镜像反应原理导出了水平井分段完井井筒与油藏渗流耦合计算模型,继而再运用物质平衡法建立了水平井分段完井底水突破模型。实例计算与对比表明模型准确度高,继而计算研究了分段完井参数对底水脊进的影响。结果表明：增加打开程度,盲管段的底水突破高度及各生产段的底水突破时间均逐渐增加。移动盲管段位置,盲管段的底水突破高度及时间也相应移动;将盲管段从跟端向趾端移动,靠近跟端的生产段的底水突破时间小幅增加,靠近趾端的则小幅减小。增加打开段数,盲管段的底水突破高度及各生产段的底水突破时间均小幅增加。     

底水稠油油藏双水平井泡沫压脊技术及参数优化

在水平井开采底水稠油油藏过程中,底水一旦脊进突破,导致含水率迅速上升,产油量很快下降,堵水作业困难。在生产水平井下方布置1口泡沫压脊水平井,可以减缓底水脊进,控制含水率上升速度,改善开发效果。利用数值模拟方法,研究了压脊水平井注泡沫( 氮气和发泡剂溶液) 、生产水平井采油的底水稠油油藏开采技术。结果表明,优化后双水平井泡沫压脊开发效果明显好于双水平井氮气压脊、单一水平井泡沫压脊和单一水平井无措施 3种开发方式。结合室内实验分析、数值模拟结果以及现场施工条件对压脊水平井参数进行模拟优化,设计发泡剂溶液质量分数为0.5%,气液比为1∶1,压脊水平井水平段长度为300m,避水高度为2.5m,注氮气速度为1.76×104m3/d,排液量为200m3/d 时,实施双水平井泡沫压脊生产,4个周期累积增产油量达1.9×104m3,增油幅度达48.7% 。     

一种预测底水油藏水锥动态及见水时间的新方法

底水油藏开发面临的核心问题是底水的锥进,准确预测底水油藏油井的见水时间,并采取相应的措施,可以延长油井的无水采油期,提高油井的累计产油量和采出程度。文中基于流体在多孔介质中的渗流规律,对底水油藏双重不完善井的水锥突破时间进行了研究。通过数学推导,得到了底水油藏油井水锥突破时间的计算公式,该公式考虑了油水流度比,原始束缚水饱和度,残余油饱和度等影响因素,并与其他底水油藏见水时间的公式进行了对比。实例分析表明,新的底水油藏油井见水时间公式的预测值较准确,并且与李传亮公式的结果较为接近,为预测底水油藏油井的见水时间提供了借鉴和指导。     

底水油藏水平井临界生产压差研究

在底水油藏水平井开发底水脊进原理的基础上,采用等值渗流阻力法,结合底水驱动垂向临界速度导出了底水油藏开发的临界生产压差计算模型及临界产能的计算方法。分析了垂向渗透率、油水密度差、水平井位置、油水粘度比以及底水锥进高度等参数对临界生产压差的影响,其结果对水平井开发底水油藏确定合理的生产压差具有指导作用,为底水油藏水平井产能设计提供了参考依据。     

ICD在曹妃甸油田水平井完井中的适用性研究

渤海湾地区曹妃甸油田的大部分水平井投产后就出现高产水现象,到目前为止,该地区有大量水平井己处于中、高含水期,高产水己成为降低该区块产量的主要原因。如何采取合适的措施降低产水量和提高产油量成为大家关心的问题,为了解决这一问题,相关学者引入ICD工具来控制水的产量,并采用数值模拟的办法模拟ICD在井下工作状况,并实例对比了采取ICD完井和不采取ICD完井这两种情况下水平井产水情况。模拟计算结果表明:沿水平段地层渗透率的不均质性是造成水平井段局部水锥进的主要原因;优化完井方式能够延迟水平井段进水;ICD适用于类似曹妃甸油田这种薄油层、强底水驱油田的控水措施。     

水平井环空预设多级井底控锥增油实验

为了降低水平井底水锥进和趾跟效应的影响,提出水平井环空预设多级井底的控锥技术,采用3D大型底水油藏模拟开发设备,分别对常规水平井、中心管水平井和多井底水平井开展了水脊形态和驱油效果实验,从而验证环通多级井底控锥技术的有效性。结果表明,采用多井底水平井比常规水平井以及中心管水平井开发优势明显,多级井底系统使井筒沿程的压力剖面更均衡,能削弱趾跟效应,延迟底水突破时间,增大波及体积,其开发效果比常规水平井、中心管水平井采收率分别提高9.98、5.95个百分点。对水平井环通预设多级人造井底稳油控锥技术的矿场转化应用进行工艺论证表明,环空预设多级人造井底结构复杂,但操作简单方便,具有矿场应用潜力。该研究可为底水油气藏控水高效开发提供技术借鉴与支撑。     

砂岩底水油藏底水锥进影响因素研究

鉴于砂岩底水油藏开采特征有别于灰岩底水油藏，因此有必要研究砂岩底水油藏的开采特征及其影响因素。利用三相黑油模型分析了单井产油量，储层沉积韵律，垂向水平渗透率比，夹层大小及位置，边底水能量，油水粘度比，距，油井射开程度以及油水毛管压力等９种因素对砂岩底水油藏开采效果的影响。     

薄层底水油藏水平井采水抑锥方法研究

针对陆9井区已开发薄层底水油藏水平井产量递减、含水上升快等问题,为寻求有效的控水措施,采用数值模拟方法,研究薄层底水油藏水平井实施油水同采对水锥影响效果。研究表明：水平井采水抑锥效果明显好于直井;在不考虑井筒压力损失时,采水井长度接近生产井长度时采水效果最好;在不同的采水时机下,采水都可有效抑制水锥,降低含水;采水量越大,抑锥效果越好,但采水量存在最优值;随着原油粘度增大或底水厚度变厚,采水效果明显变差;采水层位对抑锥效果影响不大。     

水平井技术在新海27块稠油底水油藏开发中的应用

随着油气田开发技术的进步，水平井开采技术日臻完善，并在底水油藏、高角度裂缝性油藏、稠油和低渗透油藏开发中广泛应用，并取得了明显的效果。新海27块东一段是典型的稠油底水油藏，经过10多年的直井开发已进入高含水开发后期，开发调整效果较差，底水锥进严重，含水上升快。在搞清油藏地质特征和剩余油分布规律的基础上，共实施3口水平井，投产后效果很好，初期产能高，含水率低，大大提高了采油速率，取得了良好的经济效益和社会效益。     

考虑启动压力梯度的低渗压敏底水油藏产能及水锥预测方法研究

控制底水锥进和确定油井合理产能是底水油藏开发面临的核心问题,前人预测产能时未考虑启动压力梯度、压力敏感效应等因素的影响,导致油井产能、见水时间的预测结果与实际情况相差较大,不利于油井的高效开发。基于流体在低渗透多孔介质中的渗流特征,建立了一种低渗透底水油藏考虑启动压力梯度、压力敏感效应等因素的油井水锥及产能预测方法。矿场试验表明,该方法预测结果更接近于油井实际情况,可以用来预测低渗透底水油藏油井初期产能、确定合理生产压差和预测底水突破时间,对于低渗透底水油藏开发方案的设计具有重要指导意义。     

砂岩底水油藏开采机理及开发策略

利用数值模拟方法研究分析了采油速度、油层沉积韵律、垂直水平渗透率比、夹层大小及位置、边底水能量、不同油水粘度比、井距、射开程度、毛管压力等对砂岩底水油藏开采效果的影响,同时对有夹层存在时K_v/K_h值对底水上升速度及形态的影响进行了精细模拟研究.研究表明：影响底水锥进的主要因素是采油速度、垂直水平渗透率比、油水流度比、夹层;砂岩底水油藏底水推进一般以平托为主.文中提出了相应的开发策略.     

PERFORMANCE COMPARISON OF FRACTURED AND UN-FRACTURED VERTICAL AND HORIZONTAL WELLS IN RESERVOIRS WITH BOTTOM-WATER DRIVE

ABSTRACT

An experimental investigation, using a scaled three- dimensional rectangular model, has been conducted to study the production performance of un-fractured and fractured vertical wells under bottom water drive. The results are compared against those for un-fractured horizontal wells and horizontal wells with orthogonal and longitudinal fractures. The model represented a section of the drainage volume for a single horizontal well in one of the Middle East reservoirs. Kerosene and distilled water were used to represent the reservoir fluids, while glass beads were used to represent the porous medium. All experiments were conducted at the same production rate, which was chosen so that the oil–water interface would remain stable until it approaches the producing well. As expected, fracturing vertical wells greatly improves their performance by increasing oil recovery at breakthrough and ultimate recovery, delaying water breakthrough and reducing pressure drop. While horizontal wells have, in general, better performance than vertical wells, fractured vertical wells perform better than horizontal wells with regard to recovery, water breakthrough and pressure drop. Horizontal wells with orthogonal or longitudinal fractures are found to be superior to fractured vertical wells. In general, increasing the fracture penetration improved the production performance of both vertical and horizontal wells. Interestingly, it was found that extending the fracture penetration towards the original oil–water contact did not, as might have been expected, result in earlier water breakthrough.