底水油藏不适合采用水平井
底水油藏水平井开发效果评价实例分析
底水油藏水平井开发效果评价实例分析M断块馆陶油组属于强底水油藏，采用水平井开发，本文从实际数据入手，进行底水油藏水平井开发效果评价，用油藏工程、统计分析等方法，对油藏开发现状、开采特征、等方面进行全面评价。
结合油田实际，给出了油田开发效果评价的方法和模式。
标签：底水油藏；水平井1 概况该油藏为构造背景下的岩性油藏，地质精细描述后油藏类型调整为受顺向断层阻挡底水构造油藏，储层内部成藏条件复杂，不同断块存在不同油水系统，采用水平井开发，储层内部夹层仅在部分区域存在，且厚度较薄均表现为物性夹层，只是相对物性较低，不能起到明显阻挡作用，水平井投产初期产量高，但无水采油期短，油井见水后含水上升快、产量递减大。
2 开采特征以M-H1井为例，该井初期产量高，没有无水采油期，日产油为348.73t/d，含水8%，投产2个月后油井产量快速下降至89.76t/d，含水上升至85%以上；之后陆续投产了两口水平井，两口井初期即控制液量、工作制度投产，产量控制在100t/d左右，见到一定效果，两口井无水采油期为18天左右，但油井见水后很快表现出与M-H1井一样的开采特点，即含水上升快、产量递减大，整个区块投产一年后，单井日产油36.1t/d，含水95.25%，采油速度仅1.08%，储量动用程度仅8.73%，综合生产效果较差。
该油藏受自身储层条件的限制，逐步暴露出一些开发难题，主要表现在：2.1 边底水活跃，天然能量充足生产井为在无外界能量补充的情况下，井底流压随着含水的升高而稳定，同时在不同生产工作制度下，供液均保持充足。
通过无因次弹性产量比值与单位地质储量压降关系图版（见图1）可知，该油藏天然能量十分充足。
2.2 油水粘度比大，含水上升速度快，产量递减快储层原油粘度38.48mPa.s，水粘度为0.3～0.4mPa.s，油水粘度比达到96～128左右。
受该种流体性质所限，加之储层埋藏疏松、平面非均质性较强，使得油井见水速度快，见水后含水快速上升，生产一年后含水均达到95%以上，平均含水上升率达到77%；伴随着含水的上升，产量递减大，日产水平由投产初期的298.68t/d降至49.07t/d，月递减率为20.04%。
用水平井开发薄层边底水油藏
中外科技情报——用水平井开发薄层边底水油藏新疆油田公司陆梁油田作业区利用水平井开发薄层边底水油藏，截至2006年11月15日，LUHW201井等7口水平井已累计产油2.62×104吨。
陆梁油田作业区研究所介绍，7口水平井的成功实施，标志着陆梁油田陆9井区白垩系呼图壁河组薄层边底水油藏，利用水平井技术初步实现成功开发，这为新疆油田公司开发类似油藏提供一个新的技术手段。
陆9井区白垩系呼图壁河组油藏属低幅度的薄层边底水油藏，如果采用传统的直井井网开发，不仅难以有效地控制开发过程，而且不易取得良好的开发效果。
从2005年年底开始，陆梁油田作业区以及新疆油田公司勘探开发研究院的技术人员，加强对该区块呼图壁河组薄层边底水油藏的研究，弄清楚了此类油藏的构造、砂体展布及油水分布规律，编制出利用水平井开发此类油藏的方案，并于2006年年初在该区块部署7口水平井。
2006年5月10日，部署在陆9井区的第一口薄层边底水油藏水平井LUHW201井顺利投产，获得日产27.5吨的高产工业油流。
随后，LUHW202井等6口水平井相继投产。
目前，这7口水平井平均单井原油日产量稳定在25吨左右，达到日产油21吨的设计水平。
陈林凤摘自（中国石油信息资源）新加坡将设立首家能源问题研究中心新加坡政府宣布，该国将于2007年设立第一家能源问题研究中心，以更好地了解能源领域的发展状况，为国家的能源政策服务。
新加坡政府的这一决定是在该国首届能源会议上宣布的。
作为能源进口国，新加坡很清楚能源供应和安全所带来的挑战。
因此，新加坡政府将从经济竞争力、能源安全、环境可持续性及能源领域的发展前景4个方面看待能源问题，并将从能源供应多样化、新的能源供应长期发展计划、提高能源利用效率、发展能源工业和加强国际间在能源问题上的合作等５个方面着手解决相关能源问题。
近年来，新加坡石油的实际年贸易额超过1040×108美元，其衍生产品的贸易额也达到了1010×108美元。
底水与边水油藏
“边水油藏”和“底水油藏”
如果油水界面(OWC)非常大，远远大于油层垂直截面的，是底水油藏。
这样的油层一般比较厚。
如果油水界面比较小，跟油层垂直截面差不多量级的，是边水油藏。
这样的油层一般相对比较薄，倾斜一定角度。
这两者之间没有绝对清晰的分界线。
两种油藏相比，一般来说，底水油藏出水快的多。
特别是油水流度比差的油藏，很容易发生water coning。
打水平井会有一些帮助，不过如果有一定的非均质存在，很可能在水平井的局部形成水锥，造成大量产水。
水平井也不好做生产测井，很难知道产水区间。
知道了产水区间，如果在前端或中间，也似乎也没有太多好办法。
边水油藏相对来说就安全多了，只要在高位打井，一般不会太早产水。
当然，非均质总是一个问题。
如果有一个小层渗流率特别高，也会造成边水沿高渗的小层快速推进，导致很快水淹的情况。
不过我的感觉是这种情况比较少，出水也不太严重。
在给定油藏/水体比例、油藏孔渗差不多的情况下，底水油藏的能量更充足，早期产量更高，但是总体采收率可能偏低。
边水情况相反，水体能量缓慢释放，产量比较平稳，采收率高很多。
如果可以选的话，我更喜欢边水油藏。
底水油藏水平井提液控水技术浅析
底水油藏水平井提液控水技术浅析[摘要]大部分底水砂岩油藏是薄油层，油水厚度比大，采取水平井开发能有效提高采收率。
由于储层非均质严重和水平井井段长，水平井在实际开发中水平段利用率低，在较低采出程度时进入中高含水期，本文从水平井提液控水机理出发，研究了水平井提液时机，对影响提液的主导因素进行了分析。
[关键词]底水砂岩油藏水平井提液控水提液时机中图分类号：te355.6 文献标识码：te 文章编号：1009―914x （2013）22―0404―01底水砂岩油藏储层非均质严重和水平井井段长，水平井在实际开发中水平段利用率低，在较低采出程度时进入中高含水期，采取动管柱治理施工周期长、风险大、见效慢、成本高。
而油井提液控水是油田进入中高含水期后的一项有效增产措施，同时油井提液是一项投资少、见效快的增产挖潜手段，贯穿于油田开发的各个阶段，为油田的稳产上产起到了至关重要的作用。
1.水平井水平段利用率评价通过13口井16井次产剖测试研究得出：1）水平段利用率低，平均出液段占水平段的32.6%，大部分井段未得到动用，影响开发效果及下步开发方式转换。
2）产液段主要与高渗段相对应，占出液段的71%。
2.水平井提液控水机理自喷井的扩嘴提液效果，与油水的相对阻力有极大关系。
借用相对渗透率等流点的思想，绘制相对流度曲线，并将含水率与含水饱和度绘制在同一张图上，如图1。
其中，mr表示相对流度，其定义式为：同时油井构造位置、油层厚度、避水高度、储层物性以及地层的非均质性等因素均会对提液产生较大的影响。
因此，提液控水应综合考虑，找出最优的提液控水时间，才能取得很好的开发效果。
3.水平井提液时机研究考虑到水平井底垂向渗流对渗流的影响增大，因此，采用直井与水平井分开处理的方法。
9区直井的“等流点”位于含水饱和度43%，其对应的含水率约为50%；在“等流点”左边，油相的流度大于水相的流度，说明油流的阻力小，水流的阻力大，当油嘴较小时，生产压差较小，提供的流体流动的动力较小，有利于油相的流动，而水相的流动需要更大的压差作为动力，当扩嘴提液时，生产压差变大，提供的动力增大，有利于含水的上升；相反，在“等流点”右边，油流阻力大，水流阻力小，油相的流动需要更大的动力，增大油嘴就有利于产油量的提高。
底水油藏不适合采用水平井
底 水 油 藏 不 适 合 采 用 水 平 井
李传 亮
（ 南石 油大 学油 气藏 地质及 开发 工 程 国 家重 点 实验 室 ， 西 四川 成都
摘
６０ ０） １ ５ ０
要 ：为 了更 好 地 采 用 水 平 井 开 发 地 层 原 油 ，该 文 分 析 了水 平 井对 底 水 油 藏 的 不 适 应 性 ，认 为
ｖ ｉ ｅ ｅｏ ｍ ｅ ｔ ｕ ｄ ａ ｔ ｇ ｏ ｓ ｆ ｒ ｅ ｇ ｔ ｒｒ ｓ ｒ ｏ ｒ ｔ ｈ ｎ ｌ ｙ ｒ Ｏ ｐ ｒ ｅ ｂ ｌ ｙ ａ ｄ ｈ ａ ｙ ｏ ｒｄ ｖ ｌ ｐ ｎ ，ｂ ｔａ ｖ ｎ ａ ｅ ｕ ｏ ｄ ｅ ｗａ ｅ ｅ ｅ ｖ ｉｓ ｗｉ ｔ ｉ ａ ｅ ，ｌ Ｗ ｅ ｍ ａ ｉ ｔ ｎ ｅ ｖ ｈ ｉ
ＡＰ 。一 （ 一 ｐ ） ｈ ｐ ｏｇ
（） １
其 中 ： 为地层 水 的密 度 ，／ ｍ３ Ｉ 为 地 层 原油 的 ｌ Ｄ ｇ ｃ ；Ｄ 。
密度 ，／ ｍ３ ｇ为重 力加速 度 ， ｓ ； 为水 平井 的 ｇｃ ； ｍ／
避水 高度 ， 即水平 井 Ｈｏ ｉ ｏ ａ ｌｓａ ｅ ｎ ｔ ｓ ｉａ ｌ ｏ ｏ ｔ ｍ ｔ ｒ ｒ ｓ ｒ ｏ ｒ ｄ ｖ ｌ ｐｍｅ ｒ ｚ ｎｔ ｌｗｅ ｌ ｒ ｏ ｕ ｔ ｂ ｅ ｆ ｒ ｂ ｔｏ ｗａ ｅ ｅ ｅ ｖ ｉ ｅ ｅ ｏ ｎｔ
水平井提高底水油藏采收率研究的开题报告
水平井提高底水油藏采收率研究的开题报告一、选题背景和意义1.1背景水平井技术的发展使得底水油藏的开发成为可能。
底水油藏是指油藏底部存在一定厚度的水层，在一些发达油田中多发现于长期开采后。
由于底水的存在，使得油藏内部下部空间常常无法充分利用，从而影响采收率的提升。
针对这一问题，提高底水油藏采收率的研究成为了当前油田开发的重点之一。
1.2意义提高底水油藏采收率可大幅增加油田的经济效益，降低成本。
此外，该研究可为其他类似油藏的开发提供经验和技术支持，具有一定的推广价值。
二、研究内容和方法2.1研究内容本研究针对底水油藏，探讨水平井技术对采收率提升的影响。
具体研究内容包括：（1）分析底水油藏的产油机理、底水分布规律、水平井对底水油藏贡献以及最优井网形式；（2）建立数学模型，模拟分析水平井对底水油藏采收率提升的效果；（3）通过实验室模拟和实际油田内试验，验证模型的可靠性和实用性。
2.2研究方法本研究采用综合性的研究方法，包括文献调研、数学建模、数值模拟、实验室模拟、实验数据分析等。
具体如下：（1）通过文献调研了解底水油藏的特点、水平井技术的优劣势，为建立数学模型提供理论基础；（2）根据实验室模拟和实际油田内试验，获得实验数据，进行数据分析；（3）建立数学模型，并采用数值模拟法进行模拟计算，验证底水油藏采收率提升的效果，探究最优井网形式。
三、预期成果3.1理论成果本研究可为底水油藏的开发和利用提供较为完备的理论知识和技术指导。
3.2实践成果通过实验室模拟和实际油田内试验，可获得实际应用的数据，为油田开发提供技术支持。
四、研究进度安排4.1阶段一：文献调研，撰写开题报告时间：2022年9月-2022年11月主要工作：收集资料并进行综合整理，撰写开题报告。
4.2阶段二：数学模型建立及数值模拟时间：2022年12月-2023年3月主要工作：根据文献调研结果，建立底水油藏的数学模型，并进行数值模拟。
4.3阶段三：实验室模拟和实地试验时间：2023年4月-2023年8月主要工作：通过实验室模拟和实际油田内试验，获得实验数据，进行数据分析。
底水稠油油藏水平井见水特征及影响因素
Ｎ Ａ Ｔ ＵＲ ＡＬ ＧＡ Ｓ ＡＮＤ ＯＩ Ｌ
２ ０ １ ５年 １ ０月
１ ０ ０
步过渡到 高 含水 阶段 ， 主 要是 由于 水 平井 段 存 在 高 渗 带， 井筒 内一点 见 水后 带动 局部 见 水 ， 最 终达 到 高含 水 期 。水油 比（ ＷＯ Ｒ） 曲线随着 开发 时间 的延长 而逐 渐增 ３ ） ： １ ０ ３—１ ０ ７ ．
４ 结 论
１ ） 利 用 角 点 网格 、 随机建模 方法 建立 了基于 Ｘ Ｈ ２ ７
Ｗａ ｎ ｇ Ｔ ａ ｏ，Ｚ ｈ ａ ｏ Ｊ ｉ ｎ ｙ ｉ ．Ｉ ｎ ｌ ｆ ｕ ｅ ｎ ｃ ｉ ｎ ｇ Ｆ ａ ｃ ｔ ｏ ｒ ｓ ｏ ｆ Ｗａ ｔ ｅ ｒ Ｃ ｕ ｔ ｆ ｏ ｒ
水平井不 同避水 高度的水侵规 律 （ 日为油藏厚 度 ） ， 模拟
无 因次避水 高度分别 为 ０ ． １ ， ０ ． ３ ， ０ ． ５ ， ０ ． ７和 ０ ． ９ Ｈ 的五
种情况 。
从不 同避水 高 度条 件 下 的含水 率 及 累积产 油 量 随
着 避 水 高 度 的变 化 曲 线 （ 图６ ） 可 以看 出 ， 随 着 水 平 井 避
１
，＿ 、
薄
扣
生产 时 间， ｄ
ｂ ） 水 油 比及 水 油 比导 数 变 化 曲 线
图 ５ 多点 见 水 整 体 水 淹
３ 水 平井见水 影响 因素
３ ． １ 水 平 井 设 计 参 数
ａ ） 含水 率随水平段长度 的变化
３ ． １ ． １ 水 平 井避 水 高 度 的 影 响 水 平 段 长度 ２ １ ０ ｍ， 在 其 它 参 数 不 变 的情 况 下 ， 模 拟
长水平井的产能公式
R = Re
+ Rr
=
μa 4KLh
+
μ 2πKL
ln
h 2πrw
.
（11）
于是，长水平井的产量计算公式为
q=
pe - pwf R
=
2πKh( pe - pwf )
μ
æ
ç
è
πa 2L
+
h L
ln
h 2πrw
ö
÷
ø
.
（12）
（12）式就是长水平井的产能公式。由图 3 和图 4
可以看出，短水平井为周围供液，长水平井为双向供
的；而径向流的流线向油井是不断收缩的，地层的渗
流阻力也是不断增加的，径向流的生产压差主要损失
在近井地带。
收稿日期：2014-02-17
修订日期：2014-04-01
基金项目：国家科技重大专项（2011ZX05027-003-01）
作者简介：李传亮（1962-），男，山东嘉祥人，教授，博士，油藏工程，（Tel）028-83033291（E-mail）cllipe@.
+
h L
ln
h 2πrw
ö
÷
ø
.
（13）
文献［12］的作者及其引用者都采用（13）式计算
一个 1 000 m×500 m 的矩形泄油区域，中间钻一
口长 500 m 的水平井把泄油区域分成了两个 500 m×
500 m 的正方形区域，地层渗透率为 0.01 D，地层原油
黏度 1 mPa·s，地层厚度 20 m，油井完井半径 0.1 m，油
1 2
+
æ
ç
è
2re L
4
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收稿日期:2007205207;修回日期:2007208207作者简介:李传亮,1962年生,男,博士,教授,主要从事油藏工程研究。
电话:(028)83033291。
E 2m ail :cllipe @文章编号:167328926(2007)0320120203底水油藏不适合采用水平井李传亮(西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都 610500)摘 要:为了更好地采用水平井开发地层原油,该文分析了水平井对底水油藏的不适应性,认为水平井对水锥的抑制效果有限,其极限采收率低于直井,并且增产措施难以实施,裂缝会加快水锥。
因此,水平井并不适合底水油藏的开发,它适合于薄层、低渗和稠油等直井产能较低的边水油藏。
关键词:油藏;水平井;底水;锥进;边水中图分类号:TE 35516文献标识码:AH orizontal w ells are not suitable for bottom w ater reservoir developmentL I Chuan 2liang(S tate Key L aboratory of Oil &Gas Reservoi r Geology andEx ploitation ,S outhwest Pet roleum Universit y ,Cheng du 610500,China )Abstract :The adaptability of horizontal wells for bottom water reservoirs is analyzed in order to develop reservoir more efficiently.The result shows t hat t he effect of horizontal well on curb water coning is limit 2ed ,t he limit recovery efficiency of it is lower t han t hat of vertical well ,and t he stimulation t reat ment s for it are difficult to be carried out.It concludes t hat horizo ntal wells are not suitable for bottom water reser 2voir develop ment ,but advantageous for edge water reservoirs wit h t hin layer ,low permeability and heavy oil.K ey w ords :reservoirs ;horizo ntal well ;botto m water ;coning ;edge water 相对于边水油藏来说,底水油藏因见水早、含水上升快而变得十分难以开采[1]。
人们想出了很多旨在改善底水油藏开发效果的措施和办法,水平井技术就是其中之一[2,3]。
但实践表明,水平井并不适合底水油藏。
1 抑制水锥效果有限人们采用水平井开采底水油藏,是想抑制底水的锥进。
因为水平井的生产压差(ΔP )比直井略小,底水锥进的动力小,可以把底水压住。
实际上,这种想法过于朴素。
真正能够抑制水锥的动力是油水重力差(ΔP wo ),生产压差是底水锥进的动力。
抑制水锥的动力为ΔP wo =(ρw -ρo )gh w(1)其中:ρw 为地层水的密度,g/cm 3;ρo 为地层原油的密度,g/cm 3;g 为重力加速度,m/s 2;h w 为水平井的避水高度,m ,即水平井离油水界面的位置(图1)。
图1 水平井开采底水油藏Fig.1 Bottom w ater reservoir developmentby horizontal w ells 第19卷第3期 2007年9月岩 性 油 气 藏L IT HOLO GIC RESERVO IRS Vol.19No.3Sep.2007底水锥进的动力为ΔP =P e -P wf(2)其中:P e 为油藏外边界压力,M Pa ;P wf 为井底流压,M Pa 。
由于油水重力差与生产压差存在数量级的差别,即使采用了水平井,生产压差依然远大于油水重力差,即ΔP µΔP wo ,底水锥进仍难以避免。
2 最终采收率低下采用水平井开采底水油藏,因生产井段较直井长,油井的初期产能会大幅度提高,水平井的产量一般是直井产量的3～5倍。
但是,油藏的采收率却没有因水平井的采用而有所提高。
由于底水中蕴藏着丰富的天然能力,因此,底水油藏一般采用天然能力开采,油藏的驱动方式主要为垂向驱动(图2)。
底水驱替的上限为水平井所在的平面位置,水平井上方的地层原油无法被驱替而成为剩余油,油藏的极限采收率为水平井下面的原油数量占整个油层地质储量的百分数。
由于储集层通常为正韵律地层,即顶部物性差、底部物性好,因此,人们在部署水平井时一般不会将其部署在油层的顶部,部署在顶部存在一定的钻探风险;因底水锥进的原因,人们也不会把水平井部署在油层的底部。
如果把油井部署在油柱高度一半的位置,则油藏的极限采收率为50%(实际采收率比50%还要低)。
油井的位置越低,极限采收率就越低。
图2 水平井开采底水驱动示意图Fig.2 The schem atic diagram of bottom w aterdrive by horizontal w ells 但是,如果用直井开采底水油藏,情况就完全不同了,油藏的极限采收率可以达到100%(图3)。
图3 直井开采底水驱动示意图Fig.3 The schem atic diagram of bottomw ater drive by vertical w ells3 开发措施难以实施众所周知,水平井完井后再进行作业十分困难,许多增产措施都难以实施或实施成本太高。
水平井的最大特点就是:初期产量高,后期作业难。
与水平井相比,直井在进行增产作业方面有较大的优势。
采用直井可以在隔板理论[1,4～13]的指导下通过优化射孔改善油井的生产状况(图4),也可以在隔板理论的指导下进行各种人工堵水作业(图5)。
图4 带天然隔板直井优化射孔Fig.4 Optimization perforationof verticalw ells with natural b arriers图5 直井人工隔板设置Fig.5 Artif icial b arriers settings of vertical w ells4 裂缝性底水油藏更不宜采用如果底水油藏带有天然裂缝(图6),那么采用水平井开采不仅不能抑制底水的锥进,反而会加快底水的锥进。
油井投产后,很快就会被水淹而成为图6 天然裂缝底水油藏水平井开采Fig.6 The development of bottom w ater reservoirwith natural fracture by horizontal w ells停趟井。
121 2007年 李传亮:底水油藏不适合采用水平井 5 边水油藏适合采用水平井从上面的分析不难看出,底水油藏并不适合采用水平井进行开发。
因而,边水油藏就成了水平井的主要开采对象。
当然,并不是所有的边水油藏都适合采用水平井,只有薄层、低渗和稠油油藏,即在直井产能较低的情况下,才能显示出水平井的优势。
如果边水油藏中存在天然裂缝,水平井连通裂缝的概率增大,会增强水平井的优势(图7),而如果采用直井,则可能因钻遇裂缝的概率偏小而成为低产井。
图7 天然裂缝边水油藏水平井开采Fig.7 The development of edge w ater reservoirwith natural fracture by horizontal wells图8 水平井与直井波及状况对比Fig.8 The comparison of conform ance statusof horizontal w ells and vertical w ells 左图为直井低波及;右图为水平井高波及 如果采用水平井的人工注水开发(图8),因水平驱动致使波及面积大幅度提高,采收率及开采效果也会随之大幅度提高。
底水油藏并不适合采用水平井进行开采,主要原因是:①水平井抑制水锥的效果有限;②水平井的极限采收率低于直井;③增产措施难以实施;④裂缝会加快水锥。
水平井适合于薄层、低渗和稠油等边水油藏。
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