底水油藏开发毕业论文
底水油藏开发毕业论文
I
底水油藏开发毕业论文
摘 要
底水油藏在我国油藏中占很大的比例，其储量相当丰富。除了有大量的天然底水油藏外，随着油田进入二次开采，更多油田的开发特征不断趋向于底水类型的油藏。本课题以底水油藏为对象，采用石油地质方法和油藏工程方法，对油田开展注采动态综合研究。
对试油、试采效果进行评价和总结，在此基础上，对注采井网适应性、注水开发效果及技术政策界限做进一步的分析研究，最终形成切合目前油藏实际，可操作性较强的注采井网，通过该成果的实施，完善和优化油田注采系统，补充和保持地层能量，提高主力油砂体水驱控制程度和水驱动用储量，提高油田采油速度及油田最终采收率。
关键词：底水油藏；注采动态；开发效果 底水油藏开发毕业论文
II Abstract
Reservoir with bottom water reservoir in China accounted for a substantial
proportion of its abundant reserves. Except the end has many natural water reservoir
outside, with access to the secondary exploitation of oil fields, more oil fields to
develop the characteristics of continuous trend in the type of bottom water reservoir.
Subject to the bottom water reservoir for the object, the use of petroleum geology and
reservoir engineering methods, to carry out oil field injection-production Dynamic
comprehensive study, and then put forward .
of the test oil ,the effect of the test-mining evaluation and conclusion, on this basis,
the injection-production wells Net adaptability, water effects and technology policy
development boundaries to do further analysis and study, eventually form a reservoir to
meet the current reality, operability than strong network of injection and production
wells ,through the implementation of the outcome, improve and optimize the oil field
injection-production system, to supplement and maintain the formation energy ,the main
oil sands enhance body control the degree of water flooding and water-driven by
reserves ,improve the speed and oilfield oil field finally adopted yield.
Key words: bottom water reservoir; injection-production performance;
development effect 底水油藏开发毕业论文
III 目 录
第1章 绪 论 ............................................................................................................................ 1
1.1 课题研究的目的和意义 .............................................................................................. 1
1.2 研究现状 ...................................................................................................................... 1
1.3 研究内容 ...................................................................................................................... 2
第2章 注采效果评价 .............................................................................................................. 3
2.1 试油产能综合评价分析 .............................................................................................. 3
2.2 试采产能评价 .............................................................................................................. 7
第3章 油田主要动态特征分析 .............................................................................................. 8
3.1 油井产能分析和注水井吸水能力分析 ...................................................................... 8
3.2 产量递减规律分析 .................................................................................................... 10
3.3 含水及含水上升率变化特征 .................................................................................... 11
3.4 油藏驱动能量分析 .................................................................................................... 13
3.5 储层注采井网系统性评价 ........................................................................................ 14
第4章 单指标开发效果评价 ................................................................................................ 16
4.1 基础井网适应性评价 ................................................................................................ 16
4.2 井网控制状况评价 .................................................................................................... 18
4.3 储量动用状况分析 .................................................................................................... 19
4.4 存水率 ........................................................................................................................ 20
4.5 水驱指数 .................................................................................................................... 22
4.6 耗水比 ........................................................................................................................ 22
第5章 开发效果综合评价 .................................................................................................... 24
5.1 基本原理 .................................................................................................................... 24
5.2 评判步骤 .................................................................................................................... 24
5.3 实例分析 .................................................................................................................... 25
底水油藏油水运动规律研究
底水油藏油水运动规律研究
摘要：对于底水砂岩油藏，分析水平井的脊进机理，进而确定其水淹规律是底水油藏水平井合理开发的理论基础。通过对底水油藏水平井的水脊机理、生产规律及影响因素分析基础上，采用物模实验、数值模拟以及水平井测试相结合来分析水平井见水特征，以指导后期的水平井控水措施。
关键词：底水 水平井 规律
Abstract:forsandstone reservoir with bottom water,analysis of horizontal
wellridgeinto themechanism,and then determine itsflooding lawis the theoretical basis
forreasonable developmentofhorizontal well in bottom water reservoir.Thelaw and the
influencemechanismofproductionwater crest,a horizontal well in bottom water
reservoirbased on the factor analysis,analysis ofhorizontal wellwaterfeatures using
thephysical modelexperiment,numerical simulation and thehorizontal well testingof
the horizontal wellcombination,guide the laterwater controlmeasures.
Keywords:rulesof horizontal well with bottom water drive
中原1区和KZ1区是中原油田碎屑岩底水油藏的典型区块，以研究两个区块揭示底水油藏油水运动规律。两个区块表现特征包括开发过程中油井的压力下降幅度较小。油藏的驱动能量充足，1区和KZ1区都不存在量衰竭的问题。影响油井产量递减的主要原因是水体锥进或脊进。
延安组底水油藏注水开发特征及注水优化—以D区块为例
技术研究
80 2017年第5期
延长油田D区块延10油藏边底水发育，属低渗透岩性—构造油藏。渗透率79.8×10-3μm2。区块于1999年投产， 2001年注水。开发井总数为35口，其中采油井27口，注水井8口。井网形式为接近300m井距的不规则井网。1 开采动态特征1.1 油井含水率随构造变化明显区块开发初期综合含水率30%。平面上，油井含水率随构造高度变化而变化明显。构造高部位产油量高含水率低，含水率低于10%。而构造边部油井含水率80%以上。1.2 初期注水效果明显，随含水率快速上升产量迅速递减D区块初期平均单井日产油8.5t。注水2个月后油井陆续见效。水井周围各个方向的油井均见到注水响应。随油井所处构造高度不同，见效特征不同。构造高部位油井表现为产油量增加，含水率稳定。构造低部位油井表现为产油量增加，含水率初期稳定，随后有明显上升，导致产油量递减。区块注水后产油量回升20%并稳产3年，后因综合含水率快速上升产量迅速递减。2015年末，区块平均单井日产油2.7t，综合含水率73.9%。区块注水见效期采油速度3.5%，2015年末采油速度1.1%。1.3 注采参数优化调整起到稳油控水作用。区块初期平均单井日注水45m3，由于油井含水率上升多次调整注水量，2015年末，单井日注水量平均17m3。注采比由初期的1.4变为0.8。同时优化油井工作制度，控制油井流压2.5-3.0Mpa。注采参数调整后，递减变缓。在童氏图版（ER为最终采收率）中含水与采出程度曲线斜率变小，开发趋势转好（图1）。0204060801000.00.10.20.30.40.50.6综合含水%采出程度RER=50ER=45ER=40ER=35ER=30ER=25D区块图1 D区块延10油藏综合含水率与采出程度曲线2 递减分析及采收率预测2005-2006年，区块月产量按指数递减规律递减。多次调整注采参数后，2007-2010年，区块月产量按调和递减规律递减。2015年末区块采出程度24.9%。采用丙型水驱曲线预测最终采收率为40.05%。注采参数调整，明显改善了注水开发效果。3 结论（1）D区块延安组岩性—构造油藏注水各向受效均衡，开发过程中，通过注水可有效补充地层能量，提高油井稳产能力。（2）注水速度和采油速度太快易导致D区块油井含水率快速上升及油井产量下降；该类油藏注水开发时应控制注、采速度，温和注水，温和采油。（3）通过开发实践，D区块适宜的注采比为0.8—1.0，适宜的井底流压为2.5—3.0MPa。参考文献[1] 杨士萍. 低渗透油藏注水开发实践及效果分析[J]. 特种油气藏，2007，14(z1)，54-56.延安组底水油藏注水开发特征及注水优化—以D区块为例段景杰1，2 李剑2 姚振杰2 赵永攀2 李娜2 陈芳萍21.西安石油大学石油工程学院 陕西 西安 7100652.陕西延长石油（集团）有限责任公司 陕西 西安 710075摘要：D区块为岩性—构造油藏，具有边底水特征。文章通过对D区块注水开发特征分析，认识到：该类油藏注水开发时应控制注、采速度，温和注水，温和采油。通过开发实践，D区块适宜的注采比为0.8—1.0，适宜的井底流压为2.5—3.5MPa。关键词：低渗透 底水 含水率率 注水 注采比Characteristics And optimization adjustments of Waterflooding Development in Bottom Water Reservoir of Yan’an Formation Covered with the D-oil BlockDuan Jingjie1,2， Li Jian2， Yao Zhenjie2， Zhao Yongpan2， Li Na2 ，Chen Fangping21. School of Petroleum Engineering Xi’an Petroleum University， Xi’an 710065Abstract：The D-oil block belongs to a lithology- structure reservoir with edge water features. Based on the analysis of the waterflooding characteristics of D block， it is recognized that the reservoir should control the speed of water injection and oil production， and carry out moderate water injection and oil production. according to the development practice， the suitable injection-production ratio is between 0.8-1.0， and the appropriate flowing bottomhole pressure is beween2.5-3.0MPa.Keywords：Low permeability； Bottom water； Water cut； Water injection； Injection-production ratio
底水油藏注水开发效果评价研究
底水油藏注水开发效果评价研究
【摘要】马北一号油藏是青海油田仅有的一个底水油藏，对于底水油藏的开发来讲，缺乏此类油藏的开发经验，我们对于此类油藏的开发主要还是以注水开发模式为主，随着开发工作不断推进，我们也发现了很多问题及矛盾，尤其是注水开发过程中，注水效果不理想，底水锥进导致产量下降，围绕该油藏主要矛盾，本文致力于研究注水对该油藏开发效果的影响。主要通过产吸剖面资料状况分析油水井在平面及纵向的产吸特征；注水分布测试与地质响应特征的关系；高渗透层与剩余油饱和度的特征响应三个方面对底水油藏的开发效果及潜力进行评价研究。
【关键词】产吸剖面 水侵 底水锥进 剩余油饱和度
1 前言
为切实做好马北底水油藏重点井组注采效果分析工作，借助动态监测成果，由点及面，由重点井组到全油田总体注水开发指标的评价，以便更细致分析产吸剖面、水流方向与油田地质（主要是岩相、渗透率）特征、剩余油分布等特征的响应，揭示井组存在问题，提出下步综合调整措施意见。
2 产、吸剖面的地质特征相应
从统计的产液剖面、吸水剖面资料反映出储层产吸状况有以下几个特征
（1）总体注入、产出受沉积及储层物性控制
正韵律底部及反韵律顶部，储层渗透性好，产吸状况好，动用程度高，其注入、产出与沉积韵律特征及储层渗透率特征响应一致；
平面上，如马6-12、马7-2、马北103等井在61-1小层内部中段，存在高渗透层，舌进现象尤为突出，这一现象在65号小层内部相对要少；纵向上，如北部马4-2井吸水剖面反映出反韵律61-2小层相对吸水量大于61-1小层，南部马8-2井产液剖面反映61-1小层底部正韵律油层产液高于顶部，马7-5井则反映61-2小层顶部反韵律层产液又比65_1小层高；储层产吸状况总体体现底部正韵律、顶部反韵律，主力61号层要好于65号非主力层。
（2）主力小层构造中部水浸速度高于北部和南部
构造中部61-1小层与下覆61-2小层镶嵌，无隔层区域的水体相对增加，加之中部注水量相对（含水平注水井）大，层间高渗透层注入水和井筒周围次生底水导致该区油井含水普遍高于北部和南部。如：马6-2、马6-3井（停）产液剖面反映已高含水。
底水油藏水平井分段开采技术研究
底水油藏水平井分段开采技术研究
沾5块位于太平油田西部，含油层位为Ng上4，属于具有边底水的构造地层稠油油藏，且非均质性比较严重，直井、水平井以及热采的开发的效果都不理想。目前，沾5块目前主要是利用水平井进行开采，底水容易沿着局部高渗透带流向油井，发生锥进，油井因此很快见水，无水生产期缩短，含水迅速上升。目前，沾5块最大的问题就是高含水。为弥补常规水平井的不足之处，我们提出水平井分段开采技术。水平井分段开采实际就是在水平井中下入带有封隔器、换层开关等井下工具的管柱，使管柱和各层段间形成相对独立且连通的流体通道，以此来解决由于水平段生产压降、井身轨迹及避水厚度、非均质性造成的高含水问题，可以对底水突破生产段进行封堵，也可以逐段开采，根据具体的地质情况和生产现状制定合理的开发方式和生产参数。一口井做多口井使用，在控制底水锥进的同时，提高油藏的储量动用程度和最终采收率的效果。理论分析上，沾5块非常适合分段开采技术，又经过沾5-P1分段射孔成功的实际案例，我们可以得知采油水平井分段开采技术可以有效的解决沾5块的高含水问题。
标签：沾5块；高含水；非均质性；分段开采；压力降；井身轨迹
水平井可以增大井筒和油气层之间的接触面积，提供远大于直井的渗流通道，获得更高的产能。底水油藏开发面临的最大问题就是底水的锥进，沾5块油田水平井开发已经进入中、高含水阶段，含水上升速度快，严重影响了水平井的开发效益。采用射孔优化技术改变水平井近井筒的流入特性，从而实现流入剖面均一的目的。
1 地质概况
沾5块位于太平油田西部，含油层位为Ng上4，1972年上报探明含油面积4.6 km2，探明石油地质储量330×104吨，2003年1月复算含油面积3.96 km2，石油地质储量863×104吨。太平油田沾5块构造上处于义和庄凸起东部，东邻太平油田沾18块，南以义南分支断层为界，北部逐渐过渡到义北斜坡。该块馆陶组地层超覆-披覆于古生界潜山地层之上，其馆上段地层构造形态与古生界潜山顶面的构造形态基本一致，呈北西高南东低，坡度在1o～2o之间。根据目前完钻井的钻井资料揭示，沾5块钻遇的地层自下而上依次为：下古生界、新生界上第三系馆陶组（Ng）、明化镇组（Nm）以及第四系平原组（Q）地层，中间缺失上古生界、中生界和下第三系（E）地层。
含夹层气顶底水油藏开发技术对策
含夹层气顶底水油藏开发技术对策
发布时间：2023-02-20T01:22:14.092Z 来源：《中国科技信息》2022年19期 作者： 赵琳
[导读] 气顶底水油藏在开发中面临着气窜、水窜的危险，而夹层的发育可以延长单井无气、无水采油周期，控制含水上升速率，增加采收率，
赵琳
大庆市第五采油厂 黑龙江大庆 163513
摘要：气顶底水油藏在开发中面临着气窜、水窜的危险，而夹层的发育可以延长单井无气、无水采油周期，控制含水上升速率，增加采收率，“寻夹避窜”是有效开发这类气藏的关键。Z油藏是一种典型的气顶强底水油藏，它的油水界面和油水界面都是一致的，在这一区域
内，存在着一定的渗透率，在中间层和下层之间存在着明显的物性差异。利用储层数值模拟技术，探讨了储层层系对储层开发指标的影
响，并提出了“划层系、分区”的发展战略，并在此基础上，将储层划分为两套层系，三个区域，第一层系根据气顶底水储层进行开发，并
尽可能避免与天然气共采；
关键词：气顶底水油藏；夹层；层系划分；数值模拟
1引言
薄层气层顶底水储层结构复杂，厚度小，采用传统的气窜、水窜开采技术难以达到，采气期缩短，使得开发难度增大。研究表明，在薄层气顶底水储层中，采用隔层可以减缓气、水窜速度，从而显著提高储层的开发效果。所以，找出中间夹层的位置，评价它的发展效益
是非常关键的。目前，有关隔夹层在气顶底水储层开发中的应用，已有文献报道，但对其开采规律的研究较少。本文根据储层中存在连续
分布的低渗层特征，创新地提出了“划层系、分区”的开采战略，以及先底开采后边侧采油的开采模式，在中间层之上的区域按照气顶边底
水层开采，而在夹层之下则按底水开采，这种开采技术方针能达到良好的开发效果。
2夹层的综合评价
通过对 Z井5个井的连井剖面分析，可以看出：在井内存在两组夹层，将储层划分为 ZI、 ZII、 ZIII三组，其中， ZI （CO2）与 ZII（ZII）间的 m夹层 m, m型夹层在 a、 b井为粘土夹层，厚度在1.3~2.2 m左右，而 b井、 c井和 e井为钙质夹层。
低渗透油藏的开发技术
低渗透油藏的开发技术
目 录
第一章 低渗透油藏概况 ................................................................- 1 -
1.1 低渗透油藏地质特征 ..........................................................- 1 -
1.2 低渗透油藏注水现状 ..........................................................- 1 -
1.3 低渗透油藏增注工艺进展 ......................................................- 2 -
第二章 低渗透油藏增注技术的研究与应用 ................................................- 4 -
2.1 酸化增注技术的研究与应用 ....................................................- 4 -
2.2 活性降压技术的研究与应用 ....................................................- 6 -
2.3 径向钻井技术的研究与应用 ....................................................- 7 -
2.4 袖套射孔技术的研究与应用 ....................................................- 7 -
第三章 结论 ..........................................................................- 9 -
第四章 下步技术攻关方向 ..............................................................- 10 -
底水油藏水淹规律探讨
85油气勘察
底水油藏的最大特点就是底水丰富，因而在开发开采过程中很容易造成油层过早见水，导致油井产量下降。在对底水油藏进行开发时，底水受到开发活动的影响出现锥进，导致油井内的含水量进一步增加，在对油井内水量增加速度不采取必要控制措施的情况下，油层会比较早的见水，而随着井内水量的持续增加，油井最终会被淹，正常的开采活动无法进行，资源被大量浪费。因此要想保证底水油藏开发活动的顺利、高效进行、要想提升油井产量，就必须深入分析油井内水淹规律，并采取有效措施对井内底水锥进问题进行控制，从而提升底水油藏开采的经济效益。下面结合实际，就底水油藏水淹规律以及底水锥进防控措施做具体分析。一、底水油藏水淹规律分析在底水油藏开采中，底水锥进问题无法避免，它是一个客观性的存在，无论是裂缝性的底水油藏还是孔隙性底水油藏，底水锥进问题一直存在。在底水油藏开采过程中，油井内的含水率是一个从少到多的过程，水淹范围也是从小到大，从局部逐渐到整体。在油井开采初期阶段，油井内虽然有水但是水量较少，因此此时通过人工注水与底水驱动可有效提升油藏开发效率。在底水较少或水锥尚未形成的情况下，底水油藏开采活动比较容易开展，油井出油量也会相对较大，但随着井内含水率的提升，水淹面积的扩大，底水油藏开采难度将不断提升，出油量会明显减少，且因为油气资源受到水的影响而导致资源的纯度有所降低。对底水油藏注水开发模式进行研究后发现，注入的水在油井内的流动也呈现出一定的规律。注水先是向油藏底部流动，进入底水区域。然后底水区域的水受到生产压差的影响又向油井方向流动，在这一过程中驱油的目的便达到。且实验表明，由于在采油井与注水井之间存有大片的未动用区域，因而油气资源得不到完全开发，油井内还会剩余较多的油气资源。如果不对这一问题进行研究与解决，将造成油藏采收率低，油气资源浪费严重。综合各项实验与研究得出，底水油藏水淹问题呈现出以下规律：点状水淹的油藏，高渗透段优先见水，之后整个油层会很快被水淹没。多点见水的油藏，会受到多处见水的影响而加快油藏被淹速度，扩大油藏被淹面积，导致油井产出率大大降低。如果油藏根部的区域遇水，那么见水面积会逐步扩大，底水会从局部逐渐蔓延到全井，整个蔓延与发展过程呈现出从远到近的规律。随着开采活动的持续进行，整个油井最终会被水淹。线状见水的油井，井内的含水率会在短时间内出现较大变化，含水率会逐渐升高而剩余油的分布面积会逐渐缩小。要想在全井见水之前开采出更多的油气资源，就需在保证人员、设备、环境以及资源安全的情况下适当提升开采效率，以此增加整体的开采量。底水油藏的被淹面积也与开采时间有关，当开采时间较长时，油层被淹面积也就会越大，甚至最终会出现整个油井被淹的情况。经研究与观察发现，当底水淹没高渗透带后，底水的锥进现象也将越来越严重，最终会造成低渗透区域也出现水淹现象，从而严重影响到整个油井的产油量。在底水油藏开发中，井内的含水率会是影响油产出率的一个重要因素，在井内含水量增加，底水锥进现象严重的情况下，油井的产出率就大大降低。这是因为，当油层长时间见水后，许多的剩余油分将出现在高渗透条带以外的区域。在这种情况下，只有采用更多、更先进的技术手段才能将剩下的油气资源开发出来，将油气资源的损耗率降到最低。二、底水油藏水淹影响控制措施在进行底水油藏的开采时，要能采用最先进、最高效的开采技术，以实现开采效益的最大化。具体来说，在进行底水油藏开采时，最主要的工作就是要控制或减小底水锥进对开采作业的影响，要能采取有效措施延后油层见水时间或降低油井含水率上升速度，以此获得更多的开采时间以及更纯、更优质的石油资源，更好地达到底水油藏开发目的。因此在具体的开发开采作用中，相关单位可考虑运用以下技术措施来减小底水锥进影响：第一，运用双管同采技术。采用这一技术手段来抑制水锥的形成，从而避免底水锥进的影响。在开发底水油藏过程中，单位可运用主管来开采油气，运用副管开采水，这样就有效抑制了底水锥进现象的形成，使正常的石油开采活动不受影响。研究与实践证明，在开采过程中运用双管同采技术，两管在运作过程中会引起水锥的降落，这样就避免了水锥过早形成，防止了油层过早见水。第二，双层完井消锥技术。经研究观察发现，底水油藏在不受外力等扰动的情况下会形成一个比较稳定的油水界面。受油与水密度不同的影响，水会相对稳定地存在于油层下方不会对油层产生影响。为此在开采过程中就可利用这一现象进行双层开采，对油层与水层采用不同的完井工艺技术来进行开采与处理，从而防止水锥形成，使底水不会对油层产生影响，使各项开采活动能顺利安全进行。在应用这一技术开采时，油从油套管环形空间采出，这样油的界面与水的界面就能各自保持稳定，底水对油层的影响会大大降低。结语综上所述，经研究与实践证明，导致油井产量下降甚至造成油井过早停产的主要原因就是底水锥进问题。对于这一问题，要通过动态的监控、全面的分析以及尽早的防控来最大程度减少其对底水油藏开采的影响，从而更好的实现油藏开发目标。在具体的开采活动中，单位可灵活采用双管同采技术、双层完井消锥技术等减小或消除底水锥进对油气开采的影响，确保各项开采活动的顺利、有效实施。参考文献：[1]韩超.底水油藏水淹规律探讨[J].石化技术,2018,25(01):264.[2]任超群,李文红,孔令辉,张鹏,宋智聪.夹层性质对厚层底水油藏水驱规律的影响[J].石油化工应用,2017,36(06):56-63.[3]尹俊禄,赵丁楠,东甲山,王鹤田,李振龙.底水油藏水平井水淹规律影响因素[J].油气地质与采收率,2012,19(04):90-92+117.[4]曹立迎,蔺高敏,宋传真,刘传喜.底水油藏水平井水淹规律经验模型[J].断块油气田,2012,19(03):323-326.底水油藏水淹规律探讨郭 婷 大港油田公司第五采油厂【摘 要】在进行底水油藏的开发时，底水易引起水驱效应，从而导致油层过早见水或被水淹，造成资源质量下降，油井产量下降。因此本文运用实验研究法、调查法、观察法等对底水油藏水淹规律以及防控措施进行分析，旨在延后油层见水时间，减小底水对油井以及石油资源的影响，提高油井产量。【关键词】底水油藏；水淹；规律；防控措施
底水稠油油藏的开采策略
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底水稠油油藏的开采策略
作者：王彬彬
来源：《企业文化》2018年第29期
摘要：水平井开采油气田是一种有效的增产技术。利用水平井开发底水油藏要远远优于直井，特别对稠油的底水油藏。基于拟三维求解思想，本文动用保角变换、汇源反映、叠加原理以及等值渗流阻力等渗流理论，对三种水平井面积井网进行了重点研究。其结果可用于水平井底水油藏工程问题研究和计算，对底水油藏的开发和设计具有一定的参考和指导意义。
关键词：底水油藏；水平井；水锥
稠油油藏多数为中新生代陆相沉积，少数为古生代海相沉积。油藏类型多，地质条件复杂。储集层以碎屑岩为主，具有高孔隙度、高渗透率、胶结疏松的特点。目前，已发现的稠油油田或油藏有30多个，主要分布在辽河油区的曙光油田、欢喜岭稠油区及高升油田，新疆克拉玛依油区的九区、六东区、红山嘴油田及风城稠油区，胜利油区的单家寺油田等。
一、利用不同的注采方式开采底水稠油藏
国外对不同底水油藏进行蒸汽驱时，视其具体条件采用不同的注采方式，主要有以下几点：
（1）避开底水，在底水层很厚及其具体情况不明的条件下，委内瑞拉一些油藏采用回避的作法，即注采井不直接射开底水层，一般在距底水层顶部15m以上射孔。例如Jobo油田就采用了这种作法。
（2）直接向底水层注蒸汽 这种作法只有在油层原油粘度很高、不易向油层直接注汽且下伏有较薄的底水层可利用时才采用。如美国的Slocum油田和加拿大的和平河油田，其底水层厚度都不超过4m，注入井和生产井均在底水层完井，蒸汽直接注到底水层中。
（3）下注上采 即在构造下倾方向、靠近油水界面处注蒸汽，在上倾方向的生产井中采油。如荷兰的Schoonebeck油田和西德的Ruehlertwmt油田就采用了这种开采方式。两个油B的原油粘度都不超过200mpa·s，都是在天然水驱和注水开发后，在综合含水很高的情况下实施蒸汽驱的。
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。地层水侵程度加剧，剩余油挖潜潜力较小，油藏稳产面临严峻的开发
薄层边底水油藏直井开发效果及改善措施研究
勘探开发
132 2023年第11期
薄层边底水油藏具有油层厚度薄，边底水分布
范围较大，非均质性较强的特点，与国内外常见的
厚油层状底水油藏相比，其不满足开采需要的临界
产量，部分油井投产初期既油水同产，薄层边底水
油藏在开发中普遍面临着含水上升速度快，产量递
减迅速，开发效果变差的问题[1-6]。因此，研究薄层
边底水油藏的开发效果和影响因素具有重要的实际
应用价值。以国内Z油田为例，对水侵系数、采液/
采油指数、注水利用率关键开发参数进行评价。
1 开发效果关键参数评价
1.1 水侵系数评价
不封闭弹性水压驱动条件下油藏的物质平衡
方程式可表示为：
PCNBWWBNWeoipooe
应用水侵系数来计算边底水的活跃程度，采
用薛尔绍斯（Schilthuis）方程式计算水侵系数。
薛尔绍斯方程式可表示为：绍斯方程式可表示为：
tttfePdtKdtPPKW00
式中：We为累积水侵量（m3）；No为原始地
质储量（104m3）；Bo为原油体积系数，小数；Wi、Wp为累积注水量和累积产水量（m3）；N为
动态地质储量（104m3）；Ce为综合压缩系数（1/
MPa）；△P为地层压降（MPa）；K为水侵系数(m3/MPa·mon)。
绘制制PtWe~关关系曲线可知，油藏目前平均水侵系数为9907m3/（Month·MPa），注水之前水
侵系数为24235m3/（Month·MPa），因此本油藏
属地层水活跃油藏。
1.2 采液/油指数分析
实验室条件下，采液/采油指数：下，采液/采油指数：
LKKppKKpqJAoroArooo
LKKKJJJAwrworowoL
式中：qo为产油量（t/mon或104t/a）；Kro、Krw为油相/水相相对渗透率，f；KA/L为常数；μo、μw为原油和地层水粘度，mPa.s；μw—地层水粘
度，mPa.s。
对于确定的岩心样品，KA/L值可视为常数。