底水油藏(10月份讲课)详解

3.方案模拟与对比（方案三）
水平井、直井方案累产油量对比曲线
3.方案模拟与对比（方案三）
水平井、直井方案采出程度对比曲线
3.方案模拟与对比（方案三）
总
产量为501.5方，二者相差不大。
结
区块5月份投产，到6月份时，水平井方案区块产量为529.4方，直井 自7月份开始，由于直井含水上升较快，直井产量较水平井产量明显 下降快，到8月份时直井产量为347.5方，比水平井低104方，达到最高 值，随后由于水平井含水上升速度高于直井含水上升速度，直井产量与 水平井产量逐渐趋于接近并最终超过水平井产量。 至单井含水98%封井时，水平井累计产油量为418.0308千方，采出程 度为27.4%，较直井方案低4.5个百分点，这是因为水平井后期含水上升
直井和水平井两种布井方式
1.模型设计
模拟模型
整个油藏为100*100m
矩形网格覆盖，其中油层 按5m均分为3个模拟层，
底水水体作为一个模拟层。
模拟模型纵向上自上 而下共分为4个模拟层， 分别为layer1、layer2、 layer3、layer4，
2.方案设计
基本生产条件限制： 油井生产流压（BHP)均不低于6.5Mpa/1715m 方案设计原则
模拟层全射开生产时，日产油量最低，为274.6方， 三个模拟层全射开时的初期含水最高，为49.2%，仅射开第1模拟
层的含水最低，为7.1%。
至油藏开采至含水98%关闭时，三种射孔情况，累计产油量和最终 采收率基本相当，均为493千方和32.3%。 由此可见，在单井日产液一定的情况下，底水油藏，自上而下 射开的厚度越大，初期日产油量越低，含水越高，但含水上升速度 慢，日产油量递减较小，射开厚度对最终开发效果整体影响不大。
1.模型设计
地 质 模 型
① ② ③ ④ ⑤ ⑥
油藏面积0.61km2 油藏储量1525.6MSTCM 油藏顶深1700m 油水界面1715m 油层厚度15m 原始压力17100KPA/1707m
⑦饱和压力6Mpa，油气比为33， ⑧油层渗透率1500md，水层渗透率为 1800md， ⑨油层孔隙度为26%， ⑩底水水体孔隙度为30%
含水上升最慢，日产油量下降速度慢，累计油量和采出率远远高于单 井定产90方/天液量情况下的对应指标，分别为579.9111千方和38.0%，
采收率提高9.4个百分点。
单井定产60方/天日产液情况下，初期产油量和含水上升、累计产油 量和采收率均居于二者之间。
由此可以看出，在满足一定采油速度的情况下，尽可能低液量生
产，以求获得最大的最终采收率。
3.方案模拟与对比
方案二：部署 9 口直井， 单井定60方液量生产， 射孔层位分别为 1 模拟 层 （ 1layer ） 、 1 模 拟 层 +2 模 拟 层 （ 2layers ）、 1 模拟层 +2 模 拟 层 +3 模 拟 层 （ 3layers ） ， 射 孔 层 位含水达到 85% 时封层， 单井含水达到 98% 时封 井，油藏纵向传导率调 整系数为0.1。
快，单井最先达到极限含水98%封井，从而缩短了油藏的生产时间。
3.方案模拟与对比
方案四：3口水平井开发和9口直井开发对比，均射开第1模拟层，水平井单井 日产液定270方，直井单井日产液定90方，单井含水达98%时，自动关井，单 井含水降到98%以下时自动恢复生产，直井经济极限产量定为1方，水平井经 济极限产量定为3方，单井产量低于经济极限产量时自动关井，单井产量高于 经济极限产量时自动恢复生产，自动监测周期为90天。
3.方案模拟与对比（方案二）
不同生产层位情况下日产油量对比曲线
3.方案模拟与对比（方案二）
不同生产层位情况下含水对比曲线
3.方案模拟与对比（方案二）
不同生产层位情况下累产油量对比曲线
3.方案模拟与对比（方案二）
不同生产层位情况下采收率对比曲线
3.方案模拟与对比（方案二）
总
结
仅射开第1模拟层生产时，初期日产油量最高，为501.5方，三个
3.方案模拟与对比
方案三：3口水平井开发与9口直井开发对比，水平井单井日 产液180方，直井单井日产液60方，均射开第一模拟层，单 井含水达到98%时封井，油藏纵向传导率调整系数为0.1。
3.方案模拟与对比（方案三）
水平井、直井方案日产油量对比曲线
3.方案模拟与对比（方案三）
水平井、直井方案含水对比曲线
部打开，单井产液
量分别定90方、60 方、30方生产。射
孔层位含水达到85%
时封堵，井含水达 到98%时封井，油藏
纵向传导率调整系
数为0.1。
3.方案模拟与对比（方案一）
不同产液量情况下日产油量对比曲线
百度文库
3.方案模拟与对比（方案一）
不同产液量情况下含水对比曲线
3.方案模拟与对比（方案一）
不同产液量情况下累计产油量对比曲线
3.方案模拟与对比（方案一）
不同产液量情况下采出程度对比曲线
3.方案模拟与对比（方案一）
总 结
单井定产90方/天日产液情况下，初期日产油量最高，但是由于含水
上升快，油井最先达到限制条件停产，最终累计产油量和采出程度最 低，分别为436.4563千方和28.6%。
单井定产30方/天日产液情况下，虽然初期日产油量最低，但是由于
具有充足底水能量的水平厚油层 开发动态模拟
吕中锋 大港油田采油三厂地质研究所 二〇一二年8月
序 言
底水能量充足的厚层油藏，由于底水锥进，因此在实
际油藏开发中因为生产压差选择不当、射孔层位选择不当 或者井型选择不当，造成底水油藏水锥速度快，油井水淹 快，油藏开发效果差，大量的剩余资源量被遗留在地下， 造成油藏过早关闭，本文通过设计一个理想的底水油藏数 值模拟模型，进行不同生产情况下的开发动态模拟，力图 对底水油藏方面的开发规律进行探索，希望能对此类油藏 开发起到借鉴作用。
相同生产层位，不同产液量，直井生产
相同产液量，不同的生产层位，直井生产 相同产液量，相同层位，不同井型对比（无自动监测）
相同产液量，相同层位，不同井型对比（有自动监测）
相同产液量，相同层位，不同井型，不同纵向渗流能力对比
根据以上设计原则，设计出五种不同的生产方案
3.方案模拟与对比
方案一：部署9口直 井，三个模拟层全