水平井开发气顶油藏合理位置的确定方法

利用镜像反映及势函数的叠加原理,导出了气顶油藏中任意一点的势函数,推出了气顶油藏中水平井井底势差和水平井的产量方程,研究了水平井的位置对气顶油藏水平井产量、临界产量及气锥时间的影响,获得了气顶油藏中水平井的合理位置.     

气顶油藏开发技术对策探讨

气顶油藏的开发方式多种多样，影响开发动态预测的因素较多。从气顶油藏开发基本原则出发，针对开发中所遇到的主要技术问题，利用实际资料进行模拟开发，就构造几何形态、层间连通性等地质工程因素和开发方式、注采比、气顶气投产时机、采油速度、油气界面附近油井配产等开发技术政策因素，对原测采收率的影响进行了定量化研究，并首次对原油损失问题进行了模拟计算和探讨，提出了气顶油藏开发采取的几个技术对策：完善油区注采系统，注意油气协调开发；开发次序应先开采油环油，4年后动用气顶气；降低GOC附近油井配产，可收到较好的效果；当气顶气储量相对较大时，采取气顶、油区同时开发的方式。     

气顶油藏的开发技术政策研究——新滩油田垦东344井区

气顶油藏作为一类较为复杂的油气藏在开发中遇到的最主要问题是气顶气锥进,造成油井气窜,气顸的存在对开发方式的研究增加难度,气硕气的动用与否关系到整个油藏的开发动用方式。以新滩油田垦东344井区为例,利用数值模拟技术对研究区块气顶气是否动用、井网、开采方式,如何动用进行论证,确定合理的开发技术政策。     

哈萨克斯坦贝克塔斯气顶边水油藏开发对策与实践

气顶、边水油藏在开发过程中容易引起气窜造成油井因高气油比而关停,进而影响油田稳产,降低储量的采出程度。研究认为,稳定油气边界是这类油田开发的关键,而解决问题的根本手段在于保持地层压力,阻止气顶的膨胀外扩,因此对油田实施边部注水和气顶屏障注水相结合的开发调整对策。调整实施后油田的开发取得了良好的效果,产气量和气油比显著下降,含水基本保持稳定甚至出现负增长,原油产量稳中有升,各项开发指标均表现出良性开发的特征。通过注水补充地层能量的同时又完善了油田的注采井网,注采井数比和累计注采比逐渐提高,水驱控制程度进一步提高,油田水驱开发取得了较好的效果,为此类油藏的开发提供了借鉴。     

基于油气相平衡的气顶底水油藏水平井垂向井位优化

气顶底水油藏油气水三相同时赋存,水平井垂向位置不合理,则极易发生气窜和水锥,导致油井产能下降。为了有效控制气窜和底水锥进,延长水平井稳产时间,基于热力学相平衡理论,结合气顶底水油藏流体分布特点,校正了状态方程计算逸度误差,计算了油气体系相平衡闪蒸模型,利用天然气状态方程和物质平衡方程进一步推导出了气顶指数、底水倍数与地层压力的垂向水平井布井位置评价模型,总结了水平井开发过程中随油藏地层压力下降油气相间传质规律。经实例计算及数值模拟验证,采用本方法得到的布井位置可以有效延长水平井稳产时间,为气顶底水油藏水平井部署提供一定的借鉴意义。     

薄煤层工作面气垛支架控顶特征

本介绍分析了气垛支架的技术性能和气垛支架对顶板的控制特点,在底板比压、与围岩接触应力、垂直应力、刚度特性和对顶板作用等方面与单体支柱相比,薄煤层气垛支架具有显的优点。     

混合网格在水平井油藏数值模拟中的应用

由于流体在水平井附近呈径向流动，采用直角网格系统的常规油藏模拟器进行模拟不够可靠。本文用一种环绕井眼的混合网格加密方法，即将直角网格与径向网格相结合以模拟水平井眼附近流体流动。并利用第七届ＳＰＥ考题所公布的数据验证了该模型的有效性。     

海上底水油藏水平井产液剖面分布规律研究

水平井产液剖面分布规律研究对于确定出水位置、指导堵控水工艺的精细化设计及实施具有重要意义。目前水平井产液剖面分布主要通过生产测井的方式确定,但是不同因素对产液剖面分布的影响还不明晰。通过数值模拟方法,以海上S油田为例,建立概念模型,研究了水平井长度、原油黏度、钻井污染、采液速度、避水高度、各向异性、平面非均质性、隔夹层位置8个因素对水平井产液剖面的影响规律。结果表明,水平井越短、原油黏度越大、钻井污染越严重、采液速度越大、避水高度越大、平面非均质性越强、产液剖面越不均匀,底水油藏水平井发生底水突进的可能性越高;垂向渗透率与水平渗透率的比值越大,产液剖面越均匀;隔夹层可使底水发生绕流,抑制底水直接突进到井筒,有利于延缓水平井见水。     

乐安油田气顶砂岩稠油油藏开发实践和认识

气顶砂岩普通稠油油藏具有油稠、储层疏松的特点,复杂油气水关系直接影响了油田的开发水平.通过分析乐安油田草31断块气顶砂岩普通稠油油藏地质背景和三角洲沉积特点,将Es311-2两个小层作为一套层系开发.结合草31断块单井试采生产情况,总结了油区和气顶变化规律,研究了沙三段储集层的开发井网分布特点和井距,论述了注水开发的可能性.开发实践表明,应用多种防砂配套技术和螺杆泵携砂冷采工艺,控制单井合理产油量和合理采油速度,将获得较高的一次采收率,取得良好的开发效果.     

海上厚层稠油油藏细分开发层系研究与实践

渤海JX油田油层厚度大、层间非均质性强、地下原油黏度大,水驱开发过程中易发生层间干扰及边底水锥进现象,严重影响油井的产能。通过理论分析和数值模拟等手段,研究了海上复杂厚层稠油油藏开发井网,深入剖析了厚层稠油油藏细分开发层系的必要性及水平井的关键参数。应用实践及效果评价表明利用水平井细分开发层系开发厚层稠油油藏效果良好。     

致密气藏水平井整体开发精细描述研究

苏里格气田某井区作为本区块水平井整体开发试验区,实施38口水平井2年建成10亿方产能,开发效果显著,对本区的精细地质研究已形成了一套行之有效的研究思路和方法。通过针对区块低孔、特低渗,发育河流相砂体的储层特点,综合各种静态资料,建立精细气藏三维可视化地质模型,刻画了本区河道砂体展布,为水平井整体开发和水平井地质跟踪实施提供了地质保障,同时研究得出的区块剩余气分布规律,为水平井分步实施提供了依据;对水平井整体开发的各部署参数的合理取值进行了研究,在利用非结构网格刻画压裂水平井地层裂缝系统的基础上,通过气藏数值模拟对水平井井网井距等部署参数的优化论证,得出适合的参数值,结果表明本研究可对气田的整体开发提供指导,效果显著,同时为同类气藏的研究提供了有利的借鉴。     

浅层断块油藏水平井CO_2吞吐增油技术

水平井是高尚堡浅层断块油藏的主要开采方式,在水平井开发过程中易形成边底水突进、水窜、水淹,油井含水上升速度快,导致油井产能下降,严重影响油田的开发效果。针对水平井开发后期产能下降的问题,采用了CO2吞吐增油技术。其主要技术原理为:在地层温度条件下CO2能快速溶于原油中,使原油膨胀,改变原油的物性,大幅度降低原油黏度,降低油水界面张力,增加溶解气驱的能量,进而达到油井增产的目的。34井次的现场应用结果证实,水平井单井日产油量由1.72t增加到4.88t,含水率由95.00%下降到51.45%,控水增油效果显著。     

水平井在枯竭油气藏型地下储气库的应用

阐述水平井在地下储气库的应用及其研究现状;分析水平井技术应用于地下储气库工程的适应性和优缺点;通过水平井单井产能实例计算评价水平井应用于地下储气库的可行性。应用结果表明,采用水平井能使地下储气库注采能力大大增强。     

天然裂缝性气藏水平井试井典型曲线计算方法

考虑井筒储集和表皮效应，建立了天然裂缝性盒型封闭气藏中水平井三维渗流的数学模型，在获得数学模型解的基础上，针对解的复杂性，研究了压力响应的有效计算方法，获得了正确计算每项无穷级数所需的最小收敛项数，基于无穷级数的最小收敛项数，研究了井筒压力响应的计算方法，并且五用数值积分和拉氏反演计算了用于识别渗流特征和试井分析的典型曲线，提出的计算方法对于快速计算天然裂缝性气藏中水平井试井分析的典型曲线具有实用价值。     

页岩气水平井地质导向技术研究与应用

为了实现页岩气田水平井最优化轨迹钻探及穿越高效页岩气层的地质开发任务,结合页岩气开发过程中的实际需求,逐步形成了完善的水平井地质导向技术。根据页岩气藏特性及地质导向技术的适应性,采用了随钻LWD或MWD+综合录井+导向软件+远传专家决策的模式。目前,地质导向技术在现场应用7口井,在页岩气层的钻遇率到达了100%,开发效果得到了明显的提高,为页岩气井的规模开发奠定了基础。     

水平气井优化设计与应用

分析影响水平气井优化设计的地质因素、水平井最优长度、最优位置.结合水平井优化设计的实例分析,提供确定水平井最佳长度和位置的方法.     

水平井九点井网产能研究

从基本的渗流理论（保角变换、镜像反映、叠加原理等理论）出发,推导出了三种水平井九点井网产能计算公式,并与电解模型实验结果进行了对比验证。结果表明,计算公式具有一定的精度,完全可以满足工程的需要。     

套管开窗侧钻水平井技术的研究与应用

套管开窗侧钻水平井技术应用于老油田套损井综合治理和老区剩余油挖潜改造,对开发未受控面积内的储油和死角残余油效果明显;应用于低渗透、薄油层,可有效提高单井产量和采收率。要保证侧钻水平井的工艺效果,必须仔细研究油井地质状况,制定完善的施工方案和适宜的完井方式,使之充分满足后期开发作业的要求。     

水平井抽油泵泵阀实验研究

具有多项模拟试验功能的水平井（定向井）抽油泵试验装置系统可进行直井、水平井（定向井）抽油泵室内模拟试验，进行抽油泵泵阀结构形式、尺寸的对比试验，进行冲程损失的模拟试验和抽油泵防砂装置结构对比试验等。水平井（定向井）抽油泵泵阀的模拟试验表明，在井斜角不太大和介质粘度较低时，机械启闭阀＋锥阀效果较好。但在高粘度介质大井斜角条件下，特别是在水平井条件下，机械启闭阀＋拉杆带动阀效果更佳。