底水油藏采水消锥复合工艺优化设计

底水油藏在开发中后期底水锥进问题突出,为取得较好的开发效果,必须采取合理有效的控水消锥措施。人工隔板、采水消锥等技术的应用存在有效期短、液量控制难等不足。提出采水消锥与人工隔板复合的控水方法,在室内岩心实验的基础上利用数值模拟进行了采水消锥与人工隔板复合工艺参数优化设计。结合A66-41井已高含水的现状,建立单井模型,优化了隔板位置及半径;采水点汇射开位置及产液量;分析了单一工艺与复合工艺的控水消锥效果。结果表明,采水消锥与冻胶隔板复合工艺效果明显好于单一工艺,能有效抑制底水锥进、降低油井含水、提高原油产量及经济效益,对底水油藏的控水稳油效果明显。     

强底水砂岩油藏水平井含水上升模式及不同开发阶段下产水规律影响因素——以塔河油田九区为例

强底水砂岩油藏生产中后期,进入中高含水期,底水锥进现象突出,产量递减严重,需采取排水控锥等调流场措施维持正常的生产,明确油藏的含水上升规律的主控影响因素及含水上升模式能有效地指导调流场工艺措施的实施。基于塔河油田九区生产现状,对井区水平井产水情况进行了统计,总结了现阶段井区水平井含水上升模式图版;根据井区地质及工程特征,结合不同生产阶段条件下的含水上升规律模式,在时间与空间上定性分析了油藏含水上升规律的主控因素;结合灰色关联法及机器学习方法计算不同区域不同生产阶段各影响因素的关联度,在时间与空间上定量分析油藏含水上升规律的主控因素。结果表明：现阶段塔河油田九区水平井含水上升模式图版为：爬坡型、阶梯型、快速水淹型和开井水淹型四种。结合定性定量分析,生产初期含水上升规律的主控因素为：构造位置、避水高度水平井井段与古河道方向夹角;开采中期含水上升变化规律由层内夹层展布为主,储层非均质性为辅;后期流场调节主要受储层非均质性及夹层展布影响。为不同生产阶段条件下的提液控液及流场调节等工艺措施的实施提供一定的理论指导。     

海上油田氮气泡沫稳油控水注采参数数值模拟

 国内某海上的油田典型块状底水油藏大部分井已经出现底水锥进现象,改善该油田的高含水井开发效果,控制直井底水锥进和水平井底水脊进成为油田稳产的关键。为了有效实施氮气泡沫稳油控水提高采收率技术,以该油田一口井为例,开展氮气泡沫稳油控水注采数值模拟研究,在历史数据拟合的基础上,对氮气泡沫稳油控水注采参数进行了优化设计,为工艺方案实施提供技术支持。氮气泡沫稳油控水最佳注采参数为,注入方式为连续注入、注气量为45×10⁴m³、气液比为1：1、焖井时间3d、焖井后最佳产液量900m³/d。     

白于山区长4+5油藏合理开发对策

为确保绥靖油田白于山区长4+5油藏持续高效开发,达到提高最终采收率,实现油藏稳油控水的目的,对研究区生产数据及历年压力测试等相关资料分析研究,确定出合理地层压力、流动压力、注采比及注水井最大井口注入压力等参数.分析后对不合理开发对策进行调整:降低注采比,适度降低地层压力;开展周期注水试验,减缓油井见水速度;开展区域化学调剖试验,治理见水油井;实施酸化解堵,提高油井产量措施,为实现油藏的稳油控水提供方法和依据.     

常规底水油藏水锥高度计算方法研究

基于静力学原理和地下流体的运动规律方程,建立了底水油藏水锥体侧斜面为曲线情况下的水锥高度模型.该模型定量地描述了水锥高度与产量、油层厚度、井径向距离以及油层渗透率、原油黏度等因素之间的关系,根据该模型可求出最大水锥高度、不同径向距离处水锥高度、无水临界产量.同时建立了底水油藏水锥高度模型的求解方法:假定油相流动为平面径向流并不考虑油相非达西流动,可以求出模型的解析解;假定油相流动为球面向心流以及考虑油相非达西流动时,只能求出模型的数值解.同时结合矿场实例分析了水锥特征,为底水油藏开发提供了参考依据.     

超低渗透致密油藏水平井井网优化技术研究

鄂尔多斯盆地具有丰富的超低渗透油藏资源,开发潜力巨大,但由于其储层物性差、非均质性强等特点,直
井大幅度提高单井产量难度较大。针对超低渗致密储层特点,以建立有效驱替压力系统为目标,利用矿场实践、油藏
工程和数值模拟综合方法对水平井井排方向、井网形式、水平段长度、裂缝参数组合型式和注采井距参数等方面进
行了研究,研究结果表明：以直井与水平井联合布井的交错排状七点井网布井方式、哑铃型布缝、人工压裂缝密度2
条/（100 m）、水平段长度在700∼800 m、注采井距700∼800 m、排距150 m 时,超低渗透致密油藏水平井初期平均单井
产量约为8.0 t/d,达到直井平均单井产量的4 倍左右,研究成果可以指导超低渗透致密油藏的经济、高效开发。     

姬黄37区提高单井产量对策研究

姬黄37区长6油藏属于低孔、低渗、低产的油藏,针对其开发过程中出现的含水上升快、高含水油井增多、单井产量递减严重的情况,从地质、开发两方面分析产生的原因有储层物性差、非均质性强、注水时机不当、单砂层注采关系不完善、个别井区注入水单向突进严重及地层堵塞等,对此提出针对性的治理措施有压裂改变渗流方式、超前注水增加地层能量、精细注水改善水驱、化学堵水治理裂缝、改善注水水质防止污染、化堵调剖进行解堵等,达到了降低产量递减的目的.措施井平均单井日增油达1.35 t.     

马岭油田南一区直3^2油藏剩余油研究

针对马岭油田南一区直3^2油藏含水上升加快、产量递减幅度加大的实际，利用数值模拟方法，详细分析研究了该区的生产历史、剩余油分布状况及控制剩余油分布的主要因素．研究结果表明，尽管该区目前采出程度较高，油井综合含水率高，但在单向水驱的边角区、多方受水的挤压区及局部低渗区还具有较多的剩余油，是下一步挖潜的重点区域；油藏边水及储层非均质性是影响剩余油分布的主要因素．     

埕岛油田潜山油藏控水技术政策研究与实践

埕岛油田的潜山油藏主要靠天然底水能量开采,在开发过程中面临的最突出的问题是如何防止和抑制底水锥进。本文通过分析含水油井含水上升原因提出了优化井身轨迹、关井压锥以及优化生产制度等三项控水措施,并进行了矿场试验,取得了显著效果,有效提高了潜山单井产能,含水上升得到抑制,提高了潜山油藏的开发效果。     

潜山稠油油藏二次开发研究

针对牛心坨潜山油藏在直井注采开发方式下,存在水窜严重、采收率低的问题,在储层分布研究基础上,开展储层分类综合评价,重新构建油藏地下认识体系.综合运用油藏工程、数值模拟等技术手段,确定利用水平井重新构建油藏注采系统的二次开发思路,纵向上分段部署水平井,实现油藏立体开发.目前先导试验取得较好效果,油井产量是周围直井的2.5倍,水平注水井吸水指数是直井的4.3倍.研究成果为同类型油藏提高采收率提供有效借鉴.     

塔河缝洞型油藏单井含水变化类型定量评价

塔河油田的储集体有溶洞型、裂缝型、裂缝溶洞型、溶洞裂缝型和缝孔型,导致实际生产中经常出现油井暴性水淹、油井停喷、产量递降、压水锥无效等复杂难题。可以通过分析水驱曲线的变化来评价不同储层类型或工程措施对生产的影响情况,前人通常采用两种方法来评价油井见水快慢程度：（1）通过生产曲线形态定性地表征油井见水快慢,将油井划分为缓慢出水型、含水突发上升型和间歇出水型等;（2）简单地用两个时刻含水率之差来评价单井或井与井的含水上升速度。基于评价油井见水快慢的传统方法的缺陷,本文提出一种新型双水驱曲线来分析油井动态生产情况,并用一种新的评价指标水油比（拟合直线斜率k）来定量评价油井见水快慢,并最终对塔河四区S48 单元井的含水变化进行了系统分类。     

应用梯级筛管抑制水平井底水锥进研究

针对采用水平井开采底水油藏时,由于底水锥进速度过快,使得油井过早见水,降低了油井无水采收率的问题。在建立水平井井筒内产液流动模型的基础上,提出一种采用梯级筛管调整水平井段内各分割段的产液量,抑制水平井底水的锥进速度,从而延缓水平井过早见水,提高水平井的无水采收率的方法。通过实例计算可知,优化排列的梯级筛管可以使底水在水平井段内锥进速度大体一致,明显抑制底水的锥进速度。     

控水防砂技术在边底水稠油油藏的研究与应用

为解决边底水稠油油藏含水上升快的开发难题,胜利油田采用了控水防砂技术,利用控水砂和清洁携砂液结合实施高压充填防砂施工。从抗剪切性、携砂能力、抗细菌稳定性、岩石伤害等几个方面对清洁携砂液和支撑剂进行筛选,利用渗流机理及实验模拟对施工工艺参数进行优化。现场应用表明该技术增油效果明显,有效地起到了稳油控水的作用,研究成为边底水稠油油藏的控水防砂提供了重要理论依据。     

缝洞型油藏强边、底水窜进油井特征及机理研究

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏部分高产油井具有油井不见水则稳产,一旦见水则暴性水淹、产量呈快速递减
的典型特征,且高产井的水淹对区块稳产的影响重大。针对这一现象,通过水淹高产井生产动态的分析找出了水淹前
的异常信号,并利用井筒节点分析方法和流体力学软件开展了强边、底水窜进机理研究,论证了水淹前异常信号的正
确性。研究得出：强边、底水缝洞单元能量接替可分为纯弹性驱,弹性驱向水驱过渡,纯边、底水驱3 个明显阶段;自
喷井的油压和产量异常波动特征是强边、底水突破井底附近的重要信号;在此基础上,提出了高产井见水风险预警分
阶段控制方法,并在矿场取得较好的运用效果。通过高产井水淹前异常信号的分析,为油田高产井管理和油井实施见
水风险预警提供了依据。     

塔河油田强底水砂岩油藏CO2/N2驱提高采收率机理

塔河油田强底水砂岩油藏开发后期，受强非均质性和底水锥进影响，大部分水平井出现了点状水淹，导致低产低效井增多，油藏含水率不断上升，井间剩余油动用难，且该油藏具有高温、高盐特点，常规提高采收率技术难以取得较好开发效果。因此，本文主要通过高温高压三维物理模型进行油藏的模拟，采用注CO2/N2（体积比为7:3）混合气提高强底水砂岩油藏采收率。一方面，CO2与原油易混相，能够大幅度地提高驱油效率；另一方面，N2具有较好的压锥效果，在一定程度上抑制了强底水快速锥进，提高油藏的波及系数。这样使“驱油”与“压锥”进行有机结合，大大提高了油藏采收率。同时，对比不同注气方式、不同注气速度和不同注采部位等驱油条件，优选注气参数。实验结果表明：注入CO2/N2后地层原油体积膨胀了21%，粘度降低了24.9%；CO2/N2混合气与原油的最小混相压力为39.62 MPa；优选出了最佳的注入参数：注气速度为1 mL/min（提高采收率幅度为14.25%）、注气方式为水气交替注入（提高采收率幅度为15.8%）、注采部位为高注低采（提高采收率幅度为14.5%）。研究结果为塔河油田强底水砂岩油藏CO2/N2混合气驱先导试验提供可靠实验依据。     

边水断块油藏蒸汽吞吐开发效果分析

边水小断块稠油藏蒸汽吞吐的效果受多因素的影响,产出水性质的识别对分析小断块边水活跃程度、储量动用状况等尤为重要.作者以新庄油田57 断块稠油开发为侧,在对注蒸汽吞吐开发过程中油层物理和流体变化规律分析的基础上提出了产边水识别的综合判断方法,用周期内生产井的综合含水变化特点、周期产水量/注蒸汽量比值,以及对比累积产水量与累积注蒸汽量等多参数综合分析,将生产井进行科学分类.在此基础上,进一步分别分析产边水井、正常生产井的开发特点及影响因素,提出了生产井到油水边界的合理距离和边部生产井的工作制度,从而避免生产井多周期低效生产,对提高该类油藏的开发效果有重要的意义.     

改进的低渗透带隔板底水油藏油井见水时间的预报式

底水油藏开发面临的核心问题是底水的锥进,准确的预测底水油藏油井的见水时间至关重要,它可为合理地制定油藏的开发方案提供依据。基于底水锥进和低渗透非达西渗流原理,考虑隔板下部底水锥进的垂向渗流方式和沿隔板的径向渗流方式,推导出低渗透带隔板的底水油藏油井见水时间的预测公式。对于低渗透带隔板的底水油藏,由于考虑了启动压力梯度和应力敏感等因素的影响,计算出的油井见水时间要比不考虑以上因素的值大。经鄂尔多斯盆地某油井的实际计算,预测的见水时间与实际见水时间较接近。该公式为准确预测此类油井的见水时间提供了借鉴和指导意义。     

底水油藏水平井开发影响因素研究

利用水平井技术可有效控制底水油藏普遍存在的水锥问题,然而这一技术受油藏地质条件、操作参数等许多因素影响。本文以江苏油田永安25区块为例,详细研究了不同油藏参数、操作参数等对原油产量的影响。研究结果表明,水平井产量随水体倍数、油层厚度、平面渗透率的增加而不断增加;对于该地区,合适的避水高度为0.3h～0.4h;合适的采液速度为130m3/d;合理的提液时机在含水率达到50%～60%时。     

边底水稠油油藏单砂体水淹规律量化研究

摘要：渤海A油田是典型的边底水合采的稠油油藏,基本没有无水采油期, 笼统注水后表现出注水井各层段吸水不均匀,注入水单层、单向突进问题比较严重,生产井的含水上升快,产量递减加快的特点,为进一步挖潜油田剩余油,全面掌握各单砂体的水淹状况是非常必要的。传统的油田小层平面水淹图的研究是将注水井的注入水劈分到对应的油井上,然而,对这种边底水能量较强的天然水水侵量的研究尚未见到报道。笔者将等值渗流阻力法应用到边底水水侵量的计算中,摸索出一套定量分析边底水稠油油藏单砂体水淹规律研究的方法,并将其计算结果与油田实际生产动态对比,相对误差较小,为海上同类油田水淹规律的研究提供了一种新的思路。