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(dòng)態(tài)模擬大港油田采油三廠地質(zhì)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(jìn)，因此在實(shí)際油藏開發(fā)中因?yàn)樯a(chǎn)壓差選擇不當(dāng)、射孔層位選擇不當(dāng)或者井型選擇不當(dāng)，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(guān)閉，本文通過設(shè)計(jì)一個(gè)理想的底水油藏?cái)?shù)值模擬模型，進(jìn)行不同生產(chǎn)情況下的開發(fā)動(dòng)態(tài)模擬，力圖對(duì)底水油藏方面的開發(fā)規(guī)律進(jìn)行探索，希望能對(duì)此類油藏開發(fā)起到借鑒作用。

模型設(shè)計(jì)油藏面積0.61km2油藏儲(chǔ)量1525.6MSTCM油藏頂深1700m油水界面1715m油層厚度15m原始?jí)毫?7100KPA/1707m地質(zhì)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(gè)油藏為100*100m矩形網(wǎng)格覆蓋，其中油層按5m均分為3個(gè)模擬層，底水水體作為一個(gè)模擬層。模擬模型縱向上自上而下共分為4個(gè)模擬層，分別為layer1、layer2、layer3、layer4，模擬模型模型設(shè)計(jì)2.方案設(shè)計(jì)基本生產(chǎn)條件限制：油井生產(chǎn)流壓（BHP)均不低于6.5Mpa/1715m方案設(shè)計(jì)原則相同生產(chǎn)層位，不同產(chǎn)液量，直井生產(chǎn)相同產(chǎn)液量，不同的生產(chǎn)層位，直井生產(chǎn)相同產(chǎn)液量，相同層位，不同井型對(duì)比（無自動(dòng)監(jiān)測）相同產(chǎn)液量，相同層位，不同井型對(duì)比（有自動(dòng)監(jiān)測）相同產(chǎn)液量，相同層位，不同井型，不同縱向滲流能力對(duì)比根據(jù)以上設(shè)計(jì)原則，設(shè)計(jì)出五種不同的生產(chǎn)方案3.方案模擬與對(duì)比方案一：部署9口直井，三個(gè)模擬層全部打開，單井產(chǎn)液量分別定90方、60方、30方生產(chǎn)。射孔層位含水達(dá)到85%時(shí)封堵，井含水達(dá)到98%時(shí)封井，油藏縱向傳導(dǎo)率調(diào)整系數(shù)為0.1。3.方案模擬與對(duì)比（方案一）不同產(chǎn)液量情況下日產(chǎn)油量對(duì)比曲線3.方案模擬與對(duì)比（方案一）不同產(chǎn)液量情況下含水對(duì)比曲線不同產(chǎn)液量情況下累計(jì)產(chǎn)油量對(duì)比曲線3.方案模擬與對(duì)比（方案一）不同產(chǎn)液量情況下采出程度對(duì)比曲線3.方案模擬與對(duì)比（方案一）3.方案模擬與對(duì)比（方案一）單井定產(chǎn)90方/天日產(chǎn)液情況下，初期日產(chǎn)油量最高，但是由于含水上升快，油井最先達(dá)到限制條件停產(chǎn)，最終累計(jì)產(chǎn)油量和采出程度最低，分別為436.4563千方和28.6%。單井定產(chǎn)30方/天日產(chǎn)液情況下，雖然初期日產(chǎn)油量最低，但是由于含水上升最慢，日產(chǎn)油量下降速度慢，累計(jì)油量和采出率遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于單井定產(chǎn)90方/天液量情況下的對(duì)應(yīng)指標(biāo)，分別為579.9111千方和38.0%，采收率提高9.4個(gè)百分點(diǎn)。單井定產(chǎn)60方/天日產(chǎn)液情況下，初期產(chǎn)油量和含水上升、累計(jì)產(chǎn)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(chǎn)，以求獲得最大的最終采收率?？偨Y(jié)3.方案模擬與對(duì)比方案二：部署9口直井，單井定60方液量生產(chǎn)，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(dá)到85%時(shí)封層，單井含水達(dá)到98%時(shí)封井，油藏縱向傳導(dǎo)率調(diào)整系數(shù)為0.1。3.方案模擬與對(duì)比（方案二）不同生產(chǎn)層位情況下日產(chǎn)油量對(duì)比曲線3.方案模擬與對(duì)比（方案二）不同生產(chǎn)層位情況下含水對(duì)比曲線不同生產(chǎn)層位情況下累產(chǎn)油量對(duì)比曲線3.方案模擬與對(duì)比（方案二）3.方案模擬與對(duì)比（方案二）不同生產(chǎn)層位情況下采收率對(duì)比曲線3.方案模擬與對(duì)比（方案二）僅射開第1模擬層生產(chǎn)時(shí)，初期日產(chǎn)油量最高，為501.5方，三個(gè)模擬層全射開生產(chǎn)時(shí)，日產(chǎn)油量最低，為274.6方，三個(gè)模擬層全射開時(shí)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(guān)閉時(shí)，三種射孔情況，累計(jì)產(chǎn)油量和最終采收率基本相當(dāng)，均為493千方和32.3%。由此可見，在單井日產(chǎn)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(chǎn)油量越低，含水越高，但含水上升速度慢，日產(chǎn)油量遞減較小，射開厚度對(duì)最終開發(fā)效果整體影響不大。總結(jié)3.方案模擬與對(duì)比方案三：3口水平井開發(fā)與9口直井開發(fā)對(duì)比，水平井單井日產(chǎn)液180方，直井單井日產(chǎn)液60方，均射開第一模擬層，單井含水達(dá)到98%時(shí)封井，油藏縱向傳導(dǎo)率調(diào)整系數(shù)為0.1。3.方案模擬與對(duì)比（方案三）水平井、直井方案日產(chǎn)油量對(duì)比曲線水平井、直井方案含水對(duì)比曲線3.方案模擬與對(duì)比（方案三）3.方案模擬與對(duì)比（方案三）水平井、直井方案累產(chǎn)油量對(duì)比曲線3.方案模擬與對(duì)比（方案三）水平井、直井方案采出程度對(duì)比曲線3.方案模擬與對(duì)比（方案三）區(qū)塊5月份投產(chǎn)，到6月份時(shí)，水平井方案區(qū)塊產(chǎn)量為529.4方，直井產(chǎn)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(chǎn)量較水平井產(chǎn)量明顯下降快，到8月份時(shí)直井產(chǎn)量為347.5方，比水平井低104方，達(dá)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(chǎn)量與水平井產(chǎn)量逐漸趨于接近并最終超過水平井產(chǎn)量。至單井含水98%封井時(shí)，水平井累計(jì)產(chǎn)油量為418.0308千方，采出程度為27.4%，較直井方案低4.5個(gè)百分點(diǎn)，這是因?yàn)樗骄笃诤仙?，單井最先達(dá)到極限含水98%封井，從而縮短了油藏的生產(chǎn)時(shí)間。總結(jié)3.方案模擬與對(duì)比方案四：3口水平井開發(fā)和9口直井開發(fā)對(duì)比，均射開第1模擬層，水平井單井日產(chǎn)液定270方，直井單井日產(chǎn)液定90方，單井含水達(dá)98%時(shí)，自動(dòng)關(guān)井，單井含水降到98%以下時(shí)自動(dòng)恢復(fù)生產(chǎn)，直井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量定為1方，水平井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量定為3方，單井產(chǎn)量低于經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量時(shí)自動(dòng)關(guān)井，單井產(chǎn)量高于經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量時(shí)自動(dòng)恢復(fù)生產(chǎn)，自動(dòng)監(jiān)測周期為90天。3.方案模擬與對(duì)比（方案四）水平井、直井方案日產(chǎn)油量對(duì)比曲線3.方案模擬與對(duì)比（方案四）水平井、直井方案含水對(duì)比曲線3.方案模擬與對(duì)比（方案四）水平井、直井方案累產(chǎn)油量對(duì)比曲線3.方案模擬與對(duì)比（方案四）水平井、直井方案采出程度對(duì)比曲線3.方案模擬與對(duì)比（方案四）總結(jié)水平井開發(fā)時(shí)出現(xiàn)油藏整體停產(chǎn)的時(shí)間要比直井開發(fā)時(shí)出現(xiàn)的早，這是因?yàn)樗骄_發(fā)由于井?dāng)?shù)少的原因，由于油藏始終處于含水和產(chǎn)量的動(dòng)態(tài)自動(dòng)監(jiān)測之中，所以，油藏開采時(shí)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(duì)比方案五：油藏縱向傳導(dǎo)率調(diào)整系數(shù)分別為0.1、0.3、0.5、0.7、1.0(系數(shù)的高低反映縱向上傳導(dǎo)滲流能力的強(qiáng)弱)，9口直井開發(fā)與3口水平井開發(fā)對(duì)比，直井單井日產(chǎn)液60方，水平井單井日產(chǎn)液180方，均射開第一模擬層；單井含水達(dá)到98%時(shí)自動(dòng)封井，生產(chǎn)結(jié)束。3.方案模擬與對(duì)比（方案五）3.方案模擬與對(duì)比（方案五）3.方案模擬與對(duì)比（方案五）3.方案模擬與對(duì)比（方案五）3.方案模擬與對(duì)比（方案五）3.方案模擬與對(duì)比（方案五）總結(jié)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(jìn)速度增大，油藏含水速度加快，初期日產(chǎn)能力也逐漸減小。末期生產(chǎn)數(shù)據(jù)來看，在TZ小于0.7時(shí)，底水錐進(jìn)對(duì)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(dāng)TZ大于0.7時(shí)，底水錐進(jìn)對(duì)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(duì)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(yīng)考慮油藏縱向上滲流能力的大小。結(jié)論

根據(jù)幾種不同方案的對(duì)比分析，可以得到底水油藏開發(fā)規(guī)律的幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)