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油藏工程第一章(修改)详解.ppt 207页
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掌握内容 1 注水的时机 2 注水方式定义及主要的注水方式 3 各种井网的适用条件、优缺点 4 面积注水的油水井数比，控制面积的计算方法 5 波及系数定义，了解影响因素 6 井网密度的概念 鉴于断块油田的复杂特性，采用常规的勘探开发方法难以经济有效的勘探开发油藏，一般采用滚动勘探开发的程序。 １．什么是面积波及系数 　　在开发的某一时刻，注入工作剂所波及的面积占井网控制面积的百分数。 　　不同的见水时刻，地层中的波及面积不同，随时间的增加，波及的范围增大，而且井壁上的水淹情况也不相同。 四、注采井网的面积波及系数 ２． 面积注水波及系数计算 以基本的面积注水单元，计算水淹情况。 直线排状系统： S为油水两相区的平均含水饱和度 当M 1时，在d/a＞l的情况下 3为8 直线交错排状： 对于五点、反九点和反七点面积注水系统而言，见水时的面积波及系数可分别确定为： 0.594 0.375 0.513 0.395 50 0.594 0.375 0.513 0.395 40 0.595 0.376 0.515 0.396 35 0.596 0.377 0.516 0.398 30 0.597 0.379 0.518 0.399 25 0.599 0.38 0.52 0.401 20 0.6 0.381 0.522 0.402 18 0.601 0.382 0.523 0.403 16 0.604 0.384 0.526 0.404 14 0.606 0.387 0.529 0.407 12 0.608 0.389 0.532 0.41 10 0.611 0.391 0.534 0.412 9 0.613 0.394 0.538 0.415 8 0.616 0.397 0.543 0.418 7 0.621 0.401 0.548 0.422 6 0.627 0.407 0.556 0.428 5 0.635 0.415 0.568 0.437 4 0.649 0.428 0.586 0.451 3 0.675 0.455 0.622 0.479 2 0.743 0.525 0.718 0.553 1 反七点式 反九点式 五点式 直线式 流度比M （1）当流度比M增加时，注水波及系数EA很快趋于一定的恒定值：直线系统时等于0.391，五点系统时等于0.508， 反九点系统时等于0.371,反七点系统时等于0.590。 （2）流度比M从1-10时，注水波及系数降低很快；当M增加时，注水波及系数递减速度减缓。如五点系统，当M从1增加到10，EA值降低了26％；而当M从5变化到10时。 EA值下降2.7％。由此可见：应用不同的化学剂降低水的相渗透率时，只有在驱替剂与原油的流度比小于5时，才有较明显的效果。 （3）正方形井网布井系统的波及系数低于三角形井网布井系统，尤其三角形井网的反七点系统注水波及系数最高。 ３．应用 利用图表和曲线可以确定任何含水条件下的面积波及系数和无水采收率。 确定无水采收率： 采收率＝面积波及系数×洗油效率 ４．影响波及系数的因素 对于实际的油藏，非均质性比较严重，波及系数要小的多。此外由于油层的韵律性比较强，纵向上也有波及的范围，所以应该采用体积波及系数，即面积波及系数×纵向波及系数。 1 变异系数
当M在0.1－10之间变化剧烈 2 重力 3 毛管力 4 注入速度 5 地层韵律性 M 0.5 0.2 0 EA 　第四节
井网和注水方式 油田的注水 注水时机的确定 注水方式 注采井网的面积波及系数 井网密度研究 井网密度： 单位面积上所钻井的数目，或者单井控制的面积。分油井井网密度和总密度。 对于非均质油藏来说，井网密度越大，采出程度越高，但是经济效益不一定好。 所开发程度的加深，井网密度越来越密。 五、井网密度研究 井网密度 合理密度 最佳密度 确定合理的注采井网要满足以下条件： 一是有较高的水驱控制程度； 二是要适应差油层的渗流特点， 达到一定的采油速度； 三是保证有一定的单井控制储量； 四是有较高的经济效益。
除了要确定合理的井网密度外，油水井数比也应该确定，即井网的形式。 对合理油水井数比的研究较多，但多数研究结果是在均质油藏条件下，从某一条件出发推导（或统计分析）得到的。童宪章先生研究了保持注采平衡问题，当井网系数值在4～9之间时，最优井网系数与产液吸水指数比的关系: 油水井数比m： 　　大庆研究院，开发总井数与注采压差一定时： 油田开发布井步骤： 1
划分开发层系，确定井网的套数。 2
确定油井总数。 3
确定注采井网，得到注水井数目。 油藏总的产出：N×R×C 总费用：M n×b 极限井网密度：NCR＝M＝nb 最佳的井网密度为： 第一章
油藏工程设计基础 油田开发方案报告编写 油田
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任丘潜山油藏开发特征与基本做法.ppt 55页
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* * * 90年3月首先在任803单元开展了停注试验，随后又在任819井、任822井、任845井等三个单元陆续开展了周期注水试验，共进行了三个周期的现场试验，并取得了较好的效果。 852单元 819单元 803单元 860单元 822单元 823单元 845单元 827断层 主要做法 
1 在周期注水试验过程中，为了保证生产指标的完成， 在没有使用数模手段优选注水方案的情况下，采用了以油井动态变化为标准确定注水周期的方法，即：当油井动液面降至某些油井供液不太充足时，开始恢复注水，当某些井的含水上升较快，产油量下降时又停止注水。 2 考虑到各单元地质特点以及生产动态的差异性，在实施周期注水过程中，未采取注水井统一停、注的注水方式， 而是根据各单元的实际情况，分单元进行周期注水试验；
周期注水现场试验的主要做法、效果及认识 1 整体效果显著
1 受效井数比例高。全油藏29口正常生产油井中有20 口见到较明显的注采反映，约占总井数的70％。 见效井 主要效果 第一周期 第二周期 ⑴ 受效井数比例高。全油藏29口正常生产油井中有20口见到较明显的注采反映，约占总井数的70％。 任801井在任803井停注后因含水下降增油1.1541万吨。 时 间 累计增油：20.6万吨 ⑵ 产量递减速度明显减缓，增油效果较为显著。共增产原油20.6万吨。 主要效果
从童氏图版分析，含水与采出程度关系曲线趋向采收率为48.6%的理论曲线，比标定采收率33.6%高15%左右。 33.6%
4 可采储量增加。根据试验前后老井水驱曲线变化计算，周期注水共增加可采储量92.1万吨。
94.7-98.11 971.3万吨 89.7-94.1 872.9万吨 周期注水认识
1 周期性注水适合于油藏特点，是中高含水期比较合理的开采方式 地层非均质性强，周期注水过程中由于地层压力场的变化，提高了渗透性较差油层的波及程度。 油藏地层倾角大，层状特征明显，在停注阶段可充分发挥油水重力分异作用突出的优势，有利于在地层压力场改变后原油的富集，使得构造顶部油井的含水普遍下降； 油藏边水较弱，并且封闭条件较好，注入水外溢少，有利于造成较大的压力波动幅度；
2 矿场采用的非对称周期注水方式获得了较好的效果，对下步确定合理的周期具有借鉴作用 周期注水周期较长，一般500-700天； 周期中升降压阶段不对称，均为不对称周期注水方式； 各单元周期注水方式不同，但无论长停短注还是短停长注两种方式均有明显效果； 上述周期注水试验中表现出来的特点对油藏下步确定合理的周期具有借鉴作用。 周期注水认识
3 在周期注水过程中，压力波动幅度可以达到一个比较大的数值 以803井组为例，在已实施两个完整周期的现场试验中， 停注阶段油藏地层压力下降较快，如第一周期阶段压降达3MPa左右，总压降最大达到11MPa左右；在恢复注水阶段，地层压力及油井动液面明显回升，如第二周期的恢复注水阶段，地层压力已上升3MPa左右，油井动液面恢复300m左右。所以分析认为在周期注水过程中，压力波动幅度可以达到一个比较大的数值。
4 随着周期次数的增加，周期注水效果逐步变差 根据室内试验结果，在周期注水过程中随着周期次数的增加，效果逐步变差，任丘奥陶系油藏也不例外，第二周期与第一周期比较，效果明显变差，主要是随着周期注水次数的增加，采出程度提高，物质基础逐步变差所致。 周期注水认识 （二）实施堵水、酸压措施 1.打水泥塞堵水措施 早期注水开发阶段，随着油藏见水井不断增多，为了控制油井含水上升速度，对高含水井进行打水泥塞，封堵下部出水层段。到1987年2月共对6口井实施封水上返措施，只有1口井任823井效果较好。任812井封堵厚度小，封堵后短时间再次见水并水淹；任817、任829井储层不发育，上返后产能低，不能正常生产；任813、任820井井底和管外串通。 2.综合堵水措施 随着油藏的长期注水开发，油井含水逐步上升，高含水井不断增多。针对这种情况，结合油井转抽实施打水泥塞及化学堵水综合治理措施。截至1999年2月，油藏共实施堵水措施32井次，有效20井次，措施成功率62.5%，堵水累积增油3.1001万吨，平均单井次增油969t，平均有效井单井次增油1550t。由于油藏的油井揭开厚度大，漏失井多、漏失量大，使得堵水措施适应性比较差。
任丘奥陶系油藏存在着严重的非均质性，上返马家沟组和亮甲山1、2小层（个别井裂缝发育）的低渗透油井都要经过酸化，所用酸液有乳化酸、土酸、浓缩酸、盐酸等，酸液浓度偏低，酸量不够，大多酸化强度在0.5m3/m左右，一般常规酸化效果都不太理想，甚至有的井酸后，排液不及时造成油井的二次污染。总结这些经验教训，认为提高酸量及酸液的浓度，酸化强度提高到1m3/m
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任丘潜山油藏开发特征与基本做法
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3秒自动关闭窗口和“边水油藏”相关的论文
对于能量充足的层状边水薄层油藏，利用水平井开发总体效果理想，但开发后期随着含水率的不断上升，油水关系复杂，剩余油分布分散。以水平井开发的塔中16油田为例，利用流动单元方法建立地质模型，结合生产动态分析，通过数值模拟方法总结了塔中16油田剩余油分布特征。以剩余油分布规律为基础，从垂向和平面2个方面分析了剩余油控制因素：剩余油垂向上受物性、隔夹层和韵律3个因素影响；平面上受微构造、井网完善程度、井间压力分布、断层、水平段不均匀见水等5个因素影响。利用分析结果，可以较为可靠的发现剩余油富集区，为油田剩余油潜挖提供了有利依据，对高含水期油藏进一步提高采收率具有指导意义。
天然水驱油藏是利用与油体相连水体的天然能量进行开发的油藏。通过分析A油田压力下降随累计采油量的变化趋势,结合实际与理论弹性产率比,对该油田开发状况进行评价。结果表明,A油田的天然能量充足,但目前进入高含水开发阶段,具体表现为含水上升率加快,采油速度逐年递减加快,最终导致采收率下降,因而开发效果逐年变差。
利用水平井开采边水油藏，水侵是一个不可避免的问题。油井见水后会造成单井产能迅速下降和单井控制储量急剧减少，严重影响油藏的最终开发效果。以数值模拟技术为主要研究手段，通过建立理想机理模型，对油藏的含水上升规律进行了模拟研究，并对影响含水上升规律的各种因素进行了定量化分析。研究结果对于制定合理的边水油藏开发技术对策，降低水侵对开发效果的影响，提高该类油藏的最终采收率意义重大。
为了科学、客观地评价具有较大天然水域油藏的开发效果和储集层分层动用状况,改进天然边水水域分层水侵量大小的计算方法,基于多种地质和单井数据,在任意形状的油水界面上部署虚拟注水井,进而模拟天然水域的水侵过程。虚拟注水井部署越密,模拟水侵过程越准确。用判别虚拟注水井与采油井间分层一线连通关系的方法,计算天然水域的水侵方向和水侵阻力。用水电相似原理计算每小层水侵阻力和油藏总水侵阻力,进一步计算每小层的水侵量。将所编制的软件应用于大港、辽河、冀东等10多个油田区块,应用效果表明对于利用天然边水能量开采的油藏,该方法能够更加准确地劈分计算分层水侵量。
基于江苏油田窄条状油藏孔隙分布规律、主控因素分析和不同类型岩心的驱替实验,应用水驱、聚合物驱、表活剂驱、聚表二元驱及弱凝胶驱等方式研究了剩余油动用规律.结果表明：窄条状油藏不同部位储层的孔隙变化特征不同,靠近边水部位的较大孔隙的变化较大,腰部位次之,高部位最小;水驱倍数、孔喉大小、黏土矿物含量等是影响孔隙分布的主要因素;靠近边部的岩心适合弱凝胶驱,腰部位适合聚表二元驱,顶部在高速水驱或聚合物驱时效果较好.研究结果为剩余油挖潜提供了理论依据.
构造油藏存在地层倾角,它的存在使重力在油水运移过程中产生作用,从而影响流体的运动轨迹。通过将重力势引入直线供给边界附近一口井的复势函数的求取中,把重力势分布等效为平行均匀流的势分布,运用势叠加原理求出了存在倾角的直线供给边界附近一口井的势函数和流函线的表达式。通过分析流函数的特征给出了边水供给方向的波及面积计算方法,并评价了采液强度、地层倾角和井距边水距离对波及面积的影响,绘制了趋势曲线。计算结果表明在加入重力因素后,流线的分布形态、波及面积都发生了很大的改变。
曹妃甸油田Lm943砂体为边水油藏,经过10年的开发,边水已上升为次生底水,对后期挖潜水平井的避水高度提出了更高要求。通过定向井和水平井资料进行废弃河道识别,无井区域采用砂顶高度法预测废弃河道,刻画单河道内部砂体,建立沉积微相平面图;结合曲流河废弃河道野外露头,分析水平井入层位置对避水高度的影响。为指导水平井精确着陆和曹妃甸油田今后综合调整方案中水平井的实施提供依据。
根据布诺油田边水油藏地质及生产特征,分析该油田压力下降随累计采油量的变化趋势,结合弹性产率比,说明该油田的天然能量充足;进而对该油田开发效果进行评价,利用水驱规律曲线得出布诺油田可采储量及采收率。
河南油田以边水油藏为主,部署的部分水平井投产后含水上升较快,在建立典型地质模型的基础上,运用油藏数值模拟方法,研究了边水油藏水平井水淹的影响因素,包括地质因素和开发因素,并运用灰色关联分析法,对各影响因素进行敏感性分析,识别了各因素对边水油藏水平井水淹的影响程度,得出其排序为：与边水距离＞平面非均质性＞剩余油分布＞产液速度＞油水黏度比＞射孔段长度＞水平井轨迹＞垂向非均质性.
对边水稠油油藏进行蒸汽吞吐降压开采过程中,会出现因油藏压力下降导致边水推进、水淹区含水急剧上升、水侵范围不断扩大,影响热采效果等问题,通过对该类油藏开发特点的研究,了解边水稠油油藏蒸汽吞吐特点,以采取针对性的措施,有助于提高该类油藏的开发水平。
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