底水凝析气藏水平井见水规律与储层关系研究

针对非均质底水凝析气藏水平井出水规律复杂及有效控水的问题,以中国西北部底水凝析气藏为研究背景,归纳出水平井钻遇储层的6种不同构型特征,以30口底水凝析气藏水平气井实际生产动态数据为支撑,分析了不同水平气井见水规律。分析表明,底水凝析气藏水平气井见水特征主要表现为3种类型,以此为基础,总结出不同见水规律与所钻遇储层特征的对应关系,可根据气井见水规律反演对应的储层构型特征。实例表明,采用该对应关系判断储层特征与实际储层特征的符合率达到82%以上,研究成果为底水凝析气藏合理避水开发及提高气藏采收率提供了科学的方法和理论依据。

不同泄油模式边水油藏水平井产能及见水规律研究进展

水平井是开发边水油藏的重要技术手段,而水平井产能和见水规律研究是水平井优化设计、制订合理生产制度以及生产动态分析和调整的重要决策依据。从边水油藏的类型及泄油模式出发,系统归纳分析了5种类型水平井产能公式的推导思路和适用条件;同时,将边水油藏见水规律的研究方法归纳为解析法、物理模拟法、数值模拟法及统计法,并总结了每种方法的研究思路、见水规律及其适用条件。在此基础上,分别阐述了不同泄油模式边水油藏水平井产能及见水规律研究中存在的问题和难点,提出了今后需要重点攻关研究的方向,为进一步丰富和完善水平井在不同泄油模式边水油藏中的高效应用提供理论依据。

天然水驱高含水油藏见水规律及剩余油分布研究

天然水驱油藏开发面临的核心问题是含水上升快,而不同类型的天然水驱方式和隔夹层对抑制含水上升模式有不同的影响。受隔夹层位置和边底水的不同驱动机理影响,使得边底水复合砂岩油藏不同部位、不同阶段呈现出单一型或者复合型的见水规律,单一型的边水突进和底水锥进受隔夹层影响,在不同生产阶段转化为次生边水与次生底水油藏等复合模式。本文通过对隔夹层的精细刻画和油水运动规律的分析,建立了一套有效识别油井水淹模式的方法,可综合分析和评价天然水驱砂岩油藏的水驱推进过程。通过对剩余油分布模式进行分类刻画,综合调整方案实施后取得了显著的改善效果。

南海海相砂岩底水油藏水平井见水规律研究

针对南海珠江口盆地海相砂岩底水油藏的特点,通过建立典型油藏模型,进行理论计算和数值模拟,分析了油藏、夹层、流体和开发策略等方面多种因素对水平井见水规律的影响。结果表明:井筒沿程压降对水平井见水规律的影响较小,避水高度差异、夹层发育状况、油藏平面非均质性和井筒直径大小对见水规律的影响较大,产液量的大小对见水规律的影响不明显。结合实际生产动态,将该类油藏水平井的见水模式划分为线性整体见水、多点见水及点状局部见水3种。南海海相砂岩油藏储层较均质,采取少井高产开发策略,应当重点关注避水高度差异、夹层发育状况的影响。

边底水复合砂岩油藏见水规律及主控因素研究

由于油藏边水、底水的驱动作用机理不同,以及多种地质和开发因素的影响,导致边底水复合砂岩油藏不同位置的油井,在不同阶段的见水规律及生产动态存在较大的差异。基于对实际油田开发动态对比和油藏中油水运动规律的分析,建立以产水特征曲线形态来判别油井水淹模式、以窜流指数来评价油井水窜强度的方法;并利用灰色关联分析方法,定量确定了影响油井见水强度的主控因素。实例分析表明,应用建立的方法,可以准确分析和评价边底水复合砂岩油藏的水驱推进过程和油井见水规律,为油藏开发调整和油井措施的实施奠定基础。

潜山裂缝性油藏见水规律及裂缝分布规律分析方法

潜山裂缝性油藏的裂缝分布随机性强,非均质性差别大,导致开发过程中油井水淹规律复杂,但目前还没有识别地下储层裂缝分布的有效方法。为此,以渤海JZS潜山油藏为例,利用其丰富的动态资料,分析了不同油井的见水特征,总结得出了该潜山裂缝性油藏"台阶形"见水特征及由局部裂缝见水逐渐发展为整体见水的含水率上升规律;基于该潜山裂缝性油藏的见水规律,选取剖面压力均等模型作为裂缝性油藏见水预测模型,通过拟合实际油井的见水特征反算了地下裂缝的分布情况,分析得出潜山裂缝性油藏具有较强的非均质性以及其裂缝具有对数正态分布的特征。研究认为,将裂缝对数正态分布这一特征作为约束条件应用到潜山裂缝性油藏的地质建模中,可在很大程度上提高该类油藏含水率拟合结果的准确性,这对类似裂缝性油藏的数值模拟和有效开发具有借鉴意义。

海相砂岩水驱气藏水侵机理与见水规律实验研究

通过设计机理实验结合现场实际生产数据,以PY气田为例对海相砂岩气藏的水侵机理与见水规律开展研究。侧面接触自吸实验表明岩石孔渗条件越好,吸水能力越弱,毛管力作用不明显;微观玻璃刻蚀模型水侵机理实验表明水驱气过程中水优先进入小孔径、壁面,观察到圈闭、卡断以及指进现象,其中指进现象与驱替速度关系密切,当流速增高到一定值时,驱替压力占据主导,水能同时进入各种大小孔径中,水驱前缘均匀推进,随着驱替速度的适当增加,水驱气末的残余气饱和度越低气体采出程度越高。结果表明,对于均匀的边底水气藏适当提高气藏的采气速度,有利于提高气藏的无水采收率。宏观并联岩心水侵物理模拟实验表明单井气水同产阶段水气比缓慢上升与储层非均质性有关,以此为依据调整油藏数值模型,使单井产水拟合精度大幅度提高。

鄂尔多斯盆地镇北地区Z252井区长8油层组见水规律分析

在注水开发过程中,由于储层平面矛盾突出,含水上升速度较快。在总结研究区长8油层组见水现状基础上,通过见水介质的矿化度指标,研究认为研究区见水类型为注入水;通过示踪剂监测、动态验证、干扰试井综合方法,对见水方向进行分析,研究认为研究区长8油层组主要见水方向为NE75°。研究区天然裂缝发育,以北东方向裂缝较为发育,微裂缝发育是Z252区块见水的主控因素。

西峰油田西41井区长8油层组见水规律浅析

西峰油田西41井区注水开发过程中地层内压力分布不均,井网不完善,平面矛盾相对突出,且投产单井均有不同程度的见水。通过对西41井区长8油藏见水规律研究,应用见水井类别分析及动态验证、井间注示踪剂和脉冲试井法等,采取单井延展区块的研究分析得出,储层物性、裂缝、构造、井网、注水强度均与油井见水关系密切;对见水井应进行分类治理,增大水驱效率,抑制含水上升速度,从而提高区块单井产能,实现油田稳产。

西峰油田西41区长8见水规律相关性研究

西峰油田西41区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部,开采层位为长8,油藏为受三角洲前缘水下分流河道控制的岩性油藏,物性差,储层裂缝发育,在注水开发过程中,采油井含水上升速度较快。为了进一步提高油藏采收率,根据该区块的储层特征及开发特征,进行见水规律相关性研究,确定合理开发技术政策,控制区域含水上升速度,实现提高开发效果的目的。

吴仓堡长6油藏见水规律研究及治理对策

通过深入剖析改油藏油井见水规律,分析影响含水上升的主控因素,根据不同的见水特征制定相应的技术对策,同时辅助以新工艺新技术,对提高油藏开发水平,深化致密油田见水规律及特征认识,丰富致密油田的开发经验具有重大实践意义。

张渠区块见水规律研究

张渠作业区位于安塞油田的三角洲上,下倾方向为延长组,钻遇的地层自上而下分别为第四系、第三系、白至系、侏罗系,其中侏罗系包括安定组、直罗组、延安组、富县组,三叠系包括延长组。长2层构造比较弱,发育的三级构造—鼻状隆起,该油层含油性比较差,主要特点是低渗透,储层主要以原始粒间孔隙为主,浊沸石溶孔则由东向西减少,然后消失。张渠油区长2油层组自正式投入开发以来,距今只有短短的10年的开发历程。先后经历了天然能量的开发、边缘注水的开发以及边内注水开发、边部注水加内部点状注水开发等四个阶段。

大倾角厚层轻质油油藏含水上升规律及挖潜措施研究

受海上工程及经济因素限制,海上油田厚层油藏多采用定向井多层合注合采的模式开发,但受储层纵向非均质性的影响,油田开发表现出油井见水规律复杂,产量递减快,但受井斜、生产管柱及测试成本等因素制约,油井见水后治理难度大。大倾角厚层轻质油油藏受重力作用影响显著,因此为明确该类型油藏的见水规律并明确油井见水后的挖潜措施,精准实施有效的油水井措施,改善油田开发效果,提高经济效益,通过将考虑重力作用的剖面压力均等模型并结合渤海轻质油油田孔渗分布关系,建立一种标准油藏含水上升规律曲线。应用该曲线可有效地指导油井堵水、提液等措施的实施且效果显著,对类似油田油井的治理值得推广。

黄54水平井区见水油井治理对策探讨

黄54井区水平井投产初期高产,但随开发时间的延长,部分水平井含水上升、产能递减大的问题日益突出。在黄54水平井区精细地质研究的基础上,开展水平井见水规律及特征分析,明确水平井高含水原因,并对比评价见水水平井治理对策,为下步高效开发政策的制定提供依据。

油井化学堵水技术在延长组油层应用与评价

针对油田延长组长2、长6和长10油藏的地质特征,研究不同地质特征区块油井见水原因及规律,优化筛选不同油藏油井堵水工艺技术体系,开展工艺矿场试验,提高油井稳油降水的措施效果,确保油田可持续有效开发。

西205区开发特征认识及下步调整意见

庆阳西205区因储层物性差且微裂缝发育,油井见水及水淹矛盾突出,平面压力分布不均,严重束缚油田稳产。本文针对西205区目前见水现状,从见水方向,见水类型方面入手,着重分析了近年来的措施效果,并从注水状况、压力场分布等方面提出了下步的治理对策,为该区今后开发工作提出建议。

物性夹层发育对水平井开发的影响——以轮台S3气藏为例

通过研究储层中物性夹层与水平井轨迹的空间展布规律,分析夹层对水平开发见水规律的影响,并建立剩余油模式,对气藏开发潜力挖潜具有指导意义。