底水油藏开发动态及提高开发效果的方法

1基础模型的建立与求解2底水锥进水锥的动态变化过程3底水锥进水锥状态的影响因素4底水油藏提高开发效果的主要途径5结论1.1.1

地质模型1.1

基础模型的建立

某底水油藏，底水能量充足，油藏面积2.8Km2，井网(直井)密度11口/km2；含油层有效厚度23m，含水层厚度40m，射孔油层上部的30%；地层平面平均渗透率1150mD，垂向渗透率80mD，油层平均孔隙度25%.孔隙性底水均质油藏直井开采1.1.2

流体模型1.1

基础模型的建立表1油藏流体主要参数值参数名称参数值孔隙度0.25原油地面密度（Kg/m3）970地下原油密度（Kg/m3）935地层水密度（Kg/m3）1050原油体积系数1.0375地层水体积系数1原油地层条件下的粘度为（mPa·s）65地层水粘度（mPa·s）0.51.1

基础模型的建立1.1.2

流体模型表1油藏相渗曲线表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--石油地质储量，104tA--含油面积，km2

he--平均有效厚度，mΦ--平均有效孔隙度，小数

Swc--平均束缚水饱和度，小数

ρo--平均地面脱气原油密度，t/m3

Boi--平均原始原油体积系数

▲

油层中一定体积原油与它在地面标准状态下脱气后的体积之比。1.2.1油藏地质储量计算经计算，该油藏的储量为：994.97×104t1.2

基础模型的求解1.2.2临界产量计算1.2基础模型的求解函数Ω(rDe,bD)值由Chierici等人绘成图版，该图版的使用范围为：

经计算，可得下列结果：rDe=1.95bD=0.3Ω=0.175用SI制单位表示为：qocrit—临界产油量，m3/dho—地层中含油部分的高度，m；kr——油藏岩石在径向上的渗透率，10-3μm2；kz——油藏岩石在垂向上的渗透率，10-3μm2；Bo——原油体积系数，m3/m3；re——油井泄油半径，mq=0.66m3/d在底水油田开发初期，如果以临界产量生产，产油量很低，以至于不会产生好的经济效益，因此往往采用高于临界产量(13m3/d)生产，那么随之而来的是水锥体不断上升，最终窜入油井。此时，须估计：水锥突破时间突破后含水率的变化

1.2.3预测底水锥进时间1.2基础模型的求解(1)水锥突破时间无因次水锥高度：无因次时间：水油流度比：37.96无因次突破高度：无因次突破时间：tBT时无因次水锥高度：0.2040.1351911.89d5年02月后见水0.7以数值模拟为基础，某一时刻含油部分厚度ho，含水部分hw，油井在整个厚度上(ho+hw)完井生产，水油比：设地层均质，随油井生产ho、hw变化，qw/qo也变化，特征含水率：(2)预测底水锥后含水变化0.9856分别计算含水fw=40%60%90%时油井生产时间水锥突破后，油井以大于临界产量生产，因此有：9944.41d4718.10d2870.07d27年3月12年11月7年10月1基础模型的建立与求解

2底水锥进水锥的动态变化过程3底水锥进水锥状态的影响因素4底水油藏提高开发效果的主要途径5结论2.1定义

油井生产时的压力梯度使近井地带的油气界面降低，油水界面升高。油层之上较轻的气及油层下面较重的水使流体梯度得以平衡。这些平衡力使油气及油水界面呈锥状分布。这种现象称为水锥或气锥。2.2底水锥进动态描述（q=13m3/d＞qoc=0.66m3/d）随着油井的投产，界面的锥状体将随之形成。锥体的上升速度取决于该点处的势梯度和岩石垂向渗透率的大小。锥体高度取决于由油水密度差引起的重力与垂向压力梯度的平衡。油井产量高于临界产量，因此油水接触界面将随着油井的生产不断上升，水锥体变得不稳定，并一直上窜入井底，随之油井开始产水，含水不断上升。fw=40%（7年10月后）fw=60%（12年11月后）fw=90%（27年3月后）2.2底水锥进动态描述（q=13m3/d＞qoc=0.66m3/d）初始时刻见水时刻（5年2月后）1/2见水时刻侧视图后视图“中部见水-沿井扩展-全井见水-翼部抬升”的见水模式

1基础模型的建立与求解2底水锥进水锥的动态变化过程

3底水锥进水锥状态的影响因素4底水油藏提高开发效果的主要途径5结论孔隙性底水均质油藏直井开采3.1垂向与水平渗透率比kv/khkv/kh越大，即垂向渗透率越大，油井的无水采出程度越低,油井见水时间越早，在相同的采出程度下,油井含水率越高;反之,油井见水越慢，采出程度越高.这是因为垂向传导率越大,垂向阻力越小,底水锥进越快,很快到达井底,从而导致采出程度偏低;kv/kh越小，即水平渗透率越大，储层的垂向渗流阻力越大,压力可以充分的在水平面传播,底水作用的面积增大,而不会迅速沿井筒锥进，所以油井的无水采出程度高,并且相同采出程度下含水率较低；由此可以看出，垂向与水平渗透率的比值kv/kh是影响油藏开采规律最敏感的参数之一。图1不同kv/kh下含水率与采出程度关系曲线图0.050.10.31分别模拟计算油水粘度比为2、5、10、35、70

五种情况下的开采动态，计算结果如图2所示，由图可以看出：油水粘度比的大小对底水锥进影响十分显著，油水粘度比低于10的情况下，有一定的无水采油期，随着油水粘度比的增大，无水采油期逐渐减少，水锥形成时间变短，当油水粘度比大于10之后，基本上没有了无水采油期；低粘度原油，重力作用强,有效抑制了底水的锥进,并且原油粘度低时，底水较均匀推进,驱油过程近似于活塞式，底水锥进不明显，所以，油水粘度比是影响底水油藏开发效果的最显著的参数。高粘度原油正与此相反。3.2油水粘度比孔隙性底水均质油藏直井开采图2不同油水粘度比下含水率与采出程度关系曲线图27010535孔隙性底水均质油藏直井开采3.3油水密度差表2油水粘度比对开发效果的影响

油的粘度和密度是相关的，粘度越高，密度也相应增大，所以两个因素是相关的。3.4采油速度孔隙性底水均质油藏直井开采模拟时，设计采油速度分别为1%、2%、4%，打开程度为60%，模拟结果如图3所示，从图中可以看出：采油速度较低时，其无水采出程度也较高，但从油田开发来看，开发时间太长，经济上不划算，当采油速度较高时，其无水采油期明显缩短。这是因为高速开采的情况下，其生产压差较大，从而使得水锥形成时间变短，油井过早见水，导致无水采出程度降低；在含水率低于90%并且采出程度相同的情况下，采油速度越低，含水率越低；由各曲线趋势可以看出，在高含水期(fw＞90%)时，各条曲线会聚在一起，采油速度对开发效果的影响可以忽略，此时可以提高产液速度以缩短油田开发时限，提高经济效益。图3不同采油速度下含水率与采出程度关系曲线图2%1%4%无夹层底水锥进

有夹层底水锥进

时间

夹层改变了底水锥进路线，减缓了底水锥进速度，无夹层条件下，底水锥进速度明显快于存在夹层的。对于油藏物性好，原油粘度高，当储层中没有隔层存在，无水采油期多为3-6个月，当存在100m规模的夹层时无水期延迟为1年，无水采出程度可以大幅度提高。

物理模拟3.5夹层影响孔隙性底水均质油藏直井开采不同规模夹层对水锥的影响

夹层位置对水锥的影响

夹层规模越大，对底水的抑制作用越大。夹层处于油水界面以上位置时，对水锥的抑制作用比较明显。

模拟3.5夹层影响孔隙性底水均质油藏直井开采水平段长度不同，水锥（脊）形成过程及形状不同。水平段较短，油水边界变形较大,在两翼边缘处出现较大的死油区。水平段长度增长，水脊形成时间推迟。压差增大，产量增高，水脊形成提前。死油区死油区3.6水平井长度

1基础模型的建立与求解2底水锥进水锥的动态变化过程3底水锥进水锥状态的影响因素

4底水油藏提高开发效果的主要途径5结论

世界范围内底水油藏数目非常巨大，储量丰富，底水油藏开发所面临的一个普遍和最大问题就是底水锥进和生产井含水率快速上升、油层过早水淹，其危害表现为：（1）日产油量急剧下降，减缓了单井采油速度；（2）油层内大量死油开采不出来，降低了采收率和经济效益；（3）注入水沿高渗透带突进，一方面造成局部油层水淹，另一方面使其他油层注水不见效果，降低了水驱油的波及效率；（4）巨大的采液量，增加了能耗，降低了地层能量，补充注水井耗费巨大。4.1底水油田开发中普遍存在的难题——快速水淹措施

一、人工隔层稳油控水理论——打隔板三、采水消锥工艺四、水平井技术五、底水油藏控水压裂技术一、氮气泡沫流体压水锥控水增油技术二、远离油水界面射孔——避射弥补近井带压力亏空，减缓底水锥进：在油井底部，接近油水界面处，高压、大排量注入氮气泡沫，近井区域快速升压，注入泡沫不但可以弥补近井带压力亏空，还压迫水锥下移，减缓底水锥进。

氮气泡沫的选择性封堵作用：氮气泡沫具有遇水稳定、遇油稳定性变差的性质。在施工过程中，进入水层的泡沫比进入油层的泡沫要稳定得多。

气泡的Jamin

效应

：压水锥以后，随生产时间的延长，进入地层的泡沫不断地破裂和再生，破裂气泡产生的氮气重新被起泡剂溶液捕集，形成新的气泡。在此过程中，由于气泡的Jamin

效应，使泡沫能够有效地封堵底水上窜通道，减缓底水锥进。4.2氮气泡沫压水锥机理

氮气的弹性能量：氮气不溶于水，很少溶于油，具有良好的膨胀性（其压缩性是CO2的3倍），弹性能量大，可长时间保持地层能量。在生产期间，其高弹性能一方面可以驱替原油，另一方面可以补充地层压力，减缓近井带由于原油的产出导致的压力下降，从而减缓底水锥进。对近井带剩余油分布的影响：注入泡沫过程中，近井带泡沫随着注入压力的上升，驱替底部原油上移，油井上部射孔段近井带形成原油富集区域。对于有上部避射段的油井，泡沫到达油层顶部后形成气顶，驱替避射段原油下移，增油效果更明显。4.2氮气泡沫压水锥机理实施过程：按设计要求下隔热管柱；注入氮气泡沫；注蒸汽；焖井4—5天以后放喷

；起隔热管，下泵试抽。4.3

现场应用情况施工效果：4.3

现场应用情况

9年的效果跟踪结果显示，注氮气泡沫后，日产油量提高，含水率降低，可有效实现稳油控水的效果。底水油藏氮气泡沫控水技术目前在部分油田取得了较好的应用效果。例如：在渤海油田：利用氮气泡沫控制底水锥进效果显著；在胜利油田石油开发中心部分油田：利用氮气泡沫进行调剖的蒸汽吞吐井，对底水锥进也有明显抑制作用；另外在含有边水的区块，靠近水线的一线井全部注氮气泡沫进行整体调剖，边水推进速度明显降低。如结合泡沫冻胶堵水，预计该技术将会取得更好的效果。4.3

现场应用情况

1基础模型的建立与求解2底水锥进水锥的动态变化过程3底水锥进水锥状态的影响因素4底水油藏提高开发效果的主要途径5结论结论（1）由于底水锥进导致油井过早见水，在水锥体之外的储量基本未动用，形成大量的剩余油，从而