底水油藏水平井压水脊物理模拟实验

水平井技术是开发底水油藏的一项重要技术.采用电子摄像监视技术与流动测试方法,建立水平井宏观大尺度三维物理模拟装置,观察底水油藏水平井开发动态、水脊脊进过程和压水脊水脊形状变化过程.水脊脊起模式为“井底下方底水脊起—底水脊进到井底—边部抬升,水脊形状变缓”.压水脊后水脊脊顶下降,边部抬升,直至形成新的稳定油水界面.而且压水脊前期水脊下降速度较快.压水脊能够降低底水油藏水平井的含水率,提高产油量和底水油藏的最终采收率.通过相似理论利用综合物理模拟实验直接预测实际油藏水脊动态,结合数值模拟研究和油田现场实际情况,建议实际油田关井压水脊时间为3～5 a.     

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。     

底水油藏水平井开发水脊规律研究

针对局部底水脊进造成的水平井出水问题,建立了底水油藏水平井开采三维物理模拟系统,研究了底水脊进位置和发展特征,考虑了井筒压降、井眼轨迹和储层非均质性等因素的影响。结果表明,井筒压降使底水在水平井跟端脊进,导致见水时间明显提前,对水脊形成与发展有重要影响;井眼轨迹变化与储层非均质性是底水脊进的敏感因素,与井筒压降共同作用决定了底水脊进位置,存在下凹型井段时,底水易在下凹型井段处脊进;下凹型井段靠近水平井跟端,底水在跟端处脊进,波及范围小;下凹型井段远离跟端促使形成多处水脊,扩大底水波及范围。在非均质性模型中,高渗透区底水易形成水脊,而跟端位于低渗透区时,能促使水脊沿水平方向发展;水脊发展速度影响见水后开发动态,下凹型井段位于跟端会加快水脊发展,见水时间最早,含水率上升速度最快;下凹型井段远离跟端能减缓水脊发展速度;非均质性会加快水脊发展速度,而将跟端布置在低渗透区能在一定程度推迟见水时间,降低含水率上升速度。     

水平井开采底水油藏氮气泡沫压水脊技术研究

采用油藏数值模拟方法,建立理论数值模拟模型,分别模拟计算了在底水油藏水平井中实施氮气泡沫压水脊过程中,不同注入时刻、注入量、焖井时间和焖井后日排液量对控水增油效果的影响。研究结果表明,（1）在利用水平井开采底水油藏的过程中,实施氮气泡沫压水脊措施,可以延缓底水脊进,起到控水增油的作用;（2）其最佳注入时刻在油井含水率为70％时刻;（3）注入量越大增油效果越好,但存在最佳值;进行一定的焖井时间才可以发挥其最佳控水增油效果;（4）氮气泡沫具有剪切稀释的特性,焖井后日排液量越大,其控水增油效果越差。     

底水油藏水平井开采物理模拟试验研究

水平井技术是开采底水油藏的一项重要技术,针对水平井进行了水淹模式和水淹动态的试验研究。结果表明:三维模拟试验系统能真实、直观地描述底水油藏水平井在不同生产压差和含水率条件下水锥的形态和上升速度,能反映出水平井的水淹动态和模式;"中部见水-两边扩展-全井水淹-翼部抬升"是底水油藏水平井的水淹模式,并且大生产压差下的水脊较陡,水脊的指进现象明显;在含水率较高的开发后期油水界面上移。生产压差变大,无水采油期缩短,无水采油量减少,但最终采收率接近。     

底水油藏多分支水平井水脊规律

多分支水平井技术在延缓底水和气顶的脊进速度、提高油气井产量等方面作用明显,但在底水油藏开发中水脊问题仍然不可避免。文中利用数值模拟方法,建立了底水油藏多分支水平井模型,并分析了底水突破位置与发展情况的变化规律。研究结果表明:分支水平井底水突破位置主要为主支跟端附近以及处于中间的汇点部位附近,具体位置主要取决于分支角度、分支位置以及避水高度。合理产量随着分支数目与分支长度的增加而增加,且两者的影响程度较大;而分支位置与分支角度对合理产量的影响程度较小,其中合理产量随分支角度的增大先增加后减少。     

底水稠油油藏双水平井泡沫压脊技术及参数优化

在水平井开采底水稠油油藏过程中,底水一旦脊进突破,导致含水率迅速上升,产油量很快下降,堵水作业困难。在生产水平井下方布置1口泡沫压脊水平井,可以减缓底水脊进,控制含水率上升速度,改善开发效果。利用数值模拟方法,研究了压脊水平井注泡沫( 氮气和发泡剂溶液) 、生产水平井采油的底水稠油油藏开采技术。结果表明,优化后双水平井泡沫压脊开发效果明显好于双水平井氮气压脊、单一水平井泡沫压脊和单一水平井无措施 3种开发方式。结合室内实验分析、数值模拟结果以及现场施工条件对压脊水平井参数进行模拟优化,设计发泡剂溶液质量分数为0.5%,气液比为1∶1,压脊水平井水平段长度为300m,避水高度为2.5m,注氮气速度为1.76×104m3/d,排液量为200m3/d 时,实施双水平井泡沫压脊生产,4个周期累积增产油量达1.9×104m3,增油幅度达48.7% 。     

气顶底水油藏中水平井双向脊进研究

针对气顶底水油藏水平井开发,提出了将垂直于水平段的渗流截面分解为多个双向平面平行流,每个平面平行流又细分为上部单向气驱油、下部单向水驱油过程。通过动态分配进入到每个单向驱替过程的流量计算每个时步油气界面或者油水界面的推进过程,可以描述出任意时刻水脊、气脊的形态,也可以计算水平井在不同避水高度下的见水、见气时间。无论是水脊、气脊的形态还是见水、见气时间,计算结果与油藏数值模拟结果都具有很好的可对比性,可以用于水平井开发此类油田的动态预测。     

水平井开发底水油藏的物理模拟试验研究

采用三维可视化物理模拟试验设备,在满足模型内流体的流动符合达西渗流规律、物理试验与实际油藏具有可比性的条件下,模拟了水平井开发均质底水油藏时底水水脊形成与发展的过程,分析了底水油藏中不同水平井长度和不同生产压差下水平井的见水规律。试验结果表明:在开发均质底水油藏时,水平井的水淹模式符合“中部见水—沿井扩展—全井水淹—翼部抬升”的规律;在相同的生产压差条件下,随着水平井长度的增加,受水平井井筒摩擦损失的影响,水平井产能是非线性增加的;当水平井长度相同时,水平井的产能与生产压差成正比;生产压差过大会导致水脊脊进速度加快,无水采油期变短,且见水后含水率迅速上升;在低含水期阶段,采用长水平段和低生产压差可以有效开发底水油藏,而在高含水期阶段,对水平井采取关井压水锥措施,“控水稳油”效果十分明显。      

海上油田水平井底水脊进控制技术

对南海涠洲11-4油田C4水平井底水脊进的原因进行了分析,提出利用选择性堵剂和选择性注入及过顶替的方法来控制底水脊进.根据涠洲11-4油田的地层条件,选择性堵剂可选用廉价的具有不同成冻时间及不同强度的冻胶型堵剂并利用地层渗透率的差异和相渗透率的差异进行选择性注入,即堵剂优先进入高渗透层,水基堵剂优先进入出水层;过顶替是用粘度与堵剂粘度相当的流体将堵剂顶替至水平井的油水界面,从而为原油留下更好的产出通道.现场试验证实,该方法应用效果很好,C4井有效期超过一年;该平台其他3口井也相继投产,平台最高产油量达到147.1m³/d.截止到2004年8月,累计产油12913m³,投入产出比为1:16.     

底水油藏水平井临界生产压差研究

在底水油藏水平井开发底水脊进原理的基础上,采用等值渗流阻力法,结合底水驱动垂向临界速度导出了底水油藏开发的临界生产压差计算模型及临界产能的计算方法。分析了垂向渗透率、油水密度差、水平井位置、油水粘度比以及底水锥进高度等参数对临界生产压差的影响,其结果对水平井开发底水油藏确定合理的生产压差具有指导作用,为底水油藏水平井产能设计提供了参考依据。     

非均质底水油藏水平井三维物理模拟实验

采用先进的三维可视化物理模拟实验设备,全程跟踪了水平井开采非均质底水油藏时底水的脊进过程,研究了平面非均质底水油藏中水脊的形成与发展机理。研究结果表明,当水平井相邻井段的渗透率级差大于4时,处于低渗透区的水平井段对产能无贡献,渗透率级差对水平井的影响只是相邻井段间的影响,不存在非相邻井段之间的交叉影响,确定了非均质性严重的底水油藏中水平井产能低的真正原因。针对平面非均质油藏,提出了“先高后低、封高补低”的开发策略,并为挖潜剩余油指明方向。非均质底水油藏中底水脊进的过程为倾斜推进-高渗突破-油井见水-沿井扩展-次高突破-分段水淹。平面非均质性沿水平井三段式分布时,水平井的含水率为台阶式上升模式,且台阶数与连续分布的高渗透层段的个数一致。     

底水锥进油藏油水同采技术研究

在底水油藏生产中后期,油井不可避免出现见水现象,如不采取合理有效的控水措施,将造成产量迅速递减,采收率下降,开发效果变差.对红南油藏开发现状及生产动态的分析,提出了综合治理方案,并提出了油井油水同采技术,见到了一定的效果.该研究为含水油田的综合治理拓展了思路.     

水平井底水油藏产能计算及参数优化研究

在一些油藏采油过程中,油藏中存在底水锥进现象,使得油藏的开采存在一定难度,因此.为了抑制底水油藏中的这种现象,油田工作者进行了许多研究,一些方法抑制了底水的上窜。根据镜像法原理推导了水平井底水油藏井网产量公式,并且讨论了底水油藏水平井长度优化参数,以有利于底水驱油藏水平井生产预测研究。推导结果表明,水平井产能及见水时间主要受水平井长度、水平井位置和油层各向异性的影响。     

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。     

ICD在曹妃甸油田水平井完井中的适用性研究

渤海湾地区曹妃甸油田的大部分水平井投产后就出现高产水现象,到目前为止,该地区有大量水平井己处于中、高含水期,高产水己成为降低该区块产量的主要原因。如何采取合适的措施降低产水量和提高产油量成为大家关心的问题,为了解决这一问题,相关学者引入ICD工具来控制水的产量,并采用数值模拟的办法模拟ICD在井下工作状况,并实例对比了采取ICD完井和不采取ICD完井这两种情况下水平井产水情况。模拟计算结果表明:沿水平段地层渗透率的不均质性是造成水平井段局部水锥进的主要原因;优化完井方式能够延迟水平井段进水;ICD适用于类似曹妃甸油田这种薄油层、强底水驱油田的控水措施。     

水平井技术在临2块馆二段底水油藏开发调整中的应用

随着油田开发技术的进步 ,水平井开采技术日臻完善 ,在生产中获得了明显的经济效益 ,特别是对底水油藏、垂直裂缝油藏、稠油和低渗透油藏。临盘油田临 2块馆二段是典型底水油藏 ,直井开发 2 0多年后已进入高含水开发后期 ,开发调整效果较差 ,底水锥进严重 ,含水上升快。在充分研究该油藏开发特征和剩余油分布规律的基础上 ,共设计了 8口水平井 ,投产后效果很好 ,初产高 ,含水低 ,大大提高了断块的采油速率 ,采收率也由 34.7%提高到 45 .4% ,平均每口井增加可采储量 3.5× 10 4 t ,相当于直井的 3倍多。图 1参 2 (熊敏摘 )     

一种预测底水油藏水锥动态及见水时间的新方法

底水油藏开发面临的核心问题是底水的锥进,准确预测底水油藏油井的见水时间,并采取相应的措施,可以延长油井的无水采油期,提高油井的累计产油量和采出程度。文中基于流体在多孔介质中的渗流规律,对底水油藏双重不完善井的水锥突破时间进行了研究。通过数学推导,得到了底水油藏油井水锥突破时间的计算公式,该公式考虑了油水流度比,原始束缚水饱和度,残余油饱和度等影响因素,并与其他底水油藏见水时间的公式进行了对比。实例分析表明,新的底水油藏油井见水时间公式的预测值较准确,并且与李传亮公式的结果较为接近,为预测底水油藏油井的见水时间提供了借鉴和指导。