底水油藏(10月份講課)詳解課件

具有充足底水能量的水平厚油層開發(fā)動態(tài)模擬大港油田采油三廠地質研究所二〇一二年8月呂中鋒序言

底水能量充足的厚層油藏，由于底水錐進，因此在實際油藏開發(fā)中因為生產壓差選擇不當、射孔層位選擇不當或者井型選擇不當，造成底水油藏水錐速度快，油井水淹快，油藏開發(fā)效果差，大量的剩余資源量被遺留在地下，造成油藏過早關閉，本文通過設計一個理想的底水油藏數值模擬模型，進行不同生產情況下的開發(fā)動態(tài)模擬，力圖對底水油藏方面的開發(fā)規(guī)律進行探索，希望能對此類油藏開發(fā)起到借鑒作用。

模型設計油藏面積0.61km2油藏儲量1525.6MSTCM油藏頂深1700m油水界面1715m油層厚度15m原始壓力17100KPA/1707m地質模型⑦飽和壓力6Mpa，油氣比為33，⑧油層滲透率1500md，水層滲透率為1800md，⑨油層孔隙度為26%，⑩底水水體孔隙度為30%直井和水平井兩種布井方式整個油藏為100*100m矩形網格覆蓋，其中油層按5m均分為3個模擬層，底水水體作為一個模擬層。模擬模型縱向上自上而下共分為4個模擬層，分別為layer1、layer2、layer3、layer4，模擬模型模型設計2.方案設計基本生產條件限制：油井生產流壓（BHP)均不低于6.5Mpa/1715m方案設計原則相同生產層位，不同產液量，直井生產相同產液量，不同的生產層位，直井生產相同產液量，相同層位，不同井型對比（無自動監(jiān)測）相同產液量，相同層位，不同井型對比（有自動監(jiān)測）相同產液量，相同層位，不同井型，不同縱向滲流能力對比根據以上設計原則，設計出五種不同的生產方案3.方案模擬與對比方案一：部署9口直井，三個模擬層全部打開，單井產液量分別定90方、60方、30方生產。射孔層位含水達到85%時封堵，井含水達到98%時封井，油藏縱向傳導率調整系數為0.1。3.方案模擬與對比（方案一）不同產液量情況下日產油量對比曲線3.方案模擬與對比（方案一）不同產液量情況下含水對比曲線不同產液量情況下累計產油量對比曲線3.方案模擬與對比（方案一）不同產液量情況下采出程度對比曲線3.方案模擬與對比（方案一）3.方案模擬與對比（方案一）單井定產90方/天日產液情況下，初期日產油量最高，但是由于含水上升快，油井最先達到限制條件停產，最終累計產油量和采出程度最低，分別為436.4563千方和28.6%。單井定產30方/天日產液情況下，雖然初期日產油量最低，但是由于含水上升最慢，日產油量下降速度慢，累計油量和采出率遠遠高于單井定產90方/天液量情況下的對應指標，分別為579.9111千方和38.0%，采收率提高9.4個百分點。單井定產60方/天日產液情況下，初期產油量和含水上升、累計產油量和采收率均居于二者之間。由此可以看出，在滿足一定采油速度的情況下，盡可能低液量生產，以求獲得最大的最終采收率。總結3.方案模擬與對比方案二：部署9口直井，單井定60方液量生產，射孔層位分別為1模擬層（1layer）、1模擬層+2模擬層（2layers）、1模擬層+2模擬層+3模擬層（3layers），射孔層位含水達到85%時封層，單井含水達到98%時封井，油藏縱向傳導率調整系數為0.1。3.方案模擬與對比（方案二）不同生產層位情況下日產油量對比曲線3.方案模擬與對比（方案二）不同生產層位情況下含水對比曲線不同生產層位情況下累產油量對比曲線3.方案模擬與對比（方案二）3.方案模擬與對比（方案二）不同生產層位情況下采收率對比曲線3.方案模擬與對比（方案二）僅射開第1模擬層生產時，初期日產油量最高，為501.5方，三個模擬層全射開生產時，日產油量最低，為274.6方，三個模擬層全射開時的初期含水最高，為49.2%，僅射開第1模擬層的含水最低，為7.1%。至油藏開采至含水98%關閉時，三種射孔情況，累計產油量和最終采收率基本相當，均為493千方和32.3%。由此可見，在單井日產液一定的情況下，底水油藏，自上而下射開的厚度越大，初期日產油量越低，含水越高，但含水上升速度慢，日產油量遞減較小，射開厚度對最終開發(fā)效果整體影響不大?？偨Y3.方案模擬與對比方案三：3口水平井開發(fā)與9口直井開發(fā)對比，水平井單井日產液180方，直井單井日產液60方，均射開第一模擬層，單井含水達到98%時封井，油藏縱向傳導率調整系數為0.1。3.方案模擬與對比（方案三）水平井、直井方案日產油量對比曲線水平井、直井方案含水對比曲線3.方案模擬與對比（方案三）3.方案模擬與對比（方案三）水平井、直井方案累產油量對比曲線3.方案模擬與對比（方案三）水平井、直井方案采出程度對比曲線3.方案模擬與對比（方案三）區(qū)塊5月份投產，到6月份時，水平井方案區(qū)塊產量為529.4方，直井產量為501.5方，二者相差不大。自7月份開始，由于直井含水上升較快，直井產量較水平井產量明顯下降快，到8月份時直井產量為347.5方，比水平井低104方，達到最高值，隨后由于水平井含水上升速度高于直井含水上升速度，直井產量與水平井產量逐漸趨于接近并最終超過水平井產量。至單井含水98%封井時，水平井累計產油量為418.0308千方，采出程度為27.4%，較直井方案低4.5個百分點，這是因為水平井后期含水上升快，單井最先達到極限含水98%封井，從而縮短了油藏的生產時間?？偨Y3.方案模擬與對比方案四：3口水平井開發(fā)和9口直井開發(fā)對比，均射開第1模擬層，水平井單井日產液定270方，直井單井日產液定90方，單井含水達98%時，自動關井，單井含水降到98%以下時自動恢復生產，直井經濟極限產量定為1方，水平井經濟極限產量定為3方，單井產量低于經濟極限產量時自動關井，單井產量高于經濟極限產量時自動恢復生產，自動監(jiān)測周期為90天。3.方案模擬與對比（方案四）水平井、直井方案日產油量對比曲線3.方案模擬與對比（方案四）水平井、直井方案含水對比曲線3.方案模擬與對比（方案四）水平井、直井方案累產油量對比曲線3.方案模擬與對比（方案四）水平井、直井方案采出程度對比曲線3.方案模擬與對比（方案四）總結水平井開發(fā)時出現油藏整體停產的時間要比直井開發(fā)時出現的早，這是因為水平井開發(fā)由于井數少的原因，由于油藏始終處于含水和產量的動態(tài)自動監(jiān)測之中，所以，油藏開采時間較長，采收率也較高，無論是直井和水平井，采收率均在40%以上，而且兩者差別不大。3.方案模擬與對比方案五：油藏縱向傳導率調整系數分別為0.1、0.3、0.5、0.7、1.0(系數的高低反映縱向上傳導滲流能力的強弱)，9口直井開發(fā)與3口水平井開發(fā)對比，直井單井日產液60方，水平井單井日產液180方，均射開第一模擬層；單井含水達到98%時自動封井，生產結束。3.方案模擬與對比（方案五）3.方案模擬與對比（方案五）3.方案模擬與對比（方案五）3.方案模擬與對比（方案五）3.方案模擬與對比（方案五）3.方案模擬與對比（方案五）總結無論是水平井還是直井，隨著縱向上滲流能力的增大，底水錐進速度增大，油藏含水速度加快，初期日產能力也逐漸減小。末期生產數據來看，在TZ小于0.7時，底水錐進對水平井的影響要大于直井，水平井開發(fā)最終采收率要低于直井。當TZ大于0.7時，底水錐進對直井影響大于水平井，水平井開發(fā)方式下采出程度要高于直井。由此可見對于底水油藏開發(fā)，選直井開發(fā)模式還是水平井開發(fā)模式，還應考慮油藏縱向上滲流能力的大小。結論

根據幾種不同方案的對比分析，可以得到底水油藏開發(fā)規(guī)律的幾點認識