石油工程毕业设计（论文）-底水油藏水平井水淹规律研究.doc

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1、VI 中国石油大学（华东）现代远程教育 毕业设计（论文） 题 目：底水油藏水平井水淹规律研究 学习中心： 冀东油田学习中心 年级专业： 网络 09 春 石油工程（采油） 学生姓名： 学 号： 指导教师： 职 称： 工程师 导师单位： 冀东油田 中国石油大学 （华东 ）远程与继续教育学院 论文完成时间： 2010 年 12 月 16 日 VI 摘 要 通过大量调研国内外底水油藏水平井水淹规律的相关文献，对底水油藏水平井水 淹规律有比较全面的介绍。首先介绍了底水油藏水淹的一般模式：点状见水局部水淹、 点状见水整体水淹和线状见水整体水淹。再分析了水淹动态的影响因素及影响因素的 综合评价，通过数值模拟

2、方法研究三种水淹模式下的水淹规律，通过物理模型方法研 究水平井长度和地层非均质性对水淹动态的影响。利用特征线方法，对描述两相流体 二维渗流的拟线性双曲型编微分方程进行了全面的求解,给出了水锥的形成和发展以及 水平井水淹的全过程，并预测见水时间。通过介绍水平井水脊的产生机理、形成和发 展来描述底水水淹过程，通过物理模拟，研究见水时间和采出程度随含水率的变化。 利用虚拟前缘的方法计算水淹过程中含水率的变化。最后针对井底水锥进问题，简单 提出延缓底水油藏水平井底水锥进有关技术：采水控锥、人工隔层、堵水方法和压锥 方法。 关键词：底水油藏 水平井 水淹规律 水淹过程 抑锥 VI 目录目录 第 1 章

3、前言 .1 第 2 章 选题背景 .2 2.1 课题的阐述 .2 2.2 课题的研究背景 .3 第 3 章 水淹机理定性研究 .5 3.1 水淹模式 .5 3.2 水淹动态的影响因素 .6 3.3 数值模拟研究 11 3.4 物理模型研究 13 第 4 章 水淹动态定量分析 19 4.1 数学模型 19 4.2 算例与分析 21 4.3 水平井见水后含水率的计算 30 第 5 章 控水抑锥 33 5.1 人工隔层 33 5.2 采水控锥 34 5.3 其它控锥方法 35 第 6 章 总结 37 参考文献 .38 致谢 .40 附录 .41 - 1 - 第第 1 1 章章 前前 言言 我国在陆上

4、和海上都发现了许多底水油藏并投入开发，早期一般都是采用直井开 采。由于直井完井段和油层接触面积较小，在井底附近原油流动的生产压耗大，因此， 极易出现水脊进的物理现象使产油量显著下降。 为了控水稳油，抑制水锥，人们发现水平井相对于直井而言，生产压差小，能有 效地控制水锥的上升速度，从而降低了油井的含水，能对油藏进行最有效的波及。故 该技术被认为是迄今为止改善孔隙性底水油藏开发效果的最有效方法之一，并在底水 油藏开采中得到广泛的应用。但是随着生产时间的推移，底水沿着高渗透层段或裂缝 侵入导致水平井出水、甚至关井。油田生产单位急需要弄清楚底水油藏水平井出水的 方式、储水机理、水淹过程、控水抑锥和堵水

5、的方法。 对于水平井水淹规律的研究，前人主要从数值模拟、物理模型和数学模型三个方 面入手，研究了底水油藏水平井的地下渗流机理，水淹模式，水淹动态及其影响因素， 水淹过程的描述以及关于水淹规律的各种计算。对于水淹后的压锥堵水问题也有研究。 但对水淹规律的认识现在仍在探讨之中，许多问题仍待解决。 本文所关注的重点是孔隙性底水油藏的水平井水淹规律。进行研究的手段也主要 是数学模型，至于数值模拟和物理模型，本文只引用其重要的结论，不作试验和模拟。 因此，本文可以为底水油藏水平井开发指导提供定性的依据，具有一定的参考价值。 - 2 - 第第 2 2 章章 选题背景选题背景 2.12.1 课题的阐述课题的

6、阐述 其目的在于在前人的基础上，通过调研国内外底水油藏水平井水淹规律研究现状， 总结底水油藏水平井水淹规律和研究方法，简要地描述水淹过程，并提出延缓底水油 藏水平井底水锥进有关技术。 底水油藏包括孔隙性底水油藏和裂缝性底水油藏，本文主要讨论孔隙性底水油藏。 由于砂岩孔隙性底水油藏渗透性好，油藏动用情况较好，总体开发效果往往好于其他 依靠天然能量开采的油藏，但因采油速度一般较高，油田含水上升率也比较快。虽然 现在水平井已大部分取代直井开采底水油藏，抑锥效果明显，产油量和采收率明显上 升，但是随着生产时间的推移，底水沿着高渗透层段或裂缝侵入导致水平井出水、甚 至关井,已是目前水平井开采的难题之一。

7、目前,中国石油塔里木油田分公司 190 口水平 井中,因高含水而关井 17 口，含水率大于 90%的达 20 口，轮南、塔中等油田水平井平 均含水率超过 70%，冀东油田的 113 口水平井平均含水率也达 80%以上。油田生产单 位急需要弄清楚底水油藏水平井出水的方式、储水机理、水淹过程、控水抑锥和堵水 的方法。 因此，加强对底水油藏水平井水淹规律的研究显得尤为重要。本课题主要从以下 几个方面入手，剖析底水油藏水平井水淹规律： 首先，调研国内外底水油藏水平井水淹规律研究现状。搜集相关资料，掌握当前 水平井出水类型划分、出水机理研究方法、出水机理认识结果、水淹模式、控水措施 和抑制水锥的方法。将

8、内容先按标题级分类，再按章节内容分类。以便了解各个小块 领域的研究现状。 其次，底水油藏水平井水淹规律研究方法、结果及评价。在深入了解当前人们对 底水油藏水平井水淹规律研究方法的基础上，结合实例，对该方法进行测试和评价。 目前，人们对于水淹规律的研究方法主要是：数学模型、物理模型和数值模拟。其中， 数值模拟方法尤为普遍，但不是本文研究的重点。本文研究路线是依靠数学模型作为 主要研究手段，物理模型和数值模拟为辅助验证手段。 再次，底水油藏水平井水淹过程描述。分析水淹动态影响因素，结合油田实际生 - 3 - 产资料，描述底水油藏水平井水淹过程。底水脊进现在分为点状、线状和曲面状形式。 而各种形式的

9、判断，要根据油藏的地质和原油的特质，及水平井的地下位置来分析。 最后，针对延缓底水油藏水平井底水锥进的技术研究。提出定性的指导意见。 2.22.2 课题的研究背景课题的研究背景 20 世纪 60 年代至 80 年代，国外就有人先后提出临界产量公式，但实践已经证明， 这一产量通常太低，远低于经济可行范围。随后，又有人对临界产量或临界压差进行 进一步研究和改进。 20 世纪 90 年代，郭大立在不变流线的假定下，利用特征线方法,对描述两相流体 二维渗流的拟线性双曲型编微分方程进行了全面的求解，通过实例计算,给出了水锥的 形成和发展以及水平井水淹的全过程，得出了水平井见水时间公式。喻高明利用数值 模

10、拟方法研究分析了各种影响因素对砂岩底水油藏开采效果的影响。研究表明：影响 底水锥进的主要因素有采油速度、垂直水平渗透率比、油水流度比、夹层等；砂岩底 水油藏底水锥进一般以平托为主。俞启泰等进行了纹层级非均质储层水淹规律的数值 模拟研究，利用专家知识建立了具有普遍意义的纹层级微沉积相模型。研究了油层韵 律性(正韵律、反韵律)、层理类型(水平层理、斜层理、交错层理)、原油粘度、垂直渗 透率与水平渗透率比值、渗透率、渗透率级差、毛管压力对水淹规律和剩余油分布的 影响。Boardman 建立黑油模型来模拟油藏。其中的静态岩石物性参数和含水饱和度通 过地理统计模型给出，在模拟中考虑了渗透率、各向异性、压

11、缩性等对开采的影响1。 2000 年至今，陈明利用镜像反映及势函数的叠加原理，在获得底水油藏中任意一 点的势函数后，得到了底水油藏中水平井底势差和水平井的产量方程，由此研究影响 水平井产量、临界产量及见水时间的因素，通过研究获得了底水油藏中水平井的合理 位置。才博对底水油藏水平井产能及脊进机理进行了分析。侯君对水脊高度进行计算。 时宇等应用 Newman 乘积原理，在求得底水油藏点源势函数的基础上，将水平井由点 源组成的线源，利用数值积分，建立了水平井势函数计算公式并对水锥研究。周代余 用数值模拟方法研究底水油藏水平井水淹动态和水淹模式。在此基础上，姜汉桥等进 一步研究了底水油藏水平井水淹规律

12、。王青等、邓玄等对底水油藏水平井采水抑锥方 法进行研究。余华杰等提出用氮气泡沫压水脊。后来，王嘉淮等对水平井出水机理研 - 4 - 究进展做了较全面的介绍。 对底水油藏水平井水淹规律的研究，经过许多石油工作者的探索，逐渐形成了较 为成熟的理论和方法。但是，这些研究的成果由于固有的缺点而远不能满足生产实际 的需要，并且，许多观点仍在讨论之中。因此，今后的发展趋势仍为研究水平井出水 机理研究方式、出水机理的认识、水淹模式的研究、控水措施和抑制水锥的新方法。 进而，在认清水平井出水机理基础上，解决水平井找水、堵水问题，找到高效的堵水 方式。优选堵水时机，并分析适合采水控锥的底水油藏条件。现在对裂缝性

13、底水油藏 水平井开采规律的研究较少。将来将对裂缝性底水油藏水平井的地质设计、完井设计、 生产参数设计和出水堵水机理做更深入的研究。 - 5 - 第第 3 章章 水淹机理定性研究水淹机理定性研究 3.13.1 水淹模式水淹模式 对于水淹模式，周代余等以塔里木油田 TZ402C油组水平井为例，根据其生产动 态和历史拟合数值模拟，分析了水平井水淹动态特征差异及其影响因素，提出了塔里 木油田底水油藏水平井的 3 种水淹模式2，即线状见水整体水淹模式、点状见水整体水 淹模式和点状见水局部水淹模式（如图 3-1），其中 A、B 点分别代表跟端和趾端。 线状见水整体水淹 点状见水整体水淹 点状见水局部水淹

14、图 3-1 底水油藏水平井水淹模式示意图 3.1.13.1.1 线状见水整体水淹线状见水整体水淹 此种模式符合储层物性较好、油水粘度比低、生产压差小的底水油藏水平井，即 底水均匀向水平段推进，没有底水脊进，底水波及范围大，无水期和无水期累积产油 量大，开发效果好。随着水平段轨迹变化，该水淹模式下水平井低含水期水淹动态表 现出差异：水平段轨迹相对平缓时，水平井一旦见水就意味着水平段不同位置几乎 同时见水，水淹动态曲线上表现为见水后含水率上升快，很快进入高含水期；水平 段轨迹起伏较大时，由于底水均匀抬升到水平段最低位置突破见水，直到底水抬升到 最高位置时整个水平段才完全见水，因此见水后含水率上升相

15、对缓慢，存在低含水期， 但低含水期相对较短，低含水期累积产油量较小。 3.1.23.1.2 点状见水整体水淹点状见水整体水淹 - 6 - 储层非均质较强、油水粘度比低、生产压差小的底水油藏水平井符合点状见水整 体水淹模式，即受非均质性影响，产生底水脊进，水平段局部位置底水突破，见水时 间提前,无水期开发效果受到影响。但是，由于在总体上油藏物性和流体性质相对较好， 见水后底水波及范围逐渐扩大，直到水平段完全水淹。该水淹模式下水平井见水后含 水上升速度相对缓慢，低含水期长，低含水期累积产油量大。 3.1.33.1.3 点状见水局部水淹点状见水局部水淹 若储层非均质性强、油水粘度比高、生产压差较大,

16、符合点状见水局部水淹模式。 水平井底水脊进严重，底水过早局部突破，波及范围小，无水期开发效果差。由于储 层非均质性严重和流体性质差等影响，原油渗流阻力大，见水后底水不能有效扩大波 及范围，导致水平段局部水淹，剩余油分布潜力大，整体开发效果较差。由于线状见 水整体水淹水平井的无水期长，见水后保持合理工作制度可以取得较好的开发效果； 油藏中剩余油分布潜力很小，不需要考虑后期工艺问题(如堵水、压裂酸化等)，故不推 荐有利于后期工艺的射孔完井。 点状见水局部水淹模式水平井整体开发效果不甚理想，油藏中剩余油分布范围较 大，是开发中后期采取措施工艺（如堵水、压裂酸化改造产液剖面等）挖潜剩余油的 重点选井对

17、象，因此应推荐有利于措施工艺的射孔完井。 3.23.2 水淹动态的影响因素水淹动态的影响因素 3.2.13.2.1 影响水平井水淹动态的单因素影响水平井水淹动态的单因素 郑俊德等3通过数值模拟研究了影响水平井水淹动态的因素，认为影响水平井开发 效果和生产动态的因素很多，如油藏大小、储层物性、流体性质、水平段参数、产量 和夹层分布等。本着从简到繁的原则，首先对各个单因素进行敏感性分析，然后对这 些影响因素进行综合评价。 （1）油藏大小对水平井开发效果的影响 油藏大小主要考虑了油藏长度、宽度及油层厚度等因素的变化，即相当于水平井控 制储量的不同。模拟结果表明，油藏开发效果与油层长度、油藏宽度和油藏

18、厚度几乎 成正比关系，即单井控制储量越大，则水平井的开采效果越好，但并不是油藏越大越 好。从数值模拟计算结果看，当油藏厚度一定，油藏的长、宽超过水平段长度的 4 倍 - 7 - 以后，水平井开发效果改善程度有所减缓。因此。在设计一个油田开发方案时，一定 要根据油藏的实际情况，采用合理井距。从数模结果来看，水平井井距不宜超过水平 段长度的 4 倍。油层厚度是影响水平井开采的一个较敏感的因素，当油层厚度增大时， 开采效果明显变好，这也说明一定的避水高度是保证水平井取得好的开发效果的必要 条件。就来水脊进而言，油藏越短、越窄、越薄，则水平井初期和含水率 95%时的水 脊现象越明显。 （2）渗透率对水

19、平井开发效果的影响 渗透率大小对水平井开发效果产生很大影响。研究表明，以某水平渗透率为基础， 当无因次水平渗透率在某一范围时，累积产量相对较高；当无因次水平渗透率小于或 大于某一范围时，开发效果逐渐变差。因此，存在无因次水平渗透率最优值。此外,垂 向渗透率与水平渗透之比在 0.05 以上时，计算表明，见水提前，开发效果改善不明显； 在 0.05 以下时，油藏将表现为层状油藏，底水作用减弱，无水期将大大延长，预测期 末累积产量迅速增大。水平渗透率及垂向渗透率越大，水平井初期和含水率 95%时水 突进越明显。时宇等4计算证实，垂向渗透率与水平渗透之比越大，见水时间提前；垂 向渗透率越大，为底水提供

20、了更佳的流动通道，同时也原油更容易流向井底，从而见 水时间下降，采油指数上升。如示意图 3-2，横坐标是水平渗透率的变化倍数，纵坐标 是累积产油量（单位：104m3）。 图 3-2 水平渗透率的变化对水平井开发效果的影响 （3）夹层对水平井开发效果的影响 - 8 - 根据吴俊德等的研究结果，只要水平段下方存在夹层，都能不同程度地起到控制 底水锥进的作用，而且夹层面积越大则开发效果越好。当夹层大小一定时，夹层在垂 向上的位置也是影响底水锥进的重要因素（如图 3）。当面积相同而垂向位置不同时， 油层中夹层位置向上越靠近水平段，则开发效果越好；当夹层靠近油水界面时，在底 水向上抬升并达到夹层高度后，

21、底水会绕过夹层继续向井底推进；而当夹层位置较高 时，底水绕过夹层的时间将明显滞后，从而延长水平井的无水采油期和低含水期。虽 然从计算结果看，夹层越靠近水平段效果越好，但考虑到钻井的风险，水平段与夹层 之间应该保留一段距离。如示意图 3-3，横坐标是夹层与水面的距离，纵坐标是累计产 油量（单位：104m3）。 图 3-3 夹层位置对水平井开发效果的影响 （4）水体大小对水平井开发效果的影响 当水体大小超过油藏体积的某一倍数时，开发效果显著变差。对于排式注水开发后 的油藏，在某一产液大小情况下，底水越活跃水体越大，则水平井开发效果相对也越 差。 底水油藏水平井生产的供液方向可分解成平面和纵向两个方

22、向。当底水十分活跃时， 底部水体能量大，流体补给充足，这样将抑制平面上流体流入井底。即平面上原油动 用程度低，而底水很快突破进入井底，使得开发效果变差。因此在实际生产过程中， 对于具有大底水的油藏，水平段应靠近油层中上部，同时一定要合理地控制生产压差， 以减缓底水锥进。 （5）油水粘度比对水平井开发效果的影响 - 9 - 流体性质对水平井生产动态和开发效果产生重要影响。油水粘度比越小，水驱油越 接近活塞驱替，发生指进的可能性越小，基本上没有明显的底水脊进现象,底水界面将 均匀抬升，因此底水波及范围增大，驱油效率也高。反之，油水粘度比越大，非活塞 驱替越明显，发生指进的可能性越大，底水脊进现象就

23、越明显。 （6）水平段长度对水平井开发效果的影响 在进行水平井设计时，水平段长度是重要的参数，为此设计了不同方案，研究了不 同水平段长度的敏感性。吴俊德等和才博都认为，水平段越长，则水平井的开发效果 越好。当水平段长度下降到一定程度时，开发效果甚至不如直井。因此，为了提高水 平井的开采效果，水平段长度设计不宜太短。另一方面，吴俊德等又指出水平段过长 也不可避免地出现井筒摩擦阻力损失的问题。国内外文献表明，由于井筒摩擦阻力的 影响，水平段太长将抑制水平段末端的生产，尽管从模拟结果看，井筒摩擦阻力影响 并不明显，但是从经济或井筒水动力学角度考虑，对于一个实际油藏总是存在一个最 佳的水平段长度。 （

24、7）避水高度对水平井开发效果的影响 为防止水平井过早见水，水平段应该有一个合理的避水高度（与油水界面的距离）。 研究发现：水平段位置距离底水越远,开发效果越好；水平段越靠近油藏顶部，对 开发效果的影响逐渐减弱，尤其是避水高度大于 0.7h0（油层有效厚度）后对开发效果 的影响很小。对于实际油藏，考虑到钻井风险（如避免进入泥岩等），水平段距离油 水界面 0.7 到 0.9h0比较合适（如图 4）。 这与刘振宇等5的计算结果（水平段距离油水界面 0.7h0）、吕爱民等6（底水油 藏水平井的最优垂向位置 0.8 到 0.9h0）相似。刘振宇等通过计算认为水平井有自身的 最佳井位（水平井的井筒到原始油

25、水界面的距离）。无因次井位与临界无因次产量有 某种关系，当临界无因次产量为最大值时，说明该井位为最佳井位。水平井在纵向上 的最佳位置为油层顶部与原始油水界面距离的 0.7 倍高度，此时水平井的临界产量最大。 吕爱民等综合考虑临界产量和见水时间指标，水平井距油水界面的距离为油藏总含油 厚度的 80%-90%合适。如图 3-4，横坐标是水平段避水高度，纵坐标是累积产油量 （单位：104m3）。 - 10 - 图 3-4 水平段避水高度对水平井开发效果的影响 (8）水平段轨迹对水平井开发效果的影响 水平段轨迹对水平井见水时间和无水期开发效果也将产生一定的影响，研究表明， 水平井整体开发效果与水平段等

26、效避水高度(水平段各点算术加权避水高度)有关，即避 水高度越大开发效果越好。另外，不同的水平段轨迹对初期的开发效果影响明显，对 后期的影响逐渐减弱。在相同的累积产量下，正常水平段、水平段下倾、水平段下凹 和水平段下倾和下移等四种情况的含水率比较，含水率由小到大的情况排列是：正常 水平段、水平段下倾、水平段下凹、水平段下倾和下移。因此在实际操作中合理优化 水平段轨迹可以改善开发效果，提高开发效益。 （9）产量对水平井开发效果的影响 对于直井水驱开发后的油藏，合理的产量(或生产压差)是保持水平井高产稳产和实 现较好开发效益的关键因素。直井水驱开发后油藏的产液量越大，则水平井的最终产 油量也越大。但

27、当产液量较大时，含水率变化比较接近。即投产初期控制水平井的产 液量有利于提高无水采油量，而开发后期提高液量则有利于提高最终采收率。 3.2.23.2.2 单因素敏感分析和综合评价单因素敏感分析和综合评价 在实际生产中，多种因素对水平井的影响是综合作用的结果，因此有必要对各个因 素的影响进行综合对比评价。郑俊德等以无水期累积产油量和计算期末累积产油量(即 单井可采储量)为目标函数，定性分析了各因素对水平井开发效果的影响，通过列表分 析可以得到： （1）产液量与无水期累积产油量之间为负相关，即产液量越大则无水期累积产油 - 11 - 量越小；而产液量与计算期末累积产油量之间为正相关，即产液量越大则

28、计算期末累 积产油量也越大。这一变化表明，水平井投产初期控制产液量有利于提高无水产油量， 而高含水后期提高产液量则有利于提高最终采收率。 （2）避水高度、水平段长度和油藏厚度与无水期累积产油量和计算期末累积产油 量均为正相关。这表明在任何开发阶段，这 3 个参数越大则水平井的开发效果也越好， 但就影响效果而言，这 3 个参数对无水期的开发效果影响比中后期更大。 （3）水体大小与无水期累积产油量和计算期末产油量均为负相关，即在任何开发 阶段，这一参数越大则水平井的开发效果也越差，水体大小对计算期末累积产油量的 影响更大。 （4）油水粘度比与无水期累积产油量和计算期末累积产油量均为负相关，即在任

29、何开发阶段，这一参数越大则水平井开发效果也越差，油水粘度比对无水期开发效果 的影响大于对整个水平井开发历史的影响。 3.33.3 数值模拟研究数值模拟研究 戴彩丽等7人通过南海涠洲 11-4 油田 C4 水平井生产状况，分析了薄层水平井的出 水基本原因：油层厚度薄，油井水平段最低处距油水界面仅 3.19 m；采油速度高， 生产压差大；油层底部无致密层；油层纵向不均质。 姜汉桥等8对底水驱油藏水平井水淹规律研究主要在 3 个方面进行，首先是点状见 水水淹规律研究，在研究过程中，考虑了高渗条带位置(跟部或趾部)的影响；然后是多 点见水水淹规律的研究，主要研究多个高渗条带的影响；最后研究的是线状见水

30、水淹 规律。在水淹规律研究中，进行不同水淹规律判别分析所选用的可量化参数为含水变 化率（含水率的导数） 、水油比导数（产水量与产油量之比对时间的导数）和油井见水 时间，不可量化、但能进一步对水淹规律进行分析的参数为段产水分布和剩余油分布。 本文对其研究内容进行总结如下，为便于理解，引用其数值模拟结果图，此图仅用作 定性分析，研究曲线趋势反应的问题，不关心其坐标值。 （1）点状水淹规律 对于跟部单点状见水，含变化率和水油比导数相对于时间曲线相对光滑，只出现 - 12 - 2 个明显见水点，在或含水率导数与时间曲线上反映为 2 个峰值。如图 3-5、3-6，蓝色 曲线代表根部见水，红色曲线代表中部

31、见水。第 1 个峰值代表水平井高渗条带首先见 水，第 2 个峰值代表水平井段全部见水。对于根部单点状见水，高渗带在根部首先见 水，此时，因此含水率导数出现峰值。随着时间推移，水平段见水范围扩大，当全井 见水时，单位时间内油井含水量必然是极值。同理水油比导数与时间曲线也出现 2 个 峰值。 对于中部单点状见水，含水变化率和水油比导数曲线出现 3 个明显见水点；从水 平井段产水分布图得出峰值变化规律为：对于中部突进的情况存在 3 个峰值，第 1 个 峰值代表中部高渗条带首先见水，第 2 个峰值代表由于水平井井筒内压力降影响造成 的跟部见水，第 3 个峰值则表示水平井段全部见水。 随着高渗条带从跟部

32、向趾部移动，见水时间逐渐延长；剩余油主要分布集中在水 平井趾部及高渗条带以外区域。 图 3-5 根部见水、中部见水的含水率变化曲线 - 13 - 图 3-6 根部见水、中部见水的水油比导数曲线 （2）多点见水水淹规律 对于多点见水，含水变化率和水油比导数曲线所出现的峰值与见水点数成正比 （如图 3-7、3-8） ；剩余油主要分布在高渗条带之间。存在 2 个高渗条带时，对应的曲 线（含水变化率和水油比导数曲线）出现了 4 个明显的峰值，而当存在 3 个高渗条带 时,曲线出现了 5 个相应的峰值。从段产水分布图可以看出不同峰值出现的原因如下， 首先由于井筒内压降的影响，离跟部最近的高渗条带先见水，

33、然后随距跟部的远近依 次见水，之后为跟部见水，最后为全井见水。对于多点见水，含水变化率和水油比导 数出现的峰值数为高渗条带数加 2，这个 2 是指根部见水和全井见水。此规律不含高渗 条带位于水平井跟部的情况，若高渗条带位于水平井中部，则峰值数为高渗条带数加 1。 图 3-7 多点见水（2 点、3 点）的含水率变化曲线 图 3-8 多点见水（2 点、3 点）的水油比导数曲线 - 14 - （3）线状见水水淹规律 对于线状见水，含水变化率和水油比导数曲线出现明显台阶状，且台阶的大小与 高渗条带的长度成正比；剩余油分布相对较少。 3.43.4 物理模型研究物理模型研究 3.4.13.4.1 水脊的产

34、生、形成和发展水脊的产生、形成和发展 在水平井采油中，由于井筒周围产生压力降及油藏中的物质平衡关系，使得底水 油藏中会出现油水界面发生变形呈锥形上升，这种变形已通过实验结果证明，在直井 中锥状。在水平井中，油水界面将以脊形上升，垂直于水平井方向的横截面形状相似 于直井中形成的“锥面” ，称为底水的水脊或锥进，见图 3-9。 图 3-9 底水的水脊 底水向上锥/脊进主要是由于油井生产时产生的压力降所致9。即在开采过程中， 油层下部形成了近似垂直向上的压力梯度，使得水带向上运动。但是由于水的密度比 油大，在水锥上升时，静水压力增加，在一定产量范围内，水锥趋于稳定；当油井产 量超过临界产量时，水锥就

35、变得不稳定,水就向井中突破，达到另一种平衡。油水界面 要达到重力平衡须满足关系式: 9.810-3(ho o+hww)=pwocpwf （1） 式中，ho井底到锥顶的距离，米； 原油密度，克/ 厘米 3；hw油水界面 - 15 - 到锥顶的距离，米；pwoc油水界面出压力，兆帕；pwf 开采时井底压力，兆帕。 在开采的过程中，pwf逐渐降低，就打破了关系式（1）所建立的重力平衡。一般底 水能量充足的油藏，pwoc基本不变，而 ho不可能增大，那么 hw必会增大。于是水脊不 断地上升。 （1）水平井长度对水脊发展的影响 王家禄等10通过二维可视物理模拟装置（图 3-10）对水平井开采底水油藏过程

36、中 流体流规律进行了研究。实验方法是先在圆管填砂模型上利用不同粒径的玻璃珠配比， 分别测量渗透率。将配比好的玻璃珠作为实验用的多孔介质，利用湿填法填充实验模 型。抽真空模型饱和水，再用模拟油驱替模型饱和油，束缚水饱和度为 35%。研究发 现： 不同水平段长度的水平井开采时，水脊形成过程和水脊形状是不同的（见图 3-11） 。 水平段较短时，很短时间内就出现水脊，水脊的两翼比较陡，油水边界变形较大，在 两翼边缘处出现较大的死油区。随着水平段长度的增加，水脊形成时间推迟,水脊两翼 逐渐变缓且对称分布，两翼边缘处形成的死油区也较小。当水平段长度进一步增加时， 水脊现象不是很明显，特别是水驱初始阶段油

37、水界面是线状均匀向上推进；水线接近 水平井井筒时才逐渐出现微微凸起的界面，然后变形为两翼较平缓的水脊形态，油水 界面与水平井筒接触处为水脊顶点，水脊长度与水平段长度几乎相等。 水平段长度相同时，随实验压差增大，底水形成水脊时间提前，水脊的发展度加 快，水平井见水时间提前，水脊两翼界面变陡。 - 16 - 图 3-10 水平井二维物理模拟系统示意图 图 3-11 水平段长度不同时水脊形状 （2）生产速度和粘度比对水脊发展的影响 Calgary 大学的 Q.Jiang 等11通过物理试验（图 3-12）研究了在不同的生产速度和 粘度比下，赫尔-肖氏模型中底水驱替过程。图 12 的装置由上至下分别为

38、油箱、赫尔- 肖氏模型、回收管线、电动注入泵、注入管线和收集瓶。试验过程是先将油染成红色， 水染成绿色。用注入泵将水注入底部保持水面稍高于预计的油水界面，打开油箱阀门 让油流下。打开顶盖中部孔让气泡逸出后，油水界面接近水平，并认定是原始界面。 顶部回收管线代表油层上部的水平井。油水界面的移动将被照相机拍下。试验过程用 秒表计时。 - 17 - 图 3-12 试验装置图 在底水突破以后，采收率、流量和粘度比都要下降。但是，指进形成后，当粘度 比很高，流速高时的原油采收率高于流速较低的情况。相当多的原油将会从多路指进 中采出。在油水有相同的粘度比下，较低的流速可获得稳定的油水界面。反之，高流 速和

39、高粘度比将会使得油水界面不稳定。 通过物理实验观察到赫尔-肖氏模型中几种典型的界面图（图 3-13） 。图 3-13（a） 是在油水的粘度相同时的稳定界面（回收率 0.759，流量 1.5 毫升/分钟） ；图 3-13（b） 到图 3-13（d）是粘度比为 210 时的不稳定界面（回收率分别为： 0.416、0.366、0.39，粘度比为 210，流量分别为 3、4、6（单位：毫升/分钟） ） 。横坐 标、纵坐标分别指水平长度和垂直长度。 - 18 - 以上是通过物理方法分析了水平井的长度、生产速度和粘度比对水脊形成的影响。 通过 3D 物理模型可以直观地看到油水界面的发展，但与油田原型相比（

40、以数值模拟代 表） ，物理模型只适用油田的某部分领域。流水隔层的确能起到延缓底水突破的作用， 但不能最终阻止底水锥进。因为水锥可以简单地流到隔层上面流向井底。一旦底水突 破，有无隔层，油藏生产动态一样。例如，试验中，在有隔层的例子中最终含水率与 无隔层的条件下一样12。 图 3-13 油水界面典型形状（赫尔-肖氏模型中） 3.4.23.4.2 水平井见水时间与含水率的变化水平井见水时间与含水率的变化 水平井见水时间与含水率的变化受水平段长度、生产压差等因素影响很大。水 平井段较长，生产压差一定时,见水时间明显推迟。水平段长度相同、生产压差增大 时，水平井见水时间提前。生产压差大时,油水界面推进

41、速度加快，容易形成水脊，底 水很快脊进到水平井筒，导致油井见水。水平井见水后，含水率上升速度较快，几 乎呈直线上升，达到一定程度后，含水率上升速度减缓，含水率随时间变化曲线有一 个明显的拐弯处，不同长度的水平段，不同的生产压差，出现拐弯的时间不同，拐弯 处的含水率也不同。 - 19 - 3.4.33.4.3 水平井采出程度的变化水平井采出程度的变化 通过物理模拟得出水平井采出程度的变化规律： （1）水平井水平段的长度影响采出程度。生产压差相同时，随着水平段长度增加， 见水时间推迟，无水采收率和最终采收率增加。水平段长度相同时，随着生产压差增 大，无水采油期缩短，见水时间提前，无水采收率和最终采

42、收率降低。这里只做定性 的描述，因为具体的定量变化规律要根据具体实例模型作图分析，这不是本课题重点。 但无论是物理模型方法，还是数学模型方法，其结果都是一样的或者相近的。 （2）重力、粘滞力和毛管力的相互作用影响采出程度。2004 年 Wibowo 等13人 通过物理模型对底水驱油藏水平井水脊机理和生产动态进行研究，通过比较重力、粘 滞力和毛管力的相互作用，认为底水驱油藏水平井产能随重力与粘滞力的比值的增加 而增加，随粘滞力与毛细管力的比值的减小而增加。重力和毛细管力的作用对水脊界 面有重要影响，关井后，生产工况将会改善。这是由于在重力和毛管力互作用的强烈 影响下，关井后油水界面将向下移动。

43、（3）平面非均质程度及其分布影响采出程度。2009 年，贺丰果等14结合冀东油 田实际油藏状况，制作了在水平方向上为三段不同渗透率的非均质性岩心，通过改变 各段的渗透率和孔隙度，得到一系列水平方向上不同物性和渗透率级差的岩心，用于 模拟底水油藏不同储层结构，对底水油藏开发中不同渗透率级差分布下的水平井出水 规律进行实验研究。实验表明，平面非均质程度及其分布对其水驱开采有着重要影响。 水平井跟端位于低渗时，初期含水率上升较快，但上升至 100%时间较长，生产压 差较稳定。实际油藏中应尽量将水平井跟端布置在渗透率低的油藏部位，延缓底水突 进。 水平井跟端位于高渗部位时，渗透率级差越大，含水上升越快

44、。水平井跟端位于 低渗部位，渗透率级差较大时，由于中渗部位的存在，使得底水上升至这里时产生次 生的底水，改善了开发效果，采收率程度较高。 - 20 - 第第 4 章章 水淹动态定量分析水淹动态定量分析 4.14.1 数学模型数学模型 郭大立15曾研究底部注水时底水油藏中的水平井水锥问题，利用特征线方法，对 描述两相流体二维渗流的拟线性双曲型编微分方程进行了全面的求解。本文运用他的 计算方法，通过实例计算，给出了水锥的形成和发展以及水平井水淹的全过程。 4.1.14.1.1 两相二维渗流方程两相二维渗流方程 设水平段长度为 L 的水平井，布置在含油厚度为 h 的油层顶部(图 4-1)。 图 4-

45、1 水平井在底水油藏中的纵剖面图 地层均质、不考虑毛细管力和重力作用时，描述不互溶，不可压缩的两相流体(油、 水)二维渗流的方程是： (2) ()() 0 wwwzwwx V fSSSV fSS txz 式中 Vx、Vz从分别是液体渗流速度在 x、z 方向的分量，在流线不变的假定下， 当水平井流量为 Q 时，根据势流迭加原理可求得其渗流速度16为： (3) )2/(sin)2/( )2/sin()2/( 2 22 hzhxch hzhxSh hL Q Vx (4) )2/(sin)2/( )2/sin()2/( 2 22 hzhxch hzhxSh hL Q Vz Z X 油层 水平井 不渗透

46、边界 底水 - 21 - 对于上述渗流方程(2)，应给出其初、边值条件，即初始时刻油层中的含水饱和度 分布为 Swr(x,z)，从初始时刻起在 z=0 处注水，因此方程(2)的初、边值条件可表示成： Sw= Sw0(xo,zo,to) = (5) 0, 1 0),( z tzxSwr 4.1.24.1.2 渗流方程的求解渗流方程的求解 对于渗流方程(2)的初、边值问题(5)可用特征线方法求解。根据特征线理论，易知 特征线的方程为 (6) )(wwxSfV dt dx (7) )(wwSfVz dt dz 沿经过任意固定点(xo，zo；to)的特征线 x=x(xo，zo，to；t)和 z=z(x

47、o，zo，to；t)，恒有含 水饱和度为常数，即 Sw=Sw0(xo，zo，to) (8) 为了求出经过点(x。 ，z。 ，to)的特征线解析表达式，先来考虑首次积分 VzdxVxdz=0 (9) 将渗流速度公式(3)和(4)代入上式，积分就得到流线分布公式 (10)2/cos(/)2/(hzChxSh 式中 (11)2/cos()2/(hzhxShC 在给出了流线分布公式(11)以后，我们只需求出经过点(xo，zo；to)的特征线 z=z(xo，zo，to；t)的表达式，而不必具体求出特征线 x=x(xo，zo，to；t)的表达式。把前 述式子(4)、(8)和(10)代入特征线方程(7)，求

48、解即得特征线 z=z(xo，zo，to；t)的表达式。 公式推导如下，把式(4)代入到式(7)，得到： - 22 - (12) ) 2 sin 2 /( 2 cos 22 22 h z h x ch h z h x ch hL fQ dt dz w 变形得： (13)dt h x ch hL fQ dz h z h z h x ch w 22 2 cos/ ) 2 sin 2 ( 22 两边不定积分： (14)dt h x ch hL fQ dz h z dz h z hxch w 222 cos 2 cos 1 1)2/( 2 结果为： (15)At h x ch Lh fQ h z h z h z h x ch wo ) 2 ( 4 ) 2 sin() 2 tan() 2 lnsec( 1) 2 ( 2 2 化简： (16)At h x ch Lh fQ h z h z h z h x sh wo ) 2 ( 4 ) 2 sin() 2 tan() 2 ln(sec() 2 ( 2 2 其中： (17)2/cos(/1)2/sec(hxhx 当油水界面平整时记为时间 t=0，此时 z=0。代入式(1