缝洞型底水油藏油井底水突破时间预测方法——以塔河油田4区S48井为例

底水锥进是降低底水油藏单井产量和采收率的重要原因。塔河油田奥陶系发育缝洞型底水油藏,该类型油藏与孔隙型和裂缝性油气藏具有较大的差别,储层中孔、缝、洞共存,其中大型的古溶洞系统是其主要的储集空间。由于储层尺度在空间上变化较大,储集空间分布不连续,该类型底水油藏的底水锥进机理与常规底水油藏存在明显差异。考虑塔河油田储层缝洞分布不均、非均质性较强的特点,将该类型储层抽象成为渗透率变异的概念地质模型,定义渗透率变异系数和泄油半径比来表征储层缝洞的发育程度,在此基础上推导出缝洞型底水油藏油井底水突破时间的预测公式。以塔河油田4区S48井为例开展实例计算,对比预测效果并分析缝洞发育程度(渗透率变异系数和泄油半径比)、单井产量和射孔程度对该类型底水油藏油井底水突破时间的影响。     

缝洞型油藏油井产能分析

缝洞型油藏主要由溶洞、裂缝构成,具有较强的非均质性和丰富的储集空间,对其进行产能分析一般较为困难。根据等效连续介质理论,通过对基质、溶洞和裂缝3种区域进行不同的排列组合,建立了6种缝洞型油藏单井产能方程;并根据某油井实际的生产数据,计算得到6种缝洞型油藏的单井产量,并对其进行对比分析;进而讨论了溶洞半径、溶洞渗透率、裂缝宽度和裂缝渗透率这4个因素对单井产能的影响。分析后认为：溶洞区域接近井筒时的产量更高,并且此时溶洞半径和渗透率对产量的影响要比基质区域接近井筒时的影响要大;当裂缝区域接近井筒时,裂缝宽度和渗透率对产量的影响要比基质区域接近井筒时的影响要大。     

底水油藏油井注入堵剂的合理隔板半径研究

在底水油藏开发的过程中,油井面临的核心问题是底水锥进速度快、临界产量低、无水采油期短等难题。底水油藏由于存在底水,底水的锥进是底水油藏开发不可避免的问题。油井产水后,含水率迅速上升而导致油井关井。为了提高油井的产量,希望尽可能延缓油井的见水时间。在前人研究的基础上,根据带隔板底水油藏油井见水时间和临界产量计算公式,推导出了带隔板底水油藏油井合理的隔板半径计算公式,该公式可计算出底水油藏设置隔板半径时存在最优值。通过实例证明,当油井的隔板半径设置为合理半径,油井以临界产量生产时,油井的见水时间最晚,有利于提高采收率。     

缝洞型底水油藏含水率变化规律研究

针对塔河油田缝洞型油藏非均质性强的特点,将其储集层抽象成渗透率突变的地质模型,并应用油气渗流理论推导出了部分打开缝洞型底水油藏的水相分流量方程,同时对分流量曲线的影响因素进行了分析。分析表明,该方程可准确描述不同储集层条件、不同生产压差下的含水率变化规律。该理论的建立为缝洞型底水油藏开发动态分析和预测提供了依据。     

底水油藏的水平井开发

结合新疆塔里木盆地某底水油藏实例,开展了利用水平井和直井开发底水油藏的对比研究,证实水平井开发底水油藏优于直井。在此基础上,提出了利用实际生产资料计算水平井临界产量和临界井底流压的新方法,并从油藏工程、物理实验和油藏数值模拟等不同角度研究了水平井开发底水油藏的开发方式。研究表明:利用水平井开发底水油藏应当重视水平渗透率和垂向渗透率的影响;不同初配产对开发效果的影响不同,如果油井的初配产小于油井的临界产量的3～5倍范围内,减小初配产能够明显改善开发效果;如果油井的初配产远远大于油井的临界产量,增加或减小油井的初配产对开发效果的影响不大。水平井的水平段应当控制在油层相对厚度的70～90。。     

非均质底水油藏临界产量预测

底水油藏由于底水存在,给油井生产带来严重的产水问题,常表现见水早、无水采油期短,见水后含水率上升快,甚至暴性水淹的特征,从而导致油藏的采收率低.临界产量是避免水锥突破油井的允许的最大产量.当产量大于临界产量时,底水必然突破,油井见水.因此,对底水油藏临界产量的预测十分重要,目前,底水临界产量预测方法的假设条件往往是均质各向同性或各向异性地层,而实际油藏,沉积体系内储层在空间上表现出不同程度的非均质性.在Dupuit方法的基础上,考虑油藏的纵向非均质性,采用概率分布函数的方法,对临界产量公式进行了改进.对不同的渗透率纵向分布情况进行公式推导和计算,总结出底水油藏的非均质性对临界产量的影响规律.在平均渗透率相同的情况下,正韵律地层临界产量高于均质油层,反韵律的临界产量最低;按均质地层计算的临界产量,用于开发正韵律沉积地层时,该值低于实际临界产量值,因而不能充分利用地层能量;用于开发反韵律沉积地层时,该值高于实际临界产量,则会出现底水的突破.     

缝洞型碳酸盐岩底水油藏水锥风险条件综合评判

中国西部某底水缝洞型油藏,油井投产后底水锥进差异大、能量递减差异大,油井底水锥进导致的产量递减在65%左右.由于该油藏主要储渗空间为碳酸盐岩的岩溶缝-洞复合体,储层纵横向非均质性极强,油藏的控水与提液不易获得定量依据,研究了采用综合权重评判方法来评价该油藏油井水锥风险,进而调控油井合理产能,生产实践表明该方法是可行的.     

具有边底水碳酸盐岩油藏见水特征分析

碳酸盐岩油藏是一种多重介质的溶缝洞型油藏.储层一般为块状分布,构成多个单独的储集系统,开发过程也是以单井或井组为基础的独立开发单元.分析油井见水特征及见水方式对控制边底水的突进和底水锥进有着很重要的作用,同时可以根据见水特征分析储层特征.以轮古2井区和桑南西区块为实例分析了油井见水特征,将其见水特征分为4种类型,即水锥型、层状型、裂缝型和条带型.根据见水特征来认识储集层特征,同时提出了控制油井含水和边底水突进的措施.根据见水类型分析,可以以不同类型的缝洞单元为油藏管理对象,对不同类型缝洞单元采取不同的开发政策.     

考虑应力敏感的低渗透底水油藏见水时间预测

目前预测低渗透底水油藏油井见水时间没有考虑渗透率应力敏感问题,基于低渗透底水油藏的渗流特征和储集层介质的压力敏感性等特点,推导出了考虑应力敏感等多因素影响的低渗透底水油藏底水突破时间预测公式。分析了应力敏感、启动压力梯度及油水黏度比对底水突破时间的影响。研究表明:应力敏感系数越大,底水突破越早;随着启动压力梯度增加,底水与井底之间的压力差值越大,底水突破的时间提前;油水黏度比越大,油井见水时间越早;油井见水时间随着产量的增加而提前,因此合理地设计生产井产量,可以延长油井无水采油期。     

联合隔板理论和井底循环排液技术开发底水油藏新模型

底水油藏开发面临着底水锥进速度快、临界产量低、无水采油期短、含油污水处理费用和开发成本高等一系列问题.文中根据隔板理论和油井井底循环排液(DWL)技术开发底水油藏的不同机理,结合二者优点,提出了一种开发底水油藏的新方法,建立了底水油藏临界产量计算新模型.实例应用表明:新模型计算的临界产量分别是单一隔板理论和DWL理论临界产量的2.08倍和1.93倍.新方法不仅延长了油井无水采油期,提高了油井临界产油量,而且没有底水产出,避免了地层压降和能量损失.该方法对于科学、高效、合理开发底水油藏具有一定的借鉴和指导意义.     

砂岩底水油藏开采机理及开发策略

利用数值模拟方法研究分析了采油速度、油层沉积韵律、垂直水平渗透率比、夹层大小及位置、边底水能量、不同油水粘度比、井距、射开程度、毛管压力等对砂岩底水油藏开采效果的影响,同时对有夹层存在时K_v/K_h值对底水上升速度及形态的影响进行了精细模拟研究.研究表明：影响底水锥进的主要因素是采油速度、垂直水平渗透率比、油水流度比、夹层;砂岩底水油藏底水推进一般以平托为主.文中提出了相应的开发策略.     

单井缝洞系统注水对含水率的影响分析

对塔河油田和塔里木油田缝洞型油藏单井缝洞系统部分油井注水引起含水率大幅升高的现象进行研究,分析了注水对油井含水率的影响机理.通过分析储层特征,简化单井缝洞系统,并结合理论计算分析来认识缝洞系统内油水界面的变化规律,结果表明:油井见水后对单井缝洞系统进行注水替油会对油井含水率和产油量有较大的影响,即油水界面距离井底较近的...     

Three-dimensional physical simulation and optimization of water injection of a multi-well fractured-vuggy unit

With complex fractured-vuggy heterogeneous structures, water has to be injected to facilitate oil production. However, the effect of different water injection modes on oil recovery varies. The limitation of existing numerical simulation methods in representing fractured-vuggy carbonate reservoirs makes numerical simulation difficult to characterize the fluid flow in these reservoirs. In this paper, based on a geological example unit in the Tahe Oilfield, a three-dimensional physical model was designed and constructed to simulate fluid flow in a fractured-vuggy reservoir according to similarity criteria. The model was validated by simulating a bottom water drive reservoir, and then subsequent water injection modes were optimized. These were continuous (constant rate), intermittent, and pulsed injection of water. Experimental results reveal that due to the unbalanced formation pressure caused by pulsed water injection, the swept volume was expanded and consequently the highest oil recovery increment was achieved. Similar to continuous water injection, intermittent injection was influenced by factors including the connectivity of the fractured-vuggy reservoir, well depth, and the injection–production relationship, which led to a relative low oil recovery. This study may provide a constructive guide to field production and for the development of the commercial numerical models specialized for fractured-vuggy carbonate reservoirs.     

底水油藏水平井和直井开采对比研究

利用油藏数值模拟方法对底水油藏应用水平井及直井开采技术效果进行了对比研究。分析了采油速度,布井方式及垂直渗透率与水平渗透率比值（对开发效果的影响,结果表明,水平井开发底水油藏的效果远远优于直井,水平井在平面上的布局,在低采油速度下对开采效果影响较大,而在高采油速度下则影响不明显,地层的Ｋｖ／Ｋｈ值对水平井开采效果影响明显。     

砂岩底水油藏底水锥进影响因素研究

鉴于砂岩底水油藏开采特征有别于灰岩底水油藏，因此有必要研究砂岩底水油藏的开采特征及其影响因素。利用三相黑油模型分析了单井产油量，储层沉积韵律，垂向水平渗透率比，夹层大小及位置，边底水能量，油水粘度比，距，油井射开程度以及油水毛管压力等９种因素对砂岩底水油藏开采效果的影响。     

An Analysis of Elastic Exploring in a Large-scale Fractured-vuggy Reservoir With Bottom Water

For the large-scale fractured-vuggy reservoir with bottom water, based on elasticity theory and flow in porous media theory, a physical model of different volume of the bottom water is established. According to the theoretical analysis, a relationship equation of cumulative production and cumulative pressure drop is deduced, and the feature and influencing factor of cumulative production and cumulative pressure drop curve are analyzed. Then, using physical modeling experimental method, the validity of the theoretical analysis is verified. The results show that cumulative production and cumulative pressure drop curve has a feature of straight-line at first, late upturned, and finally straight-line again. The straight-line segment reflects the size of the main vug, and the upturned segment is synthetically affected by the size of the main vug, the size of the bottom water, and the fracture flow capacity. Fracture permeability and the volume of the bottom water are important factors affecting the curve.     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏渗流特征

根据塔河缝洞型油藏储层及生产动态特征和流动机理不同,把塔河缝洞型油田划分成5种类型的油藏。1)溶洞为主的低饱和缝洞型油藏,初期产能高、稳产期长、见水慢、有较长的无水采油期。这类油藏要注意地层压力的变化并及时注水补充能量。2)缝洞为主的低饱和缝洞型油藏,初期产能较高、稳产期较短、易见水、无水采油期短、水淹速度快。这类油藏要注意早期完井不要进行大型的酸压作业并减小生产压差、延长无水采油期。3)缝孔为主的低饱和缝洞型油藏,初期产能相对较低、稳产期较短、见水速度快。这类油藏要注意减小生产压差、减缓底水的锥进。4)具气顶的过饱和缝洞型油藏,初期具有较高的产能、见水速度慢、含水上升的梯度小。这类油藏要注意尽可能减小气顶气的采出、保持地层中气的驱动能量。5)稠油缝洞型油藏,初期具有较高的产能、含水率呈脉冲式、整体含水率上升趋势缓慢。这类油藏要注意地层压力及采油方式的研究。