渤海油田水平井出水规律特征及影响因素

针对渤海油田水平井高含水问题,以某典型高含水油田为例,统计121口水平生产井,采用单井含水率曲线法进行渤海油田水平井出水规律及关键影响因素研究。结果表明,渤海油田水平井出水规律主要归纳为凸型、直线型、S型和凹型等4种类型,以凸型为主。从影响出水的地质油藏因素、工程因素和开发生产因素出发,采用灰色关联度分析法,深入分析了避水高度、渗透率级差、油水黏度比、采液强度、水平段长度等关键影响因素对出水的重要性等级,同时考虑数据处理方法的影响,明确了不同出水规律类型的主控因素及成因。研究成果可指导新井控水设计,为水平井稳油控水措施的制定提供依据,对进一步提高水平井开发效果意义重大。     

CB油田水平井出水特征及影响因素研究

针对CB油田现阶段水平井含水上升快、产量递减迅速等日益突出的问题,通过对该油田30口水平井出水特征的深入分析,建立以水平井含水率与无因次累计产油量变化曲线形态来判别出水规律,归纳出4种曲线类型,并结合油藏类型、驱动方式分析其成因。在此基础上明确了水平井出水特征及影响因素,影响因素包括油藏开采阶段、水平段位置、储层非均质性、采液强度和出砂状况,并提出针对性控水措施,为同类型油田水平井控水稳油对策的制定与水平井优选优化提供依据。     

海上砂岩油藏水平井动态水淹模式及主控因素

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。     

中心管采油技术在水平井开发底水油藏中的应用

渤海油田因FPSO处理液量能力受限,高液量生产井(尤其是水平井)会因生产需求被迫关停,同时水平井在开发中后期,底水锥近严重导致开发效果变差。为改善开发效果,渤海QHD32-6油田首次利用了中心管采油技术,实现了水平井选择性堵水,将长期限液停产井成功复产。A25h井实际应用中心管采油技术后,日产液量下降351 m³ ／d,含水下降5．9％ ,增油24 m ³／d,该技术为渤海油田水平井增油控水工作提供了技术方向。     

水平井均衡筛管附加压降优化研究

CF油田油藏油柱高度低、底水能量强、储层非均质性严重,水平井选用均衡筛管技术进行控水。常规的分段附加压降设计仅考虑渗透率极差,对于强底水油藏存在较大误差,不能满足控水要求。从实测地层资料入手,综合考虑水平段渗透率、储层厚度、避水高度等因素差异,推导出水平井均衡产液分段附加压降计算模型,并运用油藏数值模拟方法对其进行验证。在油田生产中,运用本文方法进行水平井均衡产液附加压降设计应用,取得较好的控水效果,有效缓解储层非均质性造成的底水迅速突破。     

底水稠油油藏水平井见水特征及影响因素

针对XH 27块大底水稠油油藏水平井含水上升快,产量降幅大的问题,利用角点网格、随机建模方法建立了相控地质模型,进行了历史拟合,根据含水率、水油比及水油比导数曲线特征提出了三种水平井见水类型,明确了不同见水类型的水淹特征。研究了水平井无因次避水高度、水平段长度、渗透率各向异性、油层厚度等因素对水平井水淹规律的影响,利用正交试验方法确定不同因素的影响程度。结果表明,底水稠油油藏水平井设计参数对累积产油量影响程度由高到低依次为无因次避水高度、采液强度、水平段长度,研究结果对同类油藏水平井部署设计有参考意义。     

油井控水阀流体参数敏感性分析

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。     

底水油藏水平井见水时间影响因素研究

在底水油藏的开采中,油井何时见水的问题一直是人们关注的焦点。以数值模拟技术为手段,通过建立底水油藏水平井概念地质模型研究了水平井开采条件(水平段长度、避水高度、生产压差、采液量)及油藏自身条件(含油面积、油层厚度、水平渗透率、渗透率各向异性以及油水黏度比)对底水油藏水平井见水时间的影响。研究发现:水平段长度、避水高度、含油面积、油层厚度及水平渗透率等因素与见水时间呈正相关关系;生产压差、采液量、渗透率各向异性及油水黏度比等因素与见水时间呈负相关关系。     

渤海油田水平裸眼井控水工艺技术研究

控水工艺设计是解决渤海油田由高含水问题导致的低产低效井控水高效开发的关键,但目前对于不同控水工具的适用性缺乏认识。通过对渤海油田常用的ICD、AICD和中心管控水工艺开展水平控水工艺适用性分析,研究了不同类型ICD、AICD和中心管控水工具的控水特性和适用范围;综合考虑水平段渗透率、含水饱和度、避水高度差异等因素,建立了控水分段综合优化方法,并与不同控水工具适用条件相结合,形成了水平裸眼井控水工艺技术。应用效果表明,水平裸眼井控水工艺技术可显著降低产液含水率,控水效果明显,可为控水工艺的优化设计提供参考。     

水平井机械化学复合控水工艺现场试验研究

渤海油田水平井以筛管完井为主,几乎无管外封隔,采用笼统合采开发方式,出水后治理难度大。研发了机械化学复合控水工艺,可不动防砂完井管柱实现油井产层与高含水层分隔、分采,从而达到堵水控水目的。现场应用情况表明,工艺管柱下入顺利,封堵剂承压满足环空封隔要求,地面实时调控各层产液量,综合优化控水,作业后初期含水率由96.45%下降至94.62%,验证了机械化学复合控水整体工艺可行性。为解决水平井筛管完井控水问题提供了一条路径。     

静态参数对板桥油田板南断块CO2吞吐效果影响研究

为改善板桥油田板南断块产能低、含水较高、采出程度低和地层能量不足等问题, 2018年12月对板14-1断块水平井45 H实施CO₂吞吐技术,降水增油效果明显。为了在板南断块推广该技术,进行静态参数对CO₂吞吐效果影响研究。根据板南断块的地质特征,运用油藏数值模拟方法,通过对比不同静态参数下单井累计增油量和换油率,开展储层孔隙度、渗透率、地层原油黏度、水平井长度及避水高度对水平井二氧化碳吞吐效果的影响研究。结果表明,地层原油黏度及水平井避水高度对底水能量活跃的常规稠油油藏CO₂吞吐效果影响较大,储层孔隙度、渗透率和水平井长度的影响较小。对于板南断块,适宜进行CO₂吞吐的区块孔隙度为30%~35%,渗透率（1 300~1 900）×10-3 μm2,地层原油黏度50~65mPa·s,水平井长度200~230 m及水平井避水高度4~6 m。     

利用水驱特征曲线预测水平井含水上升规律

为了准确、简便地预测水平井见水规律,结合塔里木油田水平井的生产动态资料,就常用的6种水驱特征曲线对水平井含水上升规律的预测进行适用性筛选.6种水驱特征曲线对水平井含水率预测适用性分析及预测能力分析表明,应用水驱特征曲线法预测水平井的可采储量、含水上升趋势是可行的.其中张金庆曲线、俞启泰曲线是一组由凹型变为S型再到凸型的曲线系列,在预测水平井含水上升规律中,具有应用范围广、精度较高的特点,可有效地预测各种含水上升形态的水平井见水趋势.通过对塔里木油田水平井含水率上升规律研究认为,同一油田含水上升规律相同,俞启泰曲线b值相近.通过研究俞曲线b值,可有效预测油田水平井含水上升规律.     

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。     

陆丰X油田α层水平井生产动态及其影响因素分析

通过陆丰X油田α层水平井生产动态规律及其影响因素分析,指出了α层水平井存在＂S＂型和＂厂＂型两种含水上升规律,找出了影响水平井动态的主要地质因素（隔夹层、油柱高度、储层渗透率）和工程因素（水平段长度和轨迹位置、水平井井型）,并在2012年成功实施了2口高产调整井,实现了油田的增产、稳产。研究结果对于指导该油田后续调整井合理有效的布井、随钻跟踪、修井具有一定的指导作用。     

新型AICD控水性能试验研究及应用

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。     

渤海油田水平井稳油控水完井技术及应用

渤海某油田属于边底水油藏,由于长期注水、注聚造成层间矛盾突出,水平井边底水锥进,过早进入高含水期,无法充分发挥水平井的产液优势。针对该油田前期设计中底水迅速突进的问题,本文主要介绍了变密度筛管、中心管、ICD三种稳油控水技术的基本结构、控水原理及其在油田的应用效果,并通过先期投产的几口井进行了对比,验证了其控水效果良好,对于后续的推广起到了很好的促进作用。     

基于灰色关联的水平井提液效果评价方法——以渤海S油田为例

提液是注水开发油田有效的剩余油挖潜措施,但是目前关于提液效果评价的研究较少。以渤海S油田为例,综合考虑提液效果强度、维持时间、开发效果、经济效果及提液控水效果等方面建立了6个评价指标:增产幅度、无因次增产幅度、提液维持时间、单井提液累计增油量、单位提液累计增油量、提液前后含水率差值。根据S油田实际提液表现设置最优提液井,并确定各个指标值对应权重,选用灰色关联法计算出各样本井与最优提液井之间的灰色加权关联度,关联度越大,提液效果越好。利用本文评价方法,对S油田提液情况进行了综合评价,认为提液措施有效率为73.3%;将典型提液井的评价结果与实际动态数据对比,两者较为吻合,进一步验证了本文方法的准确性;进而提出了油田后续开发调整措施。本文评价方法对提液井的优选、油田后续调整措施的制定具有指导意义。     

海上X油田水平井智能分采管柱卡堵水潜力井筛选及应用效果分析

水平井高含水治理是水驱油田开发中后期面临的主要难题。海上X油田水平井高含水治理措施难度大、费用高,而智能分采管柱卡堵水技术由于其成本低、作业简单、风险小等特点,适合于海上油田进行水平井卡堵水试验。通过分析X油田油井完井方式、目前含水状况、累产油量、储层非均质性和见水时间等因素,确定出X油田“水淹”井剩余油潜力大小及工程条件可实施性,最终筛选出5口具备水平井智能分采管柱卡堵水潜力的试验备选井,并依据1口井的卡堵水实例进行实施效果分析,结果表明利用智能分采管柱进行大段“找水、堵水”现场应用效果较好,值得进一步推广应用,为后期油田“控水、增油”提供技术借鉴。     

渤海底水特稠油油藏SAGD开发方案优化

渤海L16油田具有埋藏深、特稠油、强底水的特点,常规水驱难以取得较好的开发效果。通过测试资料分析、相似油藏类比、数值模拟等多种途径的研究,认为该油藏具备SAGD开发的可行性。在此基础上,针对渤海L16油田的油藏特点,运用油藏数值模拟方法深入研究了其SAGD开发的合理油藏压力、油井(水平井)避水高度,以及注采参数。研究认为,L16油田实施SAGD开发应首先将油藏压力降低至8 MPa左右;水平生产井的避水高度为10m;最佳注汽速度为350m~3/d;注入蒸汽干度不低于80%;生产井配产525m~3/d。根据优化的SAGD合理参数,预测了渤海L16油田进行SAGD开发10年的效果,累注汽788×10~4 m~3,累产液1042×10~4 m~3,累产油180×10~4 m~3,累积油汽比0.23m~3/m~3,阶段采出程度17.1%。     

直井产液剖面预测及分层控水效果计算方法

含水率高是油井低效生产的关键,也是制约油藏高效开发的最主要问题,其中产液剖面及控水效果的分析与计算一直困扰着现场生产。根据单井的分层合采数据及控水需求,采用小层厚度、渗透率加权的方法,确定小层配液系数;再与小层含水饱和度加权确定小层配水系数,引入小层配水修正系数,通过拟合得到与实际油井一致的含水率,实现产液剖面的预测;根据产液剖面预测结果,设计了控水增油和提液增油的分层控水效果量化方法。实例应用表明,产液剖面预测方法可保证各层产液误差、产水误差均在5%以内,合采误差均小于1%;在高产水层控液量较低的情况下,随控液量增大,增油减水效果明显,而当控液量达到临界值时,增油减水效果不再显著,反而趋于平缓。该综合方法的设计可节省大量的产液剖面测试成本,优化控水规模、预测增油效果,为油田提供科学的控水提液方案。