边底水

摘要： 边底水较发育的低渗透油藏受储层特征、人为开发政策和工程等因素影响,很难确定油藏的见水类型,导致油井见水后不能制定出针对性开发措施。以水驱原理、油藏地质特征为基础,以矿场监测资料为辅助,对油井见水前后的动态进行分析,判断油井见水类型及影响因素。研究认为,S区块延9油藏油井见水类型主要是地层水,次为注入水,油井见水类型不同,见水后采出水含盐量变化规律亦不同;受储层非均质性和注水井射孔段长度影响,油井见注入水后采出水的含盐量介于原始地层水含盐量和注入水含盐量之间;影响油井见水类型的主要因素有储层地质条件、开发政策和工程因素,并对不同见水类型油井提出不同的控制含水上升方法。该研究结果可为类似油藏合理开发政策的制定提供一定的决策依据。

摘要： 具边底水储气库注采容易引起气水界面移动,水侵前缘运移及注采风险评估,对储气库水侵区库容的恢复和动用及注采井调峰能力的提升极其重要。以呼图壁储气库为例,评价了边底水储气库气水前缘恢复动用的可行性,利用示踪剂数值模拟技术确定注气前缘位置,通过多轮次注气驱替,提高储集层渗流能力。建立了影响注采井水侵的动、静态参数评价指标体系,并评价了呼图壁储气库30口投产注采井的见水风险等级。研究区高水侵风险井仅有3口,主要位于储气库的西部水侵区。制定了边底水储气库水侵预警机制,其要点在于生产过程中加大动态监测力度,及时跟踪中—高水侵风险井产水量、水气比、产水中Cl;含量、井口压力等变化,调整优化注采速度及注采气量,从而控制气水前缘推进速度。

摘要： 为了有效指导地下储气库(以下简称储气库)运行上限压力和动态监测井网的优化调整、保障储气库运行安全,以目前中国库容最大、调峰能力最强的新疆H储气库为研究对象,根据储气库高速往复注采地应力场交替变化的特点,综合地质、地震、测井和各类室内岩心实验结果,建立了H储气库区域尺度三维精细地质模型和三维动态地质力学模型,综合评价了H储气库在经历原气藏14年衰竭式开发及其改建储气库后长期高速注采气过程中交变应力下的圈闭动态密封性.研究结果表明:①H储气库地层压力的变化对区域地应力场具有显著影响;②原H气藏开发后断裂两侧地应力具有较大差异,但盖层未发生变形破坏,作为含气边界的控藏断裂也未发生滑移,保证了H气藏改建储气库的安全性;⑦由于H储气库高速注采导致地应力场变得更加不均衡,对储气库注采井的完整性具有潜在的负面影响;④H储气库在长期高速注采运行过程中盖层未发生剪切和拉张破坏,但地质力学数值模拟显示储气库长期高速注采导致储层南部的H断裂两侧形成最大约5 cm的相对错动变形,H断裂的密封性成为影响储气库完整性的薄弱区域;④建议在储气库南部H断裂上盘部署监测井,加强注采动态监测.结论 认为,该项研究从定性和定量两个方面评估了气藏型储气库在交变应力作用下圈闭的动态密封性,对保障H储气库长期注采运行安全具有重要的指导作用.

摘要： 库姆萨依油田为带边底水的普通稠油油藏,具有高孔、高渗、边底水发育的特点,随着稠油蒸汽吞吐开采进入中高轮次阶段,边底水侵入严重,高含水井比例逐步增多,油田开发效果变差.为此,针对高含水井引进氮气泡沫堵水技术进行矿场试验,其原理是利用泡沫粘稠度高,遇油消泡、逢水稳定,堵大不堵小等特点阻止液体沿微观大孔道、宏观高渗层或高渗区窜流.一方面调整纵向吸汽剖面,扩大蒸汽有效波及体积,另一方面实现封堵高含水层及抑止底水锥进,以达到控水增油的目的.该技术试验在该油田取得较好效果,单井产量比试验前提高了17倍,含水下降40％.研究结果对同类油藏的开发具有指导借鉴意义[1].

摘要： 油井存在油水互层时,油层和水层间具有良好的封隔效果是延长油井见水期的方法之一.X井位于新疆油田准噶尔盆地西北缘,其目的层石炭系地层裂缝发育、油水层交错且受边底水及注水井等因素的影响,油井完井投产后油井含水率上升快并形成水淹,油井产能迅速下降.为保证完井后水层和油层间的水泥石仍然具有良好的封隔效果,采用韧性膨胀防窜水泥浆体系进行固井.文章在室内测试了该水泥浆体系的密度、流变性和失水量等基本属性,并结合力学软件和室内试验,优化水泥石的力学参数.现场应用表明,该体系既能够确保油井的固井质量,同时又能满足完井施工后水泥石完整性和封隔性要求,具有良好的防窜性能,满足封隔油井层间水窜的要求.X井固井作业的成功为同类井确保完井后水泥石力学完整性提供借鉴.

摘要： 柴上塬区勘探开发程度较高,区内油井普遍见水,油藏内地层水的附存类型的判别对于油田进一步开发具有重要的意义.在充分调研前人研究方法的基础上,进一步总结细化,通过对测井、生产动态、压恢测试等资料的分析,对研究区长6油藏有无边底水的判断进行了全面充分的研究.结果表明:区内各井不存在无水生产期、压恢测试后期未出现下掉、纯水层与含油层并不处于同一套砂体.综合确定,区内长6油藏不存在边底水,无明显的油水界面,为典型的致密砂岩岩性油藏.

摘要： 针对胜利油田沾29块边底水稠油油藏蒸汽吞吐开发过程中油井含水率高、日产油量低的问题,利用岩心驱油实验和微观可视化设备,研究了应用水溶性降黏剂提高稠油采收率的机理;运用非线性混合法则,实现了水溶性降黏剂在数值模拟中的表征;利用数值模拟方法,建立了水溶性降黏剂吞吐数值模型,优化得到了沾29块水溶性降黏剂吞吐的开发技术界限.研究结果表明:相对于水驱,水溶性降黏剂驱油效率提高了4.6％;水溶性降黏剂提高采收率的主要机理是形成水包油乳状液,可降低原油黏度及界面张力,减少残余油饱和度;非线性混合规则表征了原油黏度随水溶性降黏剂浓度的非线性变化规律;沾29块开发方案中,水溶性降黏剂吞吐的注入浓度为3％～4％,周期注入量为500～600 t;水溶性降黏剂吞吐措施有效期达396 d,平均日增油为3.1 t/d,矿场实验取得了良好的开发效果.研究成果对于改善边底水稠油油藏开发效果具有重要意义.

摘要： 为明确西峰油田长2油藏油水分布规律及主控因素,本文通过水质分析、压汞、核磁共振、物性测试、试气试采等可知,研究区地层水主体为CaCL2型,少量为Na2So4型,其中CaCl2型地层水为最原始的地层水水型,Na2So4型地层水可能是古大气水溶入地层中所致或者为水淹所致;地层水微观存在形式主要为自由水、毛管压力水;研究区油水分布规律较为复杂,平面上呈片状,空间上以透镜状为主,部分井存在"上油下水"现象。研究区油水分布主要受控于构造,其次是沉积相和储层分均质性,区域构造决定了东部以及北东部油气较为富集的基本格局,鼻状隆起控制油水接触关系;三角洲前缘亚相决定了水流优先从砂体轴向突进,导致储层非均质性较强,并在在水动力条件频繁变化的水下分流河道侧翼部位发育泥质夹层和钙质夹层,为油气的聚集和保存提供了非常好的遮盖条件。

摘要： 采注比是稠油油藏实现蒸汽驱的关键操作参数之一,利用物理模拟和数值模拟方法,研究了采注比对辽河锦45边底水稠油蒸汽驱开发效果的影响.目的是实现边底水稠油油藏蒸汽驱有效开发并提高蒸汽驱开发效果.结果表明:锦45边底水稠油蒸汽驱操作条件和以往国内外已成功实现蒸汽驱(Ⅰ类稠油油藏)存在较大差异;蒸汽驱开发采注比参数对边底水稠油油藏的边水能量大小十分敏感,对于纯油油藏、弱边底水油藏及强边底水油藏,采注比应分别为1.20～1.30、1.14～1.17和1.13;边底水稠油蒸汽驱按照国内外已成功蒸汽驱要求采注比必须大于1.20的原则,开发过程中边底水就会锥进,最终导致蒸汽驱开发效果变差直至失败,该研究成果已成功应用于辽河锦45油田蒸汽驱开发实践,对类似稠油油藏蒸汽驱同样具有借鉴意义.

摘要： 陆梁油田陆9井区白垩系油气藏整体呈现出低幅度、多层系、薄层边底水和“一砂一藏”的特点。经过应用气藏精细描述，对白垩系浅层气藏进行了单砂层精细划分与对比，开展了单砂体气层展布、气水关系、储量计算等研究。在此基础上，实施开发部署，并经论证分析，提出采用水平井与直井联合开发薄层底水浅层气藏的开发模式，取得了较好的生产效果，证明利用水平井技术开发薄层边、底水气藏是可行的，从而摸索出一条有效开发此类薄层边底水气藏的新途径。

摘要： 针对锦91块建立了大型三维非均质边底水油藏模型。把断层定义为高渗透带,在断层附近生产井历史拟合时,根据其水侵程度,调整高渗透带相应位置的渗透性等参数,以达到调整实际断层封闭、开启程度的目的。通过模拟优选,得出了适合蒸汽驱的井网形式,并分别得出反九点井网、行列式井网蒸汽驱各阶段的合理注采参数。

摘要： 以辽河锦91块层状边底水特稠油油藏为例,应用数值模拟方法进行了蒸汽吞吐开发油藏吸汽量、产油量、产水量在纵向各单层自然吸入、产出的规律研究.得出边底水稠油油藏纵向各单层吸汽量、产油量、产水量与地层系数、单层纵向位置系数的关系,从而对全块各井点、各小层的吸汽量、产油量、产水量进行劈分,最终得出边底水稠油油藏纵向各层及平面水淹状况的定量结果.通过该方法的应用得出,于Ⅰ组油层纵向边底水侵入最严重的为5号层;平面上地层倾斜程度大的位置水侵程度较重,同时断层封闭性较差的位置边底水沿断层侵入严重.结合沉积相的研究结果发现,边底水侵入油层一般沿沉积河道的主流线方向.

摘要： 徐深气田火山岩气藏普遍发育边水或底水,水侵会给气井生产带来不利影响,如何准确识别气藏水侵并计算水侵量是制定气藏合理开发政策的重要依据.本文以徐深气田D区块为研究对象,建立了一套定性识别气藏水侵和定量计算气藏水侵量的综合方法.首先综合应用压降法、相对压力与采出程度关系法、视地质储量法中的无水定容封闭气藏理论特征曲线——“斜直线”、“对角线”、“水平线”与实际生产数据点的偏离关系综合识别出该气藏存在水侵;在此定性识别基础上,进一步综合应用状态方程法、视地质储量法、水侵体积系数法计算了D区块不同时期的水侵量,并采用虚设压力与累积产气量交会图法反过来验证前面三种方法计算结果的可靠性.结果表明:三种方法计算的水侵量比较接近,采用虚设压力法绘制的三组交会图数据点均有很好的线性关系,符合有水侵气藏压降方程的线性关系,且三组交会图外推得到的地质储量与前面三种方法采用或计算的地质储量很接近,从而验证了所计算水侵量和地质储量的可靠性.这套综合方法做到了水侵定性识别和定量计算的有机结合,对类似气藏水侵识别和水侵量计算具有借鉴意义.

摘要： 本文以雅克拉-大涝坝边水凝析气藏、轮台底水凝析气藏为例，分析具有边底水的凝析气藏开发过程中的产水类型、产水规律，总结凝析气藏的三种产水类型，并提出不同产水类型的控水治水对策。初步建立4种凝析气井边底水见水模式及相应的控制对策，逐步应用于雅-大凝析气井控水治水中，控水效果显著。本文通过雅-大凝析气藏产水规律及控制对策的研究，对于有水凝析气藏开发具有指导意义。

摘要： 绥靖油田新14区延9油藏目前地质储量采出程度高19.9%,油藏开发阶段即将由中含水期进入高含水前期,含水上升趋势明显,稳产难度增大,因此通过该油藏沉积相、储层特征、构造特征等地质研究上,运用油藏精细数值模拟、动态分析等方法,系统分析了油藏的初期射孔位置、射孔程度、注采比、采液强度及生产压差,形成了一套边底水油藏中低含水期、高含水期高效开发的技术思路,为油藏的开发提供科学技术支撑。

摘要： 厚油层存在明显的韵律性，夹层的存在，增加了开采指标预测的难度。从渗流力学基本原理出发，推导了厚油层内夹层对垂向渗流控制作用的层问传导率校正系数的函数表达式，量化了夹层参数与厚油层垂向流动能力之间的内在关系，以及对水驱采收率的影响规律。研究了笼统开采、跨层开采、逐层上返3种开采方式对油藏开发效果的影响，分析了夹层的不同隔挡能力对厚油层边底水断块油藏采收率的影响。研究表明，夹层发育情况及边底水都会对油藏采收率产生影响，但影响时机以及影响程度又与层间传导能力的大小密切相关。研究结果对量化认识厚油层夹层的作用，准确预测采收率具有指导意义。

摘要： 针对稠油热采区块已日趋严重的边底水入侵问题,进行了大剂量高温堵水工艺技术的研究与应用,研制了复合类型的堵剂,并分段塞注入,实现了大剂量、低成本的区块整体封堵。为满足现场大剂量注入的需要,研制开发了地面智能泵注系统,实现了注入自动控制、自动记录及长时间、全天候注入。经现场16井次的大剂量高温堵水试验,累计增油19353t,取得了较好的经济效益和社会效益,抑制或延缓了边底水的入侵,大幅度提高了稠油注汽区块的整体开发效果。

摘要： 本发明公开了一种低本底水泥及其制备方法。低本底水泥由92.0%~98.0%低本底熟料和2.0%~8.0%石膏共同粉磨制成。其中，低本底熟料通过1.0~5.0%低本底水泥晶种、1.0~5.0%C4AF晶须与90%~98%高镁生料均匀混合后于1400~1500°C条件下煅烧制得。本发明明确了不同原材料的放射性核素比活度，通过对低本底的原材料的控制和限定，保障低本底水泥的稳定制备。其中，低本底水泥晶种为一种高镁中热熟料，其Ra‑226放射性核素比活度控制在50Bq/kg以内，熟料中MgO含量控制在4.0%~5.0%，50%≤C3S≤55.0%；C4AF晶须中游离氧化钙0.3%≤≤2.0%，尺寸控制在直径0.1~0.3mm，长度5.0mm~30.0mm，其Ra‑226放射性核素比活度控制在50Bq/kg以内；依据本发明可实现低本底水泥的工业化稳定制备，获得Ra‑226放射性核素比活度低于50Bq/kg的低本底水泥，为低本底实验室建设提供技术支撑。

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： 本公开提供了一种三重介质底水气藏直井底水突破时间的确定方法及装置，属于油气开采领域。该方法包括建立地层的压力分布模型；基于压力分布模型建立水锥面高度模型；基于水锥面高度模型确定底水在垂向上的渗流速度；基于渗流速度确定底水突破时间。地层的压力分布会影响底水水锥面的高度，基于地层的压力分布模型建立出水锥面高度模型，水锥面高度模型反映了直井井底不同位置的底水边界的高度，从而反映出了底水水锥面的形态。基于水锥面高度模型确定出底水在垂向上的渗流速度，底水的渗流速度影响着底水突破时间，渗流速度越快，底水突破时间越短，反之则越长，从而能够确定出在三重介质底水气藏中，直井较为准确的底水突破时间。

摘要： 本发明公开了一种低本底水泥及其制备方法。低本底水泥由92.0%~98.0%低本底熟料和2.0%~8.0%石膏共同粉磨制成。其中，低本底熟料通过1.0~5.0%低本底水泥晶种、1.0~5.0%C4AF晶须与90%~98%高镁生料均匀混合后于1400~1500°C条件下煅烧制得。本发明明确了不同原材料的放射性核素比活度，通过对低本底的原材料的控制和限定，保障低本底水泥的稳定制备。其中，低本底水泥晶种为一种高镁中热熟料，其Ra‑226放射性核素比活度控制在50Bq/kg以内，熟料中MgO含量控制在4.0%~5.0%，50%≤C3S≤55.0%；C4AF晶须中游离氧化钙0.3%≤≤2.0%，尺寸控制在直径0.1~0.3mm，长度5.0mm~30.0mm，其Ra‑226放射性核素比活度控制在50Bq/kg以内；依据本发明可实现低本底水泥的工业化稳定制备，获得Ra‑226放射性核素比活度低于50Bq/kg的低本底水泥，为低本底实验室建设提供技术支撑。

摘要： 本公开提供了一种多重介质底水气藏水平井底水突破时间的确定方法及装置，属于油气开采领域。该方法包括建立地层的势分布模型；基于势分布模型建立地层势梯度模型和水平井产量模型；基于地层势梯度模型确定底水在垂向上的渗流速度；基于水平井产量模型确定气井的临界产量；基于渗流速度和临界产量确定底水突破时间。垂向上的渗流速度大小影响着底水突破的时间，在气井的产量达到或超过临界产量时，水平井才可能见水，而渗流速度和临界产量均与地层的渗透率有关，确定出的渗流速度和临界产量反应了地层不同区域的渗透率的影响，通过基于临界产量和渗流速度，从而能够确定出在多重介质底水气藏中，水平井较为准确的底水突破时间。

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： 本发明公开了一种模拟底水气藏直井和水平井底水锥进形成条件可视化测试装置及方法，装置包括水锥模型、地层水中间容器、天然气中间容器、高压驱替泵，水锥模型包括水锥模型外壳，水锥模型外壳上设置有填砂孔及填砂孔盖，水锥模型外壳内设置有模拟井，水锥模型外壳设置有观察窗，水锥模型外壳底部设置有进样口，顶部设置有与模拟井井口连通的顶部出口，高压驱替泵的出口连接地层水中间容器和天然气中间容器的入口压力端，地层水中间容器和天然气中间容器的出口通过管线与进样口连接，顶部出口经回压阀连接气液分离装置，气液分离装置的气体出口连接至气量计。本发明可模拟底水气藏直井、水平井底水锥进形成条件，用于指导底水气藏合理、高效开采。

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。