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针对渤海油田水平井出水特征认识不清和控水效果难以有效评价的问题,基于单井含水率曲线法,运用统计学、灰色关联度分析理论等,对渤海油田水平井出水规律及特征进行了研究,提出了相应的开发对策,建立了以等效增油量和平均增油速率为指标的控水效果量化评价方法。结果表明:渤海油田水平井出水规律主要归纳为S型、凹型、凸型、直线型等4种类型,以凸型为主,S型和凹型具有相对较长的无水采油期;影响水平井出水的主要因素包括避水高度、渗透率级差、采液强度、油水黏度比和水平段长度,其中,避水高度和水平段长度是影响凸型、S型水平井的主要因素,采液强度是影响凹型、直线型水平井的主要因素。实例应用表明,水平井出水规律主控因素分析可为控水方案优化提供方向,控水效果量化评价方法可有效评价水平井控水效果,对解决渤海油田高含水问题具有重要意义。 相似文献
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水平井为渤海S油田在高含水期实施挖潜的主力井型,掌握水平井含水规律对油田实施挖潜调整具有重要意义.以渤海S油田水平井实际生产数据为依据,将水平井含水上升类型归纳为凹型、凸型和直线型.系统分析了主导水平井含水上升类型的主要影响因素.研究认为,渤海S油田水平井含水上升模式的主控因素为井区采出程度、油层厚度和周边定向井含水率... 相似文献
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对于河流相边水油藏,由于储层非均质性强,水平井见水后含水上升快,水平井高含水后点状见水居多,目前确定见水位置难度较大,水平井的治理及剩余油挖潜成为难题,因此,有必要借助其他新方法诊断水平段出水位置,稳油控水、挖潜剩余油。以渤海南部BZ油田某边水油藏为研究对象,建立数值模拟机理模型,通过在水平井不同位置设立高渗条带模拟见水位置,分析不同位置见水时的含水变化率与时间的关系。结果表明,对于非均质性不同的油藏,含水上升率曲线形态和峰值出现的时间也不同,由此可以定性判断水平段出水位置。 相似文献
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综合应用丰富的单井动态生产资料,结合油田地质油藏特征,开展海上砂岩油藏水平井动态水淹规律及主控因素研究。研究表明:根据含水率与投产时间的对应关系,渤海B油田120余口水平井水淹模式可划分为快速水淹类和缓慢水淹类,快速类包括迅速水淹型和暴性水淹型,缓慢类包括平缓水淹型、直线上升型和爬坡型,油田整体以快速水淹型为主。静态地质条件和动态注采因素的耦合关系共同控制了水平井动态水淹规律。快速水淹类水平井治理方向应以控水和堵水为主,后期进行间歇提液;缓慢水淹类水平井治理方向应以补充地层能量为主,辅以早期提液。研究成果揭示了油田水平井动态水淹规律,明确了影响水平井动态水淹的主控因素,为高含水期油田治理指明了方向。 相似文献
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海上油田具有储层物性好、单井液量大和水平井水平段长等特点,水平井开发底水油藏时容易形成底水脊进,底水突破后含水迅速上升,出现水淹,造成产油量降低,严重影响油田开发效果.针对海上油田水平井控水难点和高含水特点,以室内实验研究为基础,以现场试验为手段,开展了新型控水技术研究与应用.结果表明,自适应控水技术具有"主动式"控水... 相似文献
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流入控制装置的应用在一定程度上缓解了水平井开发过程中由于底水锥进、储层非均质性和天然裂缝等因素导致的油井高含水问题。该技术在渤海油田水平井应用19井次,其中有明显控水效果的仅占57.9%,个别应用未达到控水预期。为了提高控水阀的应用成功率,建立海上常用控水阀的流动模型,采用FLUENT流体力学软件,分析了常见的控水阀的各项流体参数敏感性。分析得出,喷嘴型控水阀适用于低液量的稠油油藏; 螺旋型控水阀适用于高液量的低黏油藏; 长管型控水阀适用于高液量的稠油油藏; 自适应型控水阀对含水率变化最为敏感,适用于不同出水阶段的油井控水,应用于井下后可保证油井长期稳产。 相似文献
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南海西部W油田水平井中心管控水技术应用 总被引:1,自引:0,他引:1
研究表明,水平井普遍存在见水后含水快速上升这一生产特征,控水措施为水平井高含水治理主要手段,选择水平井开发油田有必要尽早考虑高含水期控水治理方案。在参考大量文献基础上,对水平井完井方式,水淹模式及中心管控水原理进行了阐述,总结了南海西部W油田两次水平井中心管控水成功经验,认为对于选择筛管简易防砂完井水平井,通过完井阶段预置管外封隔器,高含水期下入中心管配合钢丝井下作业控水方式可操作性强、过程可逆、对储层无伤害,可降低海上油田开发成本。同时基于具体实例总结提出了水平井控水方案分析编制思路。这一贯穿水平井"完井+开发生产"全生命周期的控水思路及W油田控水实践对海上油田水平井治理具有一定借鉴意义。 相似文献
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目前,渤海油田水平井高含水的问题日益凸显,由于井深结构原因,水平井水突进后,含水率会直线上升,严重的造成水淹。为了减缓水平井含水上升速度,提高油田开发效果,针对不同水平井的特点,引进了井下智能开关装置,采取智能分段找水、堵水技术,在现场一批水平井中成功应用,控水增油效果显著。 相似文献
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苏丹1/2/4区油田已进入高含水期。在对1/2/4区高含水期水平井适用性研究的基础上,总结了水平井实施后的效果及经验。认为高含水油藏用水平井开采成功的关键是对剩余油的分布要认识清楚,而稠油底水油藏和正韵律储集层顶部差油层利用水平井开发效果明显。开发过程中应合理设计水平井段在油藏中的位置和水平段的长度,并加强水平井的找水、控水措施的研究与实施。这些经验对高含水油田水平井应用与推广具有一定的借鉴作用。 相似文献
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水平井含水上升问题日益突出,对油田的产能建设影响较大。通过分析中东A油田KH油藏水平井含水上升的主控因素及模式,研究薄层底水碳酸盐岩油藏水平井含水上升规律,并有针对性地提出注水开发优化技术。基于岩心描述、铸体薄片、全直径岩心CT成像测井资料以及生产动态分析,厘清了影响薄层底水碳酸盐岩油藏水平井含水上升的主控因素,高渗条带、裂缝带、高黏油的分布以及底水能量的强弱为主要地质因素,开发技术对策如注采比、注采强度以及水平井与储层的关系为主要开发因素。研究表明,以上主控因素会造成水平井各段出水不均匀,表现为含水快速上升或暴性水淹;注入水或底水主要沿高渗条带流动,水平生产段部分呈条带状水淹的特征。为此,提出井网平衡注采、周期性注水及水平井侧钻等技术对策,并在油田现场实施,目前试验井组开发调整效果较好。优化注水技术可在同类油田推广应用。 相似文献
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海上油田进入中高含水期,油井见水后含水上升很快,严重制约了油田的高效开发。鉴于传统的自动流入控制装置(AICD)控水工具的局限性,以及海上油田水平井开采面临的技术难题和现实问题,研发出两种新型自动流入控制装置。利用数值模拟软件分析其内部流动规律,分析了流体黏度和含水体积分数等主要因素对控水效果的影响规律。仿真分析结果表明:新型AICD对水产生的过阀阻力大于油的过阀阻力,其控水能力表现为含水体积分数越高,流过控水阀的压降越大。通过地面试验模拟井下生产状况,对比研究了新型AICD对不同黏度及不同含水体积分数流体的过流性能。AICD防砂控水方案实施后,解决了海上油田含水上升过快的问题,现场应用效果表明,AICD完井工艺能均衡水平井产液剖面,降低水平井的含水体积分数,具有控水稳油甚至增油的效果。 相似文献
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针对苏丹层状边水油藏部分水平井呈现产量递减快、含水上升快等现象,综合多学科知识对油藏 进行研究,运用无因次日产油水平、无因次累积产油及月含水上升率等指标评价水平井不同含水期的开 发效果,总结含水上升和产量递减的主控因素,提出相应的开发对策。研究结果表明,水平井是苏丹层状 边水油藏高含水期实现控水稳油的重要技术,水平井位置、产液强度及储层的非均质性是影响水平井含 水上升的主要因素,水平井位置及产液强度、地层压力保持水平及储层保护情况是影响水平井产量递减 的主要因素;主要开发对策为早期加强地质优化设计和生产参数优化,中后期采取卡堵水及提液等措施 控水稳油,并适时注水补充能量和加强储层保护,提高单井产能,以改善苏丹层状边水油藏开发效果。 相似文献
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BZ油田是渤海中型常规油河流相油田,具有单砂体形态不规则、储量规模差异较大、储层横向变化快、纵向上多期河道砂体相互交错叠置的特征,针对此特点,探索出一种适合该油田的高效开发模式和策略:即早期单砂体水平井分层系布井,开发中期通过水平井对未动用储量进行挖潜,高含水期基于储层构型认识对井网内部剩余油进行挖潜。BZ油田水平井开发模式实现了多年稳产,水驱开发指标整体保持较好。根据渤海油田水驱指标评价标准,对含水上升率和递减率两类关键水驱指标评价过程进行了优化,并将得到的结果应用于BZ油田,其评价标准均为一类水平。 相似文献