摘要：蒸汽吞吐是开发稠油油藏一项重要的热采技术,然而由于边水侵入导致吞吐井含水率急剧增加,边水稠油油藏蒸汽吞吐井的开发效果受到严重影响。本文在蒸汽驱装置的基础上,设计了模拟边水稠油油藏进行蒸汽吞吐的实验装置,对氮气泡沫堵水技术进行了研究。通过一维双填砂管实验研究了该技术的影响因素和应用条件,实验结果表明:储层水侵程度、边水能量大小和原油黏度对该技术的效果有显著影响。注入时机越晚,堵水效果越明显;堵水效果会随着边水能量增强呈现先增加后减小的趋势;原油黏度越大水侵时间越早,堵水效果越差。通过一维双填砂管实验研究了该技术的注入方式,实验结果表明:最佳注入方式为氮气段塞+氮气泡沫段塞+蒸汽段塞。通过实验研究表明该技术更适用于蒸汽吞吐井周期吞吐含水率不小于80%的边水水侵油藏、储层边水能量中等和油藏条件下稠油黏度小于10000 mPa·s。目标稠油油藏的水体倍数为5~10倍,油藏条件下原油黏度小于5000 mPa·s,满足矿场试验的条件。根据研究结果在海上W油田P8H和P9H井进行了矿场试验,作业成功率100%,油井周期吞吐含水率平均降低22.5%,周期增油量平均提高4914 m^(3)。试验结果表明,该技术能够有效地封堵边水水侵、提高蒸汽吞吐井的采收率。该项技术对海上类似稠油油田提高采收率具有很好的指导作用。

摘要：LD1区块储量小、油层厚度薄、边水能量充足,为高孔高渗普通稠油油藏。受直井开发单井控制储量低、钻井成本费用高等因素限制,一直处于难动用状态。应用水平井开发此类油藏具有明显的技术优势,因此开展水平井部署研究。边水对稠油油藏蒸汽吞吐开发效果具有较大影响,为了实现经济效益的最大化,开展渗透率、含油饱和度和水体能量等油藏敏感性研究,优化设计水平井段长度、避水高度来提高单井开发效果,延缓水侵,提高油汽比,为同类油藏的开发提供借鉴。

摘要：为了解初期采油速度对气顶边水窄油环油藏开发效果的影响规律,提高该类油藏的采收率,以渤海JZ油田大气顶边水窄油环油藏A为原型,根据相似准则设计了大型三维物理模型,进行了开发初期采油速度分别为3%和5%的室内实验,分析了不同采油速度对开发效果的影响。实验结果表明:降低初期采油速度能够有效防止气顶气沿储层顶部窜进,延缓大气窜通道的形成,提高纵向波及;初期采油速度由5%降至3%,模型稳产时间延长了241.5%,无气窜采出程度增加5.89个百分点,最终采收率增加2.96个百分点。矿场生产实践表明,渤海JZ油田大气顶窄油环油藏采用降低初期采油速度生产策略(由6%降至3%),取得了较好的开发效果,因此气顶边水油藏开发初期以3%左右采油速度生产,并适当调整采油速度保证油藏开发初期稳定生产不气窜是提高该类油藏采收率的有效手段。

摘要：为了解生产压差调控策略对气顶边水窄油环开发效果的影响规律,提高该类油藏的采出程度,以海上某气顶边水窄油环为原型,根据相似准则设计了大型三维物理模型,进行了水平井生产压差不同调整时机和调整方式的生产实验,分析了生产压差调整时机和调整方式对气顶边水窄油环开发效果的影响。结果表明:水平井气窜后增大生产压差,采出程度从28.32%提高至约40.00%;气窜持续一段时间后增大生产压差要优于刚发生气窜时就增大生产压差,采出程度可提高2.09%;单阶梯增大生产压差方式的开发效果要优于多阶梯增大生产压差方式,采出程度可提高2.47%。研究表明,气顶边水窄油环气窜后生产一段时间再单阶梯增大生产压差,是提高该类油藏采出程度的最优策略。海上某大气顶边水窄油环采用该生产压差调整策略调整生产压差,增油效果显著。

摘要：本文运用数值模拟方法,优选采用油气同采的方案对Y块油藏进行开采,并对井网、井距、油井排液量、气井排气量、气井射孔位置、油井避边水距离、油井平面避气距离、打开气顶时机等注采参数进行优化设计,以实现较好的开发效果。

摘要：随着渤海油田开发的不断深入,多数油田进入高含水采油阶段,增储上产的压力越来越大。水平井因能扩大泄油面积,降低生产压差,提高单井产能和最终采收率,在海上油田得到了越来越多的应用。以J油田A 3H井为例,在着陆阶段通过随钻测井资料对目的层上方多套标志层进行精细对比分析,认为原设计着陆点位的构造深度变浅,综合考虑气油界面、避气高度、水平井长度以及工程可实施性等因素对着陆点进行设计优化,采用快速增斜法自目的层下方入层,指导水平井成功着陆。在该井水平段实施过程中,由于视地层倾角相比钻前预测变陡,结合气测、岩屑录井以及随钻地质导向等资料实时调整井轨迹,使得水平段储集层钻遇率达到95%,对于利用水平井高效开发类似复杂油气藏具有参考借鉴作用。

摘要：世界上稠油资源极为丰富,有很大部分符合幂律型流体特征,且油藏具有充足的边水能量。而在稠油油藏中,有部分储层岩石表现出明显的变形介质特征。边水舌进是变形介质边水稠油油藏开发过程中的一个重要问题,准确预测其中油井的见水时间对实际生产具有一定的指导意义。基于油水两相渗流理论,综合考虑介质变形以及稠油幂律特征的影响,推导出变形介质边水稠油油藏见水时间的预测公式,并进行了实例及影响因素分析。结果表明,利用该公式进行变形介质边水稠油油藏见水时间的预测是可行的,对油藏工程设计和理论研究具有一定的指导意义。

摘要：为了认清文96地下储气库周期注采过程中储气库边水运移特征和对注采运行的影响,开展了边水监测及动态跟踪分析,以气藏数值模拟技术为手段,应用网格粗化技术建立了该储气库的数值模型;利用该数值模型开展了边水运移数值模拟研究,结合注采井实测液面数据,逐步认清了文96储气库周期注采边水运移规律,结合运行动态特征初步评价了边水的活跃程度、影响范围。研究结果表明:(1)文96气藏水驱类型为弱弹性水驱,建库前S2X1-4、8原始气水界面较统一、S3S1-3原始气水界面相差较大;(2)基于边水活动分析研究结果而坚持"高部位强注、低部位缓注""合理控制生产压差"的注采运行原则,从周期液气比变化显示表明文96储气库注气驱水效果整体较好,边水分布更加合理;(3)后期注采运行过程中通过"高注均采""控制压差"等技术措施较好地控制了边水运移,排液扩容效果显著,气库动态库容逐步接近设计库容量。该研究成果将进一步指导文96储气库的注采运行、扩容达产,并对同类型边水气藏储气库注采运行具有借鉴意义。

摘要：活动设计【设计意图】自然界中充满着神奇有趣的科学现象,就拿平常熟悉的水也蕴藏着许多科学奥秘。一场春雨过后,我带领孩子们到户外活动。几个大组的孩子围着一丛芋头树,不停地舞弄着叶上的小水珠。

摘要：文96地下储气库由文96枯竭气藏改建而成,气藏类型为弱边水、低含凝析油的凝析气藏,储气库新钻井测井资料显示注采层系普遍存在水淹现象。边水侵入气藏造成气库储气空间减少,动态库容量、有效工作气量不能达到储气库原设计要求。注采渗流机理实验显示,注气期注入天然气可驱动边水向井周远端运动,从而提高气库储气空间。通过数值模拟及现场多周期注采运行,确定含弱边水的储气库采用注气期高部位气井控制压差注气,采气期均衡采气的运行模式,可有效提高气库动态库容量及冬季采气期工作气量,从而减少边水对气库注采运行的影响。