底水油藏(10月份讲课)详解
边底水稠油油藏多轮次吞吐后期剩余油分析
研究区块经过多年开发，地层亏空大，受边底水侵入和高轮次吞吐等因素影响，开发效果变差。
复杂河流相稠油油田局部隔夹层较发育, 为高渗稠油油藏。
优化水平井参数, 为辅助蒸汽吞吐, 采用高效油溶性复合降黏剂, 充分利用其协同降黏作用、混合传质及增能助排性能, 大幅度降低注汽压力、扩大吞吐波及范围。
一、不同区域剩余油分布规律分析1.典型井组选取根据研究单元不同区域的储层厚度、原油物性、构造位置、周期生产效果、水淹类型等的差异，平面上划分了4个区域：（1）受边底水影响西北部受到馆陶弱边水影响，部分井高含水；平均单井日液33.5t，单井日油1.9t，综合含水94.3%，平均动液面209m。
（2）受潜水底水和南部区域注入水影响的中部井区受到南部区域边水、潜山底水侵入，高含水问题突出；该井区井况问题突出，储量失控严重。
管外窜问题严重，制约老井利用（3）高泥质较高东部井区层薄物性差，产能低；油井主要表现为注汽压力高的特征，一般注汽压力达18.0MPa～19.5MPa。
单井平均周期生产效益较差。
（4）水平井区一是井筒附近采出程度高，周期递减大，二是非均质性强，井间热连通，汽窜严重。
综上，从4个典型区域选取了5个开发井组，共涉及井数62口，面积4.2km2，在历史拟合基础上，分析剩余油分布规律及影响因素。
2.地质模型建立三维地质模型采用Petrel软件，模拟层位为研究区块馆陶组3个砂组、5个小层。
3.数值模型建立利用CMG数值模拟软件，分别建立四个区域数值模型，并进行了历史拟合。
拟合过程中，依据岩心分析资料，首先对孔隙度、空气渗透率、含油饱和度进行了校正，并对相对渗透率在合理范围内进行了修正，对模型区含水进行了精细拟合使拟合含水上升趋势与实际一致，并对重点井进行了精细拟合，单井拟合符合程度达到85%。
4.地下三场规律分析（1）压力场分析研究区块原始地层压力9.5MPa，目前地层平均压力7.0MPa；其中A区块及东部区域整体地层压力偏低，西北及中部区域受边底水影响压力相对较高。
油藏边底水简介
什么是油藏边底水
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。
底水与边水油藏
“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。
油藏工程基本原理
34
（2）油藏储量级别(续) 控制地质储量
指在某一圈闭内预探井发现工业油（气）流后，以建立 探明储量为目的，在评价钻探过程中钻了少数评价井后所 计算的储量。 控制储量可作为进一步评价钻探、编制中期和长期开
发规划的依据。
《油藏工程原理》讲义
35
（2）油藏储量级别(续)
探明地质储量
《油藏工程原理》讲义
7
绪论
孔隙度: 描述岩层储存油气的能力 水平方向渗透率: 描述油藏中流体的水平方向的 流动能力 垂直方向渗透率: 评价重力作用的影响和层间流 动能力 岩性分析: 提供岩石来源、纹理、结构的描述 残余相饱和度: 估计采收率 水的矿化度(Water Salinity): 矫正电测井，确定 钻井液侵入程度 岩芯伽玛测试: 矫正井下伽玛射线测井 岩石颗粒密度: 矫正密度测井 岩芯拍照: 提供岩心的永久存档
其中：
A h h A
j j
j
Aj h j
Aj h j
《油藏工程原理》讲义
30
中石油石油地质储量容积法
容积容积法计算石油地质储量公式： N＝100·A·h·(1—Swi)ρ o/Boi 式中：N—石油地质储量，104t； A—含油面积，km2 h—平均有效厚度，m； φ —平均有效孔隙度，f； Swi—平均油层原始含水饱和度，f； ρ o—平均地面原油密度，g/cm3 ； Boi— 平均原始原油体积系数 Rm3/Sm3。
ho h WOC
含油面积Ao:
充满程度β ：
Ao
Vc Ao h (1 swc )
油藏容积
《油藏工程原理》讲义
19
Vc Ao 0 1 Vct At
若 ＝ 1，表明圈闭已经充满，同时也表明更多的油 > 0，表明圈闭中聚集了油气，同时也表明油气从
底水稠油油藏水平井见水特征及影响因素
Ｎ Ａ Ｔ ＵＲ ＡＬ ＧＡ Ｓ ＡＮＤ ＯＩ Ｌ
２ ０ １ ５年 １ ０月
１ ０ ０
步过渡到 高 含水 阶段 ， 主 要是 由于 水 平井 段 存 在 高 渗 带， 井筒 内一点 见 水后 带动 局部 见 水 ， 最 终达 到 高含 水 期 。水油 比（ ＷＯ Ｒ） 曲线随着 开发 时间 的延长 而逐 渐增 ３ ） ： １ ０ ３—１ ０ ７ ．
４ 结 论
１ ） 利 用 角 点 网格 、 随机建模 方法 建立 了基于 Ｘ Ｈ ２ ７
Ｗａ ｎ ｇ Ｔ ａ ｏ，Ｚ ｈ ａ ｏ Ｊ ｉ ｎ ｙ ｉ ．Ｉ ｎ ｌ ｆ ｕ ｅ ｎ ｃ ｉ ｎ ｇ Ｆ ａ ｃ ｔ ｏ ｒ ｓ ｏ ｆ Ｗａ ｔ ｅ ｒ Ｃ ｕ ｔ ｆ ｏ ｒ
水平井不 同避水 高度的水侵规 律 （ 日为油藏厚 度 ） ， 模拟
无 因次避水 高度分别 为 ０ ． １ ， ０ ． ３ ， ０ ． ５ ， ０ ． ７和 ０ ． ９ Ｈ 的五
种情况 。
从不 同避水 高 度条 件 下 的含水 率 及 累积产 油 量 随
着 避 水 高 度 的变 化 曲 线 （ 图６ ） 可 以看 出 ， 随 着 水 平 井 避
１
，＿ 、
薄
扣
生产 时 间， ｄ
ｂ ） 水 油 比及 水 油 比导 数 变 化 曲 线
图 ５ 多点 见 水 整 体 水 淹
３ 水 平井见水 影响 因素
３ ． １ 水 平 井 设 计 参 数
ａ ） 含水 率随水平段长度 的变化
３ ． １ ． １ 水 平 井避 水 高 度 的 影 响 水 平 段 长度 ２ １ ０ ｍ， 在 其 它 参 数 不 变 的情 况 下 ， 模 拟
油藏工程课件底水锥进
无因次时间tD:
tD g w 2 oo k v h o 1 M t
M k rwS o r o k roS w c w
0 . 5 时 ， M 1 ， 0 . 6 时 ， 1 < M 1 0
由数值计算和实验资料，可得无因次突破时间和无因次水锥高度之间存在如下关系：
tD B TH D 4 vB T1677 H D 2 vB H TD V 3 B T H D v2 B T
o wo gconst
z
o
油水界面处的势与r=re处油相中的势相同
e hvov zovgwoo
——水锥体顶部油相中的势 ov
re
b
e
h
0
h
v
油
r
e
e t=
0 水
为 记
与生产井处油相中的势之差，且为常数(恒压差)
e
定义无因次势
D (r,z) e o(r,z) 0 D 1
无因次高度
(HDv)BT 1bD1hb0 时，水锥突破井底，可计算(tD)BT，由定义计算突破时间tBT
2.突破后油井含水 以数值模拟为基础，某一时刻含油部分厚度ho，含水部分hw，油井在整个厚度上(ho+hw) 完井生产,水油比：
qwhwkrw(Sor) oBo hwBoM qo hokro(Swc) wBw hoBw
e
b h0
hv
w(r,z)const
w 0 z
当So=Sor时，Pc=0，故水锥体内部Po=Pw=P
油
r
e
e
t=0
水
根据势的定义
流体不可压缩
o
Po d Po g z 0 o
0 P odP oo( ogz)0 P wdP w
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
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。
边底水厚油藏不同部位注水方式优化
3.不同部位注水方式优化方案 15年末指标预测
90580 87212
方案二 方案一
2.单井
40.2％ 66.7％ 5.6％
10Oct06
6Jul09
1Apr12
27Dec14
22Sep17
18Jun20
15Mar23
95.0
70.0％
含水％
90.0 85.0 80.0 75.0 70.0 65.0 14-Jan- 10-Oct- 6-Jul04 06 09 方案二 方案一
三、应用实例
（三）历史拟合
2.模拟研究
——储量核实 地质储量核实结果对比
180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 S2741 S2742 S2743 合计
储量(万方)
地质计算 模拟计算
综合误差2.9%，表明地质模型静态参数分布符合油藏描述认识。
三、应用实例
（四）历史拟合 区块压力拟合结果
（三）模拟结果及分析
I 反韵律油层 反韵律油层的渗透率分布特点是
上高下低，由于存在油水密度差异和
毛管力作用，这种韵律地层的渗透率 分布有利于水的向下运动和油的向上 运动，从而提高驱油效率。
二、不同部位注水方式优化
（三）模拟结果及分析
I 反韵律油层
100
含水％
◆开采前期，油层注 水开发效果好；
◆当含水率达到70％ 以上时，水层注水效 果开始好于油层注水。
油井
水井
2.当注入水一旦沿高渗层突破生产井， 便形成水道，油井含水急剧上升，而下 部的低渗带注入水波及程度低，水洗状 况也较差。
反韵律油藏油层注水时水驱剖面
原因分析：
B 水层注水时
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
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。
第五讲 底水油藏地质特征与开发-4
3、增产措施
人造夹层 夹层：油田开发过程中对流体运动具有隔 挡作用的不渗透岩层。 人造夹层减锥工艺： 即在水平井或直井中,在靠近油水界面处注 化学堵剂或注水泥造一“人工夹层”,减缓 底水向油井突破。其方法是依据自然夹层 防止底水上窜的作用而提出的。
3、增产措施
水平井开采
直井与油层接触面较小,在井底附近原油流动阻力 大,压力梯度大,易造成底水锥进,油层过早水淹,使 原油采收率降低。 水平井开采底水油藏，增大油藏接触面积，在相同 的开采速率情况下，水平井的局部流动速度较低， 可减少底永锥进并能减少井筒出砂。 采用水平注人井——水平生产井组合方式，水 平生产井位于油水接触面之上，水平生产井顶部射 孔，水平注人井位于油层顶部。
3、增产措施 采水消锥，控制底水串入油井
采水：在一定程度上能消锥，控制底水锥进， 提高原油采收率。 其使用效益与使用的地质条件和使用时机有 密切联系。 如果与卡堵水、人造夹层等方法综合使用， 效果更好，风险更小。 对不同的井型，使用不同的采水消锥的工艺 措施：
直井：
采用双管封隔器在油水界面上部处，封住油水层， 用副管采水，主管采油； 若用单管封隔器，油管采水，油套环空采油。
开发方式
B、注蒸汽开采 （1）避开底水 在底水层很厚及其具体情况不明的条 件下，即注采井不直接射开底水层，一般在距底水层顶部 15m以上射孔 （2）直接向底水层注蒸汽：这种作法只有在油层原油 粘度很高、不易向油层直接注汽且下伏有较薄的底水层可 利用时才采用 （3）下注上采 即在构造下倾方向、靠近油水界面处 注蒸汽，在上倾方向的生产并中采油； （4）上注下采 采用这种方法的多为倾角较大的油田 （5）上下注汽，中间采油
1、底水锥进 2、底水锥进的影响因素 • （1） 单并产液量； • （2）夹层大小及位置： • （3）垂向水平渗透率比： • （4）储层沉积韵律 • （5）油水粘度比： （6）边底水能量 （7）井距；
底水油藏的油藏类型及沉积韵律
●Ｉ
底 水 油 藏 的 油 藏 类 型 及 沉 积 韵 律
张京 民 冯战强 周 国祥 白 杰 王少敏
（ １ ２ ４ ５ ． 中原 油 田采油 一厂 ３ ． 中原油 田采 油六 厂 ） ［ 摘 要］ 底水 油藏 具有 厚层 块 状高 孔高 渗 和薄 层砂 岩两 大类 别 。 ［ 关键 词］ 底水 油藏 沉积 韵律 中图分 类号 ： Ｔ Ｅ ３ ５ ７ ． ６ 文 献标识 码 ： Ａ
文章编 号 ： １ ０ ０ ９ — ９ １ ４ Ｘ（ ２ ０ １ ４ ） １ ４ — ０ ０ ９ １ — ０ １
【 正
文】
块状 厚层 底 水油 藏 多为 背斜 构造 ， 储层 物性 好 ， 高 孔 中高 渗 ， 部分 为轻质 低粘 黑油 ， 或 为粘 性 较 大 的稠 油 ， 油藏 属于 巨厚 块状 边底 水 油藏 。 土哈 盆地 红南 油 田为 白垩 系南 北 向的小 型穹窿 背斜 ， 储层 物性 好 ， 高 孔中 高渗， 原油 为轻 质低 粘黑 油 ， 油藏 埋藏 浅 ， 为典型 的块 状底 水油 藏 。 平均 孔隙 度 为２ ８ ％， 平 均 渗透率 为 ８ ４ ９ Ｘ １ ｏ ＿ ＿ ３ ｒ ｎ ２ ， 是 高孔 、 高渗、 巨厚块 状 、 边 底水 油藏 。
复 合韵律油层 反映 沉积环境 水动力条 件是 由弱到强再 到弱 的变化过程 。 纵 向上 ， 上 部为 正韵律 沉积 ， 下 部为 反韵律 沉积 ， 高 渗透层 段在 中部 ， 复 合韵律 油 层表 现为 中部 突进 或较 均匀 的水 线推进 ， 一般 对应 油层 中部 水淹 较重 。 复合 韵律油层 孔 隙度与 电阻率测井 曲线 呈指形 ， 曲线相对 重心 为０ ． ５ 左右 ， 上下 ２ 部分 的椭 圆短 轴与抛 物 线形态相 近 ， 故 测井 曲线 的椭 圆度均接 近于 ０ ， 电 阻率 曲线 的饱 满系 数接 近于 １ 。 与均 质韵 律油层 相 比 ， 复合韵律 油层 电阻率 曲线的抛 物线系 数要 大 。 复合 韵律 油层水 淹后 ， 电阻率 测井 曲线 的相对 重心 仍保持 在０ ． ５ 左右 ， 且 上下２ 部 分 的椭 圆短轴 变化 不大 、 长 轴减小 ， 但 电阻率 曲线的抛 物 线系数 呈近乎 等 比例的 变化 。
底水油藏的油藏类型及沉积韵律
底水油藏的油藏类型及沉积韵律作者：张京民冯战强周国祥白杰王少敏来源：《中国科技博览》2014年第14期【摘要】底水油藏具有厚层块状高孔高渗和薄层砂岩两大类别。
【关键词】底水油藏沉积韵律【分类号】：TE357.6【正文】块状厚层底水油藏多为背斜构造，储层物性好，高孔中高渗，部分为轻质低粘黑油，或为粘性较大的稠油，油藏属于巨厚块状边底水油藏。
土哈盆地红南油田为白垩系南北向的小型穹窿背斜，储层物性好，高孔中高渗，原油为轻质低粘黑油，油藏埋藏浅，为典型的块状底水油藏。
平均孔隙度为28%，平均渗透率为849×10-3μm2，是高孔、高渗、巨厚块状、边底水油藏。
大港庄海8背斜油藏，储层发育区油层厚度在12.0-15.9m之间，向两翼油层变薄，各小层的孔隙度和渗透率都较高。
例如Es1s1小层油层电测解释孔隙度最高30.4%，最低27.9%，平均29.0%；渗透率最大1145.1×10-3μm2，最小549.5×10-3μm2，平均808.6×10-3μm2；属于高孔、高渗储层。
其中NgI1小层钻遇油层井5口，为厚层底水油藏，与上下层之间隔层发育较稳定，隔层最小厚度3.2m，平均上面23.7m，下面11.7m。
2 薄层底水油藏主要地质特征表现在油层物性好、孔隙度平均、渗透率高、砂体厚度与油层厚度较薄、油层和其底水层之间基本没有泥、钙质薄夹层，连通性很好，构造幅度低，底水层厚度薄且差异较大，底水层分布范围大，在含油范围内大多数区域均有底水分布，且水体活跃，水体锥进速度较快。
位于准葛尔盆地腹部古尔班通古特沙漠北部的陆梁油田属于典型的薄层底水油藏，层主要为灰色细粒岩屑砂岩，岩石颗粒以岩屑为主，平均49.8%其次为石英（28.1%）和长石（22.1%）。
泥质一般小于3%，平均1.34%，粘土矿物以伊/蒙混层矿物为主（69.03%），绿泥石次之（16.05%），其次为伊利石（11.99%）和高岭石（4.08%）。
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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
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。Leabharlann 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
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
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。
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。
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
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
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。
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%
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
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。
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
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