陆梁油田薄层底水油藏水平井井筒模拟研究

新疆陆梁油田呼图壁河组油藏发育一类特殊的薄层底水型油藏，其特点是油层厚度薄，构造幅度低，底水能量大，利用水平井开采，表现出无水采油期短、含水率上升速度快、产量递减大的特点。针对这些问题，采用水平井数值模拟方法，建立了考虑摩擦压力损失的水平井井筒模型，明确了摩擦压力损失对水平井的压力分布以及水平段产量的影响，在此基础上，分析研究了水平井底水锥进的水脊特征，判断了水平井出水位置，提出了封堵出水井段并结合油藏工程方法确定了水平井合理产液量，从而达到抑制底水快速锥进，减小压力损失，降低含水率上升速度的目的。     

稠油油藏水平井侧向重力水驱技术研究

针对常规水驱开发稠油油藏效果较差的问题，提出了顶部注水水平井侧向重力水驱技术。在水平井注水室内评价实验基础上，分别从纵向和平面上分析了稠油油藏水平井侧向重力水驱的驱油机理，认为侧向重力水驱技术能够充分利用注入水和底水能量，提高油藏纵向动用程度，同时加大油藏的水驱波及系数和局部驱油效率。以某底水稠油油藏为概念模型，对水平井侧向重力水驱注采井网和生产层位进行了优化研究，得到最优的注采井网形式、注采井距和水平段走向，获得不同底水体积大小和韵律特征下生产井无因次避射高度优化图版和无因次射孔井段长度优化图版。为指导同类油藏实施水平井侧向重力水驱井网设计和纵向射孔层段设计提供了标准和依据。     

不同完井方式下水平井不稳定产能研究

随着钻完井技术的发展,采用水平井开发底水油藏成为提高产量、降低成本的有效途径,但是在生产过程中也暴露出日益严重的问题,主要为含水上升快、无水采收期短、完井方式不适应开发的需要和产能预测不准确等。在总结水平井产能预测模型的基础上,采用井筒与油藏耦合作用下的水平井不稳定产能预测数学模型,借鉴Cinco H等人求解有限导流垂直裂缝压裂井压力动态的计算方法,建立产能预测计算模型。该模型考虑底水驱油藏水平井情况,通过对不同完井方式下的表皮系数分解计算,开展了不同完井方式下的产能预测研究,这些研究结果对水平井完井方式优选和水平井油藏工程研究具有重要的指导意义。     

气顶底水油藏油井最佳射孔井段确定新方法

气顶底水油藏兼有气顶油藏和底水油藏的特征， 开发难度大。油藏主要开采原油， 开发过程中通常会表现出先气顶气窜， 后底水锥进的生产特征， 使得油井稳产期短， 产量下降快， 油藏采收率普遍较低。若油藏在油气界面或油水界面处存在不渗透隔板， 则可有效减缓气顶气或底水的锥进速度， 延长油井稳产期。现有的该类油藏油井最佳射孔井段确定方法， 因考虑因素不全面或采用图版的近似方法， 且均未考虑油藏中存在隔板的情况， 故无法满足生产需要。对存在隔板的气顶底水油藏提出了一种确定最佳射孔井段的最优化方法， 并在实际生产中获得了验证。     

苏丹1/2/4区块状强底水油藏高效开发技术

苏丹1/2/4区块状强底水油藏经过8年的高速高效开发，已经进入高含水开采期，油田产量递减趋势明显，稳产难度增大。针对这种情况，通过油藏地质综合研究、开发动态分析和精细油藏数值模拟研究，确定出油藏中剩余油纵向上主要集中在油层顶部，平面上主要分布在井网稀疏区、局部构造高部位和断层附近。在此基础上，利用加密井、水平井、提液、卡堵水、低效井侧钻以及合理射孔等相适应的开发调整技术与策略，现场应用取得了很好的效果。在油田开发过程中形成了一套块状强底水油藏高效开发调整技术。     

水平井井身轨迹对底水油藏开采效果的影响

建立了底水油藏水平井开采三维物理模型，通过改变水平井狗腿位置以及距底水高度，研究了水平井不同井身轨迹对水平井产能、底水与井筒压力梯度、含水率及采收率的影响。研究结果表明，凹型水平井狗腿远离跟部含水率上升较缓，无水采油期较长。凹型水平井狗腿位于中部时，狗腿深度较浅的模型采收率较高。注入冻胶堵剂成胶后底水开采，凹型水平井狗腿位于跟部的模型提高采收率幅度较高。实验结果符合实际油藏状况，为底水油藏水平井优化设计和现场堵水选井提供了参考。     

复杂小断块油藏水平井井网开发效果研究

针对复杂小断块油藏地质构造、流体性质、油水系统等特点，通过分析研究水平井与直井夹角、渗透率、有效厚度、水平井段长度、油水粘度比、直井完井井段等因素与注采井距的关系，研究不同条件下直井注水、水平井采油和直井采油、水平井注水2种组合井网的开发规律，找到合理的井网组合形式。研究证明，油藏的采出程度随着渗透率的增加、水平井段的增长、油水粘度比的减小而不断提高，有效厚度对采出程度影响不大。采用直井注水、水平井采油的组合井网可以更充分地发挥直井和水平井的双重优势，极大地提高复杂小断块油藏的采收率。     

长庆油田水平井采油作业配套封隔器应用技术探讨

长庆油田水平井开发区块储层渗透率低、物性差，水平井通过多段压裂改造投产；注水开发过程中，部分水平井过早见水，产能损失严重，高含水水平井综合治理配套采油作业技术研究迫在眉睫。受到改造段数、水平段长度等因素影响，水平井采油作业技术研究的瓶颈突出表现在适应长水平段、满足多段封隔要求封隔器研发不成熟，在对目前水平井采油作业常用Y441、皮碗封隔器现场应用问题分析的基础上，提出水平井封隔器改进思路、研发方向，对长庆油田水平井配套封隔器研发有一定借鉴意义。     

碳酸盐岩缝洞型油藏产水机理及控水措施研究

塔河油田4区奥陶系油藏是典型的复杂碳酸盐岩油藏。油藏开发进入高含水之后，油井产液量急剧降低，油井出水问题已经成为该油田开发的突出问题，严重制约着油田采收率。以塔河油田4区主力缝洞单元S65与S48为研究对象，在归纳出缓慢出水型、突发上升型、间歇出水型等3种产水类型油井基础上，利用地震、钻井、测井等资料，结合生产动态特征进一步分析3种类型油井的产水机理。据此提出合理、有效的控水措施：缓慢出水型油井在单元低部位注水保持能量；突发上升型油井应考虑堵水、上返高部位侧钻；间歇出水型油井考虑关井压锥，堵水控制水窜范围和规模。措施效果明显，可指导该类油藏高效开发。     

边底水稠油油藏开发规律研究

胜利油区蕴藏着丰富的稠油资源,但大多具有活跃的边底水。在注蒸汽吞吐长期降压开采过程中,油藏压力下降导致边底水推进,水淹井区含水急剧上升,水侵范围不断扩大,水侵区控制储量占总动用储量的70％左右。为了提高边底水稠油油藏的最终采收率,提出将单井乙型水驱特征曲线用于稠油油藏,并结合水侵现状将整个油藏划分为不同的井区：强水侵区、弱水侵区、无水侵区和外层水侵。运用稠油渗流的知识,分析了不同井区的开发指标的变化规律。不同井区暴露的开发矛盾不同,根据不同矛盾采取不同的调整方案,效果显著。     

气藏水平井产能计算新方法

依据水平井渗流特点，将水平井渗流区域分为一个长方体和两个半圆柱体，再根据能量守恒及达西定律，考虑了气藏与水平井筒的耦合作用以及井筒内的压力损失，建立了气藏水平井产能预测新模型。分析了水平井筒内的压力和流量的变化，与考虑井筒压降的Joshi模型进行了对比，新模型计算结果与实际测量结果误差最小。影响因素分析表明，该模型在高渗透率、长井筒和小井径的情况下更为有效。     

夹层对底水油藏开发及剩余油分布影响研究

砂岩底水油藏在中国储量丰富，底水油藏开发面临的核心问题是底水锥进，而夹层对抑制底水锥进具有明显效果。由于夹层成因的复杂性，目前夹层研究尚没有统一模式。针对这一问题，提出从夹层分布面积、夹层厚度、夹层渗透率、夹层泥质含量等参数，将夹层归纳为无夹层、渗滤型夹层、小范围不渗透夹层和大范围不渗透夹层4种模式。无夹层模式底水锥进速度快，大范围不渗透夹层模式底水完全被抑制，这两种夹层模式下的油气开发效果较差；渗滤型夹层底水被转化为次生边水和次生底水，小范围不渗透夹层底水转化为次生边水，这两种夹层模式开发效果较好。无夹层模式远离井筒周围分布大量剩余油，可以通过完善井网来提高动用程度；渗滤型夹层开发效果好，剩余油分布很少；小范围不渗透夹层底部形成“屋檐油”，顶部形成“屋顶油”，这种剩余油可作为后期挖潜的一个方向；大范围不渗透夹层上下邻层均可存在大量的剩余油，是油田开发后期挖潜的重点对象。     

S 油藏产能评价及开发方式优化设计

S 油藏属于复杂断块和局部异常高压油藏，在对其地质特征以及现有10 口试油测试和试采井共23 井次的测试资料系统分析基础上，运用层序地层学、试井边界探测分析、产能评价等多种油藏工程方法对S 油藏P1、P2、P3 组等3 套含油层系的压力系统、原油性质、测试产能、米采油指数和采油强度等开发设计所需技术政策界限进行了评价，认为：P1 组为一套正常压力系统、普通黑油为主、测试折算日产油能力在20 t 左右、米采油指数较高的弹性水压驱动油藏；P2、P3 组为异常高压、轻质挥发油为主、测试折算日产油在4050 t 左右、米采油指数较高的天然能量驱动油藏。结合S 油藏地质条件，综合运用单井经济极限控制储量、经济极限井网密度、以及经济最佳井网密度等计算方法确定了S 油藏合理井网密度和井距，运用复杂断块油藏建模及数值模拟方法对注水开采S 区块P1 油藏、天然能量间歇开采P2 和P3 油藏的开发方案进行了优化设计，提出最佳开发方案为部署直井14 口井，水平井3 口，预测15 年后方案累产油93.48104 t，采出程度分别达到22.53%、8.19% 和12.95%。     

修正衰减曲线法在低渗气藏动态分析中的应用

摘要：压力是气井和气藏生产动态分析的灵魂，很多动态分析方法都与压力有着直接的联系。然而，由于致密低渗透气藏产量低、压力下降快、关井压力恢复缓慢等生产特征，以及生产方式的限制，在生产过程中很难获得气井或气藏地层压力资料。压降法、产量不稳定分析法和产量递减曲线分析方法是气藏常用的气井生产动态分析方法，但由于地层压力资料缺乏，压降法和产量不稳定分析法也都受到了很大的限制，在衰减递减曲线分析方法的基础上对其进行修正，摆脱了压力资料的限制，通过和压降法对比分析，验证了修正衰减曲线分析方法在生产动态分析中的可靠性。     

低渗油藏岩石压敏性及其对渗吸的影响

针对裂缝性低渗透油藏基质中大量原油滞留而采不出来的特点，结合岩芯压敏性实验和渗吸实验，分析了该类油藏周期注水过程中的作用机理。进行了不同渗透率岩芯静态渗吸实验、岩芯的渗透率压力敏感性实验、不同压降条件下的渗吸实验，并将三者实验结果进行了比较分析。研究结果表明，渗吸采收率随着岩芯渗透率的增大而先增大后减小；岩芯渗透率损失主要是发生在有效压力增大的初期阶段；降压幅度和降压速度对渗吸采收率的影响趋势是先减小后增大；周期注水过程中，压力波动幅度较小时，岩芯压敏性起主要作用；当压力波动幅度较大时，压力波动产生的内外压差起主要作用。