底水油藏水平井含水上升规律影响因素研究——以临盘油田某底水油藏水平井为例

针对底水油藏水平井见水后含水上升速度快,治理难度大的问题,本文以临盘油田某底水油藏的30口典型水平井为研究对象,基于该油藏实际地质资料,以生产动态分析与数值模拟相结合的手段,采用灰色关联度模型和理论数值模拟方法,分析底水油藏水平井见水后含水上升规律,并对含水主控因素进行分析及排序,从而为同类底水油藏的含水上升规律预测、水平井调整治理以及后期剩余油挖潜对策等提供技术指导。研究表明:(1)底水油藏水平井含水上升规律主要受避水高度、夹层类型、油层厚度以及水体厚比的影响;(2)不同因素对底水油藏水平井含水上升的影响程度不同,油田现场需根据实际情况有针对性的进行调整;(3)本文研究以典型油田丰富的实际数据为基础,现场可操作性和适用性强。     

正韵律底水油藏水平井开发技术界限研究

用某实际油藏资料建立了正韵律厚底水油藏的数值模型,对水平井开发底水油藏的影响因素和技术参数界限进行了分析.研究结果表明,为取得更好的开发效果,水平井水平段应垂直于最大渗透率方向;顶部水平段长不宜超过500 m;当整个水平段的平均渗透率相等时,可以忽略水平段的渗透率变化,即可不考虑水平段沿渗透率等值线方向变化情况.对夹层的影响研究表明:当夹层下合油饱和度较低时,夹层渗透率越低,采出程度越大;夹层下含油饱和度较高时,垂向渗透率为水平渗透率的0.5%时采出程度最大.研究结果对于正韵律底水油藏的水平井开发具有重要意义.     

底水油藏水平井产能预测模型研究

针对河流相沉积正韵律储层特征,建立了底水油藏地质概念模型,采用数值模拟技术,分析了底水区大小、水平井射孔段长度、油层厚度、避水高度、垂向与水平渗透率比值、渗透率级差、水平渗透率和原油粘度这些参数对水平井产能的影响,确定了各参数与水平井产能的关系类型,在此基础上,采用多元回归技术建立了水平井初期产量与递减率预测模型。计算结果表明所建立的预测模型预测精度较高,为底水油藏水平井开发评价、编制开发方案提供了可靠依据。     

底水油藏水平井水淹规律影响因素

底水油藏往往表现为水体能量大,流体补给充足,开采原油所消耗的地层能量可由底水及时补充,在其开发过程中,水平井一旦见水,将严重影响产量。以油藏数值模拟为手段,研究了水平段长度、无因次水平段避水高度、生产压差与见水时间、无水期累积采油量及含水率的关系,并优化出合理的水平段长度、无因次水平段避水高度和生产压差,其值分别为375m,0.9和1.0MPa。应用正交设计试验极差分析法,研究了水平段长度、无因次水平段避水高度和生产压差对水淹规律的综合影响,结果表明,水平井参数对见水时间的影响程度由大到小依次为: 生产压差、无因次水平段避水高度、水平段长度; 对无水期累积采油量的影响程度由大到小依次为: 无因次水平段避水高度、水平段长度、生产压差; 较大的无因次水平段避水高度、较小的生产压差和较长的水平段长度可以延长水平井的见水时间,提高无水期累积采油量,更有利于底水油藏水平井开发。     

复杂断块底水油藏含水上升规律

渤海湾盆地南堡凹陷发育带有隔夹层的复杂断块底水油藏。底水油藏油水界面处隔夹层控制着底水锥进速度及单井水淹时间,如何利用隔层控制油藏含水上升速度对延长单井见水时间及提高油藏水驱开发效果至关重要。在精细刻画油藏隔夹层分布模式的基础上,利用修正的底水油藏见水时间公式,研究了隔夹层对油藏含水上升的变化规律。最终确定油井隔层半径为150 m时,既可以有效传导底水能量,又能够延长油井见水时间,此时计算油井见水时间为2 a;南堡凹陷堡古2油藏应用针对性的控水稳油对策,取得了较好开发效果。     

油藏含水上升规律分析及问题探讨

近些年来,我国很多油田的开采程度在逐渐加大,开采到一定程度就会见水,进而致使油井内部的含水量增加,对油田的开采质量产生影响,有的也会导致油井出现直接关井,不能够正常开采与生产.因此,重视对油藏中含水上升规律的分析与问题的把握,能够更好地保护油藏,采取针对性的措施来提升油藏开采的效率.本文主要对油藏含水上升的规律进行分析...     

底水油藏含水上升机理探讨

传统底水油藏底水锥进导致油井见水的理论与油田开发实际存在较大差距。本文结合相对渗透率,分析了底水油藏含水上升的机理,并提出相应对策。     

石西油田石炭系裂缝性底水油藏单井含水上升规律研究

根据已知的实际生产动态数据,利用线性回归的方法找出最适合石西油田石炭系火山岩油藏的含水变化规律,并通过油藏的含水率变化特征以及含水上升规律得到单井含水率与累计产量的半对数关系,进而将单井含水上升类型归纳总结为反"Z"型、斜坡型、脉动型、台阶型和复合型5类,最后对石炭系火山岩油藏单井含水变化特征进行统计,发现单井含水上升形态呈现多样性,其中反"Z"型和斜坡型是石炭系油藏单井含水上升的主要类型。     

底水油藏水平井开发效果影响因素分析

以实际油藏地质特点、开发动态和理论公式为基础,全面考虑了影响水平井开发效果的七个因素,利用正交实验设计法设计了十八个试验方案,采用油藏数值模拟方法建立相对应的油藏数值模型并进行计算。以十年末采出程度为分析指标,利用直观分析方法和方差分析方法得出了底水油藏水平井开发效果影响程度的大小,并用简单比较法进一步验证了结果的准确性。为提高该油藏水平井开发效果提供依据,为同类油藏提供借鉴。     

苏丹H底水油藏高含水期井网加密调整潜力

以苏丹1/2/4区H底水油藏为例,为减缓产量递减和提高原油采收率,运用水驱特征曲线和可采储量快速预测方法进行采收率预测,并计算了底水波及系数及极限井控面积,建立了H油田井控面积与最终采收率关系式。研究结果表明,H油田高含水期具有较大的加密潜力。对H-01主块开展数值模拟加密调整研究,采用逐步优化的方法设计了加密方案,提出水平井、侧钻井加密优化方案,预测结果表明,该方案比基础方案的采收率提高3.02%.     

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。     

关于油藏含水上升规律的若干问题

针对油藏含水上升规律研究的一些定量分析指标不够明确,及含水率上升与地质特征的对应关系尚未建立等问题,利用油藏地质模型和实例分析进行了研究,明确了含水率上升速度的定量分析指标,给出了水淹速度的评价指标及油井见水时间与底水类型的对应关系,并定义了 2 种非均质性,即离散型非均质和连续型非均质。 离散型非均质性油藏和连续型非均质性油藏的含水率曲线分别呈阶跃式上升和连续上升。 孔隙型介质的相渗曲线因高毛管压力而呈曲线形态,决定了其含水率上升曲线也呈曲线形态;缝洞型介质的相渗曲线因低毛管压力而呈对角直线,决定了其含水率上升曲线也呈直线形态。     

边底水油藏开采机理与含水上升规律

针对靖安侏罗系边底水油藏的开发特征,以边底水生产开采机理和控制底水锥进的理论方法为指导,根据油藏动态分析研究,结合数值模拟结果,分析了新52井区边含水上升规律,研究了井区含水上升影响因素,提出人工注水是油藏实现＂控水稳油＂和高效开发的有效途径。新52井区注水开发延缓边底水锥进的效果,有效减缓了油田含水上升,确保了油藏的稳产开发,为油藏中后期开发调整积累了经验。     

亲水正韵律油藏水驱厚度的影响因素研究

亲水正韵律砂岩油藏上部水驱程度较弱,剩余油饱和度较高。根据这类油藏的油层厚度,渗透率级差,有无夹层和夹位置,射孔厚度和方法,补孔方法和时机等诸多因素,设计了由不同因素组合的33个方案,对影响水驱厚度的因素进行了模拟研究,得出了亲水正韵律油藏有无夹层两种情况下的最佳射孔方法,射孔厚度和补孔时机。这对改善该类油藏的开发效果具有重要指导意义。     

胜利油田低渗透水驱油藏含水变化特征及影响因素

生产中含水率的变化特征在一定程度上可以反映水驱油效果的好坏。见水早、含水上升快、水驱油效率低等问题一直困扰着低渗透油藏开发。水驱油藏含水率的变化问题属于岩石中油水两相渗流的范畴,含水变化特征必然决定于岩石物性、油水特征和驱动力等因素。针对胜利油田低渗透水驱油藏,通过大量实验数据分析了储层孔隙结构特征、原始含水饱和度、应力敏感性和驱替压力等因素对含水率变化和水驱油效率的影响。研究发现孔隙的连通性是影响含水上升规律的重要因素,而初始含水率主要是由原始含水饱和度决定,适当的控制驱替压力有利于控制含水率,提高水驱油效率。考虑到低渗透储层渗透率的应力敏感性,建议实施超前注水,避免压力下降造成的渗透率伤害,从而利于提高水驱油效率。     

底水油藏直井含水上升预测新方法的建立

底水锥进是影响底水油藏开发效果的重要因素。综合考虑各种影响因素,基于详细理论研究与分 析,利用某油藏生产数据建立了底水油藏的数值模型,并应用数值模拟结果中的累积产油、产水和产液量 计算俞启泰水驱特征变化曲线,得出反映直井含水变化规律的参数b 值。确定b 值为响应值,运用响应 曲面实验设计分析方法研究不同因素对b 值的影响,最后建立主要影响因素与b 值的关系式,结合俞启 泰曲线b 值图版,得到了预测底水油藏直井含水变化规律的回归曲线-图版法。应用此图版法对海上某 油田H12 井含水率进行了预测,并与实际生产数据对比,认为此方法可作为预测底水油藏直井含水率变 化规律的一种有效方法。     

渤海Q油田复杂底水油藏高含水期精细注水研究

渤海Q油田西区是典型曲流河沉积储层的稠油底水油藏,目前处于高含水开发阶段。为提高高含水期底水油藏注水效益,针对区块局部夹层发育特征,将目前注采井网抽象分为无夹层、半封闭夹层和封闭夹层三种模式,利用油藏数值模拟和正交设计法对三种模式下的最优注水方式及注采比进行了研究。研究结果表明,基于夹层分布状态实施层内分段注水,不仅可以维持地层压力,还可起到较好的驱油效果。研究成果应用于渤海Q油田西区后,油藏地层压力稳中有升、自然递减率明显降低,分注注采井组产油量上升,改善了西区的开发效果。     

底水油藏水平井含水变化影响因素分析

底水脊进是制约底水油藏水平井开发效果的重要因素。为研究底水油藏水平井含水变化规律,综合 考虑6 种影响因素,基于详细理论研究与分析,用某实际油藏资料建立了底水油藏的数值模型,应用数值 模拟计算的累积产油量、累积产水量和累积产液量回归俞启泰水驱特征曲线,以求得反映水平井见水特 征的参数b。以参数b 为研究对象,具体采用响应曲面法研究不同因素对b 值的影响,以获得各影响因 素对水平井含水变化的影响规律以及影响顺序。研究结果对底水油藏的水平井开发具有理论及现场指 导意义。     

页岩气藏流动机理与产能影响因素分析

为研究气体在页岩储层中的流动机理并分析影响页岩气藏产能的控制因素,基于广泛的文献调研,描述了页岩气在页岩储层中流动主要经历的3个过程：解吸附、扩散和渗流,分析了其影响因素和适用条件。在此基础上,利用数值模拟方法分析了吸附气含量、Langmuir体积、Langmuir压力、扩散系数、基质渗透率、微裂缝渗透率和压裂诱导裂缝导流能力等因素对页岩气水平井产能的影响情况。结果表明：①天然气地质储量保持不变时,随吸附气含量增高,水平井日产气量和相同开发时间累积产气量逐渐降低,地层平均压力下降速度加快;②相同吸附气浓度条件下,随Langmuir体积和Langmuir压力的增加,水平井日产气量和相同开发时间累积产气量逐渐降低,初期产量递减速度加快;③气体扩散系数对产能影响较小;④基质渗透率介于1.0×10^-9～1.0×10^-6 mD时,基质渗透率是控制水平井产能的主要因素,随基质渗透率增加,日产气量和累积产气量迅速增加;⑤基质渗透率大于1.0×10^-6 mD 时,基质渗透率和微裂缝渗透率均是控制水平井产能的主要因素,日产气量和累积产气量随基质渗透率和微裂缝渗透率的增加而增加;⑥随压裂诱导裂缝导流能力增加,水平井累积产气量逐渐增加,累积产气量增幅逐渐减小,压裂诱导裂缝存在着最优导流能力。