油藏工程课件 2.3底水锥进.ppt

1、第三节 底水锥进,在许多油田的开发实践中，气水锥进是一个严重的问题，它的出现将使产油量显著下降。所以，控制或至少延缓气水锥进是十分重要的。 在有底水的油藏中，油藏开采以前，水位于油层的下部，油位于油层的上部。如果在含油部分钻一口生产井进行采油以后，打开层段下面将形成半球状的势分布，如下图所示。,由于垂向势梯度 的影响，油水接触面就会发生变形，在沿井轴方向势梯度达到最大，其接触面变形也最大。因而，此时的接触面形成喇叭状，这种现象即为底水锥进。,机理 势梯度不同，流体向井流动快慢不同，形成水锥形状不同。 锥体的上升速度取决于该点处势梯度 值的大小以及该处岩石的垂向渗透率Kz 锥体的上升高度取决于由

2、水油密度差 引起的重力与垂向压力梯度的平衡,油井的产量小于临界产量，将形成某一稳定的锥状体，其顶部不再向上扩展。因此只要油井的产量qo小于临界产量qocrit生产，底水的锥状体就是稳定的。,油井产量qo超过临界产量qocrit时，油水的接触面将不断上升，水锥体变得不稳定，并一直上升窜入井底，随之油井开始产水，含水不断上升。因此，临界产量可定义为无底水产出时的最高产量。,稳定水锥,不稳定水锥,开采底水油藏，必须考虑： 无水采油期的临界产量qocrit Qo qocrit时见水时间及fw随时间的变化,油藏工程上常用的方法有：优化射孔、临界产量与临界压差的控制；采用水平井方案开发底水油层；开发中后期

3、加密井调整技术。,通过控制油井产量，但从经济角度考虑一般不合适； 优化射孔方案一般在新井投产时进行设计； 采用水平井开发方案在初期取得较好的开发效果，但随着水脊的形成，含水也要上升； 井网层系调整。,目前控制底水锥进主要技术措施,采油工艺上主要技术措施：打人工隔板以阻挡底水技术。,为提高注入水的水驱效率而建立水井隔板，根据堵剂在地层中不同位置所承受的压差不同，采用强度不同的堵剂段塞和多轮次注入方式来达到扩大隔板范围的目的。,控制底水工艺的发展趋势：研究开发既能保证油井产量，又能控制或减缓底水锥进的有效方法。使用采水消锥与凝胶隔板相结合的工艺，可积极地控制底水锥进，又能保证油井产量，是底水锥进控

4、制措施的发展方向。,一、临界产量的计算,形成稳定水锥时，水锥体中的水是不流动的，则锥体表面 以下,当So=Sor时，Pc=0，故水锥体内部Po=Pw=P,根据势的定义,油水界面处的势与r=re处油相中的势相同,水锥体顶部油相中的势,定义无因次势,无因次高度,令,作图法确定水锥体的临界高度，绘制 曲线，过(1,0)点作切线 切点处为,若已知泄油区外边缘的势梯度及岩石径向渗透率Kr，则临界产量：,函数(rDe,bD)值由Chierici等人绘成图版,该图版的使用范围为,函数(rDe,bD)可用回归公式表示：,用SI制单位表示为：,qocrit临界产油量，m3/d ho地层中含油部分的高度，m； k

5、r油藏岩石在径向上的渗透率，10-3m2； kz油藏岩石在垂向上的渗透率，10-3m2； Bo原油体积系数，m3/m3； re油井泄油半径，m,二、预测底水锥进时间,在底水油田开发初期，如果以临界产量生产，产油量很低，以至于不会产生好的经济效益，因此往往采用高于临界产量生产，那么随之而来的时水锥体不断上升，最终窜入油井。 此时，须估计 水锥突破时间 突破后含水率的变化,定义无因次水锥高度HDv:,无因次时间tD:,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：,时，水锥突破井底，可计算(tD)BT，由定义计算突破时间tBT,1.水锥突破时间,2.突破后油井含水,以数

6、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：,设地层均质，随油井生产ho、hw变化，qw/qo也变化，特征含水率：,2.4 面积注水开发指标计算,1 精确解,2 近似解,1) 精确解,油水粘度相同，刚性驱替。,直线排状注水系统,a,d,利用上式可以计算当初始注水和含水100%时的注水量，即产量。,交错排状注水系统,五点井网,反七点井网,反九点井网,角井,边井,2.4 面积注水开发指标计算,1 精确解,2 近似解,考虑油水粘度比的影响和活塞性,第五节 剩余油饱和度及其可流动性,背景： 实践表明，当油井完全水淹，仍有相当量的原油剩余在储层中

7、，孤东二、三区含水94%时，采出程度仅20%左右。剩余在地层中的原油称为剩余油。研究剩余油饱和度的影响因素，有利于揭示提高采收率的机理，便于采用EOR或水动力学方法改善油田开发效果。,一、微观驱替效率,注水微观驱替效率ED：从注入水波及的孔隙体积中采出的油量与被注入水波及的地质储量之比。,当油的体积系数不变，即Boi=Bo时,当被水波及的孔隙体积中含油饱和度降至残余油饱和度Sor时,即为最大驱油效率,此时水驱采出油量,采出程度,Vpw:注入水波及范围的孔隙体积,EV:波及系数,二、影响剩余油饱和度大小的因素,研究表明，剩余油饱和度大小与油水粘滞力和毛管力大小有关，改变驱替速度、界面张力、水的粘

8、度都可以影响剩余油饱和度大小。(对非均质地层则不尽相同)。 根据实验结果和量纲分析，剩余油饱和度是粘滞力同毛管力之比的无量纲数组的函数。,见水时饱和度与毛管数的关系,v一隙间速度，即u/，m/s ; w水的粘度，mPa.s； o-w一油与驱替流体的界面张力，10-3N/m； 接触角。,Nca反映了粘滞力和毛管力,比值增加So变小；Pc小则毛管半径大，油易通过；F大，则驱替速度高，So小,修正的毛管数，以 代替v，并增加粘度比修正。,当修正后的毛管数较小时（如小于10-6），剩余油饱和度变化不大，这是一个以毛管力为主的驱替区域。 拐点表示了以毛管力为主过渡到以粘滞力为主。过渡带出现在Ncam值1

9、0-410-5范围内。,建立剩余油饱和度同粘滞力与毛管力之比的相关关系，有利于正确判断在何种条件下剩余油饱和度（采收率）与注水速度无关，以及确定水驱后剩余油饱和度的最终采收率。,三、剩余油的可流动性,剩余油被油水之间的界面张力限制在多孔介质中，理论上可以通过增加粘滞力或降低油滴界面张力将油滴驱出。 研究改变毛细管数的大小能否降低Sor,Nca*以达西速度求得的毛细管数Nca*=Nca；u达西渗流速度。,当Nca*10-5时，剩余油不可流动；当Nca*10-5时，剩余油可流动性随着毛细管数的增加而迅速增加。当l0-7 Nca* 10-5时，连续油和不连续油的可流动性与毛细管数的相关关系是不同的。

10、,第六节 改善注水开发效果的水动力学方法简介,以改变油层中的流场来实现油田调整的方法称为水动力学方法。它的主要作用是提高注水的波及系数，提高驱油效率的作用较小。,不稳定注水(transient water flooding),在油田开发过程中，提高油井产量和整个油田的采收率始终是我们最关心的问题。 在注水开采的情况下，它取决于两个因素：注入水的波及系数和驱替效率。 为了提高水驱效率，目前主要从两个方面入手： 一个是改进注水开发方式； 另一个是应用物理化学的三次采油方法。后者应用复杂、价格昂贵，最大的缺点是对地下的油层造成污染；与后者相比，前者，简便易行、投资少、风险小、 经济效益显著、易于大规

11、模推广。,典型的水动力学调整方法包括：不稳定注水，改变液流方向，调剖堵水，转变注水方式，增大生产压差选择性注水等。其中，不稳定注水是一种高效可行的方法。,不稳定注水的最大的优点： 不管注普通的水还是注加有化学剂的水，在原有的注水开发系统的基础上改变注水方式就可以实施，不用增加大量基本建设的投资。 常规注水最为不利的因素储层的非均质性，对不稳定注水在某种程度上来说正是其增产的一个有利因素。 实践表明，不稳定注水是一种可以广泛应用的改善注水效果的方法，几乎对所有注水开发的油田都有或大或小的效果。 缺点：即延长了油田的开采时间。针对我国油田的实际情况，在当前深入全面的研究不稳定注水很有现实意义。,不

12、稳定注水驱油机理：,不稳定注水是通过不同频率和幅度改变注水压力(或注水量)与改变注水井工作制度和液流方向相结合，在地层中造成不稳定的压力降，在高渗透层与低渗透层之间以及同一层的高渗透部位与低渗透部位之间的波动压差作用下，使各小层中的液体重新分布，并使注入水在层间压差的作用下发生层间渗流，促进毛管渗吸作用，提高了注入水在地层中的波及系数，使原来未被水波及到的低渗储层投入开发，从而改善了油藏的水驱油效果。不稳定注水可以看成是周期注水与改向注水相结合的一种技术手段。,周期注水的实质是有规律地注水（增注）、停注（减注），在油井与注水井之间造成周期性变化的不稳定压力场。它与常规注水最大的区别在于周期注水

13、采用的是不稳定的注水方式，在地层中形成不稳定的压力分布，如果时机把握好，不稳定的压力扰动将促使注入水进入常规注水难以进入的小孔道和低渗带 ，增大注入水的波及体积，从而提高水驱油效果。,改向注水提高油藏采收率的工作原理是通过改变注入水在油层中原来稳定注水时形成的固定的水流方向，把高含油饱和度区的原油驱出，或在微观上改变渗流方向相渗透率的变化来提高可动油饱和度，最终达到改善水驱油效果的目的，其主要有两种方法，即改变供油方向和改变水流方向。对一个稳定的注采系统，在注水井与油井连线的主流线上严重水淹，油井之间形成滞流区。当实施不稳定注水，滞流区内剩余油将得到动用，改善了水驱效果。,在油藏水驱过程中存在

14、的基本作用力有：驱替力、毛管力和重力，不稳定注水时又增加了弹性力。目前对不稳定注水的机理解释为强化了毛管力和弹性力的作用，它们表现为毛管渗吸作用和在弹性方式下压力周期涨落时的窜流作用。,不稳定注水影响因素分析,.地层参数对不稳定注水的影响,.储层非均质性对不稳定注水的影响,储层非均质性具有实际意义。因为液体选择渗透性好的小层渗流，常规注水时，当开发层系的非均质程度增加时，注入水波及油层的范围和原油的采收率将急剧下降。 在严重非均质的储层中，注入水沿高渗小层和层带快速突入油井，而在低渗透率小层和层带留下未被驱替到的原油。根据有关统计资料显示，这样的小层、区段和层带可能达到油层原始含油体积的50%

15、以上。 各小层渗透率之间的差别越大，储层的非均质程度越高，驱替前缘就越不均衡，水驱油的效果就越差。而不稳定注水的主要特点就是利用储层的非均质性，通过周期性的提高和降低注入压力，在油层内部产生不稳定的压力降，使原先注入水未波及到的低渗透小层投入开发，从而创造了均衡驱替前缘，提高了注入水波及系数，改善开发效果。,.连通程度对不稳定注水的影响,一般建立的不稳定注水模型，都是在假设，各小层之间沿其整个接触面存在理想的水动力连通性的条件下进行的。然而，实际油层通常都是由中间夹有泥岩、粉砂岩和致密石灰岩等不渗透性薄层的不同渗透率小层组成的储油层。显然，当在油层中建立不稳定压力场时，水动力交渗流动只能通过岩

16、性窗，即各小层的水动力连通地带来实现。,小层的水动力连通程度用参数垂向连通系数来表示，它代表各小层渗透接触面积与油层整个面积的比例关系。显然，当时，各小层在所研究的面积上是完全接触的，产生交渗流动的条件最优越。当时，情况最差，在各小层之间不可能产生交渗流动。随着油层垂向连通程度的增加，采收率提高幅度增加，不稳定注水效果变好。层间连通程度越大不稳定注水效果越好，在连通程度50%时效果好；不稳定注水的效果随储层中不渗透隔层分布范围的扩大而减小。,.油水粘度比对不稳定注水的影响,油水粘度的差异在一定程度上决定了注水开发过程的最终采收率和经济效益。 在常规的稳定注水过程中，随着油水粘度比的增加，油水流度比增大，水驱前缘就越不规则，非活塞性就越严重，从而增大了