一种用于多级压裂水平井判别来水方向的多井干扰压力分析方法

为了确定直井注水、水平井采油的联合井网井间连通情况,建立考虑裂缝非均匀产液的多级压裂水平井多井干扰试井解释模型,运用Green函数、Newman乘积法得到井底压力解,绘制无量纲压力和压力导数典型曲线图版,进行参数敏感性分析。多级压裂水平井多井干扰试井模型典型曲线划分为7个流动阶段,其中在系统干扰流阶段,压力导数曲线下降,且注水井的注水量越大,其下降程度越大,当周围注水井的总注水量小于多级压裂水平井产量时,压力导数曲线呈阶梯状下降特征,最终表现为一条水平直线段,当周围注水井的总注水量大于观测井产量时,压力导数曲线将一直下降,呈现下掉特征;注水井到多级压裂水平井的距离越近,系统干扰流阶段持续的时间越长。实例应用表明,提出的模型能够确定注采井间连通情况、判别多级压裂水平井来水方向,指导油田开发措施的制定。

油井来水方向综合识别

为了准确地判断油井来水方向 ,合理部署注采井网、正确采取注采措施 ,文中利用油品分析、水矿化度分析、相关性分析和绘制井间流线图来判断来水方向 ,并将其应用到油田实际中 .结果表明 :利用理论分析方法和数值模拟方法判断来水方向 ,优点是所考虑的因素比较多 ,所得结果比较直观 ,结果的准确性依赖于所需资料的可靠性 ;利用油藏工程方法进行判断时 ,所需油田信息较少 ,实现起来比较简单 ,较适合于油田现场的应用 .由于各种判断方法具有不同的优缺点及应用条件 ,因此 ,在实际应用中 ,应综合利用各种方法 。

应用干扰试井确定水平井SNHW827井的来水方向

在注水开发油藏中,一口油井周围往往存在多口注水井,当油井发生水淹水窜后,首先要准确判断油井的主要来水方向,然后才能对注水井进行动态调水。判断井间地层是否连通及油井来水方向目前常用两种方法,一是干扰试井,二是注示踪剂。示踪剂监测成本费用高,现场实施工艺复杂,周期较长。而干扰试井判断油井的来水方向现场便于实施,施工费用低,见效快。本文通过实例来阐述干扰试井在确定水平井来水方向中的应用,为油水井后续措施提供资料和依据。

综合治理突破水平井开发瓶颈长庆油田“深部调驱”实现控水增油

近年来,鄂尔多斯盆地油藏开发受储层非均质性强、天然微裂缝发育等因素叠加影响,水平井开发区出现含水上升速度快、产量递减大、来水方向复杂、常规注采调控手段治标不治本等突出问题,严重制约了水平井高效开发。长庆低渗透油田的水平井普遍采用注水补充能量开发,储层的非均质性强及微裂缝、优势孔道的发育是造成水平井快速见水的主要原因,是制约水平井水驱开发效果的关键问题。

海相砂岩油藏沉积微相特征及对剩余油的控制——以南海东部X油田为例

X油田为南海东部典型的海相砂岩油田,开发中后期剩余油特征不清晰,充分利用动静态资料,展开沉积微相及动油水界面研究。结果表明:研究区油藏范围内发育水下分流河道主体、河道侧缘、河口坝、远砂坝及分流间湾等微相,河道主体厚度较大,动油水界面在构造高部位趋于水平;河道侧缘、河口坝、远砂坝等砂体储层较薄,横向连续性受物源方向控制,在开发中后期,来水方向受砂体展布方向控制,波及程度较弱,从而产生剩余油富集区。

增储挖潜新路标

利用油田开发过程中侧钻井的随钻资料,对H油田多个油藏进行分析,通过油藏油柱高度对比、来水方向诊断、动油水界面识别及残余油饱和度重新标定等方面,达到充分利用随钻资料,突出油藏动态分析的作用,为进一步增储挖潜和后期侧钻指明方向,最终实现最大限度地利用已有资料、提高油田采收率目的。