底水油藏水平井见水后生产动态预测方法适用性研究

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水平井合理生产压差研究

98水平井合理提液成为制约开发的突出问题。

因此，进行了主要考虑某X油田地层疏松出砂、存在边底水两方面的因素，确定较为合理科学的生产压差，延缓底水上升的速度的研究，为水平井开采提供理论依据。

一、某X油田出砂临界生产压差研究对于某X油田的疏松砂岩而言，存在一个出砂临界压差，着是指随着井底流压的降低刚刚出现出砂现象时的生产压差临界值，也就是说当实际油气井生产压差超过这一临界值后，井筒开始出砂。

根据不同的破坏机理有不同的破坏失效准则，选择最常用的莫尔-库伦准则来计算某X油田的出砂临界生产压差。

1.水平井地应力场坐标变换要得到水平井近井地应力分布模型，需要将原始地应力H σ、h σ、v σ进行相应的转化，再取井筒倾角为90°时就得到水平井近井地应力分布模型。

转变后的应力场坐标系为变为（x，y，z），其中z轴对于与井筒方向一致，x轴与y轴位于与井轴垂直的平面之中，变换坐标以后的各应力分量变换为：σσσσσσ、，然后再将变换后的地应力分量转换成极坐标的形式，变换后的水平井地应力坐标的6个分量与原地应力分布存在以下的关系：sin cos cos sin 00cos sin cos sin σσσσβσβσσβσβσσσσββσββ= =+ =+= = =−+（1）胜利油田的地应力计算公式（1300-3300m）：22.580.03411.650.0220.0210.022H h v H H H σσσ=−+=−+ =+ （2）2.出砂临界生产压差的计算值根据摩尔-库伦准则（如式（2））可以得到临界出砂条件下的井底流压和岩石孔隙流体压力，则可以得出出砂临界生产压差为：(,)p w x wfp p p r p ∆=−0(,)(,)2tan()[(,)(,)]tan ()2424p r p p r p r p p r φφππσβτσβ−=++−+ （3）根据以上某X油田水平井主应力值结合莫尔-库伦准则的可以得到的某X油田疏松砂岩临界生产压差为2.11MPa，出砂临界井底流压为8.98 MPa。

提高厚层气顶底水油藏水平井产能的井位优化设计

提高厚层气顶底水油藏水平井产能的井位优化设计【摘要】欧31-h7井是部署在欧31块沙三中低渗透厚层块状底水油藏的一口水平井，针对该块厚层块状底水油藏的特点，选取水平井开发方式可以控制底水上升速度，减缓底水锥进。

同时，进行水平井开发可以使该断块低渗透油藏充分动用，提高断块的采油速度和采出程度。

在水平井部署过程中，采用地层对比，三维地震精细解释等技术与手段对断块地质体进行了准确的刻画，掌握油气水分布和夹层分布特征。

工程设计上，在实施水平段之前，优先设计实施导眼井，卡准了目的层顶面位置，为后续施工奠定基础。

钻井过程中，实时进行跟踪和及时调整，保证了油层钻遇率。

通过采取以上工作方法和手段，欧31-h7井得以顺利投产，并取得的良好的效果。

这为其它同类型油藏的水平井实施提供了宝贵经验。

【关键词】欧利坨子气顶底水油藏低渗水平井1 部署设计背景欧利坨子油田欧31块地理上位于台安县高力房乡境内，构造上位于东部凹陷中段欧利坨子断裂背斜构造带中部。

本区钻井揭露地层自下而上依次为下第三系沙河街组沙三段、沙一段、东营组、上第三系馆陶组、明化镇组及第四系平原组。

其中下第三系的沙三段为主要含油层系。

此次井位部署目的层段选取欧50井区、欧31-22-28井区沙三中油层。

欧31-22-28井区和欧50井区内至2006年4月有油井11口，开井11口，日产油101t，日产气2.2×104m3，日产水39.2m3，综合含水28.0%，累计产油39386t，累计产气885.8×104m3，累计产水14343m3，采油速度1.8%，采出程度1.9%，可采储量采出程度7.8%。

2 部署设计目的欧31-22-28井区和欧50井区为厚层块状底水油藏，水平井开发可以控制底水上升速度，减缓底水锥进；该断块沙三中储层平均渗透率为83.2md，属低渗油藏，进行水平井开发可以使断块油藏充分动用，提高断块的采油速度和采出程度。

欧31-h7井设计水平段长度550m，单控储量30×104t。

底水油藏水平井提液控水技术浅析

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。

水平井产能预测方法及动态分析精品文档

水平井长度(m)
泄流半径(m)
Giger
水平井产能 Borisov
(m3/day·MPa
)
R&D
Joshi
数值
3.694 187.870
1.015 20.7 0.1079 250 169 198 170 169 157
不同完井方式下水平井产能预测
1、理性裸眼水平井产能预测
为考虑实际水平井眼的偏心距以及储层的各向异性的影响，对 Joshi公式进行了改进，得到如下产能预测公式。
不同油藏类型水平井产能预测
1、局部穿透因子
Z PR Pxyz Py Pxy
2、附加阻力因子
P x y z 2 L b1 l
h1 nl rw 4
n K K x z 1.0 5
P xy 8 L b 2 h K K x y F 4 L b 1 2 F 4 y 4 0 b L F 4 y 4 0 b L
Renard&Dupuy
应用条件:裸眼井、等厚、均质、无限大油藏、单相流动
Jh
542.8hKh Bo cos-1hx+(h/L)l2nhrw
不同完井方式下水平井产能预测
1、理性裸眼水平井产能预测
参数
水平向渗透率(μm2)
原油粘度(mPas)
原油体积系
油藏参数储层厚度(m)
井眼半径(m)
外筛管直径为5英寸, 内筛管直径为 3.5英寸.地层砂粒度中值 0.42 mm.。其它同左
54.17
108.34
0.6435
一、水平井产能预测研究
不同完井方式不同油藏类型不同泄油体考虑摩擦阻力多分支水平井

HDCS技术在开发超稠油油藏中的研究与应用

HDCS技术在开发超稠油油藏中的研究与应用1、简介近几年，一些未被划分的超稠油油藏（包括单113区块，郑411区块和坨826区块）已经被发现，并且储量都达到6000×104吨以上。

脱气原油的粘度可达10×104mPa・s(50℃)以上，最高能达100×104mPa・s。

边底水油藏的深度大概在1300m~1500m。

与国内外的稠油或者油砂油藏相比较，胜利油田的超稠油油藏深度更深一些，并且原油粘度较高，因此，属于中深度超稠油油藏。

国外通常采用SAGD技术开发超稠油油藏，并且取得了良好的经济效益。

但是国外的超稠油油藏通常深度较浅，并且不含边底水。

通常的SAGD 技术很难在含有边底水的中深度超稠油油藏的开发中起到作用，并且从来没有有效地且具有经济效益的在开发这类油藏上获得过成功。

依照近几年对稠油开发技术的趋势，有效的开发中深度稠油油藏的方式就是采用注蒸汽热力采油的方式，并且要提高蒸汽注入质量和扩大横扫范围，才能达到成功开发。

在这种想法之下，自2021年以来，一种新的采油技术HDCS（水平井，油溶性降粘剂，二氧化碳和蒸汽）技术被逐渐在胜利油田运用，就是运用水平井开发超稠油油藏，再利用二氧化碳和降粘剂来推动蒸汽驱。

这一技术的应用，在油田上已经获得了明显的经济和社会效益。

2、超稠油的渗流特性2.1超稠油的组成从郑411断块和坨826断块获得的原油样品的组分分析（表1）可以看出，总烃含量较低（低于40%），而胶质和沥青质的含量较高（分别高于25%和30%）。

胶质和沥青质的高含量是直接导致原油密度和粘度较高的原因。

表1. 胜利油田超稠油组分表区块井陀822 坨826 陀826 陀826-p1 郑411 郑411-p1 层位 E3s311 E3s311E3s311 E3s311 烷烃 12.8 20.93 10.96 17.66 芳香烃 23.67 19.93 14.71 23.12 胶质28.16 28.57 19.25 25.91 沥青质 35.38 19.93 53.21 33.31 总烃 36.47 40.86 25.67 40.78 2.2超稠油的渗流特性2.2.1超稠油的非牛顿流变性通常，超稠油除了通常的特性外，在流变学上还有很大的不同。

底水砂岩油藏水平井水驱曲线特殊性分析

底水砂岩油藏水平井水驱曲线特殊性分析摘要:根据塔河9区的原始生产数据,作出所有水平生产井在重大措施前的水驱曲线。

通过与直井的常规水驱曲线对比,发现塔河9区水平井的水驱曲线存在一些特征,再结合塔河9区的地质背景及水平井本身的结构特点对这些曲线进行分类分析,探究这些曲线特征的影响因素,并分析工区出水模式。

该成果能为水驱油藏中水平井开发指标的预测及堵水方案有一定指导作用,对水平井的产水问题提出一些思考方向。

关键词:塔河9区水平井水驱曲线产水1 工区概况塔河9区三叠系油藏包括三个含油含油区块、5个含油圈闭,油藏类型属边底水、低幅断背斜、中孔、中高渗透砂岩、常温常压未饱和油藏。

探明含油面积为14.4km2,地质储量959.38×104t,可采储量为438.4×104t。

目前,塔河9区三叠系下油组油藏共有开发井39口,开井35口,其中水平井27口。

区块日产液水平1478t,日产油水平411.5t,平均单井日产油11.8t,综合含水72.17%,年产油17.31万吨,采油速度1.80%,采出程度16.88%,综合递减25.31%。

工区主要存在以下问题:(1)油井堵水措施效果好坏参半。

因为不同井之间储层非均质特征、生产特征及本身井况差别较大。

(2)大部分中高产油井处于含水快速上升期,控水稳产难度大。

(3)低产低效井较多,措施増油幅度小。

2 水驱曲线应用理论生产实践表明,一个水驱油藏全面开发并进入稳定生产以后,其含水达到一定程度并逐渐上升时,以累积产水量的对数为纵坐标,以累积产油量(或采出程度)为横坐标,则二者关系是一条直线,该曲线称为水驱曲线[1]。

其中最常用的是广泛适用的甲型水驱曲线,它不仅可以对油田的未来动态进行预测,而且还可以对油田可采储量和最终采收率作出有效的估计。

甲型水驱规律曲线可用下式表示[2]:式中,NP为累积产油量;WP为累积产水量;a为水驱曲线直线段对纵轴的斜率;b为直线延长线在纵轴上的截距。

底水油藏水平井水平段动用状况预测方法

水平井开发技术已广泛应用于油田新区产能建设和老区调整挖潜，尤其是底水油藏，因为水平井比直井泄油面积大、生产压差小，降低了底水的脊进速度，可以达到延缓底水锥进、延长无水采油期以及合理利用油层能量的目的[1-2]。油田实测资料反映，水平段动用状况对油藏开发效果影响较大[3]。目前，针对水平井动用状况的研究多集中于稠油油藏，常常采用测试井筒的沿程温度来获取水平井动用状况，而这种方法并不适用于底水油藏。虽然现场多采用光纤测试获得底水油藏水平井水平段的动用状况，但该测试方法投入较大，且对井况要求较高。因此，需要建立一套行之有效、经济实用的方法来获取底水油藏水平井动用状况[4]。
郭长永 1，熊启勇 1，邓伟兵 1，孔新民 1，赵风凯 2，李冬冬 2
（1. 中国石油新疆油田分公司工程技术研究院，新疆克拉玛依 834000；2. 中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580）
摘要：利用水平井开发底水油藏过程中，水平井水平段的动用状况不均严重制约着开采效果。为改善底水油藏水
GUO Changyong1, XIONG Qiyong1, DENG Weibing1, KONG Xinmin1, ZHAO Fengkai2, LI Dongdong2
(1.Research Institute of Engineering Technology, Xinjiang Oilfield Company, Karamay, Xinjiang 834000, China； 2.School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Qingdao, Shandong 266580, China)
Abstract: In the development process of the bottom⁃water reservoirs in horizontal wells, the production effects in the horizontal wells are severely restricted by the unbalanced producing status of the horizontal section. In order to improve the producing effects of the horizontal sections in horizontal wells in bottom⁃water reservoirs, the conventional horizontal well testing data are used to perform modern well test interpretation for the target horizontal well, and the effective producing length and the geological and development parameters of the wells are obtained. Then, numerical simulation is used to establish a numerical model to simulate the reservoir production performance. With this method, the producing status of the horizontal section can be obtained and its influences are analyzed. The results show in horizontal Well H, serious bottom water invasion appears in the middle part, both edge and bottom water invasion are serious in the toe⁃end and the producing status is poor in the heel⁃end. An optimal solution is proposed, that is adding artificial barriers and controlling watercut, main⁃ taining the liquid production rate at 20 m3/d, meanwhile increasing the water injection volume in neighboring wells and doing selective wa⁃ ter plugging. Keywords: bottom⁃water reservoir; development with horizontal well; well testing; numerical simulation; heterogeneity; producing status

油藏工程考试题库(最终版)

一、填空题1.根据勘探开发各个阶段对油气藏的认识程度不同，油气储量可分为（探明储量）、（控制储量）和（预测储量）。

2.无限大地层状油藏中水平井的流动形态有（井筒存储阶段）、（早期纵向上的径向流）、（早期线性流动阶段）、（晚期径向流阶段）。

3.油田开发调整一般有（层系调整），（井网调整），（驱动方式），（工作制度）、（开采工艺）调整等几个方面。

4在一个倾斜油藏的水驱油过程中，油水界面的稳定性与（流度比）、（密度差）、（地层倾角）、（产量）有关，当（流度比）小于等于1时驱替过程是无条件稳定的。

5.常见的注水方式有（边缘注水）、（切割注水）、（面积注水）。

6．油田进行开发层系划分主要是解决（纵向）非均质特征带来的矛盾；而采用各种各样的注采井网主要是解决（平面）非均质性问题。

一、填空题1、在自然地质条件和开采条件下，在油藏中驱油能量一般有：油藏中流体和岩石的弹性能、溶解于原油中的天然气膨胀能、边水和底水的压能和弹性能、气顶气的膨胀能和重力能2、开发调整的主要类型有层系调整、井网调整、驱动方式调整、工作制度调整和采油工艺调整。

3、油藏动态分析方法一般分为历史拟合、动态预测、校正和完善三个阶段。

4、层系组合与井网部署是相互依存的，但两者各有侧重。

层系划分主要解决纵向非均质性问题；井网部署则主要解决平面非均质性问题。

5、采用边缘注水方式时，注水井排一般与油水边界平行，能够受到注水井排有效影响的生产井排数一般不多于 3 。

6、产量递减的快慢取决于递减率、递减指数两个参数的大小。

7、在双重介质试井分析中，先后出现的两条直线斜率的关系是平行，两直线间的纵向截距差反映弹性储容比的大小。

8、动态分析方法计算的地质储量一般__<_（>、=或<）容积法确定的地质储量，因为它一般指__动用_储量。

9、在底水锥进中，锥体的上升速度取决于该点处的势梯度、垂向渗透率。

10、油藏的驱动方式可分为弹性驱动、溶解气驱、水压驱动、气压驱动和重力驱动11、列举三种以三角形为基础的井网方式反七点（歪四点）、七点系统、交错排状系统12、在应用渗流阻力法进行反七点面积注水开发指标计算时，见水前从注水井底到生产井底一般视为三个渗流阻力区；见水后从注水井底到生产井底一般视为二个渗流阻力区。

油藏工程 (讨论如何利用油气藏生产动态数据进行开发动态分析)

ER=0.177+1.0753φ+0.00114f+0.1148522log (μo/κ)
开发早期：
3）大庆油区低渗透油田的六种经验公式：
公式一：
ER
0.3634
0.089 lg
K
o
0.011146
0.0007
f
公式二：
ER
0.3726
0.0893
lg
K
o
0.011235
公式三：
ER
ZJ1Ⅳ 409.7 31.94 291.19 6.36 22.73 32.62 217.8 14.66 A1H、A2H
ZH1Ⅰ下 56.7 3.52 1760.66 0.08 527.43 1.22 12.8 27.47 A3H
ZH1Ⅱ下 78.9 4.51 2086.37 0.08 405.02 1.34 64.7 6.98 A4H
生
合计 545.3 39.97 4138.22 6.52 131.02 26.82 295.3 13.54
数据来自开发生产专业信息系统
产
资
料
处
理
某油田：
开发井：4口水平井
动用探明储量：**×104m3
目前累积采油：**×104m3
采出程度：13.54％
综合含水：26.82％
日产油(m3/d)
试井解释方法及其应用常规试井分析包括压力降落测试、压力恢复试井、双
驱特征曲线形式。
方法甲型乙型丙型丁型
粘度 mPas 3～30
>30
3～30
<30
选用水驱曲线汇总表
表达式
可采储量计算公式
lgW a b N

一种预测底水油藏水锥动态及见水时间的新方法

由式（１２）、式（１３），得ｑ２＝（１４）
点处，油相向上的渗流速度为
／２
ｏ
ｌｈ）：
２７ｒ￣ｂｒ
（１５）
原理。推导得到了新的底水油藏油井水锥突破时间．即预测了见水时间。新计算公式考虑因素较周全，与油井实际见水时间值较为接近，为预测底水油藏油井的见
＿２／２Ｍ（１－Ｓｗｉ－Ｓｏｒ）
ｏ
）
２实例分析
以塔里木油田ＴＺ４０２Ｃｍ油组的某底水油藏油井
为例，该油井的有关参数：ｈ为１７ｍ，ｈ。为５ｍ，ｒｅ为
５００ｍ，Ｋ为０．４５ｍ，Ｂ。为１．７，为０．１９，为０．５５，ｒｗ为０．１ｍ，ｂｔｗ为Ｏ．９６ｍＰａ・Ｓ，／ｘ。为６．３ｍＰａ・Ｓ，Ｐ为１．１ｇ／
Ｐ分别为水、油的密度，ｇ／ｃｍ；ｑ为油井的产油量，ｍ３／ｄ；
见水时间／ｄ
１６５．４３
为束缚水饱和度；５为残余油饱和度；Ｋ为束缚水
饱和度下的油相相对渗透率；Ｋ为残余油饱和度下的水相相对渗透率；ｔ为油井实际见水时间，ｄ；Ｍ为油
表１不同预测方法计算的见水时间对比

稠油边底水油藏水平井堵水技术改进与试验

ＬＩＵＪｉａ— ｓｈｅｎｇ
（ＬｉａｏｈｅＯｉｌｉｆｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，ＬｉａｏｎｉｎｇＰａｎｊｉｎ１２４０１０，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅｅｄｇｅａｎｄｂｏｔｔｏｍｗａｔｅｒｃｏｎｉｎｇｉｎｔｈｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｈｅａｖｙｏｉｌｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｌｅａｄｓｔｏｗａｔｅｒｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｉｎｏｉｌｗｅｌｌｓ，Ｂｅｃａｕｓｅｏｆｔｈｅｓｃｒｅｅｎｐｉｐｅｃｏｍｐｌｅｔｉｏｎ，ｌｏｎｇｗｅｌｌｓｅｃｔｉｏｎａｎｄｈｉｇｈｅｒｐｒｅｓｓｕｒｅａｔｗａｔｅｒｂｕｒｓｔｉｎｇｐｏｉｎｔ，ｔｈｅｗａｔｅｒｐｌｕｇｇｉｎｇｅｆｆｅｃｔｉｎｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｓｎｏｔｉｄｅａ１．Ｔｈｅｒｅｆｏｒｅ，ｂａｓｅｄｏｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｅｘｉｓｔｉｎｇｗａｔｅｒｐｌｕｇｇｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ，ｔｈｅｍｅｃｈａｎｉｃａｌｗａｔｅｒｐｌｕｇｇｉｎｇｍｅｔｈｏｄａｎｄｃｈｅｍｉｃａｌｗａｔｅｒｐｌｕｇｇｉｎｇｍｅｔｈｏｄｗｅｒｅｃｏｍｂｉｎｅｄ，

底水油藏水平井产能预测模型研究

到了越来越广泛的ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ用。
在水平井开发可行性论证及水平井优化设计中，水平井产能预测是决策方案的重要依据。目前对水平井产能进行预测的方法较多］，这些方法从油水渗流基本理论出发，采用映射、叠加原理、保角变换等方法推导出了不同边界条件下的水平井产能公式。这些方法一般假定地层是均质的，地层中只有单相流体流动，没有考虑底水能量大小、夹层分布、储层非均质性等参数对产能的影响，而且所推导出的公式中所用到的一些参数现场难以取得，计算误差较大，存在较大的局限性。］
［中图分类号］ＴＥ４３９
［文献标识码］Ａ
［文章编号］ｉ０ —９５２０）０ —０３一４００７２（０７３１１Ｏ
目前，水平井技术已经广泛应用于油田开发，尤其是在底水油藏的开发中。水平井采油因具有生产
压差小、泄油面积大等特点，能够减缓底水脊进，控制含水上升速度，增加产液量，改善开发效果，得
一ｐ．ｄ一（＿Ｂ］（疑石油天然气学报－／舞江汉石油学院学报）
２０年６０７月
７－．
ｑ
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底水区孔隙体积／区孔隙体积油
水平井射孔段长度／１ｌ１
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红花套组底水油藏水平井延缓水锥完井技术探讨——以松滋油田SH10-P21井为例

１）井筒有限导流能力，造成生产压差非均衡分布，生产压差跟端高趾端低。２）油藏平面非均质严重，造成渗流速率的非均衡分
布，高渗透率处渗流速率可能高。
３）水平段井眼轨迹的波动，加上垂向与水平向渗透率之比较高（０．８），易造成部分井段底水局部突破。同时，由于红花套组油藏必须进行酸化措施才能获
要原因有：
对于底水油藏，如何防止底水锥进和提高无水采油
期是普遍关心的问题。与直井相比，利用水平井开发底水油藏时生产压差相比较小，因此国内外的许多学者提出了水平井延缓底水锥进的思路，但水平井开采底水油藏的方式并不能从根本上避免水锥的出现。利用ｏｚｋａｎ－ｒａｇｈａｖｎ方法和ｐａａｐａｔｚａｃｏｓ方法等多种方法计算底水锥进Ｉ临界产量和底水锥进突破时间，结果均表明理论临界产量较低，目前红花套组各油井产量均高于临界产量，底水突破不可避免；当产量为２５ｍ３／ｄ时，底水突破的时间最长不超过３年，实际随着原油的不断采出，地层能量减小，生产压差还需要提高，无水采油的时间远小于３年。上述研究表明，对于红花套组油藏仅仅采用水平井开发是不够的，经济、有效的生产完井方式对于延长水平井的无水（低含水）采油期是十分必要的。
第２６卷
第５期
红花套组底水油藏水平井延缓水锥完井技术探讨
以松滋油田ＳＨ１０一Ｐ２１井为例孙晓兰，李少明

底水油藏水平井开发适用性优化研究

少。也即当水平段超过某一长度时，随水平段的延伸，产能增加很少，利润不但不增加反而减少，且井
图４含水率变化曲线（配液６０ｍ。／ｄ）
无因次并ｌＺｏ．８７
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３．３
水平段方位的确定
为了最大范围地动用目的层储量，在设计井位时，将水平段设计成与目的层平行，开发效果较好。用数值模拟的方法，将水平井的方向与构造线的夹角分别设置为ｏ。、３０。、６０。、９０。进行研究（图７），结果
平段长度大于２００ｍ时，随着水平段长度的增加，水
∥
平井的产能增加较小，曲线趋于平缓，综合考虑油藏
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的分布面积和经济因素，优选水平段长度３００～
４００ｍ。
ｌ－／Ｌ，邑因次井．直ｏ
．Ｚｗ—— 水平段距油水界面距离，ｍ；
无因次井位一Ｚｗ／Ｈｏ。般情况下，考虑见水时间，水平井无因次井］ｇｏ．６一Ｏ．９较合理。房３２ —３８井区运用数值模拟方
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对比嚣以上嚣戮计算结果，对于房３５２一３８苎井开区匹， ’ 当无
如下：
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底水油藏水平井开发适用性优化研究

造线夹角为０度时，２０年采出程度最好，因为这种情
水比直井低２０ —４Ｏ９，５，累计产油ｌ＇６７万吨
５认识
况下，不仅水平井可以增加出油体积，且有利于防止
边水舌进，开发效果较好。
４水平井实施效果
１５Ｏ
内蒙古石油化工
２０１３年第１６期
底水油藏水平井开发适用性优化研究
张秀丽，王丽荣，张桂明，黄强强
（大港油田勘探开发研究院，天津３００２８０）
摘要：水平井技术主要是因射孔井段在油藏中平行于油藏顶底界面延伸，增大了与油藏的接触
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图７不同夹角下的累积产油量
图８不同夹角下的２Ｏ年采出程度
由上述计算结果可以看出，当水平井方向与构
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气锥和水锥的锥进趋势
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油那藏，如果水平段内压力损失
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择水平段长度￣３００－４００ｍ蠕。当水时，随着段长度的增
产能。因此，在底水油藏中，水平井存在一个较为合

底水油藏水平井含水上升规律影响因素分析——以南海东部A油田为例

227在底水油藏的开发过程中，水平井因其具备生产井段较长、泄油面积广、井底压降较小等优势被广泛采用于各大油田。

底水油藏往往存在非均质性严重、底水层活跃以及地层原油黏度较高等特点，深入研究底水油藏水平井含水上升规律对于实现其高效开发具有重要意义。

A油田位于珠江口盆地北部坳陷带，储层属于中—高孔隙度（21.5%～31.5%）、特高渗透率（1255.8～6042.7mD）储层，夹层分布广泛；纵向上分布着29个底水油藏，呈现“上稠下稀”的分布特点，底水能量充足。

在开发因素基本相同条件下，不同含水上升规律主要是多种地质油藏因素的共同耦合的结果[1-3]。

以往对含水上升规律影响的研究较多着重单一的开发参数，理论公式又不能全面地表征各种地质油藏参数的影响。

本文基于油藏实际数据，建立油藏典型模型。

根据对A油田油藏的实际动态分析，得出不同水平井含水上升模式及其影响因素，在此基础上进行正交试验，基于油藏数值模型进行多因素分析，找出主控因素[1]。

1 区块含水特征分析截至2022年底，A油田底水油藏共有开发水平井51口，综合含水率为97.6%，采出程度为45%，其中46%的井含水率大于60%。

含水上升模式总体可分为四类：Ⅰ “厂”型，Ⅱ “凸”型，Ⅲ 过渡型“凸”线，Ⅳ “S”型。

针对不同的含水上升模式，使用七个特征值：N 0，N 1，K 1，f 1，N 2，K 2，f 2和2个初期指标（如图2）来对四种类型进行了定量描述。

针对四种含水上升模式，从油水黏度比、夹层位置和夹层大小、水油厚度比、油柱高度等角度进行多因素分析。

经过统计南海东部A油田实际动态，得到不同因素影响下的四种含水上升模式，如表1-2所示[2]。

底水油藏水平井含水上升规律影响因素分析——以南海东部A油田为例税敏1 彭攀1 郑洁21.中海石油（中国）有限公司深圳分公司广东深圳 5180002. 中海油研究总院有限责任公司北京 100028摘要：南海东部A油田是典型的底水油藏水平井增产改造开发区，在开发过程中，不同油层与油井含水上升规律存在明显差异，制约了该油藏的高效开采。

底水油藏多分支水平井水脊规律

底水油藏多分支水平井水脊规律常元昊;乐平;姜汉桥;刘传斌;高亚军;王依诚【期刊名称】《断块油气田》【年(卷),期】2016(023)004【摘要】多分支水平井技术在延缓底水和气顶的脊进速度、提高油气井产量等方面作用明显,但在底水油藏开发中水脊问题仍然不可避免.文中利用数值模拟方法,建立了底水油藏多分支水平井模型,并分析了底水突破位置与发展情况的变化规律.研究结果表明:分支水平井底水突破位置主要为主支跟端附近以及处于中间的汇点部位附近,具体位置主要取决于分支角度、分支位置以及避水高度.合理产量随着分支数目与分支长度的增加而增加,且两者的影响程度较大;而分支位置与分支角度对合理产量的影响程度较小,其中合理产量随分支角度的增大先增加后减少.【总页数】4页(P501-504)【作者】常元昊;乐平;姜汉桥;刘传斌;高亚军;王依诚【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都610500;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都610500;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE349【相关文献】1.水平井开发研究——底水油藏的水脊变化及见水时间预测 [J], 刘振宇;程博;刘洋;翟云芳2.底水油藏水平井压水脊物理模拟实验 [J], 钱川川;刘月田;迟欣宇;周贤;骆飞飞3.水平井开采底水油藏水脊脊进规律的物理模拟 [J], 王家禄;刘玉章;江如意;官长质4.底水油藏水平井水脊脊进规律 [J], 刘振平;刘启国;王宏玉;袁淋5.底水油藏水平井关井后水脊下降高度研究 [J], 孙恩慧;郭敬民;张东;杨东东;刘博伟因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

底水油藏水平井ICD控水完井数值模拟研究

底水油藏水平井ICD控水完井数值模拟研究杨青松;刘露;汪志明;肖京男【摘要】从分析水平井开采底水油藏中存在的过早产水问题出发,提出了采用ICD(入流控制装置)控水完井的思路.根据渗流力学、流体力学、油藏数值模拟,建立了水平井ICD完井多段井模型,研究了底水油藏水平井ICD完井长期入流动态规律.对比分析了射孔完井和ICD完井两种条件下调控入流剖面的效果,以及对产能和最终采收率的影响规律.结果表明,在均质和非均质油藏中,ICD完井均有很好的入流控制效果,能够有效地延长稳油生产时间和延缓见水时间,起到稳油控水的效果,提高了目标井段的生产状况;但整体上均质油藏中ICD完井对于提高累计产油量和采收率的效果有限,而在非均质油藏中采用ICD完井可以极大地提高累计产油量和采收率.【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》【年(卷),期】2015(012)032【总页数】8页(P47-54)【关键词】水平井;ICD完井;底水油藏;多段井模型;数值模拟【作者】杨青松;刘露;汪志明;肖京男【作者单位】中石油长庆油田分公司第一采气厂,陕西榆林718500;中石油长庆油田分公司第一采气厂,陕西榆林718500;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石化石油工程技术研究院,北京100101【正文语种】中文【中图分类】TE319随着水平井完井技术的发展，完井方案日趋多样化，相应的水平井目标井段入流控制完井方式也迅速发展，国内外油田已有很多成功的应用案例[1~6]，其中在目标井段安装入流控制装置(ICD)是一种有效的稳油控水方法[7]，它能够有效调节入流或注入流动剖面，使生产剖面或注水剖面均匀推进，延缓生产中气、水过早突破，增加水淹油藏中驱替效率，达到提高采收率的目的。

由于ICD是一种自适应控水完井装置(图1)，一旦它们安装后，如果在采油或注水过程中油藏条件发生改变，就无法调节ICD来确保流动剖面的均匀；同时，它的性能主要受到流体参数的影响，随着油田的开发，油藏流体性质将会发生变化，因此，在整个采油生产或注水过程中，ICD无法维持其最初设计的优化性能，这将会使ICD的应用效果降低，所以其稳定性至关重要。

底水油藏水平井见水时间预测方法筛选与应用

底水油藏水平井见水时间预测方法筛选与应用朱永峰;曹鹏;罗日升;戴传瑞;崔仕提【摘要】针对常用的几种水平井见水时间预测方法进行敏感性分析,比较各种模型的优劣.敏感性分析结果显示,Permadi和Pual Papatzacos方法预测结果与实际吻合程度较高,建议优先选用.【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2016(018)002【总页数】4页(P51-54)【关键词】水平井;底水油藏;预测模型;见水时间;敏感性【作者】朱永峰;曹鹏;罗日升;戴传瑞;崔仕提【作者单位】塔里木油田公司勘探开发研究院,新疆库尔勒 841000;中国石油杭州地质研究院,杭州 310023;中国石油集团碳酸盐岩储层重点实验室,杭州310023;塔里木油田公司勘探开发研究院,新疆库尔勒 841000;中国石油杭州地质研究院,杭州310023;中国石油集团碳酸盐岩储层重点实验室,杭州310023;塔里木油田公司勘探开发研究院,新疆库尔勒 841000【正文语种】中文【中图分类】TE243相对于直井开采技术而言，底水油藏开发中的水平井开采具有控油面积大，初期产量高，成本回收快等优势。

但采用水平井开发时，油井见水后的产量递减较快，且找水堵水措施的实施难度较大；因此，准确预测水平井的见水时间，及时调整工作制度，对于底水油藏水平井的有效高效开发意义重大。

本次研究中，将针对目前常用的5种见水时间预测方法进行分析，根据各模型筛选及敏感性分析结果，推荐优选模型。

在水平井开采底水油藏时，井筒周围产生的压力降及油藏中的物质平衡关系使得底水油藏中油水界面呈脊形上升变形，其方向垂直于水平井方向的横截面而形状类似于直井中形成的“锥面”，此变形界面称为底水水脊。

图1所示为水平井水脊模型示意图[1] ，图中给出了理想模型和实际模型。

理想模型未考虑均质油藏中井筒压力损失的影响，而实际模型中底水油藏底水脊首先在跟端A点突破，而后进一步从趾端B点突破。