底水油藏高含水期剩余油挖潜可视化驱油实验

C油田馆陶组油藏为强底水油藏,储层物性具有高孔、高渗特征,经过长期天然能量开采,整体进入高含水开发阶段,亟待探索新的补充能量方式,提高剩余油动用程度。研究为了实现油藏开发过程模拟的可视化,结合油藏实际情况,设计了满足几何相似条件的物理胶结模型和两组不同介质(活性水,气体和泡沫交替)驱替实验,利用X射线安检机直观了解岩层中流体渗流情况、底水锥进现象以及剩余油分布特征。研究表明：大尺寸平板模型实验能够直观地描述底水油藏水锥形态;2组实验在初始底水驱阶段水驱规律相同,水驱采收率达到42%,波及范围有限,井间和顶部剩余油富集;活性水驱阶段提高采收率0.73%,剩余油动用程度不高,顶部剩余油富集;气体和泡沫交替驱可有效动用井间和顶部剩余油,较水驱提高采收率2.14%。     

孤东油田水平井合理生产压差研究

孤东油田属于底水疏松砂岩油藏,出砂严重,底水锥进速度快,本文从不出砂以及减缓底水上升两个方面进行合理生产压差研究,应用摩尔-库伦准则计算了孤东油田出砂临界生产压差为2.11 MPa;应用数值模拟方法综合考虑了不同生产压差下含水率以及累产油的变化,得到了减缓底水上升的合理压差为6 MPa,综合考虑得到孤东油田水平井合理生产压差为2.11 MPa,为水平井合理开采提供理论依据。     

底水油藏含水上升规律研究——以Y2油藏西北区为例

Y2油藏西北区为底水油藏,开采效果差。研究含水上升规律对于改善该油藏的开发效果有重要的作用。首先通过实际的含水率曲线与相渗计算的理论含水率曲线对比发现,实际的含水上升速度远大于相渗计算的理论含水上升速度。单井含水率曲线主要表现为凸型。根据产油量和含水率的变化,分三类对单井的含水上升规律进行了讨论,并分析了每类的原因。最后在单井含水上升分析的基础上,分析了油藏整体的含水率曲线出现台阶状的原因。该油藏底水锥进严重,剩余油主要是富集在注采井间,因此,可考虑水平井技术用于该油藏的深度挖潜。     

薄层底水油藏底水锥进控制可视化研究

常规底水油藏采用射孔建立底水隔板控制底水锥进。针对薄层底水油藏的底水锥进提出了不射孔建立底水隔板的方法。该方法通过冻胶型选择性堵剂的选择性注入和由工作液与原油的密度差而产生的重力分异作用形成隔板，控制底水锥进。在隔板建立中，选择性堵剂、高密度盐水和过顶替液起了重要作用。通过可视化物理模拟形象直观地表达了薄层底水油藏不射孔建立底水隔板控制底水锥进的过程。现场应用证明，该方法可以解决陆梁油田的薄层底水油藏底水锥进问题。     

流花11–1生物礁油田底水快速锥进研究

流花11–1生物礁油田是中国新近系目前发现的最大整装型生物礁油田,油田开发期间在不同构造部位的油井含水上升速度不同,前人已对油田含水地质因素进行分析,但对油田含水上升迅速的源头认识不足,严重制约了油田的采收。将层序地层学理论、碳酸盐岩成岩作用机理和构造运动相结合,平面上依靠高分辨率三维地震资料条件下利用叠前AVO反演的G属性所刻画的油水界面平面展布图,纵向上依靠叠前同步反演获得的vp/vS剖面图和密度转换的孔隙度剖面图,发现了多处底水刺穿油水界面形成的上窜通道,有力地论证了17.5 Ma和16.5 Ma层序界面附近暴露时产生的溶洞、溶缝及东沙运动产生的裂缝为流花11–1生物礁油田底水快速锥进的源头,其中溶洞为主要底水上窜通道。     

缝洞型底水油藏控水压锥技术研究

河油田奥陶系碳酸盐岩油藏属于缝洞型油藏，油田目前的许多油井由于底水锥进产量递减迅速。针对现场高含水井，分析了影响底水锥进速度的因素，进行了控水压锥技术研究。现场实施了调小工作制和关井压锥的控术技术，取得了较好的效果,为后期控水工作提供了依据。     

鄂尔多斯盆地三叠系低渗透油藏暴性水淹分析及对策

鄂尔多斯盆地低渗透油藏物性差,产能低,储层有裂缝。在开发过程中,由于未处理好裂缝方位与注采连线之间的关系、断层导水以及低渗油藏底水锥进问题,导致部分油井暴性水淹。通过对相关文献资料的调研,本文提出了解决油井暴性水淹的措施及步骤,以期达到稳油控水,提高采收率的目的,从而保证油藏开发的整体经济效益。     

透镜状浅层底水气藏开发技术——以胜利油田为例

在分析透镜状浅层气藏地质特点的基础上，论述了气藏的动态特征及出水对气藏开发效果的影响，并提出了确定气井合理产量应考虑的主要因素．利用动态盈亏平衡原理测算了气藏开发的厚度界限，克服了以前静态方法的局限性．研究表明，只要采取合理的开发方式，认识到底水在气藏开发过程中的作用，确定合理采气速度，透镜状浅层底水气藏也能够获得良好的经济效益．该类气藏应立足于占领高部位，出水前平衡、稳定开采，使气水界面均匀推进；出水后及时采取相应措施，避免井底积液过多，才能够获得较高的采收率．研究成果对国内外同类型气藏的开发具有一定的借鉴意义．     

水平井流入控制阀控底水原理及影响因素分析

随着钻完井技术的发展,采用流入控制阀（ICD）完井技术开发底水油藏成为提高产量、降低成本的有效途径。弄清水平井ICD 控底水原理及影响因素成为利用其实现延缓底水锥进、提高油藏最终采收率的关键。在分析ICD 控水限流原理基础上,通过模拟计算,具体分析了流动剖面、环空流动、含水率等3 个影响控水效果的主要因素。分析结果表明：对于不具有高含水段的油藏,可以利用ICD 增大高渗段阻力,从而在牺牲总产液量的基础上降低产水,实现控水;ICD 所产生附加压降有效地减少了环空流动,增强了控水的稳定性,为实现长期稳油控水提供了保障;对储层物性参数分布认识出现偏差将会较大地影响ICD 的控水效果;对于存在高含水段的水平井,需要增大高含水段的附加压降,降低高含水段的产液量,才能有效实现控水。对水平井ICD 控底水原理及影响因素的分析结果为优化水平井ICD完井设计,控制底水锥进提供了技术思路。     

透镜状浅层底水气藏开发技术--以胜利油田为例

在分析透镜状浅层气藏地质特点的基础上 ,论述了气藏的动态特征及出水对气藏开发效果的影响 ,并提出了确定气井合理产量应考虑的主要因素 .利用动态盈亏平衡原理测算了气藏开发的厚度界限 ,克服了以前静态方法的局限性 .研究表明 ,只要采取合理的开发方式 ,认识到底水在气藏开发过程中的作用 ,确定合理采气速度 ,透镜状浅层底水气藏也能够获得良好的经济效益 .该类气藏应立足于占领高部位 ,出水前平衡、稳定开采 ,使气水界面均匀推进 ;出水后及时采取相应措施 ,避免井底积液过多 ,才能够获得较高的采收率 .研究成果对国内外同类型气藏的开发具有一定的借鉴意义 .