底水油藏開發(fā)動態(tài)及提高開發(fā)效果的方法

1基礎模型的建立與求解2底水錐進水錐的動態(tài)變化過程3底水錐進水錐狀態(tài)的影響因素4底水油藏提高開發(fā)效果的主要途徑5結論1.1.1

地質模型1.1

基礎模型的建立

某底水油藏，底水能量充足，油藏面積2.8Km2，井網(直井)密度11口/km2；含油層有效厚度23m，含水層厚度40m，射孔油層上部的30%；地層平面平均滲透率1150mD，垂向滲透率80mD，油層平均孔隙度25%.孔隙性底水均質油藏直井開采1.1.2

流體模型1.1

基礎模型的建立表1油藏流體主要參數值參數名稱參數值孔隙度0.25原油地面密度（Kg/m3）970地下原油密度（Kg/m3）935地層水密度（Kg/m3）1050原油體積系數1.0375地層水體積系數1原油地層條件下的粘度為（mPa·s）65地層水粘度（mPa·s）0.51.1

基礎模型的建立1.1.2

流體模型表1油藏相滲曲線表Sw0.3390.4110.4350.4540.4790.4960.5250.570.5980.6210.6360.660.6860.7030.74kro10.3670.250.1880.130.1020.070.040.0290.0220.0190.0150.0110.010krw00.0170.0250.0320.0420.0490.0640.0930.1150.1360.150.1770.210.2330.292Swc=0.339N--石油地質儲量，104tA--含油面積，km2

he--平均有效厚度，mΦ--平均有效孔隙度，小數

Swc--平均束縛水飽和度，小數

ρo--平均地面脫氣原油密度，t/m3

Boi--平均原始原油體積系數

▲

油層中一定體積原油與它在地面標準狀態(tài)下脫氣后的體積之比。1.2.1油藏地質儲量計算經計算，該油藏的儲量為：994.97×104t1.2

基礎模型的求解1.2.2臨界產量計算1.2基礎模型的求解函數Ω(rDe,bD)值由Chierici等人繪成圖版，該圖版的使用范圍為：

經計算，可得下列結果：rDe=1.95bD=0.3Ω=0.175用SI制單位表示為：qocrit—臨界產油量，m3/dho—地層中含油部分的高度，m；kr——油藏巖石在徑向上的滲透率，10-3μm2；kz——油藏巖石在垂向上的滲透率，10-3μm2；Bo——原油體積系數，m3/m3；re——油井泄油半徑，mq=0.66m3/d在底水油田開發(fā)初期，如果以臨界產量生產，產油量很低，以至于不會產生好的經濟效益，因此往往采用高于臨界產量(13m3/d)生產，那么隨之而來的是水錐體不斷上升，最終竄入油井。此時，須估計：水錐突破時間突破后含水率的變化

1.2.3預測底水錐進時間1.2基礎模型的求解(1)水錐突破時間無因次水錐高度：無因次時間：水油流度比：37.96無因次突破高度：無因次突破時間：tBT時無因次水錐高度：0.2040.1351911.89d5年02月后見水0.7以數值模擬為基礎，某一時刻含油部分厚度ho，含水部分hw，油井在整個厚度上(ho+hw)完井生產，水油比：設地層均質，隨油井生產ho、hw變化，qw/qo也變化，特征含水率：(2)預測底水錐后含水變化0.9856分別計算含水fw=40%60%90%時油井生產時間水錐突破后，油井以大于臨界產量生產，因此有：9944.41d4718.10d2870.07d27年3月12年11月7年10月1基礎模型的建立與求解

2底水錐進水錐的動態(tài)變化過程3底水錐進水錐狀態(tài)的影響因素4底水油藏提高開發(fā)效果的主要途徑5結論2.1定義

油井生產時的壓力梯度使近井地帶的油氣界面降低，油水界面升高。油層之上較輕的氣及油層下面較重的水使流體梯度得以平衡。這些平衡力使油氣及油水界面呈錐狀分布。這種現象稱為水錐或氣錐。2.2底水錐進動態(tài)描述（q=13m3/d＞qoc=0.66m3/d）隨著油井的投產，界面的錐狀體將隨之形成。錐體的上升速度取決于該點處的勢梯度和巖石垂向滲透率的大小。錐體高度取決于由油水密度差引起的重力與垂向壓力梯度的平衡。油井產量高于臨界產量，因此油水接觸界面將隨著油井的生產不斷上升，水錐體變得不穩(wěn)定，并一直上竄入井底，隨之油井開始產水，含水不斷上升。fw=40%（7年10月后）fw=60%（12年11月后）fw=90%（27年3月后）2.2底水錐進動態(tài)描述（q=13m3/d＞qoc=0.66m3/d）初始時刻見水時刻（5年2月后）1/2見水時刻側視圖后視圖“中部見水-沿井擴展-全井見水-翼部抬升”的見水模式

1基礎模型的建立與求解2底水錐進水錐的動態(tài)變化過程

3底水錐進水錐狀態(tài)的影響因素4底水油藏提高開發(fā)效果的主要途徑5結論孔隙性底水均質油藏直井開采3.1垂向與水平滲透率比kv/khkv/kh越大，即垂向滲透率越大，油井的無水采出程度越低,油井見水時間越早，在相同的采出程度下,油井含水率越高;反之,油井見水越慢，采出程度越高.這是因為垂向傳導率越大,垂向阻力越小,底水錐進越快,很快到達井底,從而導致采出程度偏低;kv/kh越小，即水平滲透率越大，儲層的垂向滲流阻力越大,壓力可以充分的在水平面?zhèn)鞑?底水作用的面積增大,而不會迅速沿井筒錐進，所以油井的無水采出程度高,并且相同采出程度下含水率較低；由此可以看出，垂向與水平滲透率的比值kv/kh是影響油藏開采規(guī)律最敏感的參數之一。圖1不同kv/kh下含水率與采出程度關系曲線圖0.050.10.31分別模擬計算油水粘度比為2、5、10、35、70

五種情況下的開采動態(tài)，計算結果如圖2所示，由圖可以看出：油水粘度比的大小對底水錐進影響十分顯著，油水粘度比低于10的情況下，有一定的無水采油期，隨著油水粘度比的增大，無水采油期逐漸減少，水錐形成時間變短，當油水粘度比大于10之后，基本上沒有了無水采油期；低粘度原油，重力作用強,有效抑制了底水的錐進,并且原油粘度低時，底水較均勻推進,驅油過程近似于活塞式，底水錐進不明顯，所以，油水粘度比是影響底水油藏開發(fā)效果的最顯著的參數。高粘度原油正與此相反。3.2油水粘度比孔隙性底水均質油藏直井開采圖2不同油水粘度比下含水率與采出程度關系曲線圖27010535孔隙性底水均質油藏直井開采3.3油水密度差表2油水粘度比對開發(fā)效果的影響

油的粘度和密度是相關的，粘度越高，密度也相應增大，所以兩個因素是相關的。3.4采油速度孔隙性底水均質油藏直井開采模擬時，設計采油速度分別為1%、2%、4%，打開程度為60%，模擬結果如圖3所示，從圖中可以看出：采油速度較低時，其無水采出程度也較高，但從油田開發(fā)來看，開發(fā)時間太長，經濟上不劃算，當采油速度較高時，其無水采油期明顯縮短。這是因為高速開采的情況下，其生產壓差較大，從而使得水錐形成時間變短，油井過早見水，導致無水采出程度降低；在含水率低于90%并且采出程度相同的情況下，采油速度越低，含水率越低；由各曲線趨勢可以看出，在高含水期(fw＞90%)時，各條曲線會聚在一起，采油速度對開發(fā)效果的影響可以忽略，此時可以提高產液速度以縮短油田開發(fā)時限，提高經濟效益。圖3不同采油速度下含水率與采出程度關系曲線圖2%1%4%無夾層底水錐進

有夾層底水錐進

時間

夾層改變了底水錐進路線，減緩了底水錐進速度，無夾層條件下，底水錐進速度明顯快于存在夾層的。對于油藏物性好，原油粘度高，當儲層中沒有隔層存在，無水采油期多為3-6個月，當存在100m規(guī)模的夾層時無水期延遲為1年，無水采出程度可以大幅度提高。

物理模擬3.5夾層影響孔隙性底水均質油藏直井開采不同規(guī)模夾層對水錐的影響

夾層位置對水錐的影響

夾層規(guī)模越大，對底水的抑制作用越大。夾層處于油水界面以上位置時，對水錐的抑制作用比較明顯。

模擬3.5夾層影響孔隙性底水均質油藏直井開采水平段長度不同，水錐（脊）形成過程及形狀不同。水平段較短，油水邊界變形較大,在兩翼邊緣處出現較大的死油區(qū)。水平段長度增長，水脊形成時間推遲。壓差增大，產量增高，水脊形成提前。死油區(qū)死油區(qū)3.6水平井長度

1基礎模型的建立與求解2底水錐進水錐的動態(tài)變化過程3底水錐進水錐狀態(tài)的影響因素

4底水油藏提高開發(fā)效果的主要途徑5結論

世界范圍內底水油藏數目非常巨大，儲量豐富，底水油藏開發(fā)所面臨的一個普遍和最大問題就是底水錐進和生產井含水率快速上升、油層過早水淹，其危害表現為：（1）日產油量急劇下降，減緩了單井采油速度；（2）油層內大量死油開采不出來，降低了采收率和經濟效益；（3）注入水沿高滲透帶突進，一方面造成局部油層水淹，另一方面使其他油層注水不見效果，降低了水驅油的波及效率；（4）巨大的采液量，增加了能耗，降低了地層能量，補充注水井耗費巨大。4.1底水油田開發(fā)中普遍存在的難題——快速水淹措施

一、人工隔層穩(wěn)油控水理論——打隔板三、采水消錐工藝四、水平井技術五、底水油藏控水壓裂技術一、氮氣泡沫流體壓水錐控水增油技術二、遠離油水界面射孔——避射彌補近井帶壓力虧空，減緩底水錐進：在油井底部，接近油水界面處，高壓、大排量注入氮氣泡沫，近井區(qū)域快速升壓，注入泡沫不但可以彌補近井帶壓力虧空，還壓迫水錐下移，減緩底水錐進。

氮氣泡沫的選擇性封堵作用：氮氣泡沫具有遇水穩(wěn)定、遇油穩(wěn)定性變差的性質。在施工過程中，進入水層的泡沫比進入油層的泡沫要穩(wěn)定得多。

氣泡的Jamin

效應

：壓水錐以后，隨生產時間的延長，進入地層的泡沫不斷地破裂和再生，破裂氣泡產生的氮氣重新被起泡劑溶液捕集，形成新的氣泡。在此過程中，由于氣泡的Jamin

效應，使泡沫能夠有效地封堵底水上竄通道，減緩底水錐進。4.2氮氣泡沫壓水錐機理

氮氣的彈性能量：氮氣不溶于水，很少溶于油，具有良好的膨脹性（其壓縮性是CO2的3倍），彈性能量大，可長時間保持地層能量。在生產期間，其高彈性能一方面可以驅替原油，另一方面可以補充地層壓力，減緩近井帶由于原油的產出導致的壓力下降，從而減緩底水錐進。對近井帶剩余油分布的影響：注入泡沫過程中，近井帶泡沫隨著注入壓力的上升，驅替底部原油上移，油井上部射孔段近井帶形成原油富集區(qū)域。對于有上部避射段的油井，泡沫到達油層頂部后形成氣頂，驅替避射段原油下移，增油效果更明顯。4.2氮氣泡沫壓水錐機理實施過程：按設計要求下隔熱管柱；注入氮氣泡沫；注蒸汽；燜井4—5天以后放噴

；起隔熱管，下泵試抽。4.3

現場應用情況施工效果：4.3

現場應用情況

9年的效果跟蹤結果顯示，注氮氣泡沫后，日產油量提高，含水率降低，可有效實現穩(wěn)油控水的效果。底水油藏氮氣泡沫控水技術目前在部分油田取得了較好的應用效果。例如：在渤海油田：利用氮氣泡沫控制底水錐進效果顯著；在勝利油田石油開發(fā)中心部分油田：利用氮氣泡沫進行調剖的蒸汽吞吐井，對底水錐進也有明顯抑制作用；另外在含有邊水的區(qū)塊，靠近水線的一線井全部注氮氣泡沫進行整體調剖，邊水推進速度明顯降低。如結合泡沫凍膠堵水，預計該技術將會取得更好的效果。4.3

現場應用情況

1基礎模型的建立與求解2底水錐進水錐的動態(tài)變化過程3底水錐進水錐狀態(tài)的影響因素4底水油藏提高開發(fā)效果的主要途徑5結論結論（1）由于底水錐進導致油井過早見水，在水錐體之外的儲量基本未動用，形成大量的剩余油，從而