底水油藏(10月份讲课)详解课件

具有充足底水能量的水平厚油层具有充足底水能量的水平厚油层具有充足底水能量的水平厚油层具有充足底水能量的水平厚油层开发动态模拟开发动态模拟开发动态模拟开发动态模拟大港油田采油三厂地质研究所大港油田采油三厂地质研究所大港油田采油三厂地质研究所大港油田采油三厂地质研究所二一二年二一二年二一二年二一二年8 8 8 8月月月月吕中锋吕中锋吕中锋吕中锋序序 言言 底水能量充足的厚层油藏，由于底水锥进，因此在实底水能量充足的厚层油藏，由于底水锥进，因此在实际油藏开发中因为生产压差选择不当、射孔层位选择不当际油藏开发中因为生产压差选择不当、射孔层位选择不当或者井型选择不当，造成底水油藏水锥速度快，油井水淹或者井型选择不当，造成底水油藏水锥速度快，油井水淹快，油藏开发效果差，大量的剩余资源量被遗留在地下，快，油藏开发效果差，大量的剩余资源量被遗留在地下，造成油藏过早关闭，本文通过设计一个理想的底水油藏数造成油藏过早关闭，本文通过设计一个理想的底水油藏数值模拟模型，进行不同生产情况下的开发动态模拟，力图值模拟模型，进行不同生产情况下的开发动态模拟，力图对底水油藏方面的开发规律进行探索，希望能对此类油藏对底水油藏方面的开发规律进行探索，希望能对此类油藏开发起到借鉴作用。开发起到借鉴作用。1.模型设计模型设计油藏面积油藏面积0.61km0.61km2 2油藏储量油藏储量1525.6MSTCM1525.6MSTCM油藏顶深油藏顶深1700m1700m油水界面油水界面1715m1715m油层厚度油层厚度15m15m原始压力原始压力17100KPA/1707m17100KPA/1707m地地 质质 模模 型型饱和压力饱和压力6Mpa6Mpa，油气比为，油气比为3333，油层渗透率油层渗透率1500md1500md，水层渗透率为，水层渗透率为1800md1800md，油层孔隙度为油层孔隙度为26%26%，底水水体孔隙度为底水水体孔隙度为30%30%直井和水平井两种布井方式直井和水平井两种布井方式 整个油藏为整个油藏为100*100m100*100m矩形网格覆盖，其中油层矩形网格覆盖，其中油层按按5m5m均分为均分为3 3个模拟层，个模拟层，底水水体作为一个模拟层。底水水体作为一个模拟层。模拟模型纵向上自上模拟模型纵向上自上而下共分为而下共分为4 4个模拟层，个模拟层，分别为分别为layer1layer1、layer2layer2、layer3layer3、layer4layer4，模拟模型模拟模型1.模型设计模型设计2.方案设计方案设计基本生产条件限制：基本生产条件限制：u油井生产流压（油井生产流压（BHP)BHP)均不低于均不低于6.5Mpa/1715m6.5Mpa/1715m方案设计原则方案设计原则u相同生产层位，不同产液量，直井生产相同生产层位，不同产液量，直井生产u相同产液量，不同的生产层位，直井生产相同产液量，不同的生产层位，直井生产u相同产液量，相同层位，不同井型对比（无自动监测）相同产液量，相同层位，不同井型对比（无自动监测）u相同产液量，相同层位，不同井型对比（有自动监测）相同产液量，相同层位，不同井型对比（有自动监测）u相同产液量，相同层位，不同井型，不同纵向渗流能力对比相同产液量，相同层位，不同井型，不同纵向渗流能力对比根据以上设计原则，设计出五种不同的生产方案3.方案模拟与对比方案模拟与对比方案一：部署9口直井，三个模拟层全部打开，单井产液量分别定90方、60方、30方生产。射孔层位含水达到85%时封堵，井含水达到98%时封井，油藏纵向传导率调整系数为0.1。3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案一）不同产液量情况下日产油量对比曲线 3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案一）不同产液量情况下含水对比曲线不同产液量情况下累计产油量对比曲线 3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案一）不同产液量情况下采出程度对比曲线3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案一）3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案一）u单井定产单井定产9090方方/天日产液情况下，初期日产油量最高，但是由于含水天日产液情况下，初期日产油量最高，但是由于含水上升快，油井最先达到限制条件停产，最终累计产油量和采出程度最上升快，油井最先达到限制条件停产，最终累计产油量和采出程度最低，分别为低，分别为436.4563436.4563千方和千方和28.6%28.6%。u单井定产单井定产3030方方/天日产液情况下，虽然初期日产油量最低，但是由于天日产液情况下，虽然初期日产油量最低，但是由于含水上升最慢，日产油量下降速度慢，累计油量和采出率远远高于单含水上升最慢，日产油量下降速度慢，累计油量和采出率远远高于单井定产井定产9090方方/天液量情况下的对应指标，分别为天液量情况下的对应指标，分别为579.9111579.9111千方和千方和38.0%38.0%，采收率提高，采收率提高9.49.4个百分点。个百分点。u单井定产单井定产6060方方/天日产液情况下，初期产油量和含水上升、累计产油天日产液情况下，初期产油量和含水上升、累计产油量和采收率均居于二者之间。量和采收率均居于二者之间。由此可以看出，在满足一定采油速度的情况下，尽可能低液量生由此可以看出，在满足一定采油速度的情况下，尽可能低液量生产，以求获得最大的最终采收率。产，以求获得最大的最终采收率。总 结3.方案模拟与对比方案模拟与对比方案二：部署9口直井，单井定60方液量生产，射孔层位分别为1模拟层（1layer）、1模拟层+2模拟层（2layers）、1模拟层+2模 拟 层+3模 拟 层（3layers），射孔层位含水达到85%时封层，单井含水达到98%时封井，油藏纵向传导率调整系数为0.1。3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案二）不同生产层位情况下日产油量对比曲线 3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案二）不同生产层位情况下含水对比曲线不同生产层位情况下累产油量对比曲线 3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案二）3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案二）不同生产层位情况下采收率对比曲线 3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案二）u仅射开第仅射开第1 1模拟层生产时，初期日产油量最高，为模拟层生产时，初期日产油量最高，为501.5501.5方，三个模方，三个模拟层全射开生产时，日产油量最低，为拟层全射开生产时，日产油量最低，为274.6274.6方，方，u三个模拟层全射开时的初期含水最高，为三个模拟层全射开时的初期含水最高，为49.2%49.2%，仅射开第，仅射开第1 1模拟层模拟层的含水最低，为的含水最低，为7.1%7.1%。u至油藏开采至含水至油藏开采至含水98%98%关闭时，三种射孔情况，累计产油量和最终关闭时，三种射孔情况，累计产油量和最终采收率基本相当，均为采收率基本相当，均为493493千方和千方和32.3%32.3%。由此可见，在单井日产液一定的情况下，底水油藏，自上而下射由此可见，在单井日产液一定的情况下，底水油藏，自上而下射开的厚度越大，初期日产油量越低，含水越高，但含水上升速度慢，开的厚度越大，初期日产油量越低，含水越高，但含水上升速度慢，日产油量递减较小，射开厚度对最终开发效果整体影响不大。日产油量递减较小，射开厚度对最终开发效果整体影响不大。总总 结结3.方案模拟与对比方案模拟与对比方案三：3口水平井开发与9口直井开发对比，水平井单井日产液180方，直井单井日产液60方，均射开第一模拟层，单井含水达到98%时封井，油藏纵向传导率调整系数为0.1。3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案三）水平井、直井方案日产油量对比曲线 水平井、直井方案含水对比曲线 3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案三）3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案三）水平井、直井方案累产油量对比曲线 3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案三）水平井、直井方案采出程度对比曲线3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案三）u区块区块5 5月份投产，到月份投产，到6 6月份时，水平井方案区块产量为月份时，水平井方案区块产量为529.4529.4方，直井方，直井产量为产量为501.5501.5方，二者相差不大。方，二者相差不大。u自自7 7月份开始，由于直井含水上升较快，直井产量较水平井产量明显月份开始，由于直井含水上升较快，直井产量较水平井产量明显下降快，到下降快，到8 8月份时直井产量为月份时直井产量为347.5347.5方，比水平井低方，比水平井低104104方，达到最高方，达到最高值，随后由于水平井含水上升速度高于直井含水上升速度，直井产量与值，随后由于水平井含水上升速度高于直井含水上升速度，直井产量与水平井产量逐渐趋于接近并最终超过水平井产量。水平井产量逐渐趋于接近并最终超过水平井产量。u至单井含水至单井含水98%98%封井时，水平井累计产油量为封井时，水平井累计产油量为418.0308418.0308千方，采出程千方，采出程度为度为27.4%27.4%，较直井方案低，较直井方案低4.54.5个百分点，这是因为水平井后期含水上升个百分点，这是因为水平井后期含水上升快，单井最先达到极限含水快，单井最先达到极限含水98%98%封井，从而缩短了油藏的生产时间。封井，从而缩短了油藏的生产时间。总总 结结3.方案模拟与对比方案模拟与对比方案四：3口水平井开发和9口直井开发对比，均射开第1模拟层，水平井单井日产液定270方，直井单井日产液定90方，单井含水达98%时，自动关井，单井含水降到98%以下时自动恢复生产，直井经济极限产量定为1方，水平井经济极限产量定为3方，单井产量低于经济极限产量时自动关井，单井产量高于经济极限产量时自动恢复生产，自动监测周期为90天。3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案四）水平井、直井方案日产油量对比曲线 3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案四）水平井、直井方案含水对比曲线 3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案四）水平井、直井方案累产油量对比曲线 3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案四）水平井、直井方案采出程度对比曲线 3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案四）总总 结结 水平井开发时出现油藏整体停产的时间要比直井开发时水平井开发时出现油藏整体停产的时间要比直井开发时出现的早，这是因为水平井开发由于井数少的原因，由于油出现的早，这是因为水平井开发由于井数少的原因，由于油藏始终处于含水和产量的动态自动监测之中，所以，油藏开藏始终处于含水和产量的动态自动监测之中，所以，油藏开采时间较长，采收率也较高，无论是直井和水平井，采收率采时间较长，采收率也较高，无论是直井和水平井，采收率均在均在40%40%以上，而且两者差别不大。以上，而且两者差别不大。3.方案模拟与对比方案模拟与对比方案五：油藏纵向传导率调整系数分别为0.1、0.3、0.5、0.7、1.0(系数的高低反映纵向上传导渗流能力的强弱)，9口直井开发与3口水平井开发对比，直井单井日产液60方，水平井单井日产液180方，均射开第一模拟层；单井含水达到98%时自动封井，生产结束。3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案五）3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案五）3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案五）3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案五）3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案五）3.方案模拟与对比（方案模拟与对比（方案五）总总 结结u无论是水平井还是直井，随着纵向上渗流能力的增大，底水锥进速度增大，油藏含水速度加快，初期日产能力也逐渐减小。u末期生产数据来看，在TZ小于0.7时，底水锥进对水平井的影响要大于直井，水平井开发最终采收率要低于直井。u当TZ大于0.7时，底水锥进对直井影响大于水平井，水平井开发方式下采出程度要高于直井。由此可见对于底水油藏开发，选直井开发模式还是水平井开发模式，还应考虑油藏纵向上渗流能力的大小。结结 论论 根据几种不同方案的对比分析，可以得到底水油藏开发规律的几点认识：u在满足一定采油速度的情况下，尽可能低液量生产，以获得最大的最终采收率。u自上而下完井时，尽量射开油层的上部，可以获得初期较高的采油速度。u在采液强度相同的情况下，纵向渗流能力越强，越适合用水平井开发。u对于底水能量充足的油藏，由于底水锥进，油藏开发不可能一次完成，油藏关闭后，应加强油藏的剩余油分布变化监测，及时做好油藏的恢复生产工作，以获得最大的采收率。谢谢大家谢谢大家谢谢大家谢谢大家