裂缝—孔隙型底水气藏出水来源综合分析方法——以海外M气藏为例

M气藏为典型的裂缝—孔隙型底水气藏,气井普遍产水影响整体开发效果,而当前缺乏综合有效的分析方法来判识气井出水来源。借助Eclipse数值模拟软件提出了5种有效方法。最后以2口采气井为例,综合运用判识方法准确判断出了单井出水来源。单井出水来源的准确判断有助于后续制定合理的开发对策。     

底水油藏水平井见水机理的物理和数值模拟研究

底水油藏水平井见水机理的物理模拟实验中,底水易于点状锥进,可视化玻璃因应力集中而易炸裂.通过改进水平井可视化二维物理模拟实验装置,实现底水连续推进及全景可视化油水运动过程监测,实验结果反映了底水油藏水平井的见水特征.建立物理模拟实验模型尺度的数值模拟模型,模拟得到的结果与物理模拟实验有差异.通过在数值模拟软件中设置门限...     

溶解气对气水界面的影响的数值模拟研究

在水溶性气藏的开采过程中,地层压力下降,水体中的溶解气释放会影响气水界面运动,进而对气藏的开发效果产生影响。通过实验获得不同压力下的水溶气含量,然后采用数值模拟技术模拟和对比不同水溶气含量下的气井见水时间、见水前气井的水锥高度、见水后非锥进区域气水界面的上升高度。结果表明,水中溶解气的释放对气水界面的影响可分为2个阶段:在气井见水前,水溶气含量越大,气井的水锥上升速度越快,气井见水时间越早;在气井见水后,水溶气含量越大,非锥进区域的气水界面上升速度越慢。水溶气释放对气藏开发的影响不可忽视,开采过程中应采取必要的防水措施。     

X气田出水类型判断

在现有研究结果的基础上,提出运用生产实际与数值模拟相结合的方法,通过水气比的大小来判定气井的出水类型。依据岩心物性及实验结果,建立起可靠的数值模拟模型。将该方法应用于X气田,验证其有效性并制定出X气田出水类型表。     

X气田出水类型判断

在现有研究结果的基础上,提出运用生产实际与数值模拟相结合的方法,通过水气比的大小来判定气井的出水类型。依据岩心物性及实验结果,建立起可靠的数值模拟模型。将该方法应用于X气田,验证其有效性并制定出X气田出水类型表。     

不同数值解法对产水气井压降计算的影响

我国气田气井普遍产水,严重影响气井正常生产。而正确预测产水气井井底压力是对这类气井进行生产动态分析和采气工艺设计的基础。考虑到不同数值计算方法会对产水气井井底压力计算精度和计算时间造成影响,以工程常用的气液两相管流H-B模型为基础,通过实例井对比了采用变管段长度增量形式的迭代法、变压力增量形式的迭代法和龙格库塔法计算井底压力的迭代次数和计算误差,并分析各种数值方法所适用的条件。结果表明,龙格库塔法在较宽压力增量范围内具有最佳的精度,而运算次数与迭代法相当,推荐其为产水气井井筒压降计算数值方法。     

裂缝型底水油气藏开发模式研究

裂缝型底水油气藏的一个重要特点就是底水供给充足,储油岩层裂缝系统极其发育,造成油气藏极易在开发过程中发生水窜,而裂缝发育的不均质及产状类型的多样化,使水窜进入油气藏后的油气水关系变得十分复杂."水窜式"的活动更多地表现为降低了油气藏的有效厚度和单井泄油范围,在油气层和井筒中消耗油气藏的能量,降低油藏的采收率.针对裂缝型底水油藏水窜特点,在建立基岩-裂缝超双重介质模型基础上,通过全隐式数值模拟研究方法,分析比较了两向裂缝对油气藏动态开发指标的影响.     

致密气藏产水气井相渗曲线及生产特征研究

针对致密气藏开发中的气井产水问题进行相渗曲线及生产特征研究。基于苏里格气田实验及生产数据,结合气井测试及数值模拟技术,分析致密气藏相渗曲线特征,反演储层相关参数,观察产水气井生产动态特征及各因素的影响。研究表明,致密储层的气-水相渗曲线形态与覆压渗透率具有较好的相关性,而产水气井的生产动态特征则受到相渗曲线、含水饱和度、储层渗透率等多因素的综合影响。     

潜山裂缝气藏分段控水实验研究

为了探究潜山裂缝气藏分段控水机制,以惠州26?6凝析气田为基础,通过实验参数设计、潜山裂缝地层设计和分段控水工艺设计,开展建立裂缝气藏控水物理实验模型、均衡气水界面和分段控水实验评价。研究表明,分段式控水可以有效延长无水采气期,一定程度上延缓了见水时间;不同产状的裂缝与水平井段组合不同,产气特征差异较大;水平井分段控水与气藏渗流作用是一个复杂耦合过程,盲管段与生产段匹配直接影响气井的产能,生产段打开程度、盲管段长度、盲管段位置是影响裂缝气藏产能的主要因素。研究成果旨在建立潜山气藏分段控水开发的模式,为合理科学的海上凝析气田水平井控水研究提供良好的技术支持。     

均质底水油藏水平井水淹特征研究

利用三维可视化物理模拟装置模拟水平井在均质底水油藏中的水淹规律及水淹动态,并基于渗流力学理论推导了水平井开发见水模式。研究结果表明,在不考虑水平井井筒压降损失的情况下,裸眼或射孔完井水平井的临界见水点位置在水平段中间部位;水平井水淹动态模式为"均匀抬升—中部见水—两边扩展—全井水淹—两翼抬升";在高含水时期水平井通过关井压水锥,可以提高产油速度,降低含水率;相同水平段长度条件下,随生产压差的增大,水平井见水时间提前,产油速度变大,无水期采油量减少,含水上升速度变快。因此,在单井经济极限产量许可下,水平井开发底水油藏应尽量采用较小的生产压差。     

注氮气控制底水锥进实验研究

针对底水油藏直井开采过程中底水锥进造成生产井含水不断升高的问题,建立了三维底水油藏直井开采物理模拟装置,对注入氮气控制底水入侵进行了研究,主要考察了氮气注入时机、注入速度、注入量以及关井时间对控制底水入侵的影响规律。研究表明,从生产井向底水油藏中注入氮气能够有效地降低采出液含水率,延长有效生产时间,从而达到控水稳油的效果。实施注氮气时,氮气的注入速度对控水的效果影响较小,而氮气的注入量和注气后的关井时间对于控水的效果影响较大。     

边底水砂岩油藏高含水期水平井加密技术

针对边底水发育的砂岩油藏高含水期底水锥进到上部层位、井筒附近剩余油潜力小、井间潜力大、注水动用难度大的矛盾,通过应用油藏数值模拟、计算边底水油藏水驱前缘技术,确定了底水锥进和边水舌进状况,提出剩余油分布特征研究技术、水平井优化设计技术、水平井配套技术,有效动用高含油部位,确保水平井轨迹沿油层顶部钻进,有效动用剩余油。     

水平井延缓底水锥进井下作业方法研究

水平井开采技术使开采底水油藏的采收率得到很大提高,但是在水平井开采中,底水油藏水锥进仍然是一个严重的问题。当油井被水突破后,油井会大量出水,影响开采,甚至会导致淹井,使整个油井报废。因此使用必要的井下施工技术来延缓和控制底水锥进是十分必要的。研究了水平井底水脊进的机理,提出能够延缓水平井底水锥进且具有后期堵水功能的井下作业方法。     

底水油藏水平井底水锥进影响因素分析

应用不同方法对某底水油藏水平井底水锥进临界产量进行计算,计算结果表明生产井在生产后较短时间内会发生底水锥进.利用Papatzacos方法,分析了水平井距底水位置、水平井产量、水平井垂向与水平向渗透率比值三个因素对底水突破时间的影响.     

Water coning mechanism in Tarim fractured sandstone gas reservoirs

The problem of water coning into the Tarim fractured sandstone gas reservoirs becomes one of the major concerns in terms of productivity, increased operating costs and environmental effects. Water coning is a phenomenon caused by the imbalance between gravity and viscous forces around the completion interval. There are several controllable and uncontrollable parameters influencing this problem. In order to simulate the key parameters affecting the water coning phenomenon, a model was developed to represent a single well with an underlying aquifer using the fractured sandstone gas reservoir data of the A-Well in Dina gas fields.The parametric study was performed by varying six properties individually over a representative range. The results show that matrix permeability, well penetration(especially fracture permeability), vertical-to-horizontal permeability ratio, aquifer size and gas production rate have considerable effect on water coning in the fractured gas reservoirs. Thus, investigation of the effective parameters is necessary to understand the mechanism of water coning phenomenon. Simulation of the problem helps to optimize the conditions in which the breakthrough of water coning is delayed.     

水平井开发块状边底水油藏的影响因素分析——以宋家垛油田周43块为例

由于水平井能有效抑制底水锥进,与直井相比具有很大优势,在边底水油藏中应用非常广泛.针对水平井的开发特征,运用数值模拟法,结合生产动态及物理模型试验方法从静态因素和生产动态因素两方面分析,总结了影响水平井开发块状边底水油藏的各项因素,提出了“水平井临界渗透率级差”概念,分析了油藏开发中后期驱动方式的转变,以期对同类油藏的...     

河流相油田水平井周期注水研究与实践——以渤海N油田为例

以渤海N油田为例,针对以水平井开发为主的含隔层储层含水率上升快、储量动用程度低的特点,开展强弱交替周期注水研究。结果表明,对于此类油藏,强弱交替周期注水开发效果优于常规周期注水。在强注半周期内,提高注采比至1.3可以在一定程度上控制底水锥进速度、降低生产井含水率;在弱注半周期内,将注采比控制在0.8左右,可以延缓强注周期内注入水突破至井底的时间。根据研究结果,开展了2注2采井组的矿场先导试验,实施后井组含水率下降了1%~14%,单井平均日增油6~22 m~3。     

Z油田大斜度压裂井产能数值模拟研究

针对Z油田具有代表性的7口大斜度压裂井建立了单井砂岩模型、孔隙度模型、渗透率模型,形成了Z油田天然裂缝发育储层大斜度压裂井产能数值模拟方法,数值模拟给出了不同层段（S1段、S3段和D2段、D3段）、不同井斜角（60°、75°）、不同裂缝参数和生产压差条件下大斜度压裂井产能模拟结果。通过探井试油资料与数值模拟预测结果对比分析可知,该数值模拟方法的计算结果与实际试油结果吻合,从而为Z油田大斜度压裂井产能预测分析提供了科学依据。     

水平井底水锥井临界产量计算

QHD32－6油田A26水平井油层下有一底水,为了确定合理的投产产量,需要确定底水锥进的临界产量值。针对QHD32－6油田A26水平井的具体参数,分析了底水油藏水平井水锥的形成机理,分析了计算底水锥进临界产量的几种数学模型,根据油层实际情况选定了两种模型并通过计算对垂向渗透率,油水密度差,水平井位置等参数对临界产量的影响了分析,对指导A26井的投产设计具有重要的意义。     

新海27块二次开发技术研究

新海27块属厚层～特厚层边底水普通稠油油藏,原直井井网利用天然能量开发,受底水锥进、边水突进和管外串槽等因素影响,油井水淹严重,油藏长期处于低速低效开采状态,濒临废弃,一次开发最终采收率15．3％。针对一次开发过程中剩余油分布零散、直井冷采含水上升快等问题,精细开展二次开发前期研究,形成了包括测井二次解释、地质体精细描述、稠油底水油藏开采规律研究、水淹规律及剩余油分布规律研究等方面的一次开发综合评价体系,为二次开发提供准确依据。