底水油藏

摘要： 针对低渗透底水油藏中高含水井见水特征,建立了以水油比导数曲线判断底水井水淹类型的油井底水水淹判别模型,指导底水油井见水特征分析。为提高底水油藏中高含水井控堵水针对性,形成了两种特色的底水油藏控水增产方法,建立了考虑人工裂缝影响的堵剂用量优化计算方法。配套研发了低黏度凝胶堵剂和纳米高强堵剂,其中低黏度凝胶堵剂成胶强度大于30 000 mPa·s(80°C,1.5 s^(-1)),纳米复合高强堵剂抗压强度大于28 MPa(70°C,养护72 h),两种堵剂复合作用可有效提高堵水成功率。2018年该技术在姬塬油田成功开展了现场试验,试验井措施后增油1.66 t/d,含水下降9.4%,取得了较好的控水增油效果。该技术为低渗透底水油藏中高含水井的增产稳产探索了一条新途径,具有较高的推广应用价值。

摘要： 为了研究底水油藏水平井开发过程中底水厚度对开发效果的影响,通过数值模拟的方法,开展了底水厚度对底水油藏开发影响的规律研究,并建立了不同流体性质、不同油层厚度对应的临界底水厚度图版,提出了考虑底水厚度影响下油层厚度布井下限值确定思路。研究结果表明,临界底水厚度与油层厚度呈较好的线性关系,原油黏度越小,特征曲线斜率越大,底水厚度影响越大;当底水厚度低于临近底水厚度时,底水厚度越小,单井累产油指标越高。以地层原油黏度30 mPa·s、累产油4×10^(4) m^(3)为经济极限累产油为例,针对底水厚度3 m的区域,相比常规界限认识,油层厚度下限值降低1.5 m即可满足布井条件。该研究成果对低油柱薄层底水油藏的进一步挖潜及调整井优化部署提供一定的指导意义。

摘要： 对氮气泡沫复合体系进行了相应的性能评价。结合氮气泡沫复合体系的特点,针对底水油藏水平井堵水过程中存在的难点,提出了远调近堵、压锥和堵水相结合的工艺。利用三相泡沫中的微球,在底水油藏深部实现反向调剖作用,并在曹妃甸11-1油田A67H井中,实现了现场应用,取得了良好的堵水效果。

摘要： 底水油藏水平井往往在生产初期即快速见水,且油井在低含水和特高含水阶段,地下油水两相渗流的相对渗透率比值与含水饱和度指数关系表现为明显的上翘和下翘的非线性关系。以上因素导致现有底水油藏水平井产能公式预测的产能与油井实际产能存在较大差异。本文从相对渗透率与含水饱和度关系的微观渗流机理出发,通过流体在液滴流、弹状流、环状流三种流态下的相对渗透率与含水饱和度的表征关系,推导了底水油藏油水两相水平井产能公式。通过实例验证,油井产水对水平井产能影响不容忽视,本文公式计算的底水油藏水平井产能和水平井实际产量较为接近,平均误差仅为5.3%,公式满足水平井见水后各个含水阶段的产能预测,可为底水油藏水平井的合理配产及动态分析提供指导。

摘要： 为了分析底水油藏中水平井转注后对油藏采收率的影响,建立数模机理模型,对影响采收率的地质油藏因素进行敏感性研究,分析转注时机和注采比对油藏采收率的影响。结果表明,水平井转注后,可以提高整个油藏采收率,储层的非均质性越小、地层原油黏度越小、水平井转注时间越早、注采比越大,注水对油藏的增油效果越好。该研究对同一类型油藏提供一定的指导意义。

摘要： 随着海上油田开采进行,产出污水不断增加,限于平台污水处理能力,迫切需要将污水回注到地层中,以满足环保要求。文章以海上L油田为例,提出海上油田污水回注层位优选及方案优化方法,即通过静 态分析、油藏工程、数值模拟等方法,优选L8层作为回注层位,并确定其吸水能力,同时综合考虑工艺方面因素 确定回注井数为4口。根据L油田储层特点及目前生产井位确定了回注井位,预测出不同深度的压力和注水量,最终推荐1口定向井、3口大斜度井、2MPa注水压差的回注方案。该方法为海上污水回注提供了层位优选依据,对海上油田污水处理具有借鉴意义。

摘要： 南海东部底水驱砂岩油藏大多为高孔高渗储层,天然能量充足,以水平井开发为主。在生产动态资料分析油藏驱替特征、统计分析单井含水上升规律基础上,研究油井的水淹类型、水淹模式及其影响因素。水淹规律研究为底水油藏开发效果评价及开发调整提供了依据。

摘要： 水平井产液剖面分布规律研究对于确定出水位置、指导堵控水工艺的精细化设计及实施具有重要意义。目前水平井产液剖面分布主要通过生产测井的方式确定,但是不同因素对产液剖面分布的影响还不明晰。通过数值模拟方法,以海上S油田为例,建立概念模型,研究了水平井长度、原油黏度、钻井污染、采液速度、避水高度、各向异性、平面非均质性、隔夹层位置8个因素对水平井产液剖面的影响规律。结果表明,水平井越短、原油黏度越大、钻井污染越严重、采液速度越大、避水高度越大、平面非均质性越强、产液剖面越不均匀,底水油藏水平井发生底水突进的可能性越高;垂向渗透率与水平渗透率的比值越大,产液剖面越均匀;隔夹层可使底水发生绕流,抑制底水直接突进到井筒,有利于延缓水平井见水。

摘要： 长庆油田Y19井区是典型的低渗透底水油藏,目前该区块含水急剧上升,产量递减快,亟需增油提效。为此开展了该油藏剩余油分布规律和富集区挖潜措施研究。研究表明:Y19井区低渗透油藏剩余油富集原因是注采不平衡、井网不完善、储层非均质性和底水锥进,剩余油富集的主控因素是底水锥进和储层非均质性。对于由底水锥进导致剩余油富集的井,采取聚合物微球调驱及封堵底水的措施增产效果最好,可增加产量2.03倍。堵水的效果好于聚合物微球调驱的效果。对于由储层非均质性导致剩余油富集的井,在低含水阶段进行小规模压裂,可动用注采井之间低渗储层的原油;在中高含水阶段进行转向压裂,避免水线过快推进导致生产井过早见水;在高含水阶段采取侧钻,可动用注采井侧向的剩余油,最佳的裂缝转向角度为45~90°。

摘要： 依据渗流力学理论重新推导了带隔板底水油藏直井临界产量公式。通过这次公式推导,对射孔厚度为零时临界产量最大这一问题作了修正,并明确了隔板位置系数最佳值的计算。利用某砂岩底水油藏的实际数据进行计算,结果表明:在同一隔板封隔系数下,随着隔板位置系数的增大,临界产量呈现先增大后减小的变化趋势,且其间存在一个极大值;在同一隔板位置系数下,随着隔板封隔系数的增大,临界产量呈逐渐增大的变化趋势。同时,随着隔板封隔系数的增大,最佳隔板位置系数呈逐渐减小的变化趋势。在隔板封隔系数为0.2~0.8时,最佳隔板位置系数主要分布于0.33~0.43,相对比较集中。

摘要： 底水油藏在我国分布普遍,底水虽然为油藏开发提供了能量,但底水锥进给油藏高效开发造成极大困难,当前开发阶段中面临的最突出的问题是如何防止和抑制底水锥进.本文建立了底水油藏直井底水锥进模型,通过对模型进行Laplace变换求解得到井底压力与时间的数值关系;对目标井进行理论模型和实际地层模型的数值模拟,开展了隔板范围和人工隔板时机机理研究,通过对剩余油分布分析验证人工隔板控水的效果.通过不同隔板大小模拟结果表明底水油藏进行人工隔板堵水,有助于延缓底水锥进,提高采出程度,其隔板范围越大效果越好.通过对打隔板时机的模拟表明在低含水时期打隔板更有效,建议在含水40-50％阶段实施.研究验证了人工隔板控水的可行性,为底水油藏的开发提供了理论基础.

摘要： 海上稠油底水油藏开发难度较陆地油田更大,目前单纯数值模拟研究出的开发界限指导海上热采方案的编制风险很大.首先,设计了稠油底水油藏热采三维物理模型,创新通过气压驱动实现了水体倍数可调节,模拟得到了不同水体倍数下的稠油底水油藏蒸汽吞吐及转驱阶段的生产动态数据.然后,建立了与室内实验等比例的数值模拟模型,在室内实验生产动态数据拟合的基础上,开展了不同水体倍数、原油黏度和油柱高度下的蒸汽吞吐转驱开发效果研究.最后,根据海上热采作业的投入产出比要求绘制了热开发界限图版,为筛选符合海上规模化热采要求的稠油底水油藏提供了可靠依据.

摘要： 针对渤海Q油田西区稠油底水油藏注水开发中注入水横向波及范围不高这个特点,通过设计物理模拟,研究了注入水在不同注入条件下的流动形态及样式,并根据注入水不同的流动形态,应用渗流力学基本原理,考虑井距、避射条件、注采比、波及系数、注水强度等参数对注入水形态的影响.结合重力作用研究了稠油底水油藏注水波及系数、注水强度、注采比井距之间的关系.并参考地层破裂压力及工程因素,建立了渤海Q油田西区底水油藏注水定量优化调整的技术界限.应用该技术界限对渤海Q油田西区进行先导实验,实验调整后单井增油量达到10m3/天,且日产液缓慢增加,有效减缓了底水油藏的产量递减,为渤海Q油田西区稠油底水油藏的综合调整方案提供保障.

摘要： 底水油藏特高含水期时,波及体积趋于定值,提高采收率主要以提高驱油效率为主,而孔隙体积注入倍数是影响波及区域内最终驱油效率的决定性因素.本研究采用相渗指数表达式的渗流方程,推导出驱油效率与孔隙体积注入倍数的半定量关系,并根据Logistic增长规律推导了两者的定量关系;同时依据水脊半径和形态的指数关系,实现了特高含水期底水油藏水平井水脊形态的定量描述和水脊体积的定量计算.依据此方法,通过拟合实际生产数据,可以确定特高含水期底水油藏理论采收率条件下的最大孔隙体积注入倍数.随着油田陆续进入高含水阶段,该方法可定量计算老井剩余潜力,可有效指导后续生产井挖潜方向.

摘要： 底水过早进入油井和含水率迅速上升制约着底水油藏的开发效果,水平井分段完井结合使用井下流量控制阀(ICV)有助于复杂地质条件下的底水调控.笔者提出含水变化率作为新的调控触发条件,通过ICV控制井筒流入状态,调整油水界面,延缓井筒含水率上升.通过数值模拟实验论证了针对底水油藏调控策略的可行性.认为反馈调控能够有效控制油井含水率上升,提高水驱波及范围.依次打开布设在高渗透带的ICV将进一步降低含水率并采出程度.本研究提出了运用智能化完井手段调控底水油藏开发的新思路.

摘要： 水平井广泛应用于海上油田,但对于底水油藏,水平井跟部水锥问题严重影响采收率,底水油藏水平井控水技术至关重要.秦皇岛32-6油田主要为边底水油藏,综合调整项目共布置101口井,其中85口为水平井,采用合适的控水技术是新布置的水平井能够高效开发的关键问题之一.依据国内常用控水技术原理及特点,定性认为螺旋式ICD控水技术及变密度筛管+中心管+管外封隔器组合控水技术是适用于秦皇岛32-6油田地质油藏特点的控水技术.针对该油田开发底水油藏的典型水平井,定量数值模拟分别采用初步筛选出的两种控水技术对产量的影响,结果表明螺旋式ICD控水技术及变密度筛管+中心管+管外封隔器组合控水技术适用于秦皇岛32-6油田的部分区块,不同区块的底水油藏水平井可根据条件选择合适的控水技术.

摘要： 分支水平井技术通过扩大油层泄油面积提高油井产量,实现稀井高产,能显著提高经济效益,底水油藏分支水平井渗流和井筒流动耦合模型是研究底水油藏分支水平井产能及优化分支形态、分支结构、分支数目的理论基础,也是预测底水油藏分支水平井临界产量,制定合理油井生产制度,延缓底水上升的重要依据.本文通过点源思想,运用镜像反映和势叠加理论推导了分支水平井储层渗流模型,采用微元思想求解分支井井筒各微元段的流动压降,利用储层渗流与井筒流动在井壁处的流压相等关系,建立了底水油藏分支水平井储层渗流与井筒流动的耦合模型,该模型能够描述不同形态与结构的分支水平井、射孔完井方式下不同射孔密度、相位角对分支水平井产量和压降的影响,并进行了实例计算分析.

摘要： CFD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级差,对于强底水油藏存在较大误差,不能满足控水要求.本文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.

摘要： 为更好地达到底水油藏向水平井均衡供液效果,针对变密度筛管配合盲管控流完井技术,讨论了配套的控流参数优化方法,建立了描述控流过程的耦合模型,采用微元段法求解,考虑了控流完井管柱对耦合流动的各种影响,定量给出计算方案.实例计算表明,变密度筛管配合盲管控流完井技术对实例井生产压差剖面调节幅度达到80％以上,流率分布剖面呈现出类似无限导流井筒水平井的特征,说明调节效果较好,并认识到水平井生产压差剖面越不均衡,控流完井调节效果越明显.变密度筛管节流作用使得水平井平均净生产压差降低,在实际情况允许的条件下可提高总生产压差保持产量.

摘要： 随着油田进入二、三次开采，更多油田的开发特征趋向于底水类型油藏，给油井生产带来严重的产水问题，采油量严重下降。通过调研与分析,总结了国内外底水稠油油藏稳油控水技术措施,并首次系统确立了工作制度与方式调整、井身结构与井网调整、储层改造和降低水油流度比这4大类底水稠油油藏稳油控水技术方法。对每一种稳油控水技术研究分析了其技术特点、矿场应用效果及其对于不同油藏类型及含水时期的适用性。最后,提出了底水稠油油藏稳油控水技术的发展趋势,为国内外同类型底水稠油油藏稳油控水技术及控水时机的选择提供非常重要的指导意义.

摘要： 本发明提供一种底水稠油油藏底水水淹的检测方法及系统和应用，方法包括如下步骤：1)向底水稠油油藏三维物理模型中通入热量后，采集油层测试点的实时温度和水层测试点的实时温度；2)根据水层测试点的实时温度得到第一时间‑温度曲线，根据第一时间‑温度曲线得到第一拟合直线，第一拟合直线的斜率为第一斜率；3)根据油层测试点的实时温度得到第二时间‑温度曲线，根据第二时间‑温度曲线得到第二拟合直线；根据第一斜率得到所述第二时间‑温度曲线的第三拟合直线；4)获取第二拟合直线和第三拟合直线的交点所对应的时间。本发明仅需分析各测点温度随时间的变化关系，即可识别底水推进的进程，从而实现底水水淹的检测。

摘要： 本发明提供一种底水稠油油藏底水水淹的检测方法及系统和应用，方法包括如下步骤：1)向底水稠油油藏三维物理模型中通入热量后，采集油层测试点的实时温度和水层测试点的实时温度；2)根据水层测试点的实时温度得到第一时间-温度曲线，根据第一时间-温度曲线得到第一拟合直线，第一拟合直线的斜率为第一斜率；3)根据油层测试点的实时温度得到第二时间-温度曲线，根据第二时间-温度曲线得到第二拟合直线；根据第一斜率得到所述第二时间-温度曲线的第三拟合直线；4)获取第二拟合直线和第三拟合直线的交点所对应的时间。本发明仅需分析各测点温度随时间的变化关系，即可识别底水推进的进程，从而实现底水水淹的检测。

摘要： 本发明公开了一种底水油藏底水锥进模拟方法及堵水调剖剂参数计算方法，属于油气藏开发实验模拟计算领域。本发明能准确地对井型为直井的影响以及底水的上升规律进行更加精确的实验研究，实验结果更真实可信，能更加直观地观察底水上升动态，对底水油藏的开发具有重要指导意义。

摘要： 本发明公开了一种底水油藏开发中底水锥进动态模拟实验装置及模拟系统。该模拟系统包括配合成一体的上箱体和下箱体，该上箱体和下箱体之间设有渗流隔板；所述上箱体上设有上盖，所述下箱体上设有下盖；所述上箱体的腔体内填充有储层砂体和水平放置的模拟水平井；所述上盖上设有管线入口，所述上箱体的侧壁上设有流体出口；所述下盖上设有流体入口。该实验装置包括驱替源、驱替泵、中间容器、上述的模拟系统、质量流量计和收集器皿。本发明提供的装置能准确地对水平井筒压降的影响以及底水的上升规律进行更加精确的实验研究，实验结果更真实可信，能更加直观地观察底水上升动态，对底水油藏的开发具有重要指导意义。

摘要： 本发明公开了一种边水油藏、底水油藏、边底水油藏鉴定方法，该方法包括如下步骤：（1）对目标油藏进行精细油藏描述，建立油藏精细地质模型；（2）在步骤（1）的基础上，进行油藏数值模拟以修正该油藏精细地质模型；（3）利用步骤（2）中得到的修正后的该油藏精细地质模型求取目标油藏形态参数；以及（4）对步骤（3）中获得目标油藏形态参数进行分析，并参照边水油藏、底水油藏、边底水油藏鉴定标准，判断目标油藏类型。本发明解决了边水油藏、边底水油藏、底水油藏等油藏类型之间界线不清的问题，实现了边水油藏、底水油藏、边底水油藏鉴定、分类工作规范化、标准化之目的。本发明提出的水油藏、底水油藏、边底水油藏方法具有原理简单、可操作性强、有效实用等特点，因而具有很好的推广应用价值。

摘要： 本发明涉及一种基于生产动态数据的底水油藏水平井底水脊进形态描述方法，包括以下步骤：(1)获取目标区块或油藏已开发水平井的生产动态数据以及水平井所在层位的储层物性参数、流体物性参数和渗流性质；(2)判断已开发水平井底水突破次数及对应突破时间，选择单点突破水平井，结合物质平衡原理计算底水突破前不同开发时间的底水脊进形态参数，使用水锥形态描述公式进行描述；(3)利用非线性拟合和多元线性回归得出水锥宽窄指数随开发时间变化规律；(4)描述多点突破水平井底水脊进形态，计算不同开发时间下的水脊体积。本发明技术方案能够为底水油藏稳产增产措施的优化设计提供指导，简单实用，对底水油藏的开发具有重要指导意义。

摘要： 本发明公开了一种底水油藏底水锥进模拟方法及堵水调剖剂参数计算方法，属于油气藏开发实验模拟计算领域。本发明能准确地对井型为直井的影响以及底水的上升规律进行更加精确的实验研究，实验结果更真实可信，能更加直观地观察底水上升动态，对底水油藏的开发具有重要指导意义。

摘要： 本发明公开了一种底水油藏开发中底水锥进动态模拟实验装置及模拟系统。该模拟系统包括配合成一体的上箱体和下箱体，该上箱体和下箱体之间设有渗流隔板；所述上箱体上设有上盖，所述下箱体上设有下盖；所述上箱体的腔体内填充有储层砂体和水平放置的模拟水平井；所述上盖上设有管线入口，所述上箱体的侧壁上设有流体出口；所述下盖上设有流体入口。该实验装置包括驱替源、驱替泵、中间容器、上述的模拟系统、质量流量计和收集器皿。本发明提供的装置能准确地对水平井筒压降的影响以及底水的上升规律进行更加精确的实验研究，实验结果更真实可信，能更加直观地观察底水上升动态，对底水油藏的开发具有重要指导意义。

摘要： 本实用新型公开了一种模拟底水油藏底水锥进的实验装置，包括填砂管、第一密封塞和第一压盖、第二密封塞和第二压盖，填砂管的侧壁上设有多个测压孔，两个密封塞通过内插方式对填砂管的两端进行密封，第一密封塞上设有注入快接管，第二密封塞上设有采出快接管和底水注入快接管，两个压盖与填砂管的两端通过丝扣进行固定连接，本实用新型结构简单、容易操作，既能近似模拟底水油藏生产中底水锥进或脊进的影响，也能对底水油藏开采中封堵剂对底水的封堵效果进行评价，模拟实验结果真实可信。

摘要： 本实用新型公开了一种底水油藏开发中底水锥进动态模拟实验装置及模拟系统。该模拟系统包括配合成一体的上箱体和下箱体，该上箱体和下箱体之间设有渗流隔板；所述上箱体上设有上盖，所述下箱体上设有下盖；所述上箱体的腔体内填充有储层砂体和水平放置的模拟水平井；所述上盖上设有管线入口，所述上箱体的侧壁上设有流体出口；所述下盖上设有流体入口。该实验装置包括驱替源、驱替泵、中间容器、上述的模拟系统、质量流量计和收集器皿。本实用新型提供的装置能准确地对水平井筒压降的影响以及底水的上升规律进行更加精确的实验研究，实验结果更真实可信，能更加直观地观察底水上升动态，对底水油藏的开发具有重要指导意义。