【《复杂岩性碳酸盐岩油藏开发效果影响因素分析》2500字】

复杂岩性碳酸盐岩油藏开发效果影响因素分析目录TOC\o"1-3"\h\u11138复杂岩性碳酸盐岩油藏开发效果影响因素分析 表1.1所示。不同渗透率级差组合序号渗透率级差A组渗透率/mDB组渗透率/mDC组渗透率/mD12-310206023-4103012034-5520100不同级差下日产油曲线不同级差下含水率曲线不同级差下累计产油量曲线从三组试验方案的三组曲线可知，渗透率级差为2-3时日产油量最大，含水率最低，累计产油量最大，随着渗透率级差的增大，油藏日产油量逐渐减小，最终含水率逐渐升高，但不太明显。这是由于相邻层之间渗透率级差较大时，层间的非均质性严重，水驱油所受阻力较大，下部高渗层的底水能量逐渐增大，渐渐形成一些水流高速通道，结合一些发育的微裂缝，使得水相快速突进到井底，降低了纵向波及系数。因此，在开采油藏渗透率级差较大的层位时，应尽量采用分层开采的方式来避免层间干扰。1.1.3纵向渗透率与横向渗透率之比的影响常规陆相砂岩油藏的垂向渗透率与水平渗透率之比一般为0.1左右，而该油藏隔夹层发育少，同时由于构造、溶蚀作用形成的一些微裂缝和孔洞，使其表现出好于常规砂岩油藏的纵向渗流能力，从而对油藏开发具有较大影响。[21]对此，设置垂向渗透率与水平渗透率之比为0.1，0.3，0.5和0.7三组模拟试验，研究其对水驱开发效果的影响。研究结果如下图所示。不同Kz/Kh下采出程度曲线不同Kz/Kh下含水率曲线从不同Kz/Kh下的采出程度和含水率图可以看出，Kz/Kh越大，采出程度越低，含水率越高。这是由于复杂岩性碳酸盐岩油藏具有强非均质性，当油藏部分区域垂向渗透率与水平渗透率之比较大时，可以将其视为纵向水流高速通道，油井在该区域投产后次生底水快速上升。因此，该类油藏布井时应尽量选择垂向渗透率与水平渗透率之比较小的区域，降低含水上升速度。1.2流体物性的影响1.2.1油水粘度比的影响在油藏天然水驱开发过程中，原油粘度会发生变化。油水粘度的改变，对油水相渗影响较大。结合油藏实际流体物性，设计了水相粘度为0.38mPa•s，油水粘度比为5、10、20三组试验方案，分析油水粘度比对开发效果的影响。油水粘度比下采出不同油水粘度比下含水率曲线从三种不同粘度比下采出程度和含水率曲线可以看出，油水粘度比越大，含水率越高，采出程度越低。这是由于油水粘度比较大时，水相容易发生突进，形成水相高渗通道，导致油井过早水淹。1.2.2油水密度比的影响在边水油藏开发过程中，由于油水密度比引起的重力差异作用对水体的锥进会有影响，结合油藏实际流体物性，改变原油密度大小，设计了密度比为0.7，0.8，0.9三组实验，从而研究其对开发效果的影响。不同油水密度比下采出程度不同油水密度比下含水率从三种不同密度比下采出程度和含水率曲线可以看出，在一定范围内，油水密度比越小，即原油密度越小，含水率越低，采出程度越高。这是由于油水密度比较大时，由于重力差异作用，水相容易发生锥进，形成水相高渗通道，导致油井过早水淹。1.3开发技术政策的影响1.1.1采液速度的影响对于强边底水油藏，过高的采液速度会造成次生底水的快速锥进，导致油井见水后产能降低，而过低的采液速度又不能满足开发的经济产量要求。因此，合理的采液速度对于油藏开发来说至关重要。结合油藏单井平均采液速度设计了300m3/d、400m3/d、500m3/d、600m3/d四组采液速度试验进行分析对比。不同采液速度下采出程度不同采液速度下含水率含水率随采出程度变化情况由图可知，井的采液速度越大，含水率越大，对应的采出程度也越大。这是由于采液速度较大时，油藏能量亏空严重，边水更加容易侵入下部高渗砂岩层，次生底水向上锥进的速度也更快。也可看出采液速度越小，含水率上升越慢，达到一定含水率所经历的时间越长，相应的采出程度也越高。因此，实际生产过程中在采液速度不宜过高，避免油井过早水淹。1.1.2避水高度的影响该油藏构造总体为北西-南东走向的断背斜，具有非常强的边底水，高部位井距离边水较远，没有原生底水，而低部位井距离边水较近，部分井存在原生底水。开发时如果采用过大的避水高度会导致油藏下部层位大量剩余油无法采出，而过小的避水高度会导致天然水快速锥进。因此，设计了3组不同避水高度试验方案来研究避水高度对开发效果的影响，如表所示，计算结果如图所示。避水高度试验方案序号高部位井避水高度（m）低部位井避水高度（m）150202202032050不同避水高度下含水率不同避水高度下采出程度不同避水高度下见水时间从三组方案的计算结果可知，当高部位井采用较低避水高度，低部位井采用较高避水高度时，最终含水率最低，采出程度最高。这是由于高部位井距离边水较远，边水推进到中心需要较长时间，采用低避水高度能更好开发下部物性较好的层位；同时低部位井采用高避水高度能有