底水气藏气井水锥动态模拟及见水时间预测

国内外底水气藏开发实践中,底水锥进展核心问题,准确的见水时间预测,对于底水气藏开发具有重大意义。为解决底水气藏开发实践中存在的水锥动态难模拟、见水时间难预测等问题,基于底水气藏开发实践中射孔方案形成的3种渗流型态,建立了底水气藏气井渗流模型并推导了底水气藏气井的水锥动态模型及见水时间预测公式,综合考虑了气体非达西效应、表皮系数、原始束缚水饱和度、原始含气饱和度等因素对于见水时间的影响。实例研究结果表明,利用推导的公式进行气井水锥动态模拟及见水时间预测的结果符合气井的实际生产状况。研究成果对水驱气藏气井的配产具有现实意义,可有效指导底水气藏气井的科学开发。     

带隔板底水油藏水平井见水时间预测方法

底水脊进是底水油藏水平井开发过程中经常遇到的重要问题,准确地预测底水脊进的时间对于底水油藏合理开发至关重要。针对带隔板底水油藏水平井,基于油水两相渗流理论及流体在多孔介质中的流动规律,建立物理模型,并利用镜像反映和势叠加原理得到底水油藏水平井势分布,推导了带隔板底水油藏水平井见水时间公式。实例计算结果表明,该公式计算结果与实际见水时间相对误差为5.39%,隔板的存在大大延缓了水平井底水脊进的时间,且随着隔板半径增大和避水高度的增加,见水时间越长;水平井见水时间随着水平井段长度的减小和产油量的增大而缩短。该研究对于带隔板底水油藏中水平井段长度和避水高度的设计以及油藏合理开发具有一定指导意义。     

高含硫底水气藏气井见水时间预测模型

高含硫气藏是一种非常规性气藏,普遍含有边、底水,该类气藏在开发过程中,伴随有元素硫的析出、沉积等现象,其中硫的沉积将降低储层的孔隙度和渗透率,从而影响底水的锥进速度、进而影响高含硫气井的见水时间。针对高含硫气藏水锥突进、气井见水等问题,首次建立了考虑硫沉积对储层渗透率、底水锥进速度影响的高含硫底水气藏气井见水时间预测模型。运用实例分析,与常见底水气藏见水时间预测模型计算结果相比,该模型计算的气井见水时间更接近油藏实际见水时间,相对误差仅为-6. 49%,其他常规底水气藏见水时间模型误差较大,说明该模型是可靠的。通过实例分析发现:气井见水时间受硫沉积影响而提前;并且含硫饱和度越大,气井见水也越早;井底流压和储层未射开厚度越大,气井见水时间越长;同时,较高的井底流压以及较大储层未射开厚度条件下,硫沉积对高含硫气藏气井见水时间的影响越明显。该研究成果对此类高含硫气藏气井见水时间的有效控制和气藏的安全生产具有一定的指导作用。     

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底水凝析气藏气井见水时间预测通常忽略了凝析油析出的影响,因此造成预测结果与实际结果有较大差异。为了更好地开发底水凝析气藏,需考虑析出的凝析油的影响。为此,文章在一定的简化条件下,根据描述水锥现象的相对简单的解析模型来讨论水锥的形成,推导出底水凝析气藏在凝析油析出时的见水时间预测公式。通过实例分析说明在对底水凝析气藏见水时间的预测时必须考虑凝析油的影响。该公式为深入研究水锥的机理以及控制见水时间等提供了有力的依据,这对做好底水凝析气藏的生产管理工作是十分有帮助的。     

裂缝型底水气藏水侵动态研究

裂缝型底水气藏裂缝较为发育,储层非均质性强,气井普遍产水且形式较为复杂,为明确该类型气藏的水侵规律,准确预测气井的见水时间,以C气田Y层组裂缝型底水气藏为例,根据出水井的水侵特征及裂缝发育情况,总结出产水井的水侵模式,然后采用统计学方法,利用部分油藏地质参数,建立裂缝厚度、单井产量与气井出水时间的非线性关系,绘制裂缝型底水气藏气井产水时间的预测图版,从而预测气井在不同配产下的见水时间。该研究可为该类型气藏的合理开发提供一定的指导。     

有水气藏单井水侵阶段划分新方法

对有较强边底水能量气藏的开发来说,最担心的问题就是气井见水。气井见水会对地面工程处理造成麻烦,同时也会大大降低气井产能及气藏采收率。目前国内外使用的气井见水时间预测方法,常会因实际气藏非均质性等问题影响导致预测结果与实际情况偏差较大。在前人研究基础上,提出了一种采用气井实际产量及压力数据绘制的3种诊断曲线进行气井水侵阶段划分的新方法,通过3种诊断曲线均可将气井的生产划分为3个阶段--未水侵期、水侵初期及水侵中后期。通过该方法对现场实际井进行判断分析,可准确识别气井水侵阶段,确定有水气藏气井见水顺序,评价结果更符合实际情况,为后期气井产量调配提供了依据,保证了气田高效开发。     

低渗透带隔板底水油藏油井见水时间预测

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半球形径向渗流方式和隔板上部的平面径向渗流方式,运用物质平衡原理,推导低渗透带隔板底水油藏油井见水时间的预报公式。经鄂尔多斯盆地砂岩底水油藏某油井的实际计算,预测的见水时间与实际见水时间接近,相对误差仅7.85%。另对鄂尔多斯盆地huc油田hu152区c3油藏6口带有天然隔板的油井进行了见水时间计算,有5口井预测见水时间与实际见水时间相对误差小于10%。对于低渗透带隔板底水油藏,由于考虑了启动压力梯度项,计算出的油井见水时间要比不考虑启动压力梯度项时的值更小,也更接近实际。     

底水凝析气藏见水时间预测新方法

底水锥进在凝析气藏开采过程中广泛存在,目前常用的底水凝析气藏见水时间预测模型主要是基于常规气藏提出,现场应用困难。针对该问题,对凝析气藏水侵动态进行理论研究,基于气相水平径向流和半球形向心流相结合的底水锥进物理模型,以渗流理论为基础,综合考虑表皮效应、气相非达西效应和反凝析作用的影响,建立了水锥顶点的运动方程,结合相应的产能公式推导出底水凝析气藏见水时间预测模型。实例分析表明,凝析气藏开发过程较常规气藏更为复杂;利用模型预测的见水时间更接近实际;表皮效应、气相非达西效应和反凝析作用均会导致见水时间缩短;随着气层厚度增加,气井见水越晚,随着产气量增加,见水时间呈现出先快后慢的递减趋势。研究成果对深入分析表皮效应、气相非达西效应和反凝析作用对凝析气藏底水锥进的影响,预测底水凝析气藏的见水时间有一定的指导意义。     

考虑启动压力梯度的低渗底水气藏见水时间预测

由于存在启动压力梯度,低渗透底水气藏中的水锥动态不同于常规底水气藏,因而利用常规预测公式计算气井见水时间,其计算结果肯定与真实情况有偏差。建立了底水气藏的水锥过程模型:气井钻开部分气层,射孔段为平面径向流,射孔段以下为平面径向流和半球面向心流的组合。依照该模型,假设储层水平、均质、等厚且具有各向同性,水以活塞方式驱气,气、水的密度和黏度均为常数,气水界面内外的压力梯度相同,忽略重力和毛管力。在此假设条件下,推导出了考虑启动压力梯度的低渗透底水气藏气井见水时间预测公式。将该公式与Sobocinski-Cornelius方法进行了实例计算对比,发现该公式计算的见水时间更接近于实测值;且利用推导出的预测公式计算的见水时间随着启动压力梯度的增加不断缩短,这符合定产量生产条件下,启动压力梯度越大则井底压力越小,底水与井底之间的压差越大,从而更容易发生底水锥进的实际情况。      

非达西渗流边水气藏水平井见水时间预测

对边水气藏水平井的见水时间进行合理预测,有利于气藏的合理开发和更好地进行气藏评估。在目前的预测模型中,一般都假设地层中气体渗流为达西流动,但对于高产水平井,地层中流体渗流的非达西效应对见水时间的影响不可忽略。为研究更加符合实际生产情况的边水气藏水平井见水时间,在多孔介质流体质点渗流规律研究的基础上,采用椭球型水平井渗流模型,综合考虑了高产水平井气体渗流非达西流动效应、水平井距初始气水界面距离、水平段长度和气井产量等因素对见水时间的影响,推导出了具有近似直线供给边界的边水气藏见水时间的预测公式。对某一具体水平井见水时间进行了实例计算,并分析了相关影响因素。由计算结果可知,边水突破时间随着水平段长度的增加而变长;见水时间随着气井产量的增大而减小,且减小的速度逐渐变快;与未考虑气体非达西效应的气井见水时间预测公式相比,本文公式计算精度更高,更符合实际生产情况。该研究成果对科学、高效地开发边水气藏具有指导作用。     

底水气藏大斜度井开发优化设计研究

大斜度井开发底水气藏遇到的最大问题就是底水锥进。 以数值模拟技术为手段,建立底水气藏大斜度井地质概念模型。 区别于常规单参数局部优化,采用极差法分析大斜度井开发底水气藏时复合参数的交互影响,从而能够又快又准地得出更合理的全局最优结果。同时,为准确模拟开采特征,利用多段井模拟技术并考虑气藏渗流与井筒流体流动的耦合及摩阻的影响,采用示踪剂追踪法精确模拟底水见水时间,使得指标优化更加合理可靠。 结果表明,斜井段趾端避水高度对见水时间及无水采出程度均产生影响,而斜井段长度和生产压差则对预测期末采出程度起主要作用。该项研究对底水气藏大斜度井的高效开发具有一定的指导作用。     

考虑启动压力梯度的低渗压敏底水油藏产能及水锥预测方法研究

控制底水锥进和确定油井合理产能是底水油藏开发面临的核心问题,前人预测产能时未考虑启动压力梯度、压力敏感效应等因素的影响,导致油井产能、见水时间的预测结果与实际情况相差较大,不利于油井的高效开发。基于流体在低渗透多孔介质中的渗流特征,建立了一种低渗透底水油藏考虑启动压力梯度、压力敏感效应等因素的油井水锥及产能预测方法。矿场试验表明,该方法预测结果更接近于油井实际情况,可以用来预测低渗透底水油藏油井初期产能、确定合理生产压差和预测底水突破时间,对于低渗透底水油藏开发方案的设计具有重要指导意义。     

水平井开采底水油藏水脊脊进规律的物理模拟

采用现代电子摄像监视技术和流动测试手段，建立水平井二维物理模拟系统，观察水平井开采底水油藏时水脊脊进过程，研究水脊形成与发展机理、见水时间和采收率的变化规律。水平段长度较小时，较短时间内就形成了水脊，水脊的两翼比较陡，油水界面变形较大。水平段长度较长时，水脊形成时间推迟，两翼逐渐变缓且对称分布。随着水平段长度增加，水平井生产时见水时间推迟，无水采收率和最终采收率增加。水平段长度相同时，随实验压差增大，底水脊进形成水脊时间提前，水脊的发展速度加快，水平井见水时间提前，水脊两翼界面变陡，无水采收率和最终采收率减小。图8参14     

底水油藏水平井水脊脊进规律

利用油气藏数值模拟软件,研究了水平井底水突破的位置。根据水平井的产量公式,推导出与垂面径向流的渗流阻力相应的生产压差。假设垂面上的生产压降满足对数分布,可得到考虑重力影响的底水脊进速度公式,并推导出油井的见水时间方程。最后,用实例验证了该方法的可靠性。研究表明,底水首先从水平井中部突破,并且随着生产时间的延长,底水脊进的速度会加快。合理增大水平井的水平段长度和避水高度,可以推迟油井的见水时间。     

深海底水气藏水侵规律与水侵风险识别方法

为了探索深海底水气藏控水开发策略,基于南海LS17-2深水气田的地质特征、水体特征及开发特征,针对水平井开展沿程产气剖面测试实验与大型3D底水气藏水侵物理模拟实验,定量分析底水脊进影响因素,在此基础上建立了适用于深海底水气藏开发的水侵风险识别方法。研究结果表明：①底水气藏开发过程中水体的脊进受到储层非均质性、生产制度、水平井筒趾跟效应的影响,并且上述3个因素对水侵的影响程度依次减小;②井区横纵比决定了气井产能是否会受到水侵风险的影响,而储层的非均质性会影响水侵风险识别界限,并且储层非均质性越强,横纵比安全界限值越小;③渗透率级差为1、10、20、30时,横纵比安全界限值依次为41.18、21.61、12.60、5.31;④基于建立的渗透率级差与井区横纵比安全界限值的关系曲线,A4H井储层平面渗透率级差为30、横纵比为77.20,远远大于横纵比安全界限值（5.31）,该井受到水侵影响的风险高,必须进行控水开发。针对深海底水气藏的控水开发,提出以下策略：①通过改善水平井筒趾跟效应以及削弱储层非均质性的影响,来抑制底水的不均衡脊进,相应措施为适用于水平井的环通多级人造井底技术与变密度筛管技术;②对开采制度进行调控,以防止不均匀水侵的形成,相应措施为周期采气技术;③在井底附近建立阻水屏障,进而抑制前缘水头的脊进,相应措施为水平井充填透气阻水砾石技术;④兼容并蓄,形成各阶段相互弥补的全生命周期气藏复合控水开发技术。结论认为,该研究成果不仅可以用于储层渗透率级差介于1～30、采气速度为3%条件下的深海底水气藏水侵风险判断,而且还可以为海上、陆上底水气藏的控水开发提供借鉴。     

缝洞型底水油藏油井底水突破时间预测方法——以塔河油田4区S48井为例

底水锥进是降低底水油藏单井产量和采收率的重要原因。塔河油田奥陶系发育缝洞型底水油藏,该类型油藏与孔隙型和裂缝性油气藏具有较大的差别,储层中孔、缝、洞共存,其中大型的古溶洞系统是其主要的储集空间。由于储层尺度在空间上变化较大,储集空间分布不连续,该类型底水油藏的底水锥进机理与常规底水油藏存在明显差异。考虑塔河油田储层缝洞分布不均、非均质性较强的特点,将该类型储层抽象成为渗透率变异的概念地质模型,定义渗透率变异系数和泄油半径比来表征储层缝洞的发育程度,在此基础上推导出缝洞型底水油藏油井底水突破时间的预测公式。以塔河油田4区S48井为例开展实例计算,对比预测效果并分析缝洞发育程度(渗透率变异系数和泄油半径比)、单井产量和射孔程度对该类型底水油藏油井底水突破时间的影响。     

低渗透底水气藏压裂气井见水时间预测

通过建立平面径向流和半球面向心流相结合的压裂气井水锥计算模型,推导出低渗透底水气藏压裂气井见水时间计算公式,并结合数值模型模拟分析,证实了对于打开程度较低的压裂气井,裂缝的存在延缓了气井的底水锥进,见水时间延迟,并且裂缝半长越长,这种效果越明显。将该见水时间公式应用于中国石化所辖的某低渗透底水气藏YS1井的计算结果表明,压裂后气井的见水时间明显延长,无水采收率提高。     

底水气藏水锥控制技术

底水气藏开发的关键技术是抑制水锥或控制底水锥进,最大程度地延长气井无水采气期和控制底水均匀驱替,以达到提高底水气藏开发效果的目的。利用压差控制、水锥控制、井下气液分离技术来控制底水的锥进,气井含水得到了有效控制,从而达到了控制底水锥进、抑制含水上升的目的,取得显著效果。     

水平井、分支井采油工艺现状分析与展望

介绍了国内外水平井应用概况,水平井技术主要应用在以下几种油(气)藏:薄层油藏、天然裂缝油藏、存在气锥和水锥问题的油藏、存在底水锥进的气藏。另外,水平井在开采重油、水驱以及其他提高采收率措施中也正在发挥越来越重要的作用。分析了水平井、复杂结构井采油工艺现状,包括人工举升方式、增产增注措施、防砂和控砂技术、找水与堵水技术等,并对未来水平井、复杂结构井采油工艺急需研究的问题进行了展望。