底水油藏水平井开发技术研究
底水油藏水平井开发技术研究
摘要：对开发边底水断块油藏而言，水平井与直井相比虽具有优势，但如果
水平井投产参数设计不合理，同样会大大降低水平井的开发效率。本文应用油藏
工程与数值模拟相结合的方法，进行了边底水断块油藏水平井开发技术优化研究。针对影响水平井开发效果的油藏地质参数以及水平井相关设计参数进行了分析研究，得出了适合水平井高效开发的油藏地质以及水平井设计参数，为水平井更加
高效的开发边底水断块油藏提供了理论依据。
关键词：底水油藏，水平井，脊进，含水
前言
在底水油藏的开发过程中，随着地下原油的不断采出。由于油水密度差异，
底水会向上运动，形成底水锥进。在相同产量下，由于水平井生产压差小于直井
生产压差．所以与直井相比，水平井能够延长油井见水时间，提高油藏的最终采
收率。这也是采用水平井开发底水油藏的主要原因。
1水平井的底水脊进原理
水平井开采的过程中也存在着底水浸入井筒的现象，根据底水侵入油层形成
的形状，国外学者把底水侵入水平井井筒搞的现象称为“水脊"，所以底水油藏
水平井的锥形应该描述为脊进更准确。当存在底水的油层打开后，油井投入生产，在一定的产量下，井底形成压降漏斗。如果提高油井产量，井底生产压差变大，
油水界面向上脊进，并最终突破井筒，井筒中开始见水，含水上升率也随之上升。
2水平井脊进的影响因素
底水油藏的开发实践表明：控制底水锥进是底水油藏开发的关键技术；采取
合理的生产制度，维持稳定的水脊，以达到提高无水采油期、提高采收率目的。
随着数值模拟技术的成熟，在油田生产实践中，已经广泛的应用数值模拟计算建
立油藏地质模型，连合油藏的生产历史建立准确的数值模型，通过分析可知，影响水平井底水脊进的主要因素有以下集中。
2.1地层的天然能量
对于油藏开采来讲，地层的天然能量是有利的，但是底水油藏的底水能量大小会影响水平井的开采效果，并且这一影响是不可抗的。底水体积越大，底水能量就越充足，在生产压差的作用下，底水开始向上推进，在油水界面与井筒之间如果没有渗透性差的隔夹层，底水很快就会上升到井筒附近，最终突破井筒油井开始见水。
2.2储层地质构造
油藏的地质构造，包括储层非均值性、渗透率比值、隔夹层发育等因素对底水脊进的影响都属于地质方面的影响因素。
2.3井距
底水油藏的布井方式、井距也是影响水平井底水脊进的因素。通常来讲，提高井网密度，单井的泄油面积减小，单井的产量维持在较低水平就可以完成油田产量要求，因此井底的生产压差也比较小，油水界面变形形成的水脊向上推进速度也比较缓慢，油井的无水采油期越长，无水采收率越高。
2.4水平段在油藏中的位置
水平段距离油水界面的距离，关系到水脊脊顶的高度、底水的突破时间、以及临界产量的高低，影响油藏的最终采收率。因此确定水平段的合理位置，对水平井开发底水油藏具有非常重要的意义。
3底水油藏水平井含水上升规律
对水平井开发底水油藏的含水上升规律进行分析，通过建立模型，分析了该井的日产油、日产液、含水率等指标。根据底水型水平井开采动态变化情况，将水平井开采底水油藏分为三个开采阶段：第一阶段是低含水开采阶段；第二阶段是含水快速上升阶段；第三阶段是高含水开采阶段。
3.1低含水开采阶段
水平井底水突破的时间受油层厚度、井眼轨迹、油层及流体性质、井筒压力
损失等多种因素影响。但是在众多影响因素中，初始产液量对水脊突破时间的影
响最大。水平井开采底水油藏水脊见水时间与初始产液量具有良好的相关性，初
始产液量越大，水平井水脊突破时间就会越短，水平过早进入高含水低产能的开
采阶段，累计产量越小。而初始产液量越小，水平井水脊突破时间就会越长，水
平井见水时间更晚，累计产量越大，从而取得更好的开发效果。
3.2含水快速上升阶段
底水突破水平井后，水平井会出现一个含水率快速上升的阶段。含水上升速
度主要受油层厚度、产液量、水平段长度等因素综合影响。其中水平井段钻遇的
地层储层性质均匀，不会形成窜流通道，含水率上升就会越慢。
3.3高含水低产低能开采阶段
底水油藏进入高含水低产低能开采阶段后，水平井的含水率会达到90%以上，开采效果变的很差。因此利用水平井开采底水油藏要尽量延长前两个阶段的开采
时间，从而取得更好的开采效果。这就需要降低水平井初始产液量，制定合理的
工作制度。
4水平井动用状况优化研究
4.1隔层
隔层对于底水油藏的底水锥进具有很好的阻挡作用，在水平井部署设计过程中，应充分考虑隔夹层在储层中的分布位置。如果隔层不发育区域，在实际生产中，我们可以在水平井和底水之间加一个人工隔层来延迟底水的水脊突破。数值
模拟结果显示人工添加隔层对于水平井开发效果具有明显改善作用。
4.2优化水平井长度
在底水油藏中，在产量一定的情况下，水平井长度越长，水平井的生产压差
就会越小。因此增长水平井段的长度有利于延缓底水的锥进。考虑到经济开发的
因素，水平井长度不能无限的增大，因此选取合理的水平井长度对于高效开发水
平井长度具有重要意义。结合油田实际情况，将水平井长度分别设计为200m、
300m、400m、500m，研究不同水平段长度对水平井开发效果和动用状况的影响。
随着水平段的长度增大，水平井的累产油越多，含水率降低。当水平井段的长度
达到500m时，水平井的累产油量最大，且在相同采出程度时，含水率最低。随
着水平井段的长度减小，达到相同的采出程度时，含水率越高。造成这种现象的
原因是水平井井段越长，产量越大，采出程度增加的越快，对整个油藏的影响越大，所含水要低。从这一点看，油藏条件允许情况下，水平井段的长度越长，油
藏的开发效果越好。
4.3水平井采液速度
底水油藏中，流体流动产生的粘滞力和油水两相由于密度的差异而产生的净
重力作用了水脊的形成和水脊形态。水平井采液速度决定了流体流动产生粘滞力
的大小。当两种作用力达到平衡时，水脊趋于稳定。因此水平井采液速度决定了
水脊的高度和水平井是否能够见水。如果采液速度过大，水平井底部的油水界面
被上抬至井底，此时流体流动产生的粘滞力远大于油水两相由于密度的差异而产
生的净重力。底水突破至井底后，达到另外一种平衡。如果采液速度过小，影响
水平井的产量和油藏的开采速度。增大了油田开采周期，降低了油田生产效益。
因此选取合理的水平井采液速度具有重要意义。低速开采可有效地抑制底水锥进，但采液速度过低难以充分发挥水平井生产潜力，因此油田实际生产中需为水平井
制定合理的采液速度，可在合适的含水率阶段放大产液量以缩短油田开发期限。
5结束语
水平井技术的出现，对于油气田的开发具有革命性的意义，它不仅适用于开
发常规型的油气田，而且适用于开发各种特殊类型的油气田，其中用水平井开发
低渗透油气藏、底水油藏、稠油油藏和薄层油藏的效果尤其突出。目前国内各大
油气田老区块基本都进入开发中后期，通过常规直井挖潜增产的效果逐渐降低，
而水平井由于水平段延伸长，泄油面积远大于直井，另外相对于直井水平井能更
有效的提高采收率。因此在油田生产中，水平井技术是一种经济有效的开发技术。
参考文献：
[1] 黄芳,李国鹏,刘瑞平等.砂岩底水油藏开发技术探讨[J].中国西部科技.2014(05).9-11
[2] 赵风凯.底水油藏水平井开发规律及有效动用策略研究[D].中国石油大学(华东).2018
水平井增产的技术方法研究
水平井增产的技术方法研究 新海27块油藏随着油田的开发，目前已处于开发中、后期，具有高采出程度、高含水、地层能量充足的特点。近两年引用水平井开发技术，对提高采收率、改善这一区块的开发效果显著。通过对新海27块10口水平井的不同类型，结合区块油藏特点和地质状况分析研究，应用注汽、酸化等措施进行挖潜，合理调整抽油机运行参数。积累一套有效的水平井增产方法，加大了底水稠油藏的剩余油挖潜，从而提高采收率。 标签：稠油注汽水平井 1水平井应用情况 新海27块第一口水平井——海平1井，日产油量14.3t，该井投产成功确定了开发后期新海27块油藏以水平井为主的开发方案。 该区块完成水平井10口，对区块产量贡献已占有相当的比重，目前水平井占全块油井数23%，实施成功率100%。日产油能力101t，占全块日产油能力70.5%，水平井平均含水率35.7%，低于全块的平均含水48.2%。 2水平井增产技术方法研究 2.1应用热采技术，实现措施挖潜 水平井注汽是通过对水平井内注入蒸汽，直接和产生的超覆效应，使受热原油降粘后依靠重力的作用流入水平生产井，同时也降低了井筒中油流阻力，提高超稠油藏的开发效果。注汽热采措施可加强油井上部油层的开发利用，降低稠油粘度，加大稠油渗流速度，从而也能有效减小底水锥进，控制油井含水。海平2井初期日产液60.1 m3，日产油9.6 t，含水73.2%。曾采取堵水措施、调整生产参数，无论增大生产压差还是控制生产压差，含水均未得到很好的控制。分析该区块地层孔隙度为30.4%，有效渗透率6056×10-3μm2，储层物性很好，且作业时发现油井不出砂。 为降低该井含水，提高产能，于是决定对该井实施热采实验。海平2注汽，注汽量1499.6 m3，措施前该井原油粘度为8586mPa·s。日产液86.5 m3，日产油4.1 t，含水95.3%，措施后原油粘度达到1359mPa·s，调参提液，产量大幅度提高，目前日产液132 m3，日产油16.5t，含水稳定在88.6%，日增产12.4 t。 该水平井注汽实验的成功，确定可广泛利用到该块其他稠油水平井，又先后实施了2口水平井注汽措施，措施后累计增油1224t。 2.2选择合理生产参数
水平井开发油藏工程设计技术 (2)
水平井开发油藏工程设计技术 ---以高含水整装正韵律厚油层为例 前言 整装油田是胜利油区投入开发最早的主力油田，目前已全面进入特高含水开发阶段，综合含水93.6％，可采储量采出程度88.2％，剩余可采储量采出程度18.2％。由于其储采矛盾突出，为减缓产量递减，挖掘剩余油潜力是水驱开发面临的首要任务。整装构造油田受储层非均质和长期注水冲刷的影响，剩余油分布高度复杂，综合挖潜形势日益严峻，挖潜难度逐步增大。因此根据开发单元不同开采特征和剩余油分布规律寻找特高含水期潜力方向和技术对策，从而采取有针对性的挖潜技术是今后整装油田的重要发展战略。整装油田主力开发单元主要分为两大类。其中一类是厚油层发育的多油层组合，这类油层挖潜重点是厚油层层内潜力，整装油田以河流相沉积为主，层内剩余油的挖潜，正韵律厚油层是提高采收率的重要潜力方向。正韵律厚油层剩余油在顶部富集的特点决定其采取直井挖潜开发效果差、经济效益低。研究表明，特高含水期正韵律厚油层应用水平井技术可有效提高储量动用程度及其采收率。 1 整装油田正韵律厚油层剩余油分布特征 厚油层层内韵律性和沉积结构及夹层发育状况是控制正韵律厚油层层内剩余油分布的主要因素。在这些因素的控制下其剩余油特征主要表现为： 1）油层纵向水淹差异大，剩余油主要集中在顶部 正韵律油层上部渗透率低，注水开发过程中，注入水受重力影响首先沿底部高渗透带窜流，随时间推移，底部水淹严重，最先出现强水洗段，上部水淹程度较低，剩余油相对富集。如孤东油田取心井7-28-J255井54层三个韵律段比较，上部驱油效率低，剩余油饱和度高。上段驱油效率28.8％，属见水级别，中段54.1％，下部已高达61.3％，为强水洗。相对应的剩余油饱和度分别为52.1-31.6％，相差20％以上。 2）层内夹层影响剩余油分布 河流相沉积过程中，由于不同期次河道砂的相互切叠与加积，河流相储层内部结构复杂，非均质性严重。夹层影响储层垂向上渗透率的变化，是造成层内非均质性的主要原因。层内夹层在正韵律油层中普遍发育，由于夹层对水动力遮挡
水平井综合技术在辽河油田应用与发展
水平井综合技术在辽河油田应用与发展 1、水平井配套技术 区块筛选。辽河油田油藏类型众多,但并非所有的区块都适宜于钻水平井, 根据目前我们水平井技术水平,结合辽河油田油藏特征及以往成功的经验,认为在稠油出砂油藏、垂直裂缝性油气藏、块状底水油藏、低渗透油藏适合钻水平井，并且必须符合一定的地质和油藏条件。 精细三维地质建模。该技术是综合运用地震和储层物性资料对部署区块目标层构造描述、储层展布、层内夹层、平面物性分析、沉积相带描述、流体性质分析、生产状况分析等于一体的综合分析建模技术。通过该技术使所建模型能够和地质认识基本吻合，能够满足油藏数值模拟的需要。针对辽河油田油藏类型比较多、比较复杂的原因，油藏三维地质模型建立的侧重点有所不同：对于复杂断块油藏,重点是搞清构造断裂发育情况,落实构造高点；对于构造比较简单的高渗油藏,重点则是搞清储层内部结构和平面、纵向非均质性；对于裂缝性潜山油藏,重点是要搞清裂缝的发育程度和分布特征,包括裂缝发育带、裂缝走向、裂缝倾向、裂缝密度及与断层和区域地应力的关系；对于已经投入开发多年的老区块，重点是描述剩余油分布，包括水驱前缘位置的计算、油井见水原因和水淹状况分析，对底水油藏要定量描述水锥半径,为水平井轨迹优化提供依据。 水平井部署及优化设计。该技术主要解决水平井在油藏中的位置,包括水平井井网的选择、水平井井距的确定、水平段方位、水平段长度、油层中垂向位置的选择、井眼轨迹的优化以及完井方式的选择。总的原则是要使水平段对其控制储量有较高的动用能力及采收率，要综合考虑油层厚度、储层物性、原油性质、所控制的经济合理的地质储量和产能要求等影响因素，优化水平段参数。对于老区调整水平井,需要根据剩余油单元类型和规模、油水界面变化、油气藏地质动态变化、储层物性和非均质性、天然能量大小等，确定水平段合理参数。如果周围有老井，可以利用老井，建立“虚拟井”模拟水平段方向上的油藏剖面，再确
鄂尔多斯盆地低渗透油藏水平井压裂技术探讨
鄂尔多斯盆地低渗透油藏水平井压裂技 术探讨 摘要：我国在鄂尔多斯盆地实施了全面的致密油藏开发，同时在压裂和水平 井开发技术上有了长足的发展与进步。致密油藏在开发中，为提升其产能，需要 对其实施水平井的压裂改造。通过改造能够使储层泄油面积得到扩展，增加裂缝 导流能力，最终实现增产的目的。当前致密油藏的开发中并存着多种方式，其中 体积压裂+水平井完井的应用，在该领域引发了水平井压裂改造的新一轮革命。 基于该背景，对鄂尔多斯盆地致密油藏水平井压裂技术进行探讨。 关键字：鄂尔多斯盆地；低渗透油藏；水平井压裂 一、低渗透油藏水平井压裂目前面临的挑战 油气工业的不断发展，使勘探油气的难度变得越来越大，单纯依靠干酪根生油、圈闭、背斜油气藏等理论，已无法满足现今勘探油气的实践需求。裂缝性高 含水油井治理难度比较大，油水关系复杂，见水裂缝系统的刻画、方案设计难度 较大，油水井贯通，地层矿化度、井口压力高，对堵剂材料要求高，措施有效率低，单向堵水受注采关系影响较大，措施有效期短。控堵水技术治理效果变差， 针对裂缝性见水井通过注水调整有效率仅25.6%，调剖调驱见效比例28.6%，前 期堵水以封堵裂缝为主，工艺简单堵水效果较差，有效率不足60%。三叠系长6、长8、长9油藏注水关系复杂，有效压力驱替系统难建立，原层治理措施效果普 遍较差，近几年开展提高射孔程度+复压、暂堵压裂、堵水压裂等技术攻关，未 达到预期效果，当年单井累增油效益差。水平井产量普遍较低，目前低于1吨的 井采出程度2.6%，采油速度0.31%，剩余油丰富，重复改造主要采用双封单卡压 裂工艺，压后需立即放喷，制约了施工规模，储层有效改造难度大，2020-2022 年试验大规模补能体积压裂，有效期内单井增油少，产出投入比0.82，整体效益低。
小断块边底水油藏开发实践与认识
小断块边底水油藏开发实践与认识 近年来，在石油资源开发中，小断块边底水油田越来越受到重视。由于构造复杂、规模小、含油带窄、层间多、储层物性好、自然能量充足，如果采用传统的井网控制和逐层上返方式或者方法，小断块边底水油田开发后期，油井含水量迅速增加，产量迅速增加，目前的情况或存在的问题影响着小断块边底水油藏的开发。因此，在小断块边底水油藏的开发中，必须从小断块边底水油藏的基本因素入手，深刻认识和掌握层间分离的作用、油藏的结构形式和内部规律，不断探索小断块边底水油藏更有效的开发方法和途径，提高油藏的开发效率和开发水平。鉴于此，文章结合笔者多年工作经验，对小断块边底水油藏开发实践与认识提出了一些建议，仅供参考。 标签：小断块边底水;油藏开发;实践与认识 引言 在开发小断块边底水油藏时，为了能够实现该油藏开采水平的更好提高，大大地提升油藏的开采效率，重视对边水、底水驱动因素的影响，對油藏的含油带宽度、纵向连通性、储层物性、油水粘度比等因素进行有效的分析，不断制定有效的小断块边底水油藏的开发实践方式和策略，结合油藏的开发实际情况来不断调整和变换油井的位置，合理的确定油井的井距，全面的分析、调整与把握井网的控制程度，使得小断块边底水油藏资源得到更好、更快的开发，推动小断块边底水油藏开采效率、开采量的大大的提升，为国家以及社会经济的发展提供强有力的能源基础。 1、小断块边底水油藏的概念 所谓的小断块边底水油藏主要就是指开采过程中边水、底水一起进行驱动的一种油藏。小断块边底水油藏通常以构造油藏为主，且大多数油藏的含有面积都非常小，含油带也十分狭窄，块状或者厚层的油藏很容易形成边水和底水驱动。 2、小断块边底水油藏的开发特点 在小断块边底水油藏开发过程中，影响油藏开发的较为主要且非常直接的原因就是边水指进和底水锥进。其与底水驱动下的块状油藏或者是边水驱动下的层状油藏有着很明显的不同点，这两种油藏只受到一种因素的影响，即要么是边水、要么是底水影响油藏开发。但是小断块边底水油藏的开发是受到边水和底水的双重因素的作用和影响。在油藏开发过程中经过专业人士对打开油层的程度、油井见水前的临界产量、油井见水后合理生产的压差、水平井和直井、油水粘度比、采油速度以及油藏开发效果研究可知，油与水的粘度之比越大，那么采油的速度就会越高，油藏开采的效果也会越差，影响油藏的高效开发和利用。因此，在开发小断块边底水油藏时，为了能够更好地提高油藏开发效率，我们要结合油井含水阶段的不同特点和现状，选择能量充足、生产压差较为科学的油藏，最大程度
边底水油藏开发对策
前言 一、底水锥进机理 二、采水消锥机理 三、底水锥进的影响因素 四、控制底水锥进的方法 (一）油井控制底水锥进的方法 1、排水采油法 2、双管同采抑制水锥技术 3、双层完井采水消锥技术 4、锥进控制与井下油水分离技术 5、人工夹层抑制底水锥进 6、水平井控制底水锥进 7、注气抑制水锥 8、化学堵水控制底水锥进 （二）注水井控制底水锥进的方法 1、注水控制底水锥进 2、采用注聚合物、油水乳状液、泡沫和空气改善注水效果 （三）综合治理技术 五、控制底水工艺发展趋势
前言 目前我国大部分油田已进入中高含水期，进入高含水期开采之后，产油量递减加快。在这些高含水油田中,底水油藏所占数目巨大,储量丰富。底水油藏储层厚度大水体大，天然能量充足，开发中面临的最突出的问题是如何防止和抑制底水锥进. 国内外油田实践经验表明:底水油藏开发的关键技术是抑制水锥或控制底水锥进，最大程度地延长油井无水采油期和控制底水均匀驱替，以达到提高底水油藏开发效果的目的。目前技术措施主要体现在：优化射孔、临界产量与临界压差的控制;采用水平井方案开发底水油藏；在油水界面附近打人工隔板以阻挡底水;开发后期加密井调整技术；完井技术（如双层完井）以及采油技术(如油水分采）等等。 一、底水锥进机理 在有底水的油藏中，油藏开采以前，水位于油层的下部，油位于油层的上部打开层段下面将形成半球状的势分布（图1)，由于垂向势梯度的影响，油水接触面就会发生变形，在沿井轴方向势梯度达到最大。因而，此时的接触面形成喇叭状，这种现象即为底水锥进. 从机理上讲,垂向平面上油水接触面的变形和水平面上水驱替前缘的变形是类似的，两者都是由于汇聚于井底的势引起的。随着油井的投产，界面的锥状体将逐渐形成.锥体的上升速度取决于该点处势梯度值的大小以及该处岩石的垂向渗透率,锥体的上升高度取决于因水油密度差(ρw—ρo)引起的重力与垂向压力梯度的平衡。如果油井
利用水平井改善难采稠油底水油藏的开发效果研究
利用水平井改善难采稠油底水油藏的开发效果研究 代丽;李贵生;杨彩虹;蔡爱兵;刘建峰;孙亦娟 【期刊名称】《中国石油和化工》 【年(卷),期】2011(000)004 【摘要】由于稠油底水油藏中油水粘度相差大，如果采用直井开发，生产压差小导致低产，加大生产压差又会导致底水的快速锥进，油井很快水淹，使得多数稠油底水油藏的开发处于停滞状态；若利用水平井的生产压差小、泄油面积大的优点，可有效避免底水锥进，提高单井产能，并从根本上解决此类油藏的开发难题。本文以大港孔店油田孔102断块为例，利用三维地质建模和数值模拟技术对该油藏的开发方案进行了优化研究，认为水平井开采此类油藏具有优势，并对水平井的各项参数进行了优化设计。先导实验井孔H1井的成功实施为该断块下一步的调整、挖潜打下了坚实的基 【总页数】3页(P48-50) 【作者】代丽;李贵生;杨彩虹;蔡爱兵;刘建峰;孙亦娟 【作者单位】大港油田勘探开发研究院,天津大港300280;大港油田第五采油厂,天津大港500280;大港油田勘探开发研究院,天津大港300280;大港油田勘探事业部,天津大港300280;大港油田第五采油厂,天津大港500280;大港油田第五采油厂,天津大港500280 【正文语种】中文 【中图分类】TE341
【相关文献】 1.林樊家油田林17块边底水稠油油藏水平井开发效果研究 2.利用水平井技术开发低幅度底水稠油油藏 3.浅谈侧钻水平井在改善薄层、底水稠油油藏开发效果中的运用 4.改善非均质边底水稠油油藏开发效果的措施研究 5.桩11块馆下段底水稠油油藏水平井开发效果评价 因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买
底水油藏水平井开采机理研究的开题报告
优秀毕业论文开题报告 底水油藏水平井开采机理研究的开题报告 一、研究背景 随着石油资源的逐渐减少，越来越多的油田进入了后期开发阶段，其中底水油藏的开发难度较大，而水平井是一种有效的开采手段。底水油藏的开采机理研究对于提高油田开发效率、降低开采成本具有重要意义。 二、研究目的 本研究旨在通过理论分析和实验研究，探究底水油藏水平井开采机理，为底水油藏的开发提供科学依据。 三、研究内容 1. 底水油藏水平井开采机理的理论分析 2. 底水油藏水平井开采机理的实验研究 3. 底水油藏水平井开采的优化方案设计 四、研究方法 1. 文献调研法：通过查阅相关文献，了解底水油藏水平井开采机理的研究现状和 研究进展。 2. 实验室模拟法：通过模拟实验，研究底水油藏水平井开采的机理和特点。 3. 数值模拟法：通过数值模拟，分析底水油藏水平井开采的过程和效果，优化开 采方案。 五、预期成果 1. 探究底水油藏水平井开采机理，为底水油藏的开发提供科学依据； 2. 提出底水油藏水平井开采的优化方案，提高油田开发效率； 3. 发表相关学术论文，扩大研究影响力。 六、研究计划 1. 第一年：文献调研，理论分析，实验设计； 2. 第二年：实验室模拟，数据分析，数值模拟； 3. 第三年：方案设计，论文撰写，成果推广。 七、研究难点 1. 底水油藏水平井开采机理的深入探究； 2. 实验设计和数据分析的准确性； 3. 开采方案设计的可行性和优化性。 八、参考文献 1. 朱建平, 王永刚. 底水油藏水平井开采技术进展[J]. 石油钻采工艺, 2019, 41(1): 1-5. 2. 王伟, 刘强. 底水油藏水平井开采机理研究[J]. 油气储运, 2018, 37(2): 189-194. 3. 李明, 赵春雷, 陈峰. 底水油藏水平井开采的数值模拟[J]. 油气地质与采收率, 2017, 24(2): 61-66.
高含水低幅度构造油田水平井高效开发技术-最新年文档
高含水低幅度构造油田水平井高效开发技术 前言 F油田位于南美奥连特盆地，为一低幅度构造兼有岩性圈闭的油气藏，主要储层为三角洲沉积环境的白垩纪厚层块状石英净砂岩K层，储层平均厚度为15m；单砂层平均厚度为6m。砂岩净总比平均为85％，以正韵律为主。孔隙度为20％～26％，渗透率大于1×10-3μm。油田经过近20a开发，油藏特征从早期边水油藏渐变为边底水和底水油藏。作业环境为热带丛林地区，井网部署为丛式斜井、水平井和少量直井。为了在高油价、高含水、高风险形势下提高K油田的开发效果，针对该油田的剩余油分布区进行水平井开发，具有非常现实而重要的意义。但同时面临如下主要问题：一是剩余油分布局限在局部构造的高部位和井网控制不到的地区；二是K砂层顶部存在着区域分布的砂质泥岩和1套不均匀分布的煤层，由于其厚度和空间分布的不均匀，对准确识别主力砂层造成被动；三是油田所在国对井网控制极为严格。因此，应准确研究煤层的空间分布特征，使水平井的井眼轨迹最大限度贴近煤层底部和砂岩顶部，从而保证水平井具有最大限度的剩余油层厚度。 1 各类储层的空间分布属性反演 1.1井震结合储层反演成果 利用地震、测井等资料，在精确标定K层顶、低的基础上，
进行波阻抗反演，得到砂层组的波阻抗；对砂层组的波阻抗进行校正，去除泥岩的影响。由于测井曲线中包含了地震资料中缺少的低频和高频信息，低频成分提供了地层背景的基本速度结构，高频成分提供了地层的岩性等纵向分辨率，而地震资料则提供了稳定的中频信息和可靠的横向分辨能力。因此，测井－地震资料联合反演可充分利用宽频带来解决地质实际问题。 测井－地震资料联合反演的成果可以识别出K层砂体的横 向展部特征和砂体的主要发育区。该结果对于开发直井部署具有非常重要的意义，但由于不能将K层顶部的煤层识别、分割，因此，该结果对于水平井井眼轨迹设计参考明显不够。 1.2利用频谱成像技术进行储层反演研究 频谱成像技术在理论上主要是依据薄层反射的调谐原理。对于厚度小于1/4波长的薄层而言，在时间域，随着薄层厚度的增加，地震反射振幅逐渐增加，当薄层厚度增加至1/4波长的调谐厚度时，反射振幅达到最大值。随着薄层厚度的增加(越来越大于1/4波长)，反射振幅逐渐减小。频谱分析技术将地震数据变换到频率域，振幅谱描绘地层时间厚度变化，而相位谱则显示了地质体的横向不连续性。时间域的最大反射振幅值，对应着频率域的最大振幅能量值。因此，通过分频处理技术得到各频率下的地震能量属性和相位属性，进而更精细地研究储层。 在完成F油田120口测井资料进行层位对比、标定和分析后，提取最佳地震子波，并确定地震子波的最佳相位。再利用得到的
气顶底水油藏水平井开发技术政策研究
气顶底水油藏水平井开发技术政策研究 作者：刘燕 来源：《科学导报·学术》2019年第44期 摘要：近年来，随着我国石油开采技术不断提升，使得我国石油事业发展得越来越迅速，对于气顶底水油藏水平井開发技术也取得了一定突破。但是，由于气顶底水油藏水平井开发难度系数较大，让很多企业在开发的过程中面临着许多的难题，特别是这种高渗透率有气顶带底水的油藏，使开采工作未能顺利进行下去。本文重在探讨气顶底水油藏水平井开发技术政策研究，在文章最后提出相关的研究解决对策。 关键词：气顶底水油藏水平井;开发;政策研究 引言：由于很多油田在开发气顶底水油藏的时候，难度较大，使企业开发工作很容易陷入困境，究其原因很大程度上是因为该油藏，是一种高渗透强底水油藏所导致的，因此，在水平井开发效果较差，所需经济投入相对也比较大，特别就是当含水量不断增高的时候，就会导致产量出现快速下降。基于此，我们必须加强对气顶底水油藏水平井的研究，解决开发生产中所存在问题，提高开采量与油田经济效益。 一、气顶底水油藏水平井研究概述 1.气顶底水油藏水平井水锥产生的主要原因 众所周知，底水油藏是一种复杂的油藏，在开发的过程中需要运用各种技术来进行开发，如果技术不到位，就很难进行开采[1] 。例如：当井筒周边出现压力降低之时，以及因为井底的物质平衡关系被打破之后，就会导致井内的油水界面不断上升，形成类似于锥形水花，这种情况一旦出现，就会导致开采难度增加。出现这一种情况，很大程度上是由于井内压力骤然降低，导致底水不断向上运动，于是就会形成水锥现象，并以垂直方式不断向上递增。水锥出现其实不单单就是压力方面原因，还有物质密度方面的关系，例如：水与油的密度相差，其中，油的密度较少，而水的密度较大。 因此，水会浮在油层上面，而油层则会沉入水底，每当水锥不断向上递增的时候，就会使油很难开采出来，而当井内的产量超过了临界产量的时候，那么就会向上突破，井内作业受到影响。 如想让油水界面达到重力平衡关系之时，那么就必须满足一定条件后才会形成，我们可以关系以下关系式来进行探讨：
低渗透油藏开发特征与开发技术研究 蔡建钦
低渗透油藏开发特征与开发技术研究蔡建钦 摘要：石油作为一种不可再生的自然资源，随着社会的发展和经济技术的进步，面临着日趋减少的严峻局面。作为油田开发技术人员，寻找高质量的油田已成为 开发工作中面临的主要难题，目前低渗透油藏越来越受到重视，只有掌握了其开 采特征和技术，才能顺利完成开采工作。本文针对低渗透油藏开发特点和开发技 术进行了一些简单分析，希望能更好地促进低渗透油藏的开发。 关键词：低渗透油藏；开发特征；开发技术 1、低渗透油藏地质特征 1.1储层特征 通过使用地震预测及测井技术，多参数辅助参考、前期预测储层分布情况及 含油体量，也可利用岩芯观测、常规及成像测井、地应力测定和地质建模等技术 手段研究储层裂缝特性，从而预估地层裂缝分布情况。目前较为先进的技术是磁 共振技术，通过使用磁共振而研究微观空隙结构及可流动体饱和度的关系。 1.2渗流机理特征 对于渗流机理的研究主要通过非达西渗流特征研究、流固耦合作用分析、渗 吸作用探讨三个方面进行。非达西渗流特征的研究形成了并建立非达西渗流方程 式及数值模型；流固耦合作用分析证明了低渗透储层压力敏感性较强，从而得出 流固耦合作用对储层物性具有一定影响；而渗吸作用初步得出其在低渗透储层中 的排油效果最好，是极佳驱油方法。 2、低渗透油藏开发特点 低渗透储层具有沉积矿物成熟度低、黏土含量高、颗粒细、成岩压实作用强、孔隙度低、渗透率小、溶蚀孔和微裂缝发育、孔隙喉道细小（且小孔喉所占比例 很大），非均质性强等特点，因此油水渗流机理不同于常规储层：基质中流体呈 现出渗吸作用和低速非达西渗流的特征，微裂缝中流体以达西渗流主导，压敏效 应严重。由于油井无自然产能，须压裂改造投产，但单井产量低，自然递减快， 一次采收率低。常规注水开发渗流阻力大，注水压力高，基质油启动压差大，难 以有效驱替，洗油效率低；而天然裂缝以及后期储层改造的人工裂缝的普遍存在，使得注入水具有明显的方向性，油井含水上升快，波及面积小，极易造成水窜水 淹现象。据统计，国内外低渗透油藏采收率平均仅为２０％左右，大部分原油滞 留在油藏中无法采出，所以低渗特低渗油藏提高采收率的潜力巨大。 3、低渗透油藏开发效果的影响因素 3.1非达西渗流特性 所谓达西定律是指在岩石空隙中根据实验得出的规律渗流特性。而在低渗透 储层中，较低的孔隙度及表面积与原油边界的影响、气体阻碍的产生、表面分子 之间相互作用，使得原油流体并不能按照达西规律流动特性在储层中流动。因此 在低渗透油藏开发过程中，原油的流动轨迹并不能遵照达西定律，其受制于压力 梯度，在低渗透条件下，其启动压力梯度就会随着渗透率变低而增大。 3.2地层改造（注水井作业） 低渗透油藏的开发一般需要进行整体压裂改造开发。主要通过对油水井对应 压裂、油井压裂水井增注、油井压裂水井不增注这几种形式进行改造开发。低渗