分支数目对鱼骨刺水平井产能的影响研究

鱼骨刺水平井具有增大泄油面积、降低钻井数、可利用已有井、节省油田开发成本的特点,尤其是针对边际油田开采具有突出的优势。鱼骨刺水平井的形态结构十分复杂,因此数值模拟研究对指导实际鱼骨刺水平井生产具有重要意义。采用差分法对鱼骨刺水平井的描述与实际条件差距较大,这是目前鱼骨刺水平井数值模拟理论研究存在的难题之一。在二维油水两相模型的基础上,运用有限元方法,对油相压力和水相饱和度的有限元方程进行了推导求解。针对二维平面渗流问题采用混合单元有限元法,利用线单元描述鱼骨刺水平井井筒,用任意形状的三角形单元来描述地层。对不同分支数目的鱼骨刺水平井进行了数值模拟研究。分析了鱼骨刺水平井不同分支数目的渗流规律。通过分析比对含水率、日产油量、累积产油量的动态曲线,得出分支数目的增多对鱼骨刺水平井的见水时间和含水率的影响不大,但对开采前期鱼骨刺水平井的增产却效果明显,随着开采时间的增加,后期累积产油量增加比例相差不大。     

黄陵X水平井区注水吞吐工艺参数优化

随着水平井开发的持续深入,到衰竭式开发后期,单井日产油不再能满足油田水平井经济日产油条件,即是开展注水吞吐采油的最佳时机.采用正交实验的研究方法,对周期注水量、注水速度、焖井时间和采液速度4个参数进行模拟优化,吞吐时机在模拟过程中根据研究区经济日产量进行标定,并引入最终含水率、开发总时长及平均日产油量等作为辅助指标进行...     

华庆油田X区油藏工程方法研究

结合地质特征,剖析生产变化规律,细化各区块开发特征,基于层系、沉积、流动单元详细研究华庆油田X油藏开发特征,总结产量、含水及压力变化规律等。结合油藏油藏工程分析方法,应用动静态资料,分析工区开发现状,包括日产液量、日产油量、累积产液量、累积产油量、累积产水量、累积注水量、综合含水率等动态指标及变化曲线特征。根据注水压力测试,重点分析研究区内含水率、存水率、耗水率、注采比等开发技术指标,评价水驱开发效果。对区块内油井开展产量分类及评价研究,分析产量递减变化规律,确定影响产量递减的主控因素,提出对应的调整措施。总结研究区压力变化及其平面分布特征,分析局部压力不均衡原因,找出治理措施。根据动态监测资料,结合注水特征,确定合理地层压力保持水平。     

基于自适应控水阀的水平井控水方案优化设计

水平井可以有效增大泄油面积,降低储层流体渗流阻力,改善油田生产状况,但水平井跟端和趾端的压力差异和储层的非均质性易造成地层流体沿水平井筒入流的不均匀性,导致边底水锥进。自适应型流量控制阀A I C D具有自动控制油水选择性通过的能力,可有效延缓边底水推进的速度。以海上L油田的L 5 H井为例,针对市场上一款粘度敏感型自适应控水阀的测试性能,介绍了水平井控水方案的优化设计过程。通过Eclipse油藏数值模拟软件的模拟计算,自适应型控水阀的安装可提高水平油井的累计产油量,降低综合含水率,保证油井长期稳产,为类似油田的开发提供了经验借鉴。     

水平圆管固液两相稳态流动特性数值模拟

水平井油水流动特性是设计产液剖面测井方法和建立解释模型的重要依据,当油水中携带沙颗粒时,其流动特性变得更为复杂。通过基于Eulerian描述方法的混合代数滑移模型（MASM）,建立挟沙水或油混合相控制方程和边界条件,并且使用有限差分方法和逐次超松弛（SOR）迭代法建立数值解,以模拟水平井挟沙水或油混合相的各运动特性参数分布。模拟结果表明,主流速度分布随着颗粒相体积分数增大有向下偏移特点,并随着压降值降低而减小。水平井圆截面上颗粒相体积分数分布特征主要与主流速度有关,随着速度降低,体积分数分布值向下向两侧增大。此外,挟沙油混合相主流速度大于挟沙水混合相速度。混合代数滑移模型不仅能够很好地模拟混合相各运动特性参数分布特征,而且计算效率比较高。     

安塞油田长6砂层油藏数值模拟

安塞油田经过多年的开发,目前已经进入高含水期。通过对长6油藏从储量、注水量、压力、采油量、含水率五个方面进行拟合并分析其结果得出:全区和单井的模拟结果与实际油藏开发动态趋势接近,产油量变化趋势基本与实际点吻合;根据储层研究成果建立起来的王窑孔隙渗流区和裂缝渗流区油藏地质模型,经历史拟合作出适当调整后,基本能描述油藏实际生产动态,反映地下储层油、水分布规律,可以满足进行油藏开发趋势分析和调整方案的预测研究。     

水平井油水两相流型实验研究

为了研究水平井油水两相在不同流量和不同含水率条件下的流型流态,采用多探头系列仪器组合常规涡轮,在多相流模拟实验室进行水平井油水两相模拟实验。通过实验研究,油水两相在水平井中的流型类别可分为分层流、油包水-水、水包油-水、油包水和水包油五种,建立了流型图,可为水平井生产测井施工设计和状态分析提供流型参数。     

库姆萨依稠油热采技术研究及应用

库姆萨依侏罗系油藏为边底水稠油油藏,具有埋藏浅、储层单一厚度大、原油粘度高等特点。针对其油藏特征,研究决定油田主体采用水平井蒸汽吞吐+蒸汽驱热采开发。蒸汽吞吐试验表明,热采单井初期日产油量可达到冷采的6.1倍,同周期内水平井平均日产油量为直井的1.4~1.8倍,水平井热采前三个周期油汽比在1.3~0.97之间,多项开发指标好于直井。水平井蒸汽吞吐热采试验的成功,为库姆萨依边底水稠油油藏的高效开发奠定了技术基础,具有广阔的推广应用前景,经济和社会效益显著。     

致密油藏体积压裂井裂缝优化设计

体积压裂技术是开发致密油等非常规石油资源的重要手段。对压裂井裂缝进行优化设计有助于提高产量且对现场施工有一定的指导意义。本文选取长庆油田某致密油区块一口体积压裂水平井,采用数值模拟的方法进行生产拟合,基于工程角度对裂缝横向缝网数、簇间距及施工注入排量进行优化。结果表明：累产油量随着横向缝网数的增加而增加,超过26条后,增长速度逐渐变缓;累产油量随簇间距增大先增后减;裂缝半长和储层改造体积随注入排量的增大而增大,排量大于13m3/min后,其增长幅度逐渐变缓。     

水平井和直井联合开发理论研究

根据拟三维原理,将理论分析方法和一维油水两相渗流理论相结合,求解分支水平井和直井混合井网三维两相非活塞渗流问题。采用适当的保角变换,将XY平面二维两相复杂渗流问题转化为一维两相问题求解,从而确定出水平井在油水两相流条件下XY平面内的渗流阻力,根据各部分的渗流阻力,确定出水平井的产液速度和无因次产液速度;根据一维渗流条件下见水前后的无因次时间和无因次见水时间,确定出井网条件下见水前后的无因次时间和无因次见水时间。根据水平井的无因次产液速度确定出直井的注水速度,无因次注水速度随时间的变化规律。该理论的建立为水平井整体注水开发油田的动态分析和预测提供了依据。     

基于柔性钻具的超短半径多分支水平井侧钻技术及应用

柔性钻具超短半径多分支侧钻技术主要是以柔性钻具单元为技术核心,以提高采收率为根本目标,通过在老井径向侧钻出多分支水平井眼方法,达到提高井眼导流能力、增加泄油面积、降低渗流阻力,实现单井大幅增产的效果。     

边底水稠油油藏水平井蒸汽吞吐技术研究及应用

库姆萨依侏罗系油藏为边底水稠油油藏,具有埋藏浅、储层单一厚度大、原油粘度高等特点。针对其油藏特征,研究决定油田主体采用水平井蒸汽吞吐+蒸汽驱热采开发。蒸汽吞吐试验表明,热采单井初期日产油量可达到冷采的6.1倍,同周期内水平井平均日产油量为直井的1.4~1.8倍,水平井热采前三个周期油汽比在1.3~0.97之间,多项开发指标好于直井。且在实践中初步形成了水平井钻井、完井、测试、防砂、封堵水等配套技术。水平井蒸汽吞吐热采试验的成功,为库姆萨依边底水稠油油藏的高效开发奠定了技术基础,具有广阔的推广应用前景,经济和社会效益显著。     

层状边水油藏水平井开发效果评价与对策探析

针对于我层状边水油藏的某些水平井出现产量下降、含水量逐渐升快的现象,研究人员通过对油藏和众多学科知识的综合分析,采用无因此日产水平、月含水量增加的幅度以及无因此的累积产油量等系列指标进行综合评价水平井在不同时期的开发效果。总结出了水平井含水量上升和产量下降的主要原因,通过进行最后的测量、研讨与数模结合评价水平井的开发效果,并且制定出相关开发对策。     

低渗透油藏水平井与直井混合井网形式优选

水平井与直井混合井网在低渗透油藏开发中获得了广泛的应用。为了确定混合井网的合理井网形式,本文利用数值模拟方法,对不同井网形式下的单井产能、累积产油量、综合含水率等参数进行了研究。结果表明,混合井网开发低渗透油藏以交错井网效果最好。通过分析剩余油分布及地层压力场,进一步证实了交错井网的优越性。     

剩余油潜力规模与分布评价方法研究

针对特高含水期开发阶段,对剩余油潜力通常采用的采出程度等几项指标具有一定局限性的问题,提出通过与油藏数值模拟相结合,以模型的网格节点为基本统计分析对象,以储层渗流理论为基础,围绕能更具现实意义的剩余可动油描述,根据含油饱和度变化与采出程度的理论关系,建立网格节点的剩余可动油数值的求解方法;其次,针对相同含油饱和度是不同物性储层的流体含油率存在差别的情况,应用分流相理论确定网格节点流体含油率的求解办法,并将其与剩余可动油量相关联,量化描述储量潜力的品质;进一步应用数理统计学的基本方法,以每个沉积单元为分析对象,综合油层平面发育程度,以沉积单元方差值量化表征网格节点平面分布状况。从而精细分析水驱剩余油潜力,更有利于指导特高含水期油田开发调整挖潜。     

利用数值模拟方法分析乙型水驱曲线的起始含水率

乙型水驱曲线是在半对数坐标下由水油比和累积产油量形成的关系图,多用于可采储量预测,预测的关键点是选取稳定直线段及合理的起始含水率。前人的研究着眼于一维非活塞性水驱油理论之上的公式推导及形式变换,少有对乙型水驱曲线稳定直线段起始含水率的定性定量分析。为了解决这一问题,本文利用数值模拟方法,验证乙型水驱曲线适用于中等粘度油藏,指出流度比相关参数是影响乙型水驱曲线起始含水率的关键因素,水与油的流度比越高,起始含水率的选取就越高。     

肯基亚克油田化学解堵剂BKJ-1的研制与现场试验

截止2006年12月底,肯基亚克油田盐下油藏共完钻75口井,其中参数井2口、普查井及探井37口、开发评价井及设计注水井36口。CNPC在阿克纠宾投资以来共完钻33口井。其中2002年2口,2003年5口,2004年10口,2005年9口,2006年7口。截止2006年12月底,累积产油495．5446万t,采出程度4．45％,采出可采储量的17．30％,其中,石炭系累积产油462．1482万t,采出程度5．99％,采m可采储量的19．96％,盐下油藏月产油量15．56万t,日产油5020t,与2005年12月相比,日产油减少386t,下二叠系累积产油33．3963万t,采出程度0．98％,采出可采储量的6．09％。与2005年12月比较,2006年12月日产油量减少了7．15％。     

库姆萨依稠油蒸汽吞吐工艺参数优化研究

库姆萨依侏罗系油藏为边底水稠油油藏,主体采用水平井蒸汽吞吐+蒸汽驱热采开发,热采工艺参数是决定蒸汽吞吐效果的主要因素。通过数模、工程计算、热采试验优化确定了适合库姆萨依稠油蒸汽吞吐高效开发的工艺参数。现场实施表明,热采单井初期日产油量可达到冷采的6.1倍,三个周期内单井平均日产油量为4.3~16.6t/d,且水平井为直井的1.4~1.8倍,前三个周期油汽比在0.54~1.58之间,各项开发指标均较好。水平井蒸汽吞吐热采试验的成功,为库姆萨依边底水稠油油藏的高效开发奠定了技术基础,具有广阔的推广应用前景,经济和社会效益显著。     

基于FLUENT水平小角度分层流数值模拟研究

为了解释水平井产生测井数据，首先得了解井筒内流体的流动状态。针对水平小角度油水两相流井筒内不同流量及含水率和油相分布状态进行数值模拟并把模拟结果和实验对比，对FLUENT得出的不同流型和各种参数通过实验验证，验证FLUENT仿真时模型建立和条件选取的正确性，并通过与实验结果不相符的模拟结果查找出FLUENT条件设定时的问题所在，从而找出最恰当的设定条件。     

井震结合优化层状稠油油藏分支水平井参数设计

针对J612-12-18块兴隆台层状稠油油藏井控程度底、储层变化快、直井开发效果差的特点,为提高储量动用程度、改善开发效果,利用有限的钻井资料、全区满覆盖的三维地震资料相结合,优化部署分支水平井J7-XH9,优选目的层段,精细设计水平段延伸方向和长度、分支侧钻位置、分支个数、分支长度、分支与主轨迹夹角、中靶深度等。该井实钻参数与设计一致,油层钻遇率100%,投产初期日产油48t,是同区块常规水平井产量的3~4倍。