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陆9井区呼图壁河组油藏双层完井排水采油油层厚度下限研究简介：

陆9井区呼图壁河组油藏双层完井排水采油油层厚度下限研究部分内容预览：

彭得兵唐海吕栋梁韩力²王中武 （1.西南石油大学2.中国石油新疆油田分公司陆梁作业区）

西南石油大学2.中国石油新疆油田分公司陆梁作业区）

摘要底水锥进是导致薄层底水油藏开发效果差的主要原因，双层完井排水采油技术可以解放油层生产潜 力。基于其原理并结合陆梁油田陆9井区呼图壁河组K,hz"油藏的储集层参数，应用油藏数值模拟技术研究了理 想单井下有效排水采油油层厚度下限，研究结果对类似油藏的开发具有一定的指导意义。图5表3参3 关键词薄层底水油藏双层完井排水采油油厚比

陆梁油田陆9井区呼图壁河组K,h2"油藏为构 造幅度低、渗透率高、油水关系复杂的薄层底水油 藏，具有底水分布范围广、油层厚度薄、油水层物性 和连通性好等特点（表1）【1)《信息技术 GBT 26237中定义的生物特征数据交换格式的符合性测试方法 第4部分：指纹图像数据 GBT33842.4-2017》，生产过程中发生的底 水锥进降低了油藏的开发效果。

表1陆9并区呼图整河组K.h，油藏基本参数

双层完并排水采油技术（图1）可以解决这问 题，其原理是：油井同时钻穿含油区和底水层，在油 区、水区分开完井，中间用封隔器隔开，油水界面以 上的原油从环空中采出，油水界面以下的水从油管 中采出。下部水区产生的压降可以平衡上部采油造 成的压降，通过合理优化上、下完井段的排液量，使 油水界面成为一个油水分流面，达到保持油水界面 平稳的目的[2,3]。 基于双层完井排水来油技术的原理，通过对 K,h2"油藏地质特征的认识，建立了相应的理想单 并，研究了油厚比（油层有效厚度与渗透性砂

岩总厚度之比）对排水采油动态的影响。

图1双层完井排水采油技术示意图

油井产液与油厚比关系确定

结合K,h23油藏初期62口井投产3个月的生 产资料，选取有代表性的稳定值，按构造分区进行比 较统计，结果见表2。

由表中数据分析得到油厚比与日产液量之间存 在以下关系：

q;=1.5313b*+2.387b +13. 424 式中： i一油井日产液量，m/d; 6一油厚比，小数； R一相关系数。

基于K,h油藏基本参数（表1），建立一个控制 半径为300m、砂层厚度为10m的裸眼完井单井排水 采油地质。的平面网格步长为5m，垂向网 格步长为1m，网格总数为60×60×10=36000。在网 格块（30,30)设置两口生产井Qip和Q2P，其中Qip开 采油层段.0抽排下部底水。设计7种不同的油凰

2009年10月出版

比：0.2、0.3、0.4、0.5、0.6、0.7和0.8，按上述公式计 算出各自对应的日产液量分别为14.0m²/d、14.3m²/ d、14.6m²/d、15.0m²/d、15.4m/d、15.8m²/d和 16.3m²/d，彼此之间并无太大差别。为方便模拟对 比分析，假定各种油厚比下油层段日产液量均为 15.0m²/d，设计下部排水规模分别为0m²/d、 15.0m/d、30m/d、45m/d和60m/d共35套方案。 模拟生产18年，各方案生产动态指标见表3。

3油厚比对排水采油动态影响

不排水规模和油厚比对上部产油量、含水率、 产油量和采收率影响的动态模拟结果见表3（4

表3排水规模和油厚比对生产动态指标的彩响

个指标随时间的变化关系均以油厚比为0.5的情况 为例）。下面分别对这4个指标进行分析。 （1）排水规模和油厚比对上部产油量的影响 分析模拟结果（图2）可知：①不排水时，产油量 前期迅速下降，之后下降幅度不大；②排水规模一 定，油厚比从0.2增大到0.8，初期产油量迅速增 大；③当排水规模为（30~60）m/d时，对于b≥0.7 的厚油层，初期产油量可增大到15m/d，且油厚比

越大，达到该值所需要的排水量越小；④油厚比一 定，随着排水规模的增大，初期产油量也不断增大。 2）排水规模和油厚比对上部含水率的影响 分析模拟结果（图3）可知：①不排水时，b<0.5 的地层将直接进入中高含水期；b>0.5的地层，其 初期含水率也超过30%；②对于b<0.3的地层而 言，即使排水量达到60m/d，其初期含水率也超过 50%：而对于b>0.6的地层而言，即使排水量为

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15m/d，其初期含水率也低于30%；③当排水规模 一定时，无论油厚比多大，随着生产程度的加深，含 水率都会不断增大。

图2不同排水规模对上部产油影响动态图

图3不同排水规模对上部含水率影响动态图

(3）排水规模和油厚比对下部产油量的影响 分析模拟结果（图4）可知：①根据油水界面不 形成锥进（水锥或油锥）的原则，则下部不应产油。 下部产油意味着排水规模过大，形成了油锥。由表 中数据可知：当油厚比分别为0.8、0.7、0.6、0.5和 0.4时，合理排水量应分别小于15m/d、30m²/d、 30m/d、45m/d和60m²/d，而b<0.4的合理排水 量将大于60m*/d；即油厚比越小，排水规模越大，换 句话说油厚比越大，消锥需要的排水规模就越小；② 对于b>0.7的地层而言，排水规模达到（30~60） m"/d以后，其排水过程实质上演变成了强化采油过 程，从保持地层驱动能量角度考虑，排水规模过大不 利于油藏稳产。 （4）排水规模和油厚比对采收率的影响 分析模拟结果（图5）可知：①不排水时，无论油 厚比多大，其采收率都比较低，仅能达到12.9%~ 22.53%；②排水规模一定，油厚比越大，采收率越 大：油厚比一定，排水规模越大，采收率也越大，且增

长更为显著，即排水规模对采收率的影响程度比油 厚享比对采收率的影响程度要大；③以油藏能够达到 的合理采油速度1.5%为标准，则开发18年的采收 率为27%。根据这一标准，则b>0.4的地层DB12∕T 895-2019 天津地区山皮土填筑路基施工及验收规范，其排 水规模应在15m/d以内，b<0.4的地层，其排水规 模应在30m/d以内。

图4不同排水规模对下部产油广影响动态压

图5不同排水规模对采收率影响动态图

（1）排水只能使油水界面尽可能地保持平稳， 而不能从根本上抑制含水率的上升。 （2）较之油厚比对采收率的影响，排水规模对 其影响更大。 （3）油厚比越小，消锥需要的排水规模越大，对 排水采油泵有一定的要求。故排水规模不应大于 60m/d，则对应的油厚比不应低于0.4。因此，有效 排水采油油层厚度下限为4m（总砂层厚10m）。 (4)对于低幅度、中高渗透、薄层底水油藏的开发 由于底水锥进的影响，不能采用常规方法进行开采。 （5）本文研究的双层完井排水采油技术能够有 效地改善开发效果，对于类似陆梁薄层底水油藏的

由田具有一定的借鉴作月

(8）注水周期(8) 在周期注水初期，裂缝中含水饱和度与基质含 水饱和度的差别大，毛管力高，渗吸量大，停注期间 达到渗吸平衡点的时间短；随间歇次数的增加，渗吸 量逐渐减小，停注期间达到渗吸平衡点的时间逐渐 延长。因此，对于裂缝性砂岩油藏，随开发时间的延 长，注水和停注周期应逐渐延长。

(1)周期注水提高采收率机理：宏观上通过周 期性地注水方式，在油层中建立不稳定的压力降，使 流体在地层中不断地重新分布，使由于非均质造成 原来注入水未波及到的低渗透层和部位启动；微观 上促进毛管渗吸作用，使水将油从微细孔隙中驱替 出来，提高注人水波及系数和洗油效率，从而改善非 均质、微裂缝低透透油藏水驱油效果。 (2)改向注水提高采收率机理：改变层内流体 的液流方向，提高波及效率。 （3）影响不稳定注水效果的主要因素是油层岩 石的润湿性、储层非均质性、油层内部水动力连通 性、地层原油粘度、各小层的不连通程度、水滞留系 数、周期注水时机、注水周期等八方面因素。 4）针对特低渗透油田开发的实际情况，建议

2009年10月出版

将具体油藏地质资料、生产动态结合起来《光伏发电系统接入配电网技术规定 GB/T 29319-2012》，通过示踪 剂、开发地震的方法研究剩余油分布规律，确定不稳 定注水的注水参数（周期数、总注水量、周期方式、 注水量以及注水压力等）。