油田开发方案设计实例.pdf.pdf

陈民锋陈民锋陈民锋陈民锋 办公室：基础楼办公室：基础楼办公室：基础楼办公室：基础楼230 230 电电电电话：话：话：话：8973309689733096 中国石油大学中国石油大学中国石油大学中国石油大学( ( ( (北京北京北京北京) ) ) ) 2 课程计划课程计划课程计划课程计划 学时学时章 节章 节重 点 内 容重 点 内 容 2第第1章绪论章绪论油藏开发概述；中国油气田的基本特点。油藏开发概述；中国油气田的基本特点。 4 油田勘探开发各阶段任务；油藏评价技术；油田勘探开发各阶段任务；油藏评价技术； 开发方案的内容，设计方法、步骤，方案优化过程开发方案的内容，设计方法、步骤，方案优化过程 油藏开发模型的建立，数值模拟的应用；油藏开发模型的建立，数值模拟的应用； 油藏二维、三维地质模型的建立方法、程序。油藏二维、三维地质模型的建立方法、程序。 油气地质储量的分类、分级，计算方法及参数确定；油气地质储量的分类、分级，计算方法及参数确定； 天然气藏、凝析气藏地质储量的计算方法。天然气藏、凝析气藏地质储量的计算方法。 开发方式选择油藏压力、温度，流体、驱动能量；开发方式选择油藏压力、温度，流体、驱动能量； 油藏储层非均质性评价，开发层系划分与组合。油藏储层非均质性评价，开发层系划分与组合。 常规油藏、裂缝油藏，水平井井网部署；常规油藏、裂缝油藏，水平井井网部署； 油藏技术、经济合理极限井网密度；油藏技术、经济合理极限井网密度； 影响油藏水驱波及系数的主要因素。影响油藏水驱波及系数的主要因素。 4 直井、水平井产能预测，复杂结构井产能预测；直井、水平井产能预测，复杂结构井产能预测； 不同完井方式井的产能预测；油藏配产配注方法不同完井方式井的产能预测；油藏配产配注方法 第第2章油田勘探开发程序章油田勘探开发程序 方案设计程序，经济评价；开发方案的实施要求；方案设计程序，经济评价；开发方案的实施要求； 开发效果评价，动态监测，阶段调整内容、方法。开发效果评价，动态监测，阶段调整内容、方法。 第第7章油气井产能预测章油气井产能预测 4第第3章油藏地质模型建立章油藏地质模型建立 4第第4章储量计算及储量评价章储量计算及储量评价 6第第5章油藏非均质性与开发层系章油藏非均质性与开发层系 6第第6章油藏开发井网部署章油藏开发井网部署 2第第8章实际油藏开发方案设计章实际油藏开发方案设计 考试考试总成绩平时成绩总成绩平时成绩20%考试成绩考试成绩80% 3 中国石油大学（北京）中国石油大学（北京）中国石油大学（北京）中国石油大学（北京） 油藏工程室油藏工程室油藏工程室油藏工程室 eorsimeorsim 4 4 研究内容 一、油藏基本情况一、油藏基本情况一、油藏基本情况一、油藏基本情况 二、渗流特征及试油试采特征分析 三、开发技术政策论证 四、方案部署 五、动态监测要求 二、渗流特征及试油试采特征分析 三、开发技术政策论证 四、方案部署 五、动态监测要求 5 5 花庄油田花17断块位于江苏省高邮市境内。区域构造位置处于苏北盆地高邮凹陷 北部斜坡带卸甲-沙埝-花庄构造带东部，西邻沙埝油田，北为瓦庄油田。 花庄油田花17断块位于江苏省高邮市境内。区域构造位置处于苏北盆地高邮凹陷 北部斜坡带卸甲-沙埝-花庄构造带东部，西邻沙埝油田，北为瓦庄油田。 地理位置地理位置 花庄油田花庄油田 瓦庄油田瓦庄油田 沙埝油田沙埝油田 花花17断块断块 花庄北构造带已相继发现了花花庄北构造带已相继发现了花10、花、花11、花、花12、花、花13 等一批薄层深层低渗油藏，等一批薄层深层低渗油藏，2006年钻探的花年钻探的花17井获成功。井获成功。 花17井单井柱状图(1:500) 砂层组 sp 50 120 gr 30 200 油砂体深度 (m) 岩心剖面 解释 结果 取心 孔隙度(%) 0 30 渗透率 0 100 rild 0.3 3000 亚相微相 e1f3-1 e1f3-2 2 3 3 4 4 6 6 7 8 99 10 11 12 12 13 13 10 12 12 12 13 15 16 17 2790 2800 2810 2820 2830 2840 2850 2860 2870 2880 2890 2900 2910 2920 2930 2940 2950 2960 2970 2980 2990 3000 3010 33446 6789910111212131310121212131516 17 0.00 6.82 4.57 4.57 8.63 8.63 花17花17 7 7 油藏主要地质特征油藏主要地质特征油藏主要地质特征油藏主要地质特征 1、构造相对简单、构造相对简单 花17块为层状构 造油藏。整体构造基 本为北断南倾的断鼻 构造，地层倾角约20 度左右。油藏构造相 对简单。 花17块为层状构 造油藏。整体构造基 本为北断南倾的断鼻 构造，地层倾角约20 度左右。油藏构造相 对简单。 8 8 油藏主要地质特征油藏主要地质特征油藏主要地质特征油藏主要地质特征 2、含油井段长，油层较薄、含油井段长，油层较薄 花17块主要含油层位e花17块主要含油层位e1 1f f31 31 e e1 1f f32 32 ， 油 藏 埋 深 2580- 2750m，含油井段较长。但储 层厚度较薄，花17井有效厚度 共约35.3m，平均单层有效厚 度3.2m，最厚层不到7m。 ， 油 藏 埋 深 2580- 2750m，含油井段较长。但储 层厚度较薄，花17井有效厚度 共约35.3m，平均单层有效厚 度3.2m，最厚层不到7m。 层位顶深底深厚度 e1f3-12796.62799.52.9 e1f3-12829.62834.04.4 e1f3-12840.42842.01.6 e1f3-12854.02856.42.4 e1f3-12861.02862.01.0 e1f3-12874.02878.24.2 e1f3-22953.72960.56.8 e1f3-22978.62982.23.6 e1f3-22983.22984.81.6 e1f3-22989.42993.33.9 花x17井有效厚度统计表 9 9 油藏主要地质特征油藏主要地质特征油藏主要地质特征油藏主要地质特征 3、储层物性较差，属于低渗油藏、储层物性较差，属于低渗油藏 根据测井和实验资料，花17块孔隙度平均为17.8，储层 渗透率平均13.110 根据测井和实验资料，花17块孔隙度平均为17.8，储层 渗透率平均13.110-3 -3mm2 2，物性较差，属于中孔低渗特低 渗油藏。 ，物性较差，属于中孔低渗特低 渗油藏。 花花花花1717油藏储层物性参数表油藏储层物性参数表油藏储层物性参数表油藏储层物性参数表 (%)k(10-3m2) 范围 均值 范围 均值 花17 13.7- 21.8 17.8 4.4- 22.8 13.1 中孔特 低渗储层 中孔特 低渗储层 综合 评价 断块 1010 油藏主要地质特征油藏主要地质特征油藏主要地质特征油藏主要地质特征 4、原油粘度较低，性质较好、原油粘度较低，性质较好 根据试油试采情况并 结合相邻区块资料，花 17 块 原 油 为 轻 质 常 规 油，原油性质较好，粘 度较低，平均地下原油 粘度8.58mpa 根据试油试采情况并 结合相邻区块资料，花 17 块 原 油 为 轻 质 常 规 油，原油性质较好，粘 度较低，平均地下原油 粘度8.58mpa. .s。s。 花花花花1717油藏储层物性参数表油藏储层物性参数表油藏储层物性参数表油藏储层物性参数表 14.6 1.0759 8.58 0.8307 0.8801 原油密度（原油密度（g/cm3） 脱气原油密度（ ） 脱气原油密度（g/cm3） 体积系数 地层原油粘度 体积系数 地层原油粘度mpa.s 原始油气比（原始油气比（m3/t） 1111 油藏主要地质特征油藏主要地质特征油藏主要地质特征油藏主要地质特征 5、油藏为常温常压系统、油藏为常温常压系统 花17油藏原始地层温度92，地温梯度2.9 /100m。原始地层压力27.7mpa，压力系数1.0，属 于常温常压系统。 花17油藏原始地层温度92，地温梯度2.9 /100m。原始地层压力27.7mpa，压力系数1.0，属 于常温常压系统。 1212 一、油藏基本情况一、油藏基本情况 二、渗流特征及试油试采特征分析二、渗流特征及试油试采特征分析二、渗流特征及试油试采特征分析二、渗流特征及试油试采特征分析 三、开发技术政策论证 四、方案部署 五、动态监测要求 三、开发技术政策论证 四、方案部署 五、动态监测要求 研究内容 1313 油水渗流特征油水渗流特征油水渗流特征油水渗流特征 花17块属于低渗油藏， 渗流特征具有其特殊性。考 虑将来注水开发，有必要进 行油水渗流规律研究。 目前花17块未做水驱油 实验，因此借用相邻类似区 块瓦2断块e1f3水驱油实验 资料进行分析。 花17块属于低渗油藏， 渗流特征具有其特殊性。考 虑将来注水开发，有必要进 行油水渗流规律研究。 目前花17块未做水驱油 实验，因此借用相邻类似区 块瓦2断块e1f3水驱油实验 资料进行分析。 swswkrokrokrwkrw 0.31810 0.3480.722160.00031 0.3780.50180.00042 0.4080.348680.00066 0.4380.242280.00088 0.4680.168350.00108 0.4980.116980.00398 0.5280.081280.00778 0.5580.056480.01248 0.5880.039250.01808 0.6180.027270.02459 0.6480.018950.03199 0.6780.013170.0403 0.7080.009150.04951 0.7380.006360.05961 0.7680.004420.07062 0.7980.003070.08253 0.8280.002130.09534 油 水 相 对 渗 透 率 实 验 数 据 油 水 相 对 渗 透 率 实 验 数 据 1414 1 1 1 1、表现出部分典型低渗油藏渗流特征、表现出部分典型低渗油藏渗流特征、表现出部分典型低渗油藏渗流特征、表现出部分典型低渗油藏渗流特征 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.0 含水饱和度 相对渗透率 束缚水饱和度较高 两相共渗区较窄 油相渗透率下降快，曲线 形态陡 等渗点大于 束缚水饱和度较高 两相共渗区较窄 油相渗透率下降快，曲线 形态陡 等渗点大于0.6，为弱亲水 亲水储层 ，为弱亲水 亲水储层 残余油饱和度较高 残余油饱和度较高 油水相对渗透率曲线油水相对渗透率曲线 1515 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 00.20.40.60.81 sw fw 根 据 分 流 量 关 系，计算水驱前缘 含水饱和度 根 据 分 流 量 关 系，计算水驱前缘 含水饱和度0.59，注 水波及区域内平均 含水饱和度在 ，注 水波及区域内平均 含水饱和度在0.6 0.8。 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 00.20.40.60.81 fw swa 平均含水饱和度 2 2 2 2、驱油效率较低、驱油效率较低、驱油效率较低、驱油效率较低 1616 利用相渗曲线计 算花 利用相渗曲线计 算花17块驱油效率块驱油效率 0.75，与一般低渗油 藏相比 ，与一般低渗油 藏相比较高较高。 2 2 2 2、驱油效率较低、驱油效率较低、驱油效率较低、驱油效率较低 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 00.20.40.60.81 含水率 驱油效率 () () wco waoi d sb sb e = 1 1 1 花花17相渗计算驱油效率与含水关系相渗计算驱油效率与含水关系 1717 公式1公式2公式3公式4平均值 e1f31e1f32 0.470.460.500.520.490.49 经验公式1：ed0.4962-0.07634lgr+0.09072lgk 经验公式1：ed0.5135-0.07551lgr+0.08791lgk 层系 经验公式法计算驱油效率 经验公式1：ed0.5757-0.1157lgr+0.03753lgk 经验公式2：ed0.4787-0.08873lgr+0.09783lgk 但根据相关经验公式，计算花但根据相关经验公式，计算花17块驱油 效率仅为 块驱油 效率仅为0.49。 2 2 2 2、驱油效率较低、驱油效率较低、驱油效率较低、驱油效率较低 驱油效率计算经验公式驱油效率计算经验公式 1818 对比经验公式计算结果，相渗曲线资对比经验公式计算结果，相渗曲线资对比经验公式计算结果，相渗曲线资对比经验公式计算结果，相渗曲线资 料计算驱油效率高出约料计算驱油效率高出约料计算驱油效率高出约料计算驱油效率高出约3030。对比大部分低。对比大部分低。对比大部分低。对比大部分低 渗油藏，驱油效率一般为渗油藏，驱油效率一般为渗油藏，驱油效率一般为渗油藏，驱油效率一般为0.40.40.60.6，少有超，少有超，少有超，少有超 过过过过0.60.6的，因此花的，因此花的，因此花的，因此花1717块借用的相渗曲线资料块借用的相渗曲线资料块借用的相渗曲线资料块借用的相渗曲线资料 是否能真实反映花是否能真实反映花是否能真实反映花是否能真实反映花1717的低渗油藏渗流特征，的低渗油藏渗流特征，的低渗油藏渗流特征，的低渗油藏渗流特征， 还需要进一步落实。还需要进一步落实。还需要进一步落实。还需要进一步落实。 2 2 2 2、驱油效率较低、驱油效率较低、驱油效率较低、驱油效率较低 1919 a. 无因次采油指数随 含水的降加不断下降 无因次采油指数随 含水的降加不断下降 b.到高含水期下降速度 变缓 到高含水期下降速度 变缓 无因次采油指数 a.在低含水期指数随 含水下降 在低含水期指数随 含水下降 b.含水超过含水超过10后采 液指数逐渐加速上升 后采 液指数逐渐加速上升 0 1 2 3 4 5 6 00.20.40.60.81 fw j 无因次采油指数 无因次采液指数 无因次采液指数 3 3 3 3、采油采液指数分析、采油采液指数分析、采油采液指数分析、采油采液指数分析 通过采液指数分析，可能存在以下情况： 本区与一般低渗油藏有差异，高含水期采液指数较高，具有较好的 提液潜力； 相渗曲线资料存在问题，不能代表本区低渗特点 通过采液指数分析，可能存在以下情况： 本区与一般低渗油藏有差异，高含水期采液指数较高，具有较好的 提液潜力； 相渗曲线资料存在问题，不能代表本区低渗特点 2020 花17井e1f3层位试油获花17井e1f3层位试油获工业油气流，工业油气流，具有天然产能，初 期产能 具有天然产能，初 期产能较高，较高，日产油达日产油达11-12t。11-12t。 试油试采特征试油试采特征试油试采特征试油试采特征 1、具有天然产能，且初产较高1、具有天然产能，且初产较高 试油 序号 试油 序号 2006-8-72006-8-15 e1f325,263008.3 3015.84.722.32 油干层、油水同层 2006-8-72006-8-15 e1f325,263008.3 3015.84.720.82 油干层、油水同层 2006-8-72006-8-15 ef325-263008.3 3015.84.722.32 油干层、油水同层 2006-8-172006-8-24 e1f321-232978.6 2993.39.1311.24 油层 2006-8-172006-8-24 e1f321-232978.6 2993.39.1312.77 油层 2006-8-172006-8-24 ef321-232978.6 2993.39.1311.24 油层 1 2 层数层位日产油解释结果 顶界深 度 底界深 度 厚度起始日期终止日期 射孔层 号 层数层位日产油解释结果 顶界深 度 底界深 度 厚度起始日期终止日期 射孔层 号 花花17井试油成果表井试油成果表 0 2 4 6 8 10 2006-8-212006-8-312006-9-102006-9-202006-9-302006-10-102006-10-202006-10-30 产量(t) 日产液 日产油 花花17井试采产量变化曲线井试采产量变化曲线 花17井自2006年8月试采以来，日产油量基本在6t以上， 且未采取大的增产措施，储层自然产能较高。 花17井自2006年8月试采以来，日产油量基本在6t以上， 且未采取大的增产措施，储层自然产能较高。 2222 单井自然产能单井自然产能压裂后单井产能压裂后单井产能 产油量产油量生产压差生产压差采油强度采油强度产油量产油量生产压差生产压差采油强度采油强度 (m)(m)(10(10-3 -3um um2 2) )(t/d)(t/d)(mpa)(mpa)(t/(dm)(t/(dm)(t/d)(t/d)(mpa)(mpa)(t/(dm)(t/(dm) 榆树林榆树林扶、杨扶、杨14142.262.260.860.860.060.0610.110.10.610.61 新立新立扶、杨扶、杨9.29.26.56.52.62.611.2611.261.961.969.79.70.710.71 乾安乾安高、葡高、葡7.67.65.485.486.46.47.027.020.60.613.913.911.0411.042.792.79 新民新民扶、杨扶、杨9.99.97.47.40 04.34.36.256.250.430.43 渤南渤南砂二、三砂二、三9-359-3550.750.73.83.829.229.2 安塞安塞长6长610.410.42.22.20 03.63.63.23.20.3460.346 鄯善鄯善三间房三间房26.326.36.26.212.512.516.3816.380.4750.47522.922.96.136.130.870.87 花17块花17块e e1 1f f3 335.435.413.113.17.47.4 有效厚度有效厚度空气渗透率空气渗透率 油田油田开采层位开采层位 一般低渗油田自然产能多在5t/d以下，与其它油 田七个区块对比，花17块单井自然产能相对较高。 一般低渗油田自然产能多在5t/d以下，与其它油 田七个区块对比，花17块单井自然产能相对较高。 不同低渗油田自然产能状况对比不同低渗油田自然产能状况对比 2323 2、产量递减较快（如果花17井10月未改层）2、产量递减较快（如果花17井10月未改层） 花17井投产初期日产油8t左右，9月20日 起关井停产，至10月10日后开井，产量不仅 没有稳定，反而降至6t，并且有不断下降的 趋势。表明地层渗流条件不好，油井能量补 充困难，产量递减快。 花17井投产初期日产油8t左右，9月20日 起关井停产，至10月10日后开井，产量不仅 没有稳定，反而降至6t，并且有不断下降的 趋势。表明地层渗流条件不好，油井能量补 充困难，产量递减快。 2424 天然能量评价天然能量评价天然能量评价天然能量评价 油藏的天然能量主要包括：弹性驱动能量、溶解气驱动 能量、边底水驱动能量以及重力驱动能量等四种形式。 弹性驱动能量 油藏的天然能量主要包括：弹性驱动能量、溶解气驱动 能量、边底水驱动能量以及重力驱动能量等四种形式。 弹性驱动能量 利用弹性采收率计算公式：利用弹性采收率计算公式： )( bi oi fwiwoio tr pp s cscsc pce + = 对花17块进行弹性采收率计算，计算结果弹性 采收率 对花17块进行弹性采收率计算，计算结果弹性 采收率4.644.64。 2525 溶解气驱动能量 溶解气驱动能量 天然能量评价天然能量评价天然能量评价天然能量评价 () 1741.0 3722.0 0979.0 1611.0 1 ) )1( (2126.0 = a b wi obob oi r p p s k b s e 利用溶解气驱采收率计算公式：利用溶解气驱采收率计算公式： 对花17块进行溶解气驱采收率计算，计算结果 溶解气驱采收率 对花17块进行溶解气驱采收率计算，计算结果 溶解气驱采收率15.115.1。 2626 边底水驱动能量 边底水驱动能量 目前尚不清楚花17块边水体积的大小、水域渗流能力 及其油水体的接触情况等。目前的资料还不足以论证边底水 能力的大小 目前尚不清楚花17块边水体积的大小、水域渗流能力 及其油水体的接触情况等。目前的资料还不足以论证边底水 能力的大小 天然能量评价天然能量评价天然能量评价天然能量评价 重力能量 重力能量 重力排驱开发油田的条件首先是垂向和水平有效渗透 率均要大于5010 重力排驱开发油田的条件首先是垂向和水平有效渗透 率均要大于5010-3 -3m m2 2，其次是构造倾角至少要25，其次是构造倾角至少要25，且 有效厚度要大 。 花17块储层渗透率普遍小于3010 ，且 有效厚度要大 。 花17块储层渗透率普遍小于3010-3 -3m m2 2，重力驱动 难以发挥作用。 ，重力驱动 难以发挥作用。 2727 综上所述，花17块油藏虽具有一定的天然能量，但天 然能量比较有限，要实现高速高效开采，需要有足够的生 产压差来保证较高的单井产能，因此必须将地层压力保持 在较高的水平上。需要采用人工补充地层能量的开发方 式，以取得较好的开发效果。 综上所述，花17块油藏虽具有一定的天然能量，但天 然能量比较有限，要实现高速高效开采，需要有足够的生 产压差来保证较高的单井产能，因此必须将地层压力保持 在较高的水平上。需要采用人工补充地层能量的开发方 式，以取得较好的开发效果。 2828 一、油藏基本情况 二、渗流特征及试油试采特征分析 一、油藏基本情况 二、渗流特征及试油试采特征分析 三、开发技术政策论证三、开发技术政策论证三、开发技术政策论证三、开发技术政策论证 四、方案部署 五、动态监测要求 四、方案部署 五、动态监测要求 研究内容 2929 花花花花1717块开发技术策略论证块开发技术策略论证块开发技术策略论证块开发技术策略论证 1、层系划分论证、层系划分论证 2、井网部署形式、井网部署形式 3、油水井工作制度、油水井工作制度 4、合理压力系统、合理压力系统 5、水驱采收率预测、水驱采收率预测 3030 1 1、 层系划分论证层系划分论证层系划分论证层系划分论证 一套独立的开发层系应具备一定的地质储量以满足一定的采油速度， 达到较好的经济效益 一套独立的开发层系应具备一定的地质储量以满足一定的采油速度， 达到较好的经济效益 一套独立的开发层系必须具备一定的油层厚度，确保油井具有一定的 生产能力，并能充分发挥各类油层的作用 一套独立的开发层系必须具备一定的油层厚度，确保油井具有一定的 生产能力，并能充分发挥各类油层的作用 一套开发层系内油层物性、流体性质、压力系统、构造形态应基本接 近 一套开发层系内油层物性、流体性质、压力系统、构造形态应基本接 近 一套开发层系上下应有良好隔层，隔层厚度要在5m以上，以防止不同 层系之间的干扰，并保证注水条件下能独立开发 一套开发层系上下应有良好隔层，隔层厚度要在5m以上，以防止不同 层系之间的干扰，并保证注水条件下能独立开发 花花17块层系划分原则块层系划分原则 花花17块层系划分原则块层系划分原则 根据以上层系划分原则，花17块可划分为两套开层系根据以上层系划分原则，花17块可划分为两套开层系 3131 油田的开发实践经验表明，一个开发层系内平均有效厚 度为15-20m左右比较恰当。 油田的开发实践经验表明，一个开发层系内平均有效厚 度为15-20m左右比较恰当。 初 期 调 整 油田名称 开发 层位 埋藏 (m) 油层井 段长度 (m) 小 层 数 有 效 厚 度 (m) 孔隙 度 (%) 渗透 率 (10-3 m2) 储量 丰度 (104t/km2) 开发 层系 适 应性 开发 层系 适 应性 阿 31 油藏 阿尔 善 1300-1600 150-200425017 30 149.1 一套 较差四套 较好 哈南油田 阿尔 善 1600-1800 200-300 40451424.2 一、二套较差二、四套较好 朝阳沟油田 扶余 组 1200-1500 100-20017 8.717 11.357.9 一套 较好 渤南三区沙三 2400-3900 400 243516 20.8156.8 一套 较差二套 较好 文东油藏沙三3450 3036 29.2 两套 一般 后调为一 套逐层上 返 较好 丘陵油田 三间 房 2380-3113 217 165614 13.8246.8 有效厚度 大于 50m 两套小于 50m 一套 较好 安塞油田 长 6 组 1000-1300 30 71213.52.551.3 一套 较好 马西深层沙一 3780-4030 180-190102613.610 83.7 顶部二套 边部一套 较好 国内部分低渗透油藏储层及开发层系状况简表国内部分低渗透油藏储层及开发层系状况简表 从国内大部分 低 渗 透 砂 岩 油 田 （ 阿 南 、 哈 南 油 田）的开发经验来 看，在开发层系划 分方面都曾走过了 由初期划分较粗， 后来又进行细分层 系调整的过程，细 分层系后也取得了 比 较 好 的 开 发 效 果。 从国内大部分 低 渗 透 砂 岩 油 田 （ 阿 南 、 哈 南 油 田）的开发经验来 看，在开发层系划 分方面都曾走过了 由初期划分较粗， 后来又进行细分层 系调整的过程，细 分层系后也取得了 比 较 好 的 开 发 效 果。 1 1、层系划分论证层系划分论证层系划分论证层系划分论证 3232 花花花花17171717块各油组平均有效厚度统计块各油组平均有效厚度统计块各油组平均有效厚度统计块各油组平均有效厚度统计 从花17块目前各油 组有效厚度看，总平均 有效厚度35.4m，且纵向 跨度大。其中e1f31油组 有效厚度合计为16.5m， e1f32油组平均有效厚度 合计18.9m。将 从花17块目前各油 组有效厚度看，总平均 有效厚度35.4m，且纵向 跨度大。其中e1f31油组 有效厚度合计为16.5m， e1f32油组平均有效厚度 合计18.9m。将e1f31组合 为一套开发层系， 组合 为一套开发层系，e1f32 组 合 为 第 二 套 开 发 层 系，从厚度划分上说， 比较合适。 组 合 为 第 二 套 开 发 层 系，从厚度划分上说， 比较合适。 1 1、层系划分论证层系划分论证层系划分论证层系划分论证 层位层位模拟层位模拟层位砂厚(m)砂厚(m)有效厚度(m)有效厚度(m) 110.32.9 211.68.4 36.31 44.24.2 小计小计32.416.5 56.86.8 612.39.1 76.13 小计小计25.218.9 合计合计57.635.4 e1f32e1f32 e1f3e1f31 1 3333 1 1、层系划分论证层系划分论证层系划分论证层系划分论证 含油井段长，需要适当划分层系 含油井段长，需要适当划分层系 花花17块含油井段长，达块含油井段长，达140m，其中，其中 e1f31中储层与中储层与e1f32储层之间的隔层发 育，厚度达到 储层之间的隔层发 育，厚度达到75m，从开发工艺角度看需要适 当划分层系，有利于减少层间干扰。 ，从开发工艺角度看需要适 当划分层系，有利于减少层间干扰。 3434 1 1、层系划分论证层系划分论证层系划分论证层系划分论证 划分为两套层系均具有储量基础 划分为两套层系均具有储量基础 综 上 所 述 ， 将 e1f31、e1f32划分 为两套层系，根据 数值模拟计算，层 系储量分别为110、 100万吨，均具有一 定储量基础。 综 上 所 述 ， 将 e1f31、e1f32划分 为两套层系，根据 数值模拟计算，层 系储量分别为110、 100万吨，均具有一 定储量基础。 花花17块层系划分储量表块层系划分储量表 层系层位层号储量 121.6 257.8 34.8 425.8 110.0 544.7 643.8 711.5 100.0 210.0合计210.0合计 小计 小计 e1f31 e1f32 3535 ()() ()() 2/ 2/ min 10365. 0 1 t cooo t doptd ribid q + = ioo t k wopd ribid n *)( )1)( 2/ min + = a. 经经济济井网密度井网密度 对于低渗油藏而言，一般井距越小，井网越密开发效果越好，最终采对于低渗油藏而言，一般井距越小，井网越密开发效果越好，最终采 收率越高。但是井网太密，钻井太多会使经济效益变差，因此在选择确定收率越高。但是井网太密，钻井太多会使经济效益变差，因此在选择确定 井网密度时要进行经济分析。井网密度时要进行经济分析。 g n an f min min / = min 1 f l = 单井经济极限产油量单井经济极限产油量 单井经济极限可采储量单井经济极限可采储量 经济极限井距经济极限井距 经济极限井网密度经济极限井网密度 2 2、井网部署、井网部署、井网部署、井网部署 井井网密度及井距网密度及井距 井井网密度及井距网密度及井距 3636 在经济界限分析基础上，利用极限、经济井网密度在经济界限分析基础上，利用极限、经济井网密度在经济界限分析基础上，利用极限、经济井网密度在经济界限分析基础上，利用极限、经济井网密度 公式计算花公式计算花公式计算花公式计算花1717块极限井网密度与经济井网密度。块极限井网密度与经济井网密度。块极限井网密度与经济井网密度。块极限井网密度与经济井网密度。 b bd oo b s r t iia plactvn asln2 ) 2 1 1 ()( )( ln+ + + = m bd oo m s r t iia plctvn asln2 ) 2 1 1 ()( )( ln+ + + = 3737 根据花17块 的地质及流体参 数，计算得花17 块的经济极限井 网 密 度 为 58 口 /km 根据花17块 的地质及流体参 数，计算得花17 块的经济极限井 网 密 度 为 58 口 /km2 2，经济极限 井距为131m；最 优 井 网 密 度 16.37口/km ，经济极限 井距为131m；最 优 井 网 密 度 16.37口/km2 2，最 优 经 济 井 距 247m。 ，最 优 经 济 井 距 247m。 花花17油藏井网密度计算参数及结果油藏井网密度计算参数及结果 平均一口井的钻井投资,万元/井id 473 平均一口井的地面建设投资,万元/井ib 614. 9 投资贷款利率，小数r 0. 1 开发评价年限t 10 油水井总数与油井数比值 1. 33 采油时率o 0. 85 原油商品率d 平均一口井的钻井投资,万元/井id 473 平均一口井的地面建设投资,万元/井ib 614. 9 投资贷款利率，小数r 0. 1 开发评价年限t 10 油水井总数与油井数比值 1. 33 采油时率o 0. 85 原油商品率do o 0. 97 原油销售价格，元/tp 0. 97 原油销售价格，元/tpo o 1800 原油成本，元/to 460 油田年综合递减率d 1800 原油成本，元/to 460 油田年综合递减率dc c 0. 05 评价年限内的可采原油储量采收率，小数wi 0. 7 含油面积,km 0. 05 评价年限内的可采原油储量采收率，小数wi 0. 7 含油面积,km2 2 ao 1. 31 原油地质储量,tn 210 单井经济极限产量q ao 1. 31 原油地质储量,tn 210 单井经济极限产量qmin min 5. 56 单井控制可采储量经济极限(10 5. 56 单井控制可采储量经济极限(104 4t) n t) nmink mink 1. 93 单井控制地质储量经济极限(10 1. 93 单井控制地质储量经济极限(104 4t) n t) nming ming 2. 75 井网密度经济极限,口/km 2. 75 井网密度经济极限,口/km2 2 s sm m 58. 27 井网密度经济最优,口/km 58. 27 井网密度经济最优,口/km2 2 s sb b 16. 37 极限经济井距,ml 131 最优经济井距,ml 247 参 数 计 算 结 果 参数取值及计算结果基本参数取值类别 16. 37 极限经济井距,ml 131 最优经济井距,ml 247 参 数 计 算 结 果 参数取值及计算结果基本参数取值类别 3838 合理井网密度的选择,比较恰当的做法是:合理井网密度的选择,比较恰当的做法是:在经 济最佳和经济极限井网密度之间,优选一种比较合 理适用的井网密度 在经 济最佳和经济极限井网密度之间,优选一种比较合 理适用的井网密度；这种井网密度既能满足低渗透 油田开发的基本要求,又能取得较好的(不一定是理 论上最佳的)经济效益。 ；这种井网密度既能满足低渗透 油田开发的基本要求,又能取得较好的(不一定是理 论上最佳的)经济效益。 3939 b. 启动压力梯度计算极限注采井距启动压力梯度计算极限注采井距 根据试油压力资料统计，假设注水开发，取注水压力为根据试油压力资料统计，假设注水开发，取注水压力为 地层破裂压力，计算花17块注采压差分布在23-50mpa之间。地层破裂压力，计算花17块注采压差分布在23-50mpa之间。 由此结合储层物性及流体性质计算合理注采井距。由此结合储层物性及流体性质计算合理注采井距。 低渗透岩心单相渗流实验表明,流体渗流时存在启动低渗透岩心单相渗流实验表明,流体渗流时存在启动 压力梯度.通过对实验数据的处理得到了实测的启动压力压力梯度.通过对实验数据的处理得到了实测的启动压力 梯度;依据梯度;依据启动压力梯度启动压力梯度的非线性渗流方程, 结合低渗透的非线性渗流方程, 结合低渗透 油藏渗流理论得到了低渗透油藏确定极限技术井距的公油藏渗流理论得到了低渗透油藏确定极限技术井距的公 式,可为低渗透油田开发确定合理井网密度提供理论依据.式,可为低渗透油田开发确定合理井网密度提供理论依据. 4040 由启动压力梯度计算极限注采井距由启动压力梯度计算极限注采井距 = r pp dr dp w r r wh2 ln 根据启动压力梯度公式，计算不同注采压差下极限注采井距。根据启动压力梯度公式，计算不同注采压差下极限注采井距。 可看出若注采压差保可看出若注采压差保 持持在在2 20 040mpa40mpa左左右右，极极限限 注采井距在1注采井距在15 50 0220 00 0m m之之 间。通过实施压裂措施，间。通过实施压裂措施， 提高近井地带地层渗流能提高近井地带地层渗流能 力，则注采井距还可以适力，则注采井距还可以适 当加大。当加大。 k na l p lnlnln 0 = 0 50 100 150 200 250 0102030405060 注采压差(mpa) 井距(m) 4141 c. 不同低渗油藏井距调整对比不同低渗油藏井距调整对比 油田名称初期井距(m)调整后井距(m) 渤南油田800250 阿南油田300180-220 哈南油田300180-250 留17断块300150 文东油藏300400200 新民油田300150 根据调研，国内部分低渗油藏开发初根据调研，国内部分低渗油藏开发初期部期部署井署井网时井网时井 距较大，影响了开发效果，后期基本上距较大，影响了开发效果，后期基本上都采用加密井网、缩都采用加密井网、缩 小井距的调整措施，取得了较好的效果小井距的调整措施，取得了较好的效果。加密调整后井距一。加密调整后井距一 般缩小至150-200m。般缩小至150-200m。 国内部分低渗油藏井网调整情况国内部分低渗油藏井网调整情况 4242 根据以上论证，结合花17块块实际情况，综合 考虑一、二套开发层系采用相同井距，同时考虑到 开发初期适当拉大井距、便于后期调整，新井多为 压裂投产。花17块井距定为200-220m，后期可调整 加密到150170m。 根据以上论证，结合花17块块实际情况，综合 考虑一、二套开发层系采用相同井距，同时考虑到 开发初期适当拉大井距、便于后期调整，新井多为 压裂投产。花17块井距定为200-220m，后期可调整 加密到150170m。 4343 2 2、井网部署、井网部署、井网部署、井网部署 国内部分低渗透油藏井网布置简况国内部分低渗透油藏井网布置简况 根据国内部分低渗透油田井网形式调研，开发初期采用三角形井 网形式效果一般不如方形井网，采用三角形井网的后期也多调整为方 形面积井网，取得较好的开发效果。 根据国内部分低渗透油田井网形式调研，开发初期采用三角形井 网形式效果一般不如方形井网，采用三角形井网的后期也多调整为方 形面积井网，取得较好的开发效果。 井网布置适应性井网布置适应性 渤南油田800m井距面积井网差250m井距面积井网较好 阿南油田300m井距、正三角形面积井网较差180-220 m井距面积井网较好 哈南油田300m井距、正三角形面积井网较差180-250 m井距面积井网较好 留17断块300m井距、反九点法面积井网较差150m井距、反九点法面积井网较好 文东油藏300m400m井距、三角形面积井网较差200m井距、三角形面积井网较好 夏9油藏300m井距、三角形四点法面积井网较差调整困难 新民油田300m井距、反九点法面积井网一般150m井距、反九点法面积井网较好 鄯善油田300m井距、五点法与反九点法面积井网一般 安塞油田250m300m井距、反九点法面积井网一般 朝阳沟油田300m井距、反九点法面积井网较好未调整 马西深层500m井距、五点法面积井网好未调整 油田名称 初 期调 整 井网形式 井网形式 井 井网网形形式式 4444 正方形井网加密调整示意图正方形井网加密调整示意图 正方形井网不仅在注采系统调整方面具有很大的灵活机动性，而且 在井网密度调整方面也具有较大的余地。 正方形井网可以在排间加密，总的井网密度仅增加一倍 三角形井网、四点井网要均匀加密就得增加三倍井数，经济上极 不合适 正方形井网不仅在注采系统调整方面具有很大的灵活机动性，而且 在井网密度调整方面也具有较大的余地。 正方形井网可以在排间加密，总的井网密度仅增加一倍 三角形井网、四点井网要均匀加密就得增加三倍井数，经济上极 不合适 加密后注采系统 原注采系统 加密后注采系统 原注采系统 调整后注采系统调整后注采系统 原注采系统原注采系统 三角形井网加密调整示意图三角形井网加密调整示意图 总体上低渗油藏采用方形井网形式较好，考虑到花总体上低渗油藏采用方形井网形式较好，考虑到花17块地质特征： 含油面积东西长、南北窄，断层与油水界面基本平行； 油水界面距构造高部位距离短； 压裂后人工裂缝分布平行于断层 块地质特征： 含油面积东西长、南北窄，断层与油水界面基本平行； 油水界面距构造高部位距离短； 压裂后人工裂缝分布平行于断层 井网形式采用井网形式采用井网形式采用井网形式采用线状注采方式线状注采方式线状注采方式线状注采方式 平行于断层与油水界面布油水井排平行于断层与油水界面布油水井排平行于断层与油水界面布油水井排平行于断层与油水界面布油水井排 井排方向与人工裂缝方向平行，采用线状注水方式井排方向与人工裂缝方向平行，采用线状注水方式井排方向与人工裂缝方向平行，采用线状注水方式井排方向与人工裂缝方向平行，采用线状注水方式 井距可适当加大，排距可缩小井距可适当加大，排距可缩小井距可适当加大，排距可缩小井距可适当加大，排距可缩小 花花17油藏注采井网分布示意图油藏注采井网分布示意图 人工裂缝延伸人工裂缝延伸人工裂缝延伸人工裂缝延伸 方向方向方向方向 4747 o o wiro o w orrw ow b sk sk jj = )( )( / 根据吸水采油指数比计算公式：根据吸水采油指数比计算公式： 利用油水相渗曲线资料计算花利用油水相渗曲线资料计算花17块吸水采油指数比约 为： 块吸水采油指数比约 为：2.07，根据合理注采井数比计算公式： 考虑开发初期采油采液指数基本相等，计算合理注采井 数比约为 ，根据合理注采井数比计算公式： 考虑开发初期采油采液指数基本相等，计算合理注采井 数比约为1:1.4。 li jjr = 参数选取见下表：参数选取见下表： 合理注采井数比 合理注采井数比 合合理注采井数比理注采井数比 2 2、井网部署、井网部署、井网部署、井网部署 残余油下水相饱和度残余油下水相饱和度0.095340.09534 束缚水下油相饱和度束缚水下油相饱和度1 1 地层水粘度地层水粘度0.50.5 地下原油粘度地下原油粘度8.588.58 原油体积系数原油体积系数1.0761.076 原油密度原油密度0.850.85 4848 油水相渗曲线资料计算结果表明花油水相渗曲线资料计算结果表明花油水相渗曲线资料计算结果表明花油水相渗曲线资料计算结果表明花17171717油油油油 藏储层吸水能力较弱，开发初期井网部署藏储层吸水能力较弱，开发初期井网部署藏储层吸水能力较弱，开发初期井网部署藏储层吸水能力较弱，开发初期井网部署 中需要适当增加注水井数。中需要适当增加注水井数。中需要适当增加注水井数。中需要适当增加注水井数。 但考虑到相渗曲线为借用资料，且岩心但考虑到相渗曲线为借用资料，且岩心但考虑到相渗曲线为借用资料，且岩心但考虑到相渗曲线为借用资料，且岩心 实验代表性不强，实际方案部署注采井数实验代表性不强，实际方案部署注采井数实验代表性不强，实际方案部署注采井数实验代表性不强，实际方案部署注采井数 比时需要根据现场试注资料进一步综合考比时需要根据现场试注资料进一步综合考比时需要根据现场试注资料进一步综合考比时需要根据现场试注资料进一步综合考 虑确定。虑确定。虑确定。虑确定。 合理注采井数比 合理注采井数比 合合理注采井数比理注采井数比 2 2、井网部署、井网部署、井网部署、井网部署 4949 3 3、油水井工作