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试论边底水油藏开发效果及调整对策研究油田边底水油藏的特征有含油层系较多、油层的厚度很小、油稠出砂等，长期使用人工操作水驱岩性开采油藏的技术方法，运用此种方法能的开采效率较高、含水量较高、井网密集度较大。
通过研究边底水油藏水淹机理对水锥进的影响因素，指出活用合理地控制参数、物性夹层、适当地井间距等符合该区域进行开发的方法，直接在油田中直接使用综合调节与部署近几年的油田井位，收获了理想的开发效率与经济收益。
标签：边底水油藏;开发效果;调整策略油田作为我国非常重要的资源，获得了人们的高度重视，在此基础下，人们开始对油藏的开采技术提高了重视度，但在油藏认知与技术方法的制约，我国油田开采行业长期的开采方法为，高采油速度、高采液强度等常规的水驱模式，使得底水的锥进速度太快，无法获得较高的开采效果，最终开发的效果不尽人意。
为了对汗水的升高速度加强控制，使开发效率有所改善，需整体解析边底油水藏的开采效果与水淹规律，对其底水锥进、临界产量、含水的升高旋律、采液强度、打孔程度等开发技术的范围，找出符合边底油藏开采特点的模式。
1.评价边底水油藏的开发效率1.1评价开发效果、地质元素及综合指标的系统1.1.1评价地质元素的综合指标系统。
注水的开发效率在极大限度上取决油藏本身的地质条件。
通过对油田宏观地质与微观地质进行收集与整理反映出15个参数的特征，并按照开发水驱效果对于各项参数赐予不同权重的影响，进行灰色综合评价标准与系统的建设。
1.1.2评价油藏水驱开发效率的综合参数。
依据灰色体系理论的油田注水开发效果综合评价原则，按照油田的注水开发效率的影响因素与动态化注采特点的分析结果，明确控制水驱储量、水驱储量的动用度、含水升高概率、自然递减概率、利用注水率、保持压力水平的综合评价指标与参数，总结形成综合评价油田的分析权值与标准。
1.2评价效果按照以上的标准系统、权重参数及指标，按照灰色关联的分析方法，对油田各项地质参数和标准参数之间灰色的关联系数进行分别计算，按照关联性的最大原则进行最后评价结果的确定。
《稠油油藏滲流机理研究及开发方式优选》篇一一、引言随着世界对能源需求的日益增长，稠油资源的重要性愈发凸显。
然而，稠油油藏的开采难度大，主要原因是其高粘度、低流动性等特点，使得传统的开采方式难以有效开发。
因此，对稠油油藏的滲流机理进行深入研究，并在此基础上进行开发方式的优选，对于提高稠油采收率、降低开采成本具有重要意义。
二、稠油油藏滲流机理研究1. 滲流现象概述稠油油藏的滲流现象是指在地层中，由于多种力的作用，稠油在岩石孔隙中的缓慢流动。
这种流动方式与常规油藏的流动方式有所不同，其流动性受多种因素影响，包括油的粘度、温度、压力以及岩石的孔隙结构等。
2. 滲流机理分析（1）粘度影响：稠油的粘度是影响滲流的主要因素。
随着粘度的增加，油的流动性降低，滲流速度减慢。
（2）温度与压力：温度和压力的变化对稠油的滂流有显著影响。
一般来说，温度升高可以降低油的粘度，从而加快滂流速度；而压力的增加则可能对滂流产生阻碍作用。
（3）岩石孔隙结构：岩石的孔隙结构对滂流的影响主要体现在孔隙的大小和连通性。
大孔隙和高连通性有利于稠油的流动，而小孔隙和低连通性则可能阻碍滂流。
3. 研究方法针对稠油油藏的滂流机理研究，主要采用的方法包括物理模拟、数学模型和数值模拟等。
这些方法可以帮助我们更深入地了解滂流现象，为开发方式的优选提供理论依据。
三、开发方式优选1. 传统开采方式分析传统的稠油开采方式主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱等。
这些方式虽然在一定程度上能够开采出稠油，但采收率低、成本高，且对环境有一定的影响。
2. 新型开发方式探讨（1）热力采油技术：通过注入高温介质，降低稠油的粘度，提高其流动性。
如采用微波加热、电加热等技术。
（2）物理采油技术：通过改变岩石的物理性质，提高孔隙的连通性，从而促进稠油的流动。
如采用振动、声波等技术。
（3）化学采油技术：通过向油藏中注入化学剂，改变稠油的性质，降低其粘度。
如采用降粘剂、表面活性剂等。
3. 优选开发方式的标准在优选开发方式时，需要综合考虑采收率、成本、环境影响等多个因素。
稠油油藏成因与开发技术概述摘要世界经济的高速发展下，石油能源的需求在不断增加，稠油资源开发也越来越受到重视。
近年来有关稠油成因的机理性研究相对较为薄弱，并且缺乏系统性的分析归纳。
本文综合前人研究，阐明了稠油的成因主要为原生因素与次生因素共同作用的结果，并针对稠油黏度高、流动性差、难动用等问题，总结了常见的开发应用技术及特点，明确了稠油开发技术的发展方向，对实现稠油的高质量开发有一定的借鉴意义。
关键词：稠油；成因；高效开发；1 引言全球油气资源总量大概在6万亿桶左右，三分之二为非常规油气，其中稠油占比较大且分布极不均匀。
我国稠油资源非常丰富，为世界第四大稠油资源国，目前已发现70多个稠油油藏，主要集中分布在新疆、辽宁、内蒙等地，但油藏成因机理型认识相对较为薄弱。
从开发状况来看，目前稠油开发已取得了十分显著的成就[1]，工业化生产技术日趋成熟，基本稳定在一千五百万吨至一千六百万吨，是我国总体原油稳产的重要组成部分，实现稠油的高效持续性的开发，对我国能源保障有非常重要的意义。
2 稠油的成因稠油，又称重油或沥青[2]，一般来说黏度超过100mPa·s、密度超过0.934 g /cm3的原油便可归类为稠油。
稠油的生成与生油母质及热演化过程有密切的联系，生油母质的成熟度是决定生成原油密度的重要因素。
由于有机质的类型和沉积环境的不同，生成的原油成熟度也有所不同，油气二次运移的过程中经历的物理和化学变化也使得原油性质有所差异。
因此稠油的生成与两种因素有关。
一是原生因素，既低演化阶段形成的未熟或低熟稠油。
二是油气发生氧化还原、生物降解、水洗作用等次生因素而形成的重质稠油或沥青等[3]。
2.1原生因素原生因素指干酪根在热演化中生成的低熟或未熟稠油，其主要因素与有机质的类型、含量、成熟度、沉积环境有关。
在低成熟阶段，生成的重质组分较多，中、高成熟阶段则生成的轻质组分较多。
腐泥型或偏腐泥型、有机质丰度高、咸化—半咸化的湖相沉积环境，低成熟演化的烃源岩生成的重质油潜力往往较大。
《稠油油藏滲流机理研究及开发方式优选》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，稠油油藏的开发利用显得尤为重要。
稠油因其高粘度、高密度和复杂的地质特性，使得其开发过程中存在诸多挑战。
而对其滲流机理的深入研究和开发方式的合理选择，则是有效开发稠油油藏的关键。
本文将重点对稠油油藏的滲流机理进行研究，并针对其开发方式进行优选探讨。
二、稠油油藏滲流机理研究1. 稠油物理特性稠油是一种高粘度、高密度的原油，其成分复杂，含有较多的重质组分。
由于其特殊的物理特性，稠油在地下的流动行为与常规原油存在显著差异。
2. 滲流过程分析稠油油藏的滲流过程主要受到多种因素的影响，包括油藏的地质构造、储层特性、温度和压力等。
在地下，稠油通过微小的孔隙和裂缝进行滲流，这一过程涉及到多种物理化学现象，如毛细管力、重力、粘性力等。
3. 滲流机理研究方法对于稠油油藏的滲流机理研究，主要采用实验研究和数值模拟两种方法。
实验研究可以通过对实际油藏的取样分析，了解其物理特性和流动行为。
数值模拟则可以通过建立数学模型，模拟地下稠油的滲流过程，从而更深入地了解其滲流机理。
三、开发方式优选1. 传统开发方式及其局限性传统的稠油开发方式主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采方法。
这些方法虽然在一定程度上能够开发出稠油资源，但存在能耗高、效率低等问题。
2. 新型开发方式探索针对传统开发方式的局限性，学者们开始探索新型的稠油开发方式。
例如，采用水平井技术、优化注采比、采用新型降粘剂等。
这些新技术能够有效地提高稠油的采收率和降低开发成本。
3. 开发方式优选原则在优选开发方式时，需要综合考虑多种因素，包括经济效益、环境影响、技术可行性等。
首先，要确保开发方式具有较高的采收率；其次，要考虑到其对环境的影响；最后，要确保技术上的可行性。
四、结论通过对稠油油藏滲流机理的深入研究，我们可以更好地了解其在地下的流动行为和分布规律。
同时，通过优选开发方式，我们可以有效地开发出稠油资源，提高采收率，降低开发成本。
边底水稠油油藏水平井开采控水稳油技术研究作者：卢小娟来源：《科学与财富》2019年第07期摘 ;要：东胜公司的边底水稠油油藏储量较大，约占稠油总储量的50%。
目前许多油井都已经步入高含水采油阶段，但是采出程度都很低，所以研究类似区块的合开采方式和堵水方案尤为重要。
本文介绍了目前东胜公司采用的水平井控水稳油技术。
分析了水平井高含水的原因：井身轨迹的影响、水平井段压力降的影响以及临界产量的影响。
最终给出了边底水稠油油藏下步开采的建议：增加避水厚度，控制水平井轨迹;控制生产参数，保证合理的工作制度;分段开采技术和慎用注蒸汽技术。
为今后公司边底水稠油油藏的开采提供了很好的借鉴。
关键词：稠油油藏;边底水;控水稳油;机械堵水;化学堵水1控水稳油技术研究现状国内外油田实践经验表明，底水油层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，以达到提高底水油层开发效果的目的[1]。
目前的技术措施主要体现在以下几个方面。
1.1氮气泡沫压水锥技术氮气泡沫压水锥的作用机理主要体现在[2]：①弥补近井带压力亏空，减缓底水锥进。
②氮气泡沫的选择性封堵作用。
③气泡的贾敏效应。
另外还有氮气的弹性能量以及泡沫对水的渗流的影响等。
该技术在单家寺油田，乐安油田，均取得了较好的效果。
1.2人工隔板技术人工隔板技术是指通过在地层中注入凝胶或冻胶，形成人工隔板，阻挡底水的锥进，达到控水的目的。
其优势是底水油藏人工隔层堵水技术是油藏开发中后期稳油控水、提高原油采收率最直接最有效的采油技术。
该技术在辽河欢喜岭油田取得了较好的应用效果。
2东胜公司边底水稠油油藏概况东胜公司共有稠油区块19个，探明储量8760万吨，可采储量1118万吨。
其中边底水稠油油藏储量约占稠油总储量的50%。
以太平油田沾29块为例，2001年开发动用，含油层位Ng下1、Ng下2。
含油面积5.0km2，石油地质储量575×104吨。
边底水稠油油藏开发后期水淹规律研究摘要：××块是典型的边底水稠油油藏。
经过三十年的蒸汽吞吐开采后，目前采出程度高、地层压力低、边底水与断层水水侵严重，为提高区块整体开发效果，对区块水淹规律的研究成为目前主要的工作。
通过利用历年来新井、侧钻井的电测解释结果、高温四参数吸汽剖面、环空产液剖面测试等监测资料，结合动态分析，开展水侵规律研究，从而为区块下一步挖潜提供理论基础支持。
关键词：稠油油藏水淹规律蒸汽吞吐前言在边底水稠油藏开发后期，水侵成为影响蒸汽吞吐效果的主要因素，因此，水侵规律及剩余油分布规律的认识是实现剩余油配套挖潜技术成功应用的基础。
××块通过对水淹区水侵规律和剩余油分布规律的研究，有针对性的采用剩余油配套挖潜技术，实现边底水稠油藏开发后期提高了储层动用程度、减缓递减速度目的，断块采油速度保持在1.0%以上高产稳产30年。
一、地质概况××块地处凌海市大有地区，其构造上处于辽河断陷西部凹陷西斜坡欢喜岭油田单斜构造的第二断阶带上，是锦45断块的四级断块。
开发目的层为沙一、二段的于楼油层和兴隆台油层，构造面积5.02Km2，含油面积4.05Km2，原油地质储量2287×104t，属边底水稠油油藏。
二、开发历程及开发现状：××块自1984年10月蒸汽吞吐开发以来，其历程可分为三个阶段：（1）1984.10—1986.6为蒸汽吞吐试验阶段；（2）1986.7—1991.8为全面蒸汽吞吐开发阶段；（3）1991.9—目前为加密、完善井网综合调整阶段。
截至2013年12月，××块共有各类井455口，其中油井452口，观察井3口，油井开井384口，日产液4370t/d，日产油570t/d，平均单井日产液11.6t/d，单井日产油1.5t/d，综合含水86.97%，采油速度0.91%，累产油819.2803×104t，累产水2286.8113×104t，累注汽1442.9722×104t/5831轮次，区块采出程度高达35.82%，回采水率158.48%，累积油汽比0.57，年度油汽比0.28，单井平均吞吐12.9轮次。
212022年2月下 第04期 总第376期TECHNOLOGY ENERGY |能源科技河南油田采油二厂强边水断块稠油油藏集中在新庄油田，主要包括泌浅57区、泌浅67区等区块，断裂发育，构造破碎， 断层相互交错，形成众多小断块，属高孔高渗普通稠油断块油藏,地质储量649万吨。
泌浅57区、泌浅67区均为层状边水稠油油藏，油藏品味相对较差，具有“含油层位多、含油面积小、含油宽度窄、边水活跃”特点，水淹储量520.6万吨，占总储量的63.5%，采出程度仅5.8%。
目前开发现状表现为“三低一大”：采出程度低、日产水平低、采油速度低、递减大。
为改善生产效果，开展区域立体抑水治理，初期产状改善显著，但多轮次后效果变差，主要存在以下三个问题：水侵路径认识不精细受油藏动静态因素影响，边水沿高渗带由构造低部位向中高部位水侵，区域治理潜力单元水侵路径认识难度大，精细刻画与精准治理需求有差距。
工艺技术适应性下降一是油藏物性以及温度场和压力场发生变化。
随着吞吐轮次增加，油藏储层孔渗性提高，依据原始物性设计工艺方案适应性下降；二是技术应用条件需要进一步优化。
随着水淹程度的加剧，影响因素和工艺参数需要进一步细化优化，提高技术针对性。
区域治理方法需要进一步完善受动态井网不完善因素限制，综合治理按照构造部位划分“高、中、低”治理区域，治理整体效果改善明显，个别轮次效果差异较大，需要进一步细分治理区域，提高治理技术的指导性，完善分层分区高效治理。
1.分类治理方案研究1.1构造部位水淹型采用分区立体控水技术，将该层针对优化出水淹区域划分为低部位、中部位、高部位三个区域。
低部位为强水淹区域，治理思路为水淹严重的油井进行排边水，有潜力的油井堵边水；中部位为汽窜严重及边水影响区，治理思路为面积注汽治汽窜，组合治理堵边水；高部位为低速采油区，治理思路为氮辅增产增效。
1.2区域差异水淹型通过渗透率分布图和边水突进平面图叠合对比，泌浅57区Ⅲ1层渗透率分布较为均匀，边水沿1号断层及2号断层分别突进，1号断层附近呈强水淹，2号断层附近弱水淹，区域差异水淹型实施分区堵调。
《稠油油藏滲流机理研究及开发方式优选》篇一一、引言随着能源需求的持续增长，稠油油藏的开发显得尤为重要。
稠油因其高粘度、高密度和复杂的物理化学性质，其开采难度较大。
为了有效开发稠油油藏，必须深入研究其滲流机理及开发方式的优选。
本文旨在探讨稠油油藏的滲流机理，并基于该机理对开发方式进行优选，以期为稠油油藏的可持续开发提供理论支持。
二、稠油油藏滲流机理研究1. 稠油物理性质及化学组成稠油具有高粘度、高密度、高含蜡量等特点，其化学组成复杂，包含大量的重质组分。
这些物理化学性质使得稠油在地下储层中的流动受到很大影响。
2. 滲流过程分析稠油在地下储层中的滲流过程受到多种因素的影响，包括储层岩性、温度、压力等。
滲流过程中，稠油在微观孔隙内的流动受到粘度、重力、毛管力等多种力的作用，形成复杂的流动路径。
3. 滲流机理研究方法为深入研究稠油油藏的滲流机理，可采用物理模拟、数值模拟和实验室实验等方法。
通过这些方法，可以揭示稠油在地下储层中的流动规律，为开发方式的优选提供依据。
三、开发方式优选1. 常规开采方式分析常规开采方式包括自喷采油、机械采油等。
针对稠油的特点，需根据油藏条件选择合适的开采方式。
自喷采油适用于具有一定能量的稠油油藏，而机械采油则需根据具体情况选择合适的抽油设备。
2. 热采技术优劣分析热采技术是开发稠油油藏的重要手段，包括蒸汽吞吐、蒸汽驱等。
这些技术通过降低稠油的粘度，提高其流动性，从而实现有效开采。
然而，热采技术也存在投资大、周期长等缺点，需根据具体情况进行选择。
3. 开发方式优选原则开发方式的优选应遵循经济效益、环境友好、可持续发展等原则。
在保证开采效益的同时，应充分考虑环境保护和资源可持续利用。
因此，需综合考虑油藏条件、技术可行性、投资成本等因素，选择最优的开发方式。
四、结论通过对稠油油藏滲流机理的深入研究，我们可以更好地了解稠油的流动规律及其在地下储层中的分布特点。
基于这些研究，我们可以优选开发方式，实现稠油的有效开采。
2019年08月边底水稠油油藏参数优化提高开采效果研究兰夕堂刘义刚孟祥海邹剑刘长龙（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452）摘要：针对边底水稠油油藏水平井吞吐轮次高，周期注汽量未能很好地体现区块动用程度、边底水侵入速度、储层物性等的动态变化的问题，利用室内实验开展多轮次吞吐后原油在油藏条件下的渗流机理研究，将数值模拟研究成果和室内物理模拟结果相结合，根据边底水稠油油藏水平井吞吐的生产特点，开展多轮次吞吐的储层需热量优化，得到了该类油藏不同轮次的最佳注汽参数，很好地利用了边底水的能量，在降低注汽成本情况下，油汽比得到了有效的提升。
关键词：水平井吞吐；参数优化；边底水油藏目标区块为有边水的高孔、高渗砂砾岩特稠油油藏，体现以下开发矛盾：（1）多轮次吞吐油汽比逐年下降，急需开展注汽量优化；（2）区块物性差异大，整体开发效益变差；（3）水平段吸汽和动用不均，导致周期递减大。
开展目标区块水平井需汽量优化研究，以地层热需求为核心，立足于提升注汽热利用率，着眼于注采全过程一体化配套，贯穿于热采工作始终，实现按需配汽，有效提高油汽比，改善开发效益。
1目标区块油藏条件下的渗流规律研究选取目标区块3口典型井的油样，开展了不同压力下，不同温度的原油粘度以及流变性测试。
目标区块原油50℃粘度30000～100000mPa.s ，属于特稠油，乳化含水15%～45%，原油反相形成W/O 乳状液能力较强。
因此与原始含水样品相比，3口井脱水稠油的粘度均有不同程度的降低：50℃条件下原始样品的粘度分别时95800mPa.s 、52111mPa.s 、31333mPa.s 脱水后分别降为92800mPa.s 、36462mPa.s 、18040mPa.s ，50℃条件下该块脱水原油的粘度，随着压力增大，原油粘度是逐渐增大，在1～9MPa 的范围内呈现线性增加，压力9MPa 时原油粘度增幅65.2%。
原油的流变性是反映流体流动性能的重要参数之一，与剪切速率存在规律性关系，认识流变性对稠油的开发和数值模拟有重要意义。
复杂小断块边水稠油油藏改善开发效果技术对策研究摘要：新庄油田泌浅67断块位于泌阳凹陷北部斜坡带新庄复杂断裂带东部，油藏分布具有“多、薄、小、窄、强”的特点，油藏品位相对较差，属于复杂小断块边水稠油油藏。
目前经过多轮次的蒸汽吞吐后，边水侵入受多因素影响，受边水影响水淹区储量采出程度低，剩余油分布复杂。
利用动态分析法及油藏工程方法，对各小层的剩余油分布规律进行研究，通过重构开发层系、面积组合吞吐、分层整体治理、配套工艺技术，提高储量动用，从而改善区块开发效果、最大限度经济有效的提高采收率。
关键词：新庄油田；小断块边水；稠油油藏；剩余油1.基本情况1.1油藏特征泌浅67区位于泌阳凹陷北部斜坡带新庄复杂断裂带东部，该区正处于北东东走向北倾正断层和北东走向南倾正断层的交汇处，断裂发育，构造破碎。
该区内主要发育两条北东东转近东西走向北西倾向正断层（①、②号断层）、两条北东东走向南东倾向正断层（⑦、⑧号断层）和两条北西西走向北倾正断层（④、⑤号断层）、两条北西走向北东倾向正断层（⑨、⑩号断层）。
以上十条断层在平面上相互切割，形成了泌浅67区泌浅67、泌浅93两个断块。
该井区总体倾向南西，倾角24°左右。
储集层为高渗储集层，储集物性总体上有随地层变老、埋深增大而变差的趋势。
核三段至Ⅳ油组平均孔隙度为30.0%，平均渗透率为3957×10-3μm2。
泌浅67区油藏埋藏浅，一般介于180-658m；单井钻遇含油小层5-18；单井钻遇油层厚度最大41.6-93.0m；纵向含油井段长122-450m。
含油面积大于或等于0.2km2油砂体数共计6个，储量133万吨，占整个油砂体数的13%，占总储量的31.1%；含油面积0.1-0.2km2油砂体数共计32个，储量261万吨，占整个油砂体数的69.6%，占总储量的61.1%；含油面积小于0.1km2油砂体数共计8个，储量33万吨，占整个油砂体数的17.9%，占总储量的7.8%。
《稠油油藏滲流机理研究及开发方式优选》篇一一、引言随着全球能源需求的不断增长，稠油资源作为重要的能源之一，其开采和利用逐渐成为研究的热点。
稠油油藏因其独特的物理性质和地质条件，其开采过程中面临着许多挑战。
本文旨在深入探讨稠油油藏的滲流机理，以及基于该机理的优化开发方式。
二、稠油油藏滲流机理研究1. 稠油基本特性稠油作为一种复杂的石油资源，具有高粘度、高密度和高含蜡等特点。
这些特性使得稠油在地下油藏中的流动特性与常规石油相比具有显著的差异。
在地下，稠油主要依靠自身的粘性和多孔介质的渗流特性进行流动。
2. 滲流机理分析稠油油藏的滲流机理主要包括两个过程：一是分子间的相互作用和分子链的迁移；二是多孔介质中流体的流动和传输。
在滲流过程中，稠油的粘性对流动的影响显著，同时多孔介质的孔隙结构、孔径大小和分布等因素也对滲流过程产生重要影响。
三、开发方式优选1. 传统开采方法及其局限性传统的稠油开采方法主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采方法。
这些方法虽然在一定程度上能够提高稠油的开采效率，但也存在着投资大、能耗高、环境影响大等问题。
因此，寻求更加高效、环保的开采方法成为了迫切的需求。
2. 优化开发方式探讨针对稠油油藏的特性和滲流机理，我们可以从以下几个方面对开发方式进行优化：（1）引入先进的采油技术：如水平井技术、微震波采油技术等，以提高采收率和降低能耗。
（2）合理规划井网布局：根据地质条件和滲流特性，合理规划井网布局，优化井间距离和井网密度，提高开采效率。
（3）开发高效环保的采出液处理方法：通过优化处理工艺和引入环保材料，降低采出液对环境的污染。
（4）注重多能源协同开发：结合其他能源资源，如天然气、地热等，实现多能源协同开发，提高整体效益。
四、结论通过对稠油油藏的滲流机理进行深入研究，我们可以更好地了解其流动特性和影响因素。
在此基础上，通过优化开发方式，如引入先进技术、合理规划井网布局、开发高效环保的采出液处理方法以及注重多能源协同开发等措施，可以进一步提高稠油的开采效率和经济效益。
《稠油油藏滲流机理研究及开发方式优选》篇一一、引言随着能源需求的日益增长，稠油油藏的开发逐渐成为全球石油工业的重要一环。
然而，由于稠油的高粘度、高密度和低流动性等特点，其开采难度相对较大。
因此，研究稠油油藏的滲流机理及开发方式的优选，对于提高稠油采收率、降低开发成本、实现可持续发展具有重要意义。
二、稠油油藏滲流机理研究1. 稠油物理性质稠油具有高粘度、高密度、低流动性等特点，这些特性决定了其在地下储层的流动行为与常规油藏存在显著差异。
因此，研究稠油的物理性质是理解其滲流机理的基础。
2. 滲流过程分析稠油在地下储层的滲流过程受到多种因素的影响，包括储层岩石的物理性质、温度、压力等。
其中，储层岩石的孔隙结构对稠油的滲流过程具有重要影响。
在滲流过程中，稠油通过岩石孔隙逐渐流动，并可能因受到各种力的作用而发生不同的流动行为。
3. 滲流机理模型基于实验数据和理论分析，可以建立稠油滲流机理的数学模型。
这些模型能够描述稠油在地下储层中的流动行为，包括流速、流向、流量等参数。
通过分析这些参数的变化规律，可以更深入地理解稠油的滲流机理。
三、开发方式优选1. 常规开发方式常规的开发方式包括垂直井、水平井等。
对于稠油油藏而言，这些方法具有一定的适用性，但往往需要较高的成本和较大的投入。
因此，在实际应用中需要根据油藏的具体情况选择合适的开发方式。
2. 强化采收技术针对稠油的特性，可以采取一系列强化采收技术来提高采收率。
例如，热采技术可以通过降低稠油的粘度来提高其流动性；蒸汽驱技术则通过注入蒸汽来驱动稠油流动。
这些技术各有优缺点，需要根据具体情况进行选择。
3. 开发方式优选原则在优选开发方式时，需要综合考虑经济效益、环境影响、技术可行性等因素。
首先，要确保所选的开发方式具有较高的采收率；其次，要尽量降低对环境的破坏；最后，要考虑技术的可行性和成本等因素。
在满足这些原则的基础上，可以采取多种开发方式的组合来提高整体的开发效果。
《稠油油藏滲流机理研究及开发方式优选》篇一一、引言随着石油资源日益紧缺，稠油油藏的开发变得愈发重要。
稠油由于其高粘度、高密度等特点，在地下储层的滲流行为与传统轻质油有所不同，其开采与开发技术也因此显得更为复杂。
因此，深入理解稠油油藏的滲流机理并对其开发方式进行优选，是提高采收率、保障能源安全的关键环节。
本文将重点研究稠油油藏的滲流机理，并探讨有效的开发方式优选策略。
二、稠油油藏滲流机理研究1. 稠油物理性质分析稠油具有高粘度、高密度、高含胶质等特点，这些特性对稠油的滲流行为产生重要影响。
分析稠油的物理性质，有助于我们理解其在地下储层中的流动行为。
2. 滲流过程解析稠油在地下储层中的滲流过程涉及多种复杂的物理化学作用。
一方面，由于稠油的粘度高，其流动受到阻力的影响较大；另一方面，稠油的组分在不同温度、压力条件下的变化也会对其滲流行为产生影响。
3. 影响因素分析影响稠油滲流的主要因素包括储层岩石性质、温度、压力等。
储层岩石的孔隙结构、渗透性等对稠油的滲流速度和方向产生重要影响；而温度和压力的变化则会影响稠油的粘度和组分分布，从而改变其滲流行为。
三、开发方式优选策略1. 传统开采方式分析传统开采方式如自然开采、热采等在稠油油藏的开发中具有一定的局限性。
自然开采效率低，热采则可能对储层造成损害。
因此，需要对传统开采方式进行改进和优化。
2. 新型开采技术探讨针对稠油油藏的特点，新型开采技术如水平井、蒸汽辅助重力泄油等逐渐得到应用。
这些技术能够提高采收率，降低开发成本。
通过对比分析各种技术的优缺点，可以为开发方式的优选提供依据。
3. 开发方式优选原则在优选开发方式时，应遵循经济效益、环境友好、可持续性等原则。
同时，还需要考虑地质条件、储量规模、开采阶段等因素，制定出符合实际情况的优选方案。
四、实例分析以某稠油油藏为例，通过对其滲流机理的深入研究，结合新型开采技术的应用，实现了开发方式的优化。
在保证经济效益的同时，提高了采收率，降低了环境影响。
强边底水稠油油藏开发方式研究
[摘要]埕东油田西区ng45层含油面积3.06km2，石油地质储量309×104t，地面原油粘度为1966.1mpa.s，水油比达4：1，为典型的强边底水普通稠油油藏。
该油藏特征复杂、开采难度大，一直未实现油藏储量的有效动用。
在认真系统的分析研究油藏特征、试油试采特征的基础上，加强强边底水稠油油藏开发经济技术界限研究，提出埕东西区ng45层强边底水稠油油藏针对不同区域采用不同开发方式实现该油藏的高效开发。
[关键词]强边底水稠油油藏；经济技术界限；储量有效动用
中图分类号：te15文献标识码：a文章编号：1009-914x（2013）21-0273-01
1 油藏基本特征
构造：埕东西区构造简单，断层不发育，构造较为平缓，在基岩古地形上发育了3条沟谷，靠近埕南断层附近发育了一系列基岩微隆起，构造圈闭20～40m。
因此ng45层地层产状受基岩古地形控制，地层发育平缓，倾角小于1度。
油藏埋深1196～1224m，构造圈闭幅度20m左右。
储层：该区ng45储层属于河流相辫状河沉积环境，储层主要分布在主河道、河道砂坝、河道侧缘及河道间等沉积微相。
储层岩性主要为不等粒砂岩、细砂岩、粉砂岩。
陆源碎屑成分中，石英含量（41.3%）较低，长石（33.4%）及岩屑（25.3%）含量高，反映成分成熟度较低。
砂岩粒度中值0.25mm，分选性以中等-差为主，磨
圆程度以次棱为主，结构成熟度低。
储层平均孔隙度为34%，平均渗透率1873×10-3μm2，属于高孔、高渗储层。
流体：油层厚度较厚，地面原油凝固点20℃，地面原油密度
0.99g/cm3，原油粘度1966.1mpa.s，原油性质较差；底部有厚层底水，底水体积为油层体积的4倍左右，地层水cl-含量2861mg/l，总矿化度6182mg/l，水型为nahco3型。
油藏原始地层压力为12mpa，压力系数0.999，地层温度63℃，测算地温梯度为3.6℃/100m，属于常温常压系统。
油藏：埕东西区ng45层油藏既受构造控制，又受岩性控制，为在基岩背景上发育的构造-岩性边底水稠油油藏。
开发特征：根据试油试采情况，分井型、开发方式统计对比分析，水平井初期日油8t，累油4687t，开发效果明显好于直井；从水平井开发方式看，常规开发和吞吐开发初期产能基本相当，但常规开发含水低。
这由底水稠油油藏特点所决定，由于油稠、底水，注汽后，蒸汽对地层造成一定的破坏，导致夹层损坏，高液量生产压较大，形成水锥，而且不可逆。
从经济效益和油藏采收率角度上考虑，对稠油活跃底水油藏采用蒸汽吞吐开发和常规开发各有利弊。
2 开发经济技术界限研究
2.1 建立概念模型
本块油藏地质特征比较简单，全区均受底水影响，隔夹层在局部发育，因此设计了无夹层水平井和有夹层水平井两种单井概念模型，设置模型参数，进行水平井开发经济技术界限研究。
2.2 布井极限厚度
为保证水平井能够有效经济开发，必须确定布井的最小厚度。
由于ng45油藏部分存在夹层，因此，针对无夹层和有夹层两种情形对布井极限厚度进行研究。
（1）无夹层底水油藏布井极限厚度
分别取油层厚度为6m、8m、10m、12m，对比10年累积产油量分析研究。
对于无夹层的底水油藏，随着油层厚度的增加，累积产油量增加，考虑水平井的经济极限产油量，对于无夹层存在的底水油藏，常规投产水平井开发的极限厚度应8.0m左右，蒸汽吞吐水平井开发的极限厚度应≥12.0m。
（2）有夹层底水油藏布井极限厚度
对于有夹层存在的底水油藏，油层厚度分别取3.0m、4.0m、5.0m、6.0m，对比10年累积产油量分析研究。
从结果可以看出，随着油层厚度的增加，累积产油量增加，考虑水平井的经济极限产油量，当存在夹层时，常规水平井开发的极限厚度要在4.0m左右，水平井吞吐开发的极限厚度要在6.0m以上。
2.3 水平段长度优化
受油藏条件、采油工艺条件的限制，对于油层深度、厚度和原油粘度不同的油藏，水平段长度并非越长越好，而是存在一个最佳水平段长度。
通过实验随长度的增加，累产油量增加，产量增长率初期增加，到200m后开始下降，同时考虑油藏长条状特点，水平井生产段长度200左右。
2.4 水平段垂向位置优化
水平井在油藏中的最佳位置也就是油层在纵向上动用程度和采
收率最高的位置。
在水平井段位置的选择上，要考虑隔夹层、非均质程度及韵律性等因素。
本块水体大，底水能量强，油水粘度比大，垂向位置的优化尤为重要。
采用有底水影响的水平井概念模型对水平井在油层中的垂向位置进行分析，采用了无因次垂向位置概念（水平井无因次垂向位置=水平段距顶距离/含油高度）。
对比水平井无因次垂向位置为
0.1～0.9的开发效果，水平段无因次垂向位置在0.1～0.3时效果较好，水平段无因次垂向位置大于0.3后，在底水的影响下，累积产油量下降幅度逐渐加剧，表明水平段距底水越近，受底水锥进的影响越严重。
因此，水平井无因次垂向位置小于0.3为佳。
2.5 排液量优化
数模研究结果表明，累积产油量随着排液量的增加而增加，但是增加的幅度逐渐减小；针对稠油油井见水后，采水量将大幅度上升，同时液量过大易造成油层出砂，为抑制水窜和出砂对产量的影响，应采用较小的采液量。
考虑到储层非均质性的影响及抑制底水上升速度，兼顾采出程度和采油速度，推荐热采水平井初期合理的单井日排液量20m3/d左右，常规水平井初期合理的单井日排液量10m3/d 左右，后期含水上升后，适当提液生产。
3 结论
通过综合分析研究，针对该块强边底水稠油油藏特点提出不同油
藏区域采用不同开发方式的对策，不同开发方式不同的开采特征如表1：
参考文献
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