油藏工程课件-2.3底水锥进

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。z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水油密度差引起的重力与垂向压力梯度的平衡zow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qocritQoqocrit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。常用的堵剂：水泥+粉煤灰或水泥+粘土堵剂凝胶类堵剂：木质素磺酸盐系列堵剂是一种较为理想的隔板封堵剂油井凝胶隔板实例油井打隔板形状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，是底水锥进控制措施的发展方向。一、临界产量的计算h0rebhv水油t=0reee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(,)wrzconst0wz当So=Sor时，Pc=0，故水锥体内部Po=Pw=P根据势的定义00owPoooP流体不可压缩00()owPPooowdPgzdP(,)((,))owowrzrzgzgzconstowoogconstz油水界面处的势与r=re处油相中的势相同eovowovvoghzov——水锥体顶部油相中的势记e为与生产井处油相中的势之差，且为常数(恒压差)定义无因次势(,)(,)01eoDDrzrz无因次高度001DDzzzh令0vDvhhh0(,)11(,)11(/)eovoeovDvDvDvvDvvoorzrzzzhzhhhhh0rebhv水油t=0reee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()DDDz(1,)DvDvhDvDDDvvzh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：0()2oehrrowcoocritoerookkSqrdzBr令rvoDkkhrr径向无因次长度，kv垂向渗透率100()2DerrowcDocritoDeDooDrkkSqhrdzBreovowovvoghz无因次化0DvwoDvohgh0()DvowoDvhgh2()2()(,)rrowcocritowoDeDookkSqhrbB10(,)DeDvDDeDDeDDvDrhRbrdzrDobbh函数Ω(rDe,bD)值由Chierici等人绘成图版,该图版的使用范围为5800.10.75DeDrb函数Ω(rDe,bD)可用回归公式表示：222.851(,)()()()ln0.00119()0.9930.7691()0.3020.0530.336()1.459exp[0.803ln(5.6649)]DeDDDDDeDDDDDDDrbAbBbCbrAbbBbbCbbb用SI制单位表示为：62()5.25610()(,)rrowcocirtowoDeDookkSqhrbBqocrit—临界产油量，m3/dho—地层中含油部分的高度，m；kr——油藏岩石在径向上的渗透率，10-3μm2；kz——油藏岩石在垂向上的渗透率，10-3μm2；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:22()worvDvDvDvooooghkhHhhqBh无因次时间tD:12wovrworoDoorowcwgkMkSttMhkS0.510.610MM时，，时，1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：21673472DvDvDvBTBTBTDBTDVBTHHHtH0()11DvBTDbHbh时，水锥突破井底，可计算(tD)BT，由定义计算突破时间tBT1.水锥突破时间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：()()wwrworoowooorowcwwowqhkSBhBMqhkSBhB设地层均质，随油井生产ho、hw变化，qw/qo也变化，特征含水率：lim()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0.1178()(log0.6820.798)rowciowKKShPqadraad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。0.1178()(log0.6820.798)rworiwwKKShPqadra交错排状注水系统0.1178()(log0.6820.798)rowciowKKShPqadra五点井网0.1178()(log0.2688)rowciowKKShPqdr反七点井网0.1571()(log0.2472)rowciowKKShPqdr反九点井网0.1178()1()(log0.1183)2rowciciowKKShPqRdRr0.1178()30.301[()(log0.1183)]22rowcisiowKKShPqRdRrR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，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。///oiooioDoioiSBSBESBoiS：注水时平均含油饱和度，此时平均地层压力为iP；oS：注水期某一时刻平均含油饱和度；当油的体积系数不变，即Boi=Bo时1oiooDoioiSSSESS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1orDoiSES即为最大驱油效率此时水驱采出油量oipwpwDoiSNVEB采出程度(1)orDVVoiSREEES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。wcaowvNcoscos粘滞力毛管力见水时饱和度与毛管数的关系v一隙间速度，即u/Φ，m/s;μw－水的粘度，mPa.s；σo-w一油与驱替流体的界面张力，10-3N/m；θ—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。oiorvSS0.4()coswcamoiorowovNSS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10-4~10-5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*wrwwrwcaowwowowuKKKKPPNLLNca*—以达西速度求得的毛细管数Nca*=ΦNca；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l0-7Nca*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。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(transientwaterflooding)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