底水油藏不适合采用水平井

底水油藏水平井开发效果评价实例分析M断块馆陶油组属于强底水油藏，采用水平井开发，本文从实际数据入手，进行底水油藏水平井开发效果评价，用油藏工程、统计分析等方法，对油藏开发现状、开采特征、等方面进行全面评价。

结合油田实际，给出了油田开发效果评价的方法和模式。

标签：底水油藏；水平井1 概况该油藏为构造背景下的岩性油藏，地质精细描述后油藏类型调整为受顺向断层阻挡底水构造油藏，储层内部成藏条件复杂，不同断块存在不同油水系统，采用水平井开发，储层内部夹层仅在部分区域存在，且厚度较薄均表现为物性夹层，只是相对物性较低，不能起到明显阻挡作用，水平井投产初期产量高，但无水采油期短，油井见水后含水上升快、产量递减大。

2 开采特征以M-H1井为例，该井初期产量高，没有无水采油期，日产油为348.73t/d，含水8%，投产2个月后油井产量快速下降至89.76t/d，含水上升至85%以上；之后陆续投产了两口水平井，两口井初期即控制液量、工作制度投产，产量控制在100t/d左右，见到一定效果，两口井无水采油期为18天左右，但油井见水后很快表现出与M-H1井一样的开采特点，即含水上升快、产量递减大，整个区块投产一年后，单井日产油36.1t/d，含水95.25%，采油速度仅1.08%，储量动用程度仅8.73%，综合生产效果较差。

该油藏受自身储层条件的限制，逐步暴露出一些开发难题，主要表现在：2.1 边底水活跃，天然能量充足生产井为在无外界能量补充的情况下，井底流压随着含水的升高而稳定，同时在不同生产工作制度下，供液均保持充足。

通过无因次弹性产量比值与单位地质储量压降关系图版（见图1）可知，该油藏天然能量十分充足。

2.2 油水粘度比大，含水上升速度快，产量递减快储层原油粘度38.48mPa.s，水粘度为0.3～0.4mPa.s，油水粘度比达到96～128左右。

受该种流体性质所限，加之储层埋藏疏松、平面非均质性较强，使得油井见水速度快，见水后含水快速上升，生产一年后含水均达到95%以上，平均含水上升率达到77%；伴随着含水的上升，产量递减大，日产水平由投产初期的298.68t/d降至49.07t/d，月递减率为20.04%。

中外科技情报——用水平井开发薄层边底水油藏新疆油田公司陆梁油田作业区利用水平井开发薄层边底水油藏，截至2006年11月15日，LUHW201井等7口水平井已累计产油2.62×104吨。

陆梁油田作业区研究所介绍，7口水平井的成功实施，标志着陆梁油田陆9井区白垩系呼图壁河组薄层边底水油藏，利用水平井技术初步实现成功开发，这为新疆油田公司开发类似油藏提供一个新的技术手段。

陆9井区白垩系呼图壁河组油藏属低幅度的薄层边底水油藏，如果采用传统的直井井网开发，不仅难以有效地控制开发过程，而且不易取得良好的开发效果。

从2005年年底开始，陆梁油田作业区以及新疆油田公司勘探开发研究院的技术人员，加强对该区块呼图壁河组薄层边底水油藏的研究，弄清楚了此类油藏的构造、砂体展布及油水分布规律，编制出利用水平井开发此类油藏的方案，并于2006年年初在该区块部署7口水平井。

2006年5月10日，部署在陆9井区的第一口薄层边底水油藏水平井LUHW201井顺利投产，获得日产27.5吨的高产工业油流。

随后，LUHW202井等6口水平井相继投产。

目前，这7口水平井平均单井原油日产量稳定在25吨左右，达到日产油21吨的设计水平。

陈林凤摘自（中国石油信息资源）新加坡将设立首家能源问题研究中心新加坡政府宣布，该国将于2007年设立第一家能源问题研究中心，以更好地了解能源领域的发展状况，为国家的能源政策服务。

新加坡政府的这一决定是在该国首届能源会议上宣布的。

作为能源进口国，新加坡很清楚能源供应和安全所带来的挑战。

因此，新加坡政府将从经济竞争力、能源安全、环境可持续性及能源领域的发展前景4个方面看待能源问题，并将从能源供应多样化、新的能源供应长期发展计划、提高能源利用效率、发展能源工业和加强国际间在能源问题上的合作等５个方面着手解决相关能源问题。

近年来，新加坡石油的实际年贸易额超过1040×108美元，其衍生产品的贸易额也达到了1010×108美元。

“边水油藏”和“底水油藏”
如果油水界面(OWC)非常大，远远大于油层垂直截面的，是底水油藏。

这样的油层一般比较厚。

如果油水界面比较小，跟油层垂直截面差不多量级的，是边水油藏。

这样的油层一般相对比较薄，倾斜一定角度。

这两者之间没有绝对清晰的分界线。

两种油藏相比，一般来说，底水油藏出水快的多。

特别是油水流度比差的油藏，很容易发生water coning。

打水平井会有一些帮助，不过如果有一定的非均质存在，很可能在水平井的局部形成水锥，造成大量产水。

水平井也不好做生产测井，很难知道产水区间。

知道了产水区间，如果在前端或中间，也似乎也没有太多好办法。

边水油藏相对来说就安全多了，只要在高位打井，一般不会太早产水。

当然，非均质总是一个问题。

如果有一个小层渗流率特别高，也会造成边水沿高渗的小层快速推进，导致很快水淹的情况。

不过我的感觉是这种情况比较少，出水也不太严重。

在给定油藏/水体比例、油藏孔渗差不多的情况下，底水油藏的能量更充足，早期产量更高，但是总体采收率可能偏低。

边水情况相反，水体能量缓慢释放，产量比较平稳，采收率高很多。

如果可以选的话，我更喜欢边水油藏。

底水油藏水平井提液控水技术浅析[摘要]大部分底水砂岩油藏是薄油层，油水厚度比大，采取水平井开发能有效提高采收率。

由于储层非均质严重和水平井井段长，水平井在实际开发中水平段利用率低，在较低采出程度时进入中高含水期，本文从水平井提液控水机理出发，研究了水平井提液时机，对影响提液的主导因素进行了分析。

[关键词]底水砂岩油藏水平井提液控水提液时机中图分类号：te355.6 文献标识码：te 文章编号：1009―914x （2013）22―0404―01底水砂岩油藏储层非均质严重和水平井井段长，水平井在实际开发中水平段利用率低，在较低采出程度时进入中高含水期，采取动管柱治理施工周期长、风险大、见效慢、成本高。

而油井提液控水是油田进入中高含水期后的一项有效增产措施，同时油井提液是一项投资少、见效快的增产挖潜手段，贯穿于油田开发的各个阶段，为油田的稳产上产起到了至关重要的作用。

1.水平井水平段利用率评价通过13口井16井次产剖测试研究得出：1）水平段利用率低，平均出液段占水平段的32.6%，大部分井段未得到动用，影响开发效果及下步开发方式转换。

2）产液段主要与高渗段相对应，占出液段的71%。

2.水平井提液控水机理自喷井的扩嘴提液效果，与油水的相对阻力有极大关系。

借用相对渗透率等流点的思想，绘制相对流度曲线，并将含水率与含水饱和度绘制在同一张图上，如图1。

其中，mr表示相对流度，其定义式为：同时油井构造位置、油层厚度、避水高度、储层物性以及地层的非均质性等因素均会对提液产生较大的影响。

因此，提液控水应综合考虑，找出最优的提液控水时间，才能取得很好的开发效果。

3.水平井提液时机研究考虑到水平井底垂向渗流对渗流的影响增大，因此，采用直井与水平井分开处理的方法。

9区直井的“等流点”位于含水饱和度43%，其对应的含水率约为50%；在“等流点”左边，油相的流度大于水相的流度，说明油流的阻力小，水流的阻力大，当油嘴较小时，生产压差较小，提供的流体流动的动力较小，有利于油相的流动，而水相的流动需要更大的压差作为动力，当扩嘴提液时，生产压差变大，提供的动力增大，有利于含水的上升；相反，在“等流点”右边，油流阻力大，水流阻力小，油相的流动需要更大的动力，增大油嘴就有利于产油量的提高。

水平井提高底水油藏采收率研究的开题报告一、选题背景和意义1.1背景水平井技术的发展使得底水油藏的开发成为可能。

底水油藏是指油藏底部存在一定厚度的水层，在一些发达油田中多发现于长期开采后。

由于底水的存在，使得油藏内部下部空间常常无法充分利用，从而影响采收率的提升。

针对这一问题，提高底水油藏采收率的研究成为了当前油田开发的重点之一。

1.2意义提高底水油藏采收率可大幅增加油田的经济效益，降低成本。

此外，该研究可为其他类似油藏的开发提供经验和技术支持，具有一定的推广价值。

二、研究内容和方法2.1研究内容本研究针对底水油藏，探讨水平井技术对采收率提升的影响。

具体研究内容包括：（1）分析底水油藏的产油机理、底水分布规律、水平井对底水油藏贡献以及最优井网形式；（2）建立数学模型，模拟分析水平井对底水油藏采收率提升的效果；（3）通过实验室模拟和实际油田内试验，验证模型的可靠性和实用性。

2.2研究方法本研究采用综合性的研究方法，包括文献调研、数学建模、数值模拟、实验室模拟、实验数据分析等。

具体如下：（1）通过文献调研了解底水油藏的特点、水平井技术的优劣势，为建立数学模型提供理论基础；（2）根据实验室模拟和实际油田内试验，获得实验数据，进行数据分析；（3）建立数学模型，并采用数值模拟法进行模拟计算，验证底水油藏采收率提升的效果，探究最优井网形式。

三、预期成果3.1理论成果本研究可为底水油藏的开发和利用提供较为完备的理论知识和技术指导。

3.2实践成果通过实验室模拟和实际油田内试验，可获得实际应用的数据，为油田开发提供技术支持。

四、研究进度安排4.1阶段一：文献调研，撰写开题报告时间：2022年9月-2022年11月主要工作：收集资料并进行综合整理，撰写开题报告。

4.2阶段二：数学模型建立及数值模拟时间：2022年12月-2023年3月主要工作：根据文献调研结果，建立底水油藏的数学模型，并进行数值模拟。

4.3阶段三：实验室模拟和实地试验时间：2023年4月-2023年8月主要工作：通过实验室模拟和实际油田内试验，获得实验数据，进行数据分析。

底水油藏水平井沿程见水规律
底水油藏水平井沿程见水规律是指在井底水油藏中，通过水平井钻进后，沿着井身的水平段是否会遇到水。

根据油田实践和研究，可以得到以下几种见水规律：
1. 均一见水规律：井底水油界面平行于井壁，水平井钻进后，整个井段水平面上均有水存在，形成均一分布。

这种情况多见于底水油藏中，水平井的水平段与底水油层接触较好。

2. 受限见水规律：井底水油界面不平行于井壁，水平井钻进后，只有部分井段与底水油层接触，形成受限分布。

这种情况在底水油藏中常见，可能是因为底水油层的地质构造复杂，井段与底水油层接触面积较小。

3. 管串分隔见水规律：井底水油界面不平行于井壁，在水平井中使用管串进行分隔，分别连接含水层和含油层。

这种规律常见于底水油藏中，可以通过管串来控制水和油的分流，提高采油效果。

4. 连续驱替见水规律：井底水油界面与井壁不平行，但是在水平井中通过应用化学驱等方法进行连续驱替作业，使得水和油能够同时产出。

这种规律也常见于底水油藏中，通过驱替作业可以改变井段的水和油分布。

需要注意的是，底水油藏水平井沿程见水规律受到地质构造、油藏特征、井筒布置等因素的影响，每个油田、油藏的情况可
能有所不同。

因此，在具体勘探和开发过程中，需要通过实际调查和分析来确定水平井的设计和开发方案。

底水油藏水平井产能评价及主控因素分析摘要：大部分底水砂岩油藏是薄油层，油水厚度比大，采取水平井开发能有效提高采收率。

水平井产能除受到油藏本身因素因素影响之外，还受到众多因素的影响，本文从不稳定渗流理论出发，建立底水油藏水平井数学模型，推导出水平井的产能方程，并分别从油藏条件及人为因素分析了对产能的影响。

关键字：底水砂岩油藏水平井产能方程主控因素中图分类号：tp854.4 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）23-395-01根据镜像反映及势函数的叠加原理，利用底水油藏中任意一点的势函数得到底水油藏中水平井井底势差和水平井的产量方程，进而研究影响底水油藏水平井产能的因素。

1底水油藏水平井产量公式设油藏是顶边界封闭、底边界为底水（油水边界为恒压边界或等势边界，其初始势函数为φe）的底水油藏。

在距油水界面zw处有一长度为l的水平井，油井半径为rw，油层厚度为h，根据镜像反映及叠加原理，推导出底水驱油藏中任一点势分布的方程为：（1）利用势函数与压差之间的关系，得到水平井产能方程：（2）式中，k为地层渗透率；δp=pe-pw。

上式中没有考虑地层的各向异性。

若地层是各向异性的（水平和垂直方向各向异性），kv≠kh，则需要对上式进行修正。

根据地层渗透率k用有效渗透率代替，地层厚度h用折算厚度h 代替。

令，则上式经修正后变成下列形式：（3）将上式变为实用工程单位为：（4）2底水油藏水平井产能影响因素评价底水油藏水平井开发，产能除受到油藏本身因素如构造、储层物性、流体性质、储量丰度、底水能量、储层非均质性、油层厚度等因素影响之外，还受到水平段走向、水平段长度、水平段距离油水界面的位置等因素的影响。

2.1 油藏自身条件对水平井产能的影响底水油藏水平井的产能受油藏自身条件的影响，如储层各向异性、油藏厚度及流体粘度的影响。

1）储层渗透率各向异性对水平井产量的影响油层渗透率的各向异性对水平井的产量有着明显的影响。

石油地质与工程2018年5月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第32卷第3期文章编号：1673–8217（2018）03–0059–05影响水平井开发效果的主要因素研究刘赛（中国石油新疆油田公司实验检测研究院，新疆克拉玛依834000）摘要：为研究影响水平井开发效果的因素，采用油藏工程方法与数值模拟方法相结合，从裂缝方向、渗透率、有效厚度等地质参数，水平段长度、裂缝条数、原油黏度等开采参数出发，对影响水平井开发效果的各参数进行研究。

结果表明，产量与水平段长度、裂缝条数并非成正相关，各参数存在上限值；产量与流体黏度成负相关，渗透率、有效厚度与产量成正相关。

部署水平井时，应使井排与裂缝走向一致、水平段平行于最大主应力；裂缝与基质渗透率比值大时，水平井应平行于裂缝布井。

关键词：水平井开发；裂缝参数；水平井参数；流体参数中图分类号：TE347 文献标识码：A近年来，水平井井网广泛应用于各大油气田的开发，水平井联合直井井网开发具有较大优势。

对于底水油藏，直井开发生产压差大，易造成底水锥进，而水平井开发可以发挥增大泄油面积、减小生产压差、减缓油井水淹速度的优势；此外，水平井还广泛应用于低渗油藏、层状油气藏、稠油油藏、碳酸盐岩或火山岩油气藏、裂缝性油气藏、煤层气藏、页岩气等非常规油气藏[1]。

目前有关影响水平井网的主要因素的相关文报道存在以下局限性：对地质因素、开发因素考虑不全面；优化因素只针对某一类油藏；优化方法通常为油藏工程方法简单的公式推导，没有考虑油藏内部复杂的水动力系统。

本文以X井区为例，对影响水平井开发效果的地质因素和开发因素进行了系统分析，并利用数值模拟软件对各因素影响趋势进行了总结。

1 地质因素X井区克下组油藏孔隙度11.5%，渗透率6.6×10-3 μm2，属于低孔特低渗储层，油藏中部深度1 544 m，地层压力15.86 MPa，原油黏度2.9 mPa·s，原油密度0.852 g/cm3，目前采取350 m×500 m反九点井网开采。

2007年是国内水平井发展的一年，也是我们在水平井技术上探索的一年，然而在成果上并没有让我们取得更多可喜的消息。

今年我**油田在*区块共计水平井试油13井口，但产量却出乎意料，几乎没有像预计中的那样产量，个别井甚至没有产量，虽然搞过酸化等措施，但都没有明显的效果。

究其原因，分析如下：（1）钻井过程中泥浆对地层的污染；（2）水平井轨迹选择的合理性；（3）试油过程中对地层近井地带污染的解除措施。

一、钻井过程中泥浆对地层的污染水平井对钻井液性能的主要要求是井壁稳定性、岩屑的清除及井眼损坏的控制。

钻井液的性能不好将对井眼的稳定性以及井眼的清洁效果产生严重的影响。

从这两点出发，要求水平井的钻井液要有良好的抑制特性。

据国际各大油田统计，钻井导致的储层损害已经成为影响水平井产能的主要因素。

对于水平井来说，可能的储层损害机理主要有以下几点：（1）钻井液中固相颗粒堵塞；（2）滤液和储层流体不配伍；（3）聚合物堵塞；（4）润湿反转；（5）微粒运移和粘土膨胀；（6）水锁；（7）地层压力改变。

由于在同一地区钻成一口水平井所用时间比直井要长许多，因此，钻井液侵入地层会更多、更严重。

同时非常低的压降不能为清除储层损害提供足够的动力。

因此，对于水平井，可以说其储层损害是不可避免的。

水平井获得高产的重要前提，是尽量保证储层不受损害。

钻井液造成储层损害的因素有很多，如钻井液中固相颗粒的侵入，及岩石与滤液之间的不配伍性等。

由于大部分水平井采用的钻井液均为水基聚合物钻井液体系，聚合物势必会随滤液侵入地层。

并且含有聚合物的泥饼不够致密以及不易降解，因而势必会对储层造成一定损害。

可见，泥浆对地层的污染是不可避免的，我们用一些诸如汽化水洗井、酸化等可以解决这类近井地带的污染，效果在绝大数井还明显，利用气与水的混合降低井筒压力，使地层压力大于井底压力，在这样的压差下，能使污染地层的污物能被压出来，以达到恢复地层原始物性的目的，但如果污染太重，我们的措施还是起不了多大的作用，致使井的产量减产甚者没有产量。

底水油藏水平井沿程见水规律
底水油藏的水平井沿程见水规律取决于油藏的地质特征和油水分布情况。

一般情况下，底水油藏的水平井沿程见水规律遵循以下几个特点：
1. 沿程初期阶段：水平井刚刚穿过油层进入油藏的初期阶段，沿程往往没有见水现象，主要是由于井筒内油压优势较大，使得底水受到一定的抑制。

2. 油水交替阶段：随着水平井的加压开采，井筒内油压逐渐下降，底水开始逐渐渗入井筒。

在这个阶段，油水交替出现，即井筒内部会先出现一段油层产液，然后是一段水层产液，以此类推。

3. 沿程见水稳定阶段：随着沉降剂的沉积、堵水等措施的采取，底水逐渐被控制，沿程见水现象逐渐稳定。

底水进入井筒的位置相对固定，对水井效应的干扰逐渐减小。

需要注意的是，底水油藏的水平井沿程见水规律不是固定的，会受到地质条件、油层性质、井筒压力等因素的影响。

因此，在实际开采中需要根据具体情况进行动态调整和处理，以最大限度地控制底水的进入。