强边底水稠油油藏开发方式研究
王庄油田强水敏性稠油油藏开发方式研究
依据稠油油藏注水开发筛选标准 ，高渗低粘度普
作者简介 ：袁明琦（ ９ ２ ．女 ．ｊ 宁 新人 ，硕 十 １７ 一） ｊ ＝ ： ，从事油 田≯ 发研究工作 ｌ ：
王 庄 油 田强 水 敏 性 稠 油 油 藏 开 发 方 式 研 究
袁 明 琦
Ｆ Ｈ ｆｉ …仃 公－ 地履ｆ ’研究院 ，Ｊ 尔 尔 ｆ ２ ７ Ｉ Ｉ 匕 ｒ Ｉｆ Ｊｌ Ｉ ｉ ｊ ：： ｌ Ｉ Ｉ ５０ ５
摘要：目前 国 内外 尚无强 水敏 性 稠 油油藏 工业 化 开发 的 先例 ，为有 效 动 用胜 利 油 田近亿 吨 强 水敏 性 稠 油储 量 ，开展 了水敏 性 稠油 油藏 开 发方式优 化研 究 研 究 中 以油 藏 工程 理 论 为指 导 ，结合 物理 实验 、
维普资讯
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第 ２ 卷 ５
第 ６期
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２０ ０ ６年 Ｉ ２月
文章编号 ：Ｉ ｘ一７ ４ （Ｉ））０ — ５ 一３ ） ５ ！Ｘ Ｉ ３ ｘ ６ ６０ ６（ ０ １
原油流 变性好 ，郑 ３ ６块 转 化为 牛顿 流体的 温度 为
６ ５℃ ，转化温度与原始地层 温度相同，即地层温 度 条件下原油为牛顿流体 ，原油流动性好 其三 ，天然 能量试采初期获得 ＿较高产能。郑 ３４ ｒ ６ 、郑 ３９井平 ６
均单井 日产油 ｌ． ５ ３一ｌ． 数 值 模拟 预测 天然 能量 ４２ｔ
进 、采不出” 的现象，早期投入开发 的王 庄油 田郑 ４８块 开 发 ｌ ，采 出程度 仅为 ５５ ％ 。 ０ ３ｔ ｔ ．ｌ
１ 开发方式 可行性分析
１ １ 天然能 量开 发 ．
试论边底水油藏开发效果及调整对策研究
试论边底水油藏开发效果及调整对策研究油田边底水油藏的特征有含油层系较多、油层的厚度很小、油稠出砂等，长期使用人工操作水驱岩性开采油藏的技术方法，运用此种方法能的开采效率较高、含水量较高、井网密集度较大。
通过研究边底水油藏水淹机理对水锥进的影响因素，指出活用合理地控制参数、物性夹层、适当地井间距等符合该区域进行开发的方法，直接在油田中直接使用综合调节与部署近几年的油田井位，收获了理想的开发效率与经济收益。
标签：边底水油藏;开发效果;调整策略油田作为我国非常重要的资源，获得了人们的高度重视，在此基础下，人们开始对油藏的开采技术提高了重视度，但在油藏认知与技术方法的制约，我国油田开采行业长期的开采方法为，高采油速度、高采液强度等常规的水驱模式，使得底水的锥进速度太快，无法获得较高的开采效果，最终开发的效果不尽人意。
为了对汗水的升高速度加强控制，使开发效率有所改善，需整体解析边底油水藏的开采效果与水淹规律，对其底水锥进、临界产量、含水的升高旋律、采液强度、打孔程度等开发技术的范围，找出符合边底油藏开采特点的模式。
1.评价边底水油藏的开发效率1.1评价开发效果、地质元素及综合指标的系统1.1.1评价地质元素的综合指标系统。
注水的开发效率在极大限度上取决油藏本身的地质条件。
通过对油田宏观地质与微观地质进行收集与整理反映出15个参数的特征，并按照开发水驱效果对于各项参数赐予不同权重的影响，进行灰色综合评价标准与系统的建设。
1.1.2评价油藏水驱开发效率的综合参数。
依据灰色体系理论的油田注水开发效果综合评价原则，按照油田的注水开发效率的影响因素与动态化注采特点的分析结果，明确控制水驱储量、水驱储量的动用度、含水升高概率、自然递减概率、利用注水率、保持压力水平的综合评价指标与参数，总结形成综合评价油田的分析权值与标准。
1.2评价效果按照以上的标准系统、权重参数及指标，按照灰色关联的分析方法，对油田各项地质参数和标准参数之间灰色的关联系数进行分别计算，按照关联性的最大原则进行最后评价结果的确定。
《2024年稠油油藏渗流机理研究及开发方式优选》范文
《稠油油藏滲流机理研究及开发方式优选》篇一一、引言随着世界对能源需求的日益增长，稠油资源的重要性愈发凸显。
然而，稠油油藏的开采难度大，主要原因是其高粘度、低流动性等特点，使得传统的开采方式难以有效开发。
因此，对稠油油藏的滲流机理进行深入研究，并在此基础上进行开发方式的优选，对于提高稠油采收率、降低开采成本具有重要意义。
二、稠油油藏滲流机理研究1. 滲流现象概述稠油油藏的滲流现象是指在地层中，由于多种力的作用，稠油在岩石孔隙中的缓慢流动。
这种流动方式与常规油藏的流动方式有所不同，其流动性受多种因素影响，包括油的粘度、温度、压力以及岩石的孔隙结构等。
2. 滲流机理分析（1）粘度影响：稠油的粘度是影响滲流的主要因素。
随着粘度的增加，油的流动性降低，滲流速度减慢。
（2）温度与压力：温度和压力的变化对稠油的滂流有显著影响。
一般来说，温度升高可以降低油的粘度，从而加快滂流速度；而压力的增加则可能对滂流产生阻碍作用。
（3）岩石孔隙结构：岩石的孔隙结构对滂流的影响主要体现在孔隙的大小和连通性。
大孔隙和高连通性有利于稠油的流动，而小孔隙和低连通性则可能阻碍滂流。
3. 研究方法针对稠油油藏的滂流机理研究，主要采用的方法包括物理模拟、数学模型和数值模拟等。
这些方法可以帮助我们更深入地了解滂流现象，为开发方式的优选提供理论依据。
三、开发方式优选1. 传统开采方式分析传统的稠油开采方式主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱等。
这些方式虽然在一定程度上能够开采出稠油，但采收率低、成本高，且对环境有一定的影响。
2. 新型开发方式探讨（1）热力采油技术：通过注入高温介质，降低稠油的粘度，提高其流动性。
如采用微波加热、电加热等技术。
（2）物理采油技术：通过改变岩石的物理性质，提高孔隙的连通性，从而促进稠油的流动。
如采用振动、声波等技术。
（3）化学采油技术：通过向油藏中注入化学剂，改变稠油的性质，降低其粘度。
如采用降粘剂、表面活性剂等。
3. 优选开发方式的标准在优选开发方式时，需要综合考虑采收率、成本、环境影响等多个因素。
稠油油藏成因与开发技术概述
稠油油藏成因与开发技术概述摘要世界经济的高速发展下，石油能源的需求在不断增加，稠油资源开发也越来越受到重视。
近年来有关稠油成因的机理性研究相对较为薄弱，并且缺乏系统性的分析归纳。
本文综合前人研究，阐明了稠油的成因主要为原生因素与次生因素共同作用的结果，并针对稠油黏度高、流动性差、难动用等问题，总结了常见的开发应用技术及特点，明确了稠油开发技术的发展方向，对实现稠油的高质量开发有一定的借鉴意义。
关键词：稠油；成因；高效开发；1 引言全球油气资源总量大概在6万亿桶左右，三分之二为非常规油气，其中稠油占比较大且分布极不均匀。
我国稠油资源非常丰富，为世界第四大稠油资源国，目前已发现70多个稠油油藏，主要集中分布在新疆、辽宁、内蒙等地，但油藏成因机理型认识相对较为薄弱。
从开发状况来看，目前稠油开发已取得了十分显著的成就[1]，工业化生产技术日趋成熟，基本稳定在一千五百万吨至一千六百万吨，是我国总体原油稳产的重要组成部分，实现稠油的高效持续性的开发，对我国能源保障有非常重要的意义。
2 稠油的成因稠油，又称重油或沥青[2]，一般来说黏度超过100mPa·s、密度超过0.934 g /cm3的原油便可归类为稠油。
稠油的生成与生油母质及热演化过程有密切的联系，生油母质的成熟度是决定生成原油密度的重要因素。
由于有机质的类型和沉积环境的不同，生成的原油成熟度也有所不同，油气二次运移的过程中经历的物理和化学变化也使得原油性质有所差异。
因此稠油的生成与两种因素有关。
一是原生因素，既低演化阶段形成的未熟或低熟稠油。
二是油气发生氧化还原、生物降解、水洗作用等次生因素而形成的重质稠油或沥青等[3]。
2.1原生因素原生因素指干酪根在热演化中生成的低熟或未熟稠油，其主要因素与有机质的类型、含量、成熟度、沉积环境有关。
在低成熟阶段，生成的重质组分较多，中、高成熟阶段则生成的轻质组分较多。
腐泥型或偏腐泥型、有机质丰度高、咸化—半咸化的湖相沉积环境，低成熟演化的烃源岩生成的重质油潜力往往较大。
《稠油油藏渗流机理研究及开发方式优选》范文
《稠油油藏滲流机理研究及开发方式优选》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，稠油油藏的开发利用显得尤为重要。
稠油因其高粘度、高密度和复杂的地质特性，使得其开发过程中存在诸多挑战。
而对其滲流机理的深入研究和开发方式的合理选择，则是有效开发稠油油藏的关键。
本文将重点对稠油油藏的滲流机理进行研究，并针对其开发方式进行优选探讨。
二、稠油油藏滲流机理研究1. 稠油物理特性稠油是一种高粘度、高密度的原油，其成分复杂，含有较多的重质组分。
由于其特殊的物理特性，稠油在地下的流动行为与常规原油存在显著差异。
2. 滲流过程分析稠油油藏的滲流过程主要受到多种因素的影响，包括油藏的地质构造、储层特性、温度和压力等。
在地下，稠油通过微小的孔隙和裂缝进行滲流，这一过程涉及到多种物理化学现象，如毛细管力、重力、粘性力等。
3. 滲流机理研究方法对于稠油油藏的滲流机理研究，主要采用实验研究和数值模拟两种方法。
实验研究可以通过对实际油藏的取样分析，了解其物理特性和流动行为。
数值模拟则可以通过建立数学模型，模拟地下稠油的滲流过程，从而更深入地了解其滲流机理。
三、开发方式优选1. 传统开发方式及其局限性传统的稠油开发方式主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采方法。
这些方法虽然在一定程度上能够开发出稠油资源，但存在能耗高、效率低等问题。
2. 新型开发方式探索针对传统开发方式的局限性，学者们开始探索新型的稠油开发方式。
例如，采用水平井技术、优化注采比、采用新型降粘剂等。
这些新技术能够有效地提高稠油的采收率和降低开发成本。
3. 开发方式优选原则在优选开发方式时，需要综合考虑多种因素，包括经济效益、环境影响、技术可行性等。
首先，要确保开发方式具有较高的采收率；其次，要考虑到其对环境的影响；最后，要确保技术上的可行性。
四、结论通过对稠油油藏滲流机理的深入研究，我们可以更好地了解其在地下的流动行为和分布规律。
同时，通过优选开发方式，我们可以有效地开发出稠油资源，提高采收率，降低开发成本。
边底水稠油油藏水平井开采控水稳油技术研究
边底水稠油油藏水平井开采控水稳油技术研究作者：卢小娟来源：《科学与财富》2019年第07期摘 ;要：东胜公司的边底水稠油油藏储量较大，约占稠油总储量的50%。
目前许多油井都已经步入高含水采油阶段，但是采出程度都很低，所以研究类似区块的合开采方式和堵水方案尤为重要。
本文介绍了目前东胜公司采用的水平井控水稳油技术。
分析了水平井高含水的原因：井身轨迹的影响、水平井段压力降的影响以及临界产量的影响。
最终给出了边底水稠油油藏下步开采的建议：增加避水厚度，控制水平井轨迹;控制生产参数，保证合理的工作制度;分段开采技术和慎用注蒸汽技术。
为今后公司边底水稠油油藏的开采提供了很好的借鉴。
关键词：稠油油藏;边底水;控水稳油;机械堵水;化学堵水1控水稳油技术研究现状国内外油田实践经验表明，底水油层开发的关键技术是抑制水锥或控制底水锥进，最大程度地延长油井无水采油期和控制底水均匀驱替，以达到提高底水油层开发效果的目的[1]。
目前的技术措施主要体现在以下几个方面。
1.1氮气泡沫压水锥技术氮气泡沫压水锥的作用机理主要体现在[2]：①弥补近井带压力亏空，减缓底水锥进。
②氮气泡沫的选择性封堵作用。
③气泡的贾敏效应。
另外还有氮气的弹性能量以及泡沫对水的渗流的影响等。
该技术在单家寺油田，乐安油田，均取得了较好的效果。
1.2人工隔板技术人工隔板技术是指通过在地层中注入凝胶或冻胶，形成人工隔板，阻挡底水的锥进，达到控水的目的。
其优势是底水油藏人工隔层堵水技术是油藏开发中后期稳油控水、提高原油采收率最直接最有效的采油技术。
该技术在辽河欢喜岭油田取得了较好的应用效果。
2东胜公司边底水稠油油藏概况东胜公司共有稠油区块19个，探明储量8760万吨，可采储量1118万吨。
其中边底水稠油油藏储量约占稠油总储量的50%。
以太平油田沾29块为例，2001年开发动用，含油层位Ng下1、Ng下2。
含油面积5.0km2，石油地质储量575×104吨。
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, 已探明面积 2 235 k m , 探明地质储量 4 亿吨, 动用储量 2 . 43 亿吨, 是国内四大主力稠油油田之一。迄今 , 开发稠油单元 66 个, 但大多具有活跃的边底水。其中水油体积比 大于 5的占 57 .7 % , 储量 1 . 4亿吨 ; 水油体积比在 1~ 5 的占 27 . 3 % , 储量 0 . 661 7 亿吨 ; 水油体积比小于 1 的占 15 % , 储量 0 . 366亿吨。随着多轮次吞吐开发, 水侵逐年加剧。孤岛油田中二北馆 5( Ng5) 单元为胜 利油区典型的边底水稠油油藏 , 水油体积比大于 5 。 该油藏边部受边底水影响油层压力高 , 而中部纯弹性 降压开采压降大, 边底水逐步向中部推进, 水侵范围 加大, 这是所有边底水稠油油藏开发普遍存在的矛 盾。开发特征表现为高含水井区范围大, 采出程度 低; 低含水井区多轮次吞吐, 周期递减快, 难以稳产, 而过渡区又面临水侵的危险。如何有效地开发边底 水稠油油藏日益成为研究的热点。因此, 对孤岛油田 中二北馆 5单元开展了边底水稠油油藏开发规律和 管理对策研究。
运用单井水驱特征曲线, 并结合单井综合开发、 作业井史和开发动态等资料 , 描述中二北 Ng5 边底水 稠油油藏油井水侵程度的不同。通过对每口井的分 析、 统计和分类, 把中二北 Ng5油藏划分为四个区 : 强 水侵区、 弱水侵区、 外层水侵井和无水侵区 (图 1)。
图 2 不同类型水侵井的井位分布图
4 3 4 3 4 3 4 4 2 3 4
1 地质概况及开发现状
1 . 1 地质概况 中二北 Ng5稠油热采区位于孤岛披覆背斜构造 的侧翼, 北为一号大断层, 为一具有边底水的构造稠 油油藏。构造由南西向北东倾没, 简单平缓, 地层倾
边底水稠油油藏开发后期水淹规律研究
边底水稠油油藏开发后期水淹规律研究摘要：××块是典型的边底水稠油油藏。
经过三十年的蒸汽吞吐开采后，目前采出程度高、地层压力低、边底水与断层水水侵严重，为提高区块整体开发效果，对区块水淹规律的研究成为目前主要的工作。
通过利用历年来新井、侧钻井的电测解释结果、高温四参数吸汽剖面、环空产液剖面测试等监测资料，结合动态分析，开展水侵规律研究，从而为区块下一步挖潜提供理论基础支持。
关键词：稠油油藏水淹规律蒸汽吞吐前言在边底水稠油藏开发后期，水侵成为影响蒸汽吞吐效果的主要因素，因此，水侵规律及剩余油分布规律的认识是实现剩余油配套挖潜技术成功应用的基础。
××块通过对水淹区水侵规律和剩余油分布规律的研究，有针对性的采用剩余油配套挖潜技术，实现边底水稠油藏开发后期提高了储层动用程度、减缓递减速度目的，断块采油速度保持在1.0%以上高产稳产30年。
一、地质概况××块地处凌海市大有地区，其构造上处于辽河断陷西部凹陷西斜坡欢喜岭油田单斜构造的第二断阶带上，是锦45断块的四级断块。
开发目的层为沙一、二段的于楼油层和兴隆台油层，构造面积5.02Km2，含油面积4.05Km2，原油地质储量2287×104t，属边底水稠油油藏。
二、开发历程及开发现状：××块自1984年10月蒸汽吞吐开发以来，其历程可分为三个阶段：（1）1984.10—1986.6为蒸汽吞吐试验阶段；（2）1986.7—1991.8为全面蒸汽吞吐开发阶段；（3）1991.9—目前为加密、完善井网综合调整阶段。
截至2013年12月，××块共有各类井455口，其中油井452口，观察井3口，油井开井384口，日产液4370t/d，日产油570t/d，平均单井日产液11.6t/d，单井日产油1.5t/d，综合含水86.97%，采油速度0.91%，累产油819.2803×104t，累产水2286.8113×104t，累注汽1442.9722×104t/5831轮次，区块采出程度高达35.82%，回采水率158.48%，累积油汽比0.57，年度油汽比0.28，单井平均吞吐12.9轮次。
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强边底水稠油油藏开发方式研究
[摘要]埕东油田西区ng45层含油面积3.06km2，石油地质储量309×104t，地面原油粘度为1966.1mpa.s，水油比达4：1，为典型的强边底水普通稠油油藏。
该油藏特征复杂、开采难度大，一直未实现油藏储量的有效动用。
在认真系统的分析研究油藏特征、试油试采特征的基础上，加强强边底水稠油油藏开发经济技术界限研究，提出埕东西区ng45层强边底水稠油油藏针对不同区域采用不同开发方式实现该油藏的高效开发。
[关键词]强边底水稠油油藏；经济技术界限；储量有效动用
中图分类号：te15文献标识码：a文章编号：1009-914x（2013）21-0273-01
1 油藏基本特征
构造：埕东西区构造简单，断层不发育，构造较为平缓，在基岩古地形上发育了3条沟谷，靠近埕南断层附近发育了一系列基岩微隆起，构造圈闭20～40m。
因此ng45层地层产状受基岩古地形控制，地层发育平缓，倾角小于1度。
油藏埋深1196～1224m，构造圈闭幅度20m左右。
储层：该区ng45储层属于河流相辫状河沉积环境，储层主要分布在主河道、河道砂坝、河道侧缘及河道间等沉积微相。
储层岩性主要为不等粒砂岩、细砂岩、粉砂岩。
陆源碎屑成分中，石英含量（41.3%）较低，长石（33.4%）及岩屑（25.3%）含量高，反映成分成熟度较低。
砂岩粒度中值0.25mm，分选性以中等-差为主，磨
圆程度以次棱为主，结构成熟度低。
储层平均孔隙度为34%，平均渗透率1873×10-3μm2，属于高孔、高渗储层。
流体：油层厚度较厚，地面原油凝固点20℃，地面原油密度
0.99g/cm3，原油粘度1966.1mpa.s，原油性质较差；底部有厚层底水，底水体积为油层体积的4倍左右，地层水cl-含量2861mg/l，总矿化度6182mg/l，水型为nahco3型。
油藏原始地层压力为12mpa，压力系数0.999，地层温度63℃，测算地温梯度为3.6℃/100m，属于常温常压系统。
油藏：埕东西区ng45层油藏既受构造控制，又受岩性控制，为在基岩背景上发育的构造-岩性边底水稠油油藏。
开发特征：根据试油试采情况，分井型、开发方式统计对比分析，水平井初期日油8t，累油4687t，开发效果明显好于直井；从水平井开发方式看，常规开发和吞吐开发初期产能基本相当，但常规开发含水低。
这由底水稠油油藏特点所决定，由于油稠、底水，注汽后，蒸汽对地层造成一定的破坏，导致夹层损坏，高液量生产压较大，形成水锥，而且不可逆。
从经济效益和油藏采收率角度上考虑，对稠油活跃底水油藏采用蒸汽吞吐开发和常规开发各有利弊。
2 开发经济技术界限研究
2.1 建立概念模型
本块油藏地质特征比较简单，全区均受底水影响，隔夹层在局部发育，因此设计了无夹层水平井和有夹层水平井两种单井概念模型，设置模型参数，进行水平井开发经济技术界限研究。
2.2 布井极限厚度
为保证水平井能够有效经济开发，必须确定布井的最小厚度。
由于ng45油藏部分存在夹层，因此，针对无夹层和有夹层两种情形对布井极限厚度进行研究。
（1）无夹层底水油藏布井极限厚度
分别取油层厚度为6m、8m、10m、12m，对比10年累积产油量分析研究。
对于无夹层的底水油藏，随着油层厚度的增加，累积产油量增加，考虑水平井的经济极限产油量，对于无夹层存在的底水油藏，常规投产水平井开发的极限厚度应8.0m左右，蒸汽吞吐水平井开发的极限厚度应≥12.0m。
（2）有夹层底水油藏布井极限厚度
对于有夹层存在的底水油藏，油层厚度分别取3.0m、4.0m、5.0m、6.0m，对比10年累积产油量分析研究。
从结果可以看出，随着油层厚度的增加，累积产油量增加，考虑水平井的经济极限产油量，当存在夹层时，常规水平井开发的极限厚度要在4.0m左右，水平井吞吐开发的极限厚度要在6.0m以上。
2.3 水平段长度优化
受油藏条件、采油工艺条件的限制，对于油层深度、厚度和原油粘度不同的油藏，水平段长度并非越长越好，而是存在一个最佳水平段长度。
通过实验随长度的增加，累产油量增加，产量增长率初期增加，到200m后开始下降，同时考虑油藏长条状特点，水平井生产段长度200左右。
2.4 水平段垂向位置优化
水平井在油藏中的最佳位置也就是油层在纵向上动用程度和采
收率最高的位置。
在水平井段位置的选择上，要考虑隔夹层、非均质程度及韵律性等因素。
本块水体大，底水能量强，油水粘度比大，垂向位置的优化尤为重要。
采用有底水影响的水平井概念模型对水平井在油层中的垂向位置进行分析，采用了无因次垂向位置概念（水平井无因次垂向位置=水平段距顶距离/含油高度）。
对比水平井无因次垂向位置为
0.1～0.9的开发效果，水平段无因次垂向位置在0.1～0.3时效果较好，水平段无因次垂向位置大于0.3后，在底水的影响下，累积产油量下降幅度逐渐加剧，表明水平段距底水越近，受底水锥进的影响越严重。
因此，水平井无因次垂向位置小于0.3为佳。
2.5 排液量优化
数模研究结果表明，累积产油量随着排液量的增加而增加，但是增加的幅度逐渐减小；针对稠油油井见水后，采水量将大幅度上升，同时液量过大易造成油层出砂，为抑制水窜和出砂对产量的影响，应采用较小的采液量。
考虑到储层非均质性的影响及抑制底水上升速度，兼顾采出程度和采油速度，推荐热采水平井初期合理的单井日排液量20m3/d左右，常规水平井初期合理的单井日排液量10m3/d 左右，后期含水上升后，适当提液生产。
3 结论
通过综合分析研究，针对该块强边底水稠油油藏特点提出不同油
藏区域采用不同开发方式的对策，不同开发方式不同的开采特征如表1：
参考文献
[1] 帅德福.济阳坳陷油气勘探[m].北京：石油工业出版社，2004.
[2] 王秉海，钱凯.胜利油区地质研究与勘探实践[m].山东东营：石油大学出版社，1992.
[3] 宋书君，热采水平井设计技术在太平油田沾18块边底水稠油油藏的推广应用，内部文献，2007.。