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。     

南堡陆地油田水平井开发底水油藏油水运动规律

随着水平井开发的不断深入,地层水沿优势通道窜流,导致水平井含水率快速上升,产量大幅递减,同时对高含水后剩余油分布认识不清,严重影响了水平井的开发效益。以南堡陆地油田底水油藏为例,综合运用物理模拟、数值模拟方法与找水资料,分析储层物性、水平井不同狗腿位置及不同开发技术政策对含水率的影响,开展了水平井开发底水油藏油水运动规律研究;引入了底水出水准数的概念,揭示了不同类型水平井在均质和非均质底水油藏中的油水运动规律。对于均质油藏,标准水平井出水部位易出现在水平井跟端,有狗腿的水平井狗腿处是底水锥进的主要部位,而无狗腿处成为剩余油富集的主要部位;对于非均质油藏,底水易在高渗透率区锥进,而低渗透区则易成为剩余油富集区。     

边底水超稠油油藏控水稳油数值模拟研究——以胜利油田郑411区块为例

针对胜利油田边底水超稠油油藏水侵后含水率增加、产油量降低、大量剩余油未能采出等问题,以郑411区块1砂体为例,提出通过在油水边界处的水平井注入化学堵剂建立封堵隔板以遏制边底水入侵的措施。通过油藏数值模拟研究,优化了冻胶的注入层位、注入量以及注入方式。模拟封堵结果表明,超稠油油藏水平井冻胶控水稳油的效果明显,区块整体含水下降,产油上升,调堵效果显著。     

高246块厚层块状稠油油藏二次开发研究

高246块莲花油层属于厚层块状砂砾岩底水稠油油藏。受油水粘度比高、储层非均质性强及出砂出底水等因素制约，采用直井注水开发水窜严重，含水上升速度快，采油速度低，达不到标定采收率。在深入开展精细油藏地质、剩余油分布规律、压力水平及水平井优化设计研究基础上，利用水平井技术进行二次开发研究部署，现场实施效果显著，预计可提高采收率3.4％。     

海上低幅底水稠油油藏特征及水平井开发初探

秦皇岛32-6油田属海上低幅底水稠油油藏,经多年定向井开采目前进入高含水开发期,受储层非均质性、隔夹层等多种因素的影响,油层水淹规律和剩余油分布规律极为复杂。为解决以上问题,在建立油藏数值模拟模型基础上,研究了油层水淹规律和剩余油分布规律,进行了水平井参数的优化设计,并实施了水平井先导试验研究。研究结果表明,纵向上油层底部水淹严重、剩余油较少;油层中上部水淹较轻,是剩余油富集区。平面上定向井能够动用的区域只是井筒附近油层,即井间和油层中上部无水淹,为剩余油富集区。实际生产证明,利用水平井开发海上低幅底水稠油油藏可提高采油速度和最终采收率。     

底水稠油油藏水平井生产规律实验研究及应用

针对底水稠油油藏水平井开发油水运动复杂,高含水期生产时间长,后期调整挖潜困难的问题,开展了底水稠油油藏不同影响因素的油水运动规律和水平井生产特征研究。研发了物理模拟实验装置,并以渤海Q底水稠油油藏为原型,利用相似原理,开展三种不同粘度的原油在不同压差条件下进行水驱油的物理模拟实验,测定了产油量、产水量、含水率等参数随时间的变化关系,对比分析了不同生产压差、原油粘度时见水时间、无水期采收率、含水率上升速度等油田开发关键参数的变化规律。现场利用实验成果实施水驱,可提高采收率12%,该成果可用于指导底水稠油油藏优化水平井注采井网、注采井距以及合理生产压差指标选择。     

水平井技术在太平边底水稠油油藏的应用

为了改善开发效果,提高采收率,针对太平油田边底水稠油油藏直井开发含水上升快、采收率低的问题,在沾18块边底水稠油油藏开展了水平井整体调整技术的研究及应用,取得较好效果。初步形成了边底水油藏剩余油分布规律研究、隔夹层研究、水平井技术等水平井整体调整技术,对太平油田边底水稠油油藏及同类油藏的开发具有较好的指导和借鉴意义。     

永安镇油田永12断块开发后期水平井整体调整方案优化设计

永安镇油田12断块属边底水活跃的层状断块“屋脊”油藏，目前已进入高含水、高可采储量采出程度、高剩余可采储量采油速度开发阶段。其数值模拟结果和新井及侧钻井生产动态均表明，油藏构造各部位仍有剩余油分布。为进一步提高采收率，开展了水平井整体挖潜方案优化研究，借助数值模拟技术对水平井距油层顶距离、井段长度、液量保持水平、轨迹等进行了优化设计，确定了最佳方案。     

南海海域碳酸盐岩底水油藏开发生产特征研究

海上缝洞性碳酸盐岩底水油藏储层连通性复杂，油井见水后快速水淹，采出程度低，开发效果差。南海西部海域已开发碳酸盐岩油藏少，开发经验欠缺，无可借鉴。本文根据目标油田地质油藏生产动态资料，总结不同类型生产井的含水上升规律、生产动态特征，明确储层连通性，并结合油藏数值模拟研究，确定剩余油潜力区。研究成果对海域同类底水油藏的合理开发和潜力挖潜具有指导意义。     

低幅底水稠油油藏水平井含水率上升规律

为确定低幅底水稠油油藏水平井的含水率上升规律,综合考虑动、静态参数,采用数值模拟、水驱特征曲线和生产动态分析相结合的方法,总结不同参数对底水油藏水平井含水率上升规律的影响顺序,获得与各参数相关的线性回归方程,构建水平井含水率上升规律图版。通过与渤海海域中部Q油田水平井生产动态资料对比,该方法预测精度较高,能够为水平井生产制度的调整以及水平井的初期配产提供理论依据。     

利用水平井技术开发低幅度底水稠油油藏

G104-5断块Ng6油藏为底水稠油油藏,构造幅度低,采用定向井开发,含水上升快、产量低,效果差。水平井具有生产压差小、泄油面积大的优点,可有效延缓底水锥进,提高单井产能,是开发低幅度底水稠油油藏的有效手段。根据油藏特点建立概念模型,对水平井生产的油水运动规律进行模拟。结果表明,储层的非均质性、水平段长度、水平段位置、隔夹层发育状况、油层厚度等因素决定着底水上侵的特点。在此基础上,进行水平井整体开发优化设计,实施后取得较好效果。     

水平井开发技术在底水油藏挖潜中的应用

元城油田是鄂尔多斯盆地开发较早的油田之一,边底水发育,地层能量充足.自20世纪80年代投入规模开发以来,已累计开发20余年,但受底水锥进影响,含水率不断上升,大量剩余油无法采出,开发状况日益恶化.为有效抑制底水锥进影响,2006年开始应用水平井技术进行剩余油挖潜,油田开发效果得到明显改善,并取得了一些认识:水平井技术是开发底水油藏的有效技术手段,但由于储层的非均质性,特别是隔层的发育特征对水平井开发效果有较大影响,应结合其展布规律指导水平井设计和生产参数的制定.另外,由于底水油藏经长时间开采后,油水关系较为复杂,油水界面存在波状起伏现象,开展剩余油分布规律精细研究是优化水平井设计,提高油层钻遇率和挖潜效益的关键.     

滨南油田火成岩底水稠油油藏水平井开发技术

针对滨南油田滨674块火成岩底水稠油油藏直井开发含水上升快、产量递减幅度大的问题,2010年实施了水平井开发技术,为了改善开发效果,依据该块剩余油分布规律,运用数值模拟方法,对水平井的平面位置、垂向位置、水平段长度、开发方式等进行了优化,并配套应用随钻地质导向技术、泡沫泥浆钻井技术、裸眼筛管完井顶部注水泥技术、井筒配套...     

南堡2号潜山油藏开发效果评价与潜力分析

利用相渗曲线法、物质平衡法、递减法对南堡2号潜山碳酸盐岩油藏开发效果进行评价,研究和探讨了南堡2号潜山油藏开发中存在的问题,分析了12口水平井生产特征,揭示了双重介质油藏油水运动规律,落实了剩余油分布规律。研究结果表明:油井生产效果受构造和储层双重因素控制;油藏初期含水上升规律与裂缝系统吻合较好,目前仍偏向于裂缝系统的理论含水上升规律;天然水侵驱动指数大,对油藏开发起主要作用;油藏递减率大,开发效果变差;油藏存在五种宏观剩余油分布模式和六种微观剩余油分布模式。     

Box-Behnken试验设计法研究底水油藏水平井含水率变化规律

C油田为典型的底水油藏,采用水平井开发。通过利用C油田底水油藏相关的地质、流体数据建立数值模型,在所建模型的基础上,应用数值模拟计算的累积产油、产水和产液量回归俞启泰水驱特征曲线,以反映水平井见水特征的参数b。运用Box-Behnken试验设计法,研究不同影响参数对C油田水平井含水上升规律影响因素显著程度。通过非线性回归方法结合数模结果,得到影响水平井含水上升规律的b值预测公式,可预测老井可采储量以及新井的含水率变化规律。     

辽河滩海油区水平井优化设计与实践

为了提升辽河油区海外河油田新海27块的小井距、厚层状常规稠油底水油藏开发效果,在对油藏进行精细描述的基础上,综合应用测井、油藏工程及原井网开发状况、数值模拟等新技术,分析水锥规律和剩余油潜力区。通过优化部署和精心设计与施工的海平2井,充分体现出水平井具有抑制底水锥进,减缓含水上升,增加可采储量,提高采油速度的优点。为水平井技术在类似油藏中的有效应用,探索出宝贵的研究途径和现场实践经验。     

林樊家油田林17块边底水稠油油藏水平井开发效果研究

边底水稠油油藏存在边水入侵、底水锥进问题,油藏含水上升速度快,直井水淹严重。以林樊家油田林17块为例,通过数值模拟的方法,研究剩余油分布及边水入侵、底水锥进情况,实施水平井调整,延缓边水入侵、底水锥进速度,改善开发效果,提高油藏采收率。     

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。     

Petrel软件在新海27块油藏水平井部署中的应用

水平井技术具有控制面积大、产量高、控水效果好的优势。新海27块由于油水粘度较大、边底水活跃,油藏底水锥进严重,现已进入高含水低速采油阶段,目前开发方式条件下,井间剩余油难以有效动用,因此考虑利用先进的水平井技术来有效动用井间剩余油,控制底水锥进,提高采收率,进一步改善油藏的开发效果。为此使用三维地质建模软件Petrel在目标工区建立构造模型,属性模型,最后和开发数值模拟结合建立剩余油分布规律模型,利用Petrel强大的井轨迹设计模块完成井轨迹设计。     

底水油藏水平井水淹规律经验模型

在底水油藏开发过程中,水平井以泄油面积大、生产井段长、井底压降小等优势,得到了广泛应用。然而,由于底水的存在及井身结构的原因,水平井在开采过程中更易产水。文中针对底水油藏水平井开采时的水淹问题,综合考虑了水平井水平段长度、避水高度、油水黏度比、渗透率级差和采液强度等影响水平井出水的因素,应用渗流力学知识,将众因素有效组合成2个未知参数,在此基础上,建立了它们与水平井含水率及含水上升率之间的经验关系式,并编制了水平井水淹规律计算软件。该软件能较快速、准确地描述底水油藏水平井开发的含水率及含水上升率变化规律,为进一步发挥水平井在底水油藏开采中的技术优势、扩大水平井的应用规模提供了理论依据。