1.04井网与注水方式 姜汉桥 油藏工程.pptx

1、油藏工程原理与方法,Reservoir Engineering Principles and Methods,第一章 油藏工程设计基础,第一章 油藏工程设计基础,第一节 油田勘探开发程序 第二节 油藏评价 第三节 开发层系划分与组合 第四节 井网与注水方式 第五节 油田开发方案报告编写 第六节 复杂油田开发 第七节 油田开发调整,背景 我国已开发油田大部分是陆相沉积，不具备形成大型天然水压驱动的条件(砂体小、侧向连续性差) 水压驱动采收率高(与其它天然能量相比) 水源广、成本低、工艺过程简单、化学稳定性好 问题 何时补充能量(注水时机) 注水井点位置，油水井相互排列关系,4,本节主要讨论注水时

2、机以及各类注采井网，并就目前油田注水开发中的一些基本做法进行叙述。,5,驱动方式可以进行有目的的干预和控制，故选择注水时机实际上是选择转换油藏驱动方式的时间 影响因素：油藏天然能量大小(边底水和气顶)、地饱压差(反映弹性能量大小) 分类：早期注水，晚期注水，中期注水。,一、油田注水时间与时机,6,1.早期注水,定义：在油田投产的同时进行注水，或油藏压力降到饱和压力之前就及时注水，使油层压力始终保持在饱和压力以上，或保持在原始地层压力附近。 注水时间：如地饱压差较大时，可能保持弹性驱动较长时间，故注水时间不是一个绝对的概念。 优点：原油性质不变(不脱气)、压力较稳定、油水两相渗流，机理清楚、油井

3、产能高，可形成自喷、采油速度高； 缺点：投资大，回收期长 我国大中型油田，要实施早期注水。,7,2.晚期注水,定义：指油田利用天然能量开发时，在天然能量枯竭后进行注水。 注水时间：在溶解气驱后期，生产气油比经过峰值处于下降阶段。又称二次采油。 特点：驱动方式为溶解气驱、油气水三相渗流、产量不稳定 优点：初期投资少，原油成本低 缺点：油气水三相流动，采收率低 适用条件：原油性质好、面积不大、天然能量较充足,8,3.中期注水,定义：投产初期依靠天然能量开采，油藏压力降到饱和压力之后，生产气油比达到峰值之前进行注水。 注水后压力保持水平： (1)饱和压力：原油粘度低 (2)略低于饱和压力：气相未成连

4、续相，且有较好驱油作用。 (3)恢复至饱和压力以上：脱出气重新溶于原油（不可能复原），获得较高原油产量（产能将低于初始值）。 优点：初期投资少，经济效益好，保持较长稳产期。,9,具体油藏确定最佳注水时机时，要考虑以下几个因素：,1油田天然能量的大小,例如边水充足，地饱压差大 2油田的大小和对油田产量的要求例如小断块油藏和整装大油田 3油田的开采特点和开采方式例如自喷生产和机械抽油,另外，还要考虑油田经营管理者所追求的目标：,1）原油采收率最高。 2）未来的纯收益最高。 3）投资回收期最短。 4）油田的稳产期最长。,二、注水时机的确定,10,油田注水方式就是指注水井在油藏中所处的部位和注水井与生

5、产井之间的排列关系。注水方式主要有边缘注水、切割注水、面积注水三种。,1、边缘注水,定义：就是把注水井按一定的形式布署在油水过渡带附近进行注水。 适用条件：油田面积不大，中小型油田，油藏构造比较完整；油层分布比较稳定。含油边界位置清楚；外部和内部连通性好，油层流动系数高，特别是注水井的边缘地区要有好的吸水能力，保证压力有效地传播，水线均匀地推进。,三、油田注水方式,11,边（缘）内注水,边（缘）外注水,边（缘）上注水,根据注水井所处位置，边缘注水分为以下三种：,外含油边界以外,内含油边界以内,油水过渡带,12,优点：油水界面较完整，水线移动均匀，逐步由外向油藏内推进，控制较容易，无水和低含水采

6、收率较高。 局限性： 注入水利用率不高，一部分注入水向边外四周扩散； 能受到注水有效影响的生产井排数不多于三排(奇数排)，产量比一般为5:2:1。对较大的油田，构造顶部井往往得不到能量补充，形成低压带，在顶部区域易出现弹性驱或溶解气驱。此时，应该采用边缘注水并辅以顶部点状注水方式开采，或采用环状注水方式。,13,根据具体的情况可以选择不同的边缘注水方式,大港油田四区，70.8开发，74.4转注,边外注水点状注水,产量从90吨上升到163吨,边外注水环状注水,14,环状注水的特点：注水井按环状布置，把油藏划分为两个不等区域，其中较小的是中央区域，而较大的是环状区域。 理论研究表明，当注水井按环状

7、布置在相当于油藏半径的0.4倍处时，能达到最佳效果。,15,2、切割注水,定义：利用注水井排将油藏切割成为若干区块，每个区块可以看成是一个独立的开发单元，分区进行开发和调整，这种布井形式称为切割注水或行列切割注水。,适用条件：油层大面积稳定分布且具有一定的延伸长度；在切割区内，注水井排与生产井排间要有好的连通性；油层渗透率较高，具有较高的流动系数。,16,奇数井排，一般为3-5排,切割区：两注水井排之间的区域。是独立的开发单元，亦称开发区或动态区。 切割距：两注水井排之间的距离。其大小取决于连通性、渗透性及采油速度要求。 切割方向：注水井排的分布方向。可分为横切割、纵切割和斜切割。,17,优点

8、：分行治之，易掌握，便调整。 可以根据油田的地质特征来选择切割井排的最佳切割方向和切割区的宽度； 可以优先开采高产地带，使产量很快达到设计要求； 便于根据对油藏地质特征新的认识，修改和调整原来的注水方式。 切割区内的储量能一次全部动用，提高采油速度，这种注水方式能减少注入水的外逸。,18,局限性： 不能很好地适应油层的非均质性，对于平面非均质性强的油田，注水效率低； 注水井间干扰大，使吸水能力大幅度降低； 行列注水方式是多排开采，中间井排由于受到第一排井的遮挡作用，注水受效程度明显变差； 在注水井排两侧的开发区内，油层压力不总是一致，其地质条件也不相同，因此有可能出现区间不平衡,增加平面矛盾。

9、 （南涝北旱）,19,切割注水，选择切割方向时要注意地层中是否存在断层以及裂缝。如果存在，切割方向如何匹配？,大庆油田面积大，延伸性好，对渗透率较高的很大一部分层系采用了行列切割注水方式。 如：萨中、萨北，其主要层系井网示意图如右图。,20,3、面积注水,定义：是指将注水井和油井按一定的几何形状和密度均匀地布置在整个开发区上进行注水和采油的系统。,适用条件：油层分布不规则，延伸性差；油层渗透性差，流动系数低；油田面积大，但构造不完整，断层分布复杂；面积注水方式亦适用于油田后期强化开采。 对于油层具备切割注水或其他注水方式，但要求达到更高的采油速度时，也可以考虑采用面积注水方式。,21,面积注水

10、优点：全面开花，多方受效。 适应油层条件广泛，油井处于受效第一线，且具多向供水条件，采油速度高。 国内多为陆相沉积，非均质性严重，边水能量弱，一般选择面积注水。如大庆油田：初期采用行列注水，目前转为面积注水。,分类：根据油井和注水井相互位置的不同，面积注水可分为四点法、五点法、七点法、九点法面积注水以及直线排状系统等。,22,命名方式： 注水井为中心的井组冠以“反”字； 采油井为中心的冠以“正”字或省略。,特征参数： 生产井数与注水井数比m ； 每口注水井的控制面积单元F ； 井网的钻井密度S（每口井的控制面积）； 井距a （同一井排上）。,23,1）正方形井网,I-直线排状系统：注、采井排相

11、间，井距与排距可不等。 -五点系统：油、水井均匀分布，油井在注水井正方形中心。适于强注强采。 反九点系统：角井、边井。 九点系统：,24,直线排状系统：井距与排距可以不等。,直线排状：,m1:1 ；F2a2 ；S=a2,25,反五点井网和正五点井网相同,五点井网：,m=1:1 ；F=2a2 ；S= a2,适合于强注强采的井网,26,反九点井网：,m=3:1 ；F=4a2 ；S=a2,开发初期采用，注采井数比少，便于调整。,27,正九点井网：,m1:3 ；F = 4/3a2 1.333a2 ；Sa2,开发后期采用，可以提液,28,反方七点（歪四点）,m2:1 ；F3a2 ；Sa2,注水井的井点构

12、成三角形，生产井布于三角形中心； 生产井构成歪六边形。,29,方七点（反歪四点）,m1:2 ；F1.5a2 ；Sa2。,注水井构成歪六边形，生产井在中心。,30,2）三角形井网 I-反七点（正四点）系统： -七点系统： -交错排状系统： 、是各种蜂窝状注采系统，在某些情况下，可采用该注水方式。,31,反七点（正四点）,m2:1 ；F2.598a2 ；S0.866a2,水井构成正三角形，中心为油井； 生产井构成正六边形，水井在中心。,32,七点井网(反四点）,m1：2 ；F1.299a2 ；S0.866a2,注水单元为正六边形，水井布于六个顶点，生产井布于中央。,33,34,交错排状注水井网,m

13、1:1 ；F1.732a2 ；S0.866a2,注采井排相间，注水井与生产井呈交错排列状布井。,35,采注井数比及采油井数的计算,正n点井网：,反n点井网：,反n点井网单元中涉及的采油井数：2(m +1),一个注采单元的面积：,对三角形井网：S0.866a2；对正方形井网：Sa2,36,其他的面积注水方式：,蜂窝状,37,轴状注水,中央注水,38,几点说明： 1、任何注水井网都有一定的适用性。由于油藏的差异性，所采用的井网也不尽相同，具体的井网形式，需依油藏具体状况而定； 2、在开发初期的方案设计中，一般采用较规则的井网； 3、初期油井比例较高，随开发的进行注采井数比逐渐升高，以相对高的水油井

14、数比注水开发； 4、到开发后期，由于各种原因，原设计井网已改变很大。开发后期主要考虑新井的潜力，新井应打在油藏潜力区。,39,3）井网演变,切割注水 排状切割长五点井网（交错排状注水）,40,正方形井网：,转注,加密,41,反九点正对排状,42,反九点五点,应当指出三角形井网布井不多，因为后期调整余地较小。,43,反 九 点 正 九 点,44,补充钻新井调整井网,反四点七点,适用于原油粘度比较高，井距比较大的情况，如萨尔图北一区,四点反七点,45,油水井间布置油井，油井间部署水井，形成井距缩小一半的新七点井网。,对于正七点为油水井间部署水井，水井之间部署油井。,46,中一区馆3-4井网演变示意

15、图,3砂组,4砂组,3砂组,47,西区井网演变示意图,？,48,中二中井网演变示意图,49,均匀井网注采井连线上压力梯度最大，也是最短的流线，注入水首先沿此线突破，油井见水，而后沿其他流线突破，因此油井见水时只有控制面积的一部分被水波及。,面积波及系数：水波及面积占井网(注采单元)面积的比例。,四、注采井网的面积波及系数,50,式中水油流度比M由下式确定：,1.见水时面积波及系数 1）直线系统,（据B.丹尼洛夫和P.M.卡茨）,51,当M1时，在 1的情况下,52,2)对于五点、反九点和反七点面积注水系统：,53,应用上述公式计算不同流度比条件下各类注采井网见水时的波及系数、流度比关系曲线,结

16、论： M增大时，EA很快趋于稳定 110时下降缓慢，故驱替剂增粘须到一定程度才有效 正方形井网的波及系数小于三角形井网,54,2.见水后面积波及系数,55,fw表示含水率,教材： 图122至图126是目前常用的确定均匀井网面积波及系数的标准曲线。,思考：定性分析见水后面积波及系数变化规律 相同含水率时 相同流度时 含水100,56,57,58,fisw表示边井的含水率。,59,几点说明： 1、前面所讲均为平面均质条件下的面积波及系数主要受水油流度比、井网方式等影响； 2、实际地层的平面波及系数除了受上述因素影响外，下列因素也是影响面积波及系数的重要因素 储层非均质性； 平面注采差异； 射孔情况

17、 3、纵向波及系数也是油田开发工作者很关心的问题。,60,概念：单位面积上的总井数或者单井控制的面积。分油井井网密度和总密度。 合理注采井网： 有较高的水驱控制程度； 适应差油层的渗流特点，有一定的采油速度(涉及国民经济发展)； 有一定的单井控制储量； 有较高的经济效益(井深、钻井成本)。,五、井网密度,61,对于非均质油藏来说，井网密度越大，采收率越高，但是经济效益不一定好。,随开发程度的加深，井网越来越密。,62,合理井网密度,极限井网密度,1、论证合理井网 根据油藏非均质特点、油水流度差异以及油层分布状况，设计各种注采井网，通过油藏数值模拟预测各项开发指标和最终采收率，经综合评价，确定合理注采井网。有人对五点法井网进行研究，求出了该井网下的合理油水井距。,63,胜利：利用以下经验公式确定合理井网密度,合理井网密度为单位面积(1km2)加密到最后一口井时的井网密度。在这个井网密度条件下，最后一口加密井新增可采储量的价值等于这口井基本建设总投资和投资回收期内操作费用的总和，由此则：,V单位面积上的储量，104t/km2,64,桩791块,65,桩791块,桩791块,目前确定合理井网密度的方法很多，此处不一一赘述。,66,2.确定合理油水井数比（童宪章）-井网形式 均质油藏保持注采平衡条件下，当井网系数值在49之间时，最优井网系