油田开发方案及原理.ppt

1,油田开发地质基础,2,勘探开发历程,预探阶段,评价阶段,开发阶段,调整阶段,3,1 预探阶段,通过地震勘探，发现了一个可能含有油气的构造 为了证实该构造是否含有油气，钻了一口探井，并证实它确实含有油气。,4,2 油藏评价阶段（详探阶段）,5,地质及油藏工程问题 钻井完井工程问题 采油工程问题 地面集输系统工程问题 经济评价与方案优选,3 开发阶段,确定开发方式 确定井网井距,6,3 开发阶段,7,4 调整阶段,开发初期，从生产井取得的信息有限，还不能完整地描述油田的地质及工程情况。随着开发过程的进行，生产井数的增加，获得的信息也逐步地增多，原有的地质认识必须进行修正,相应的开发方案也必须进行修改和调整。,8,第一节 油田地质储量,油气储量是油气田开发的物质基础。,9,探明储量（级储量） 编制油田开发方案、进行油田开发建设投资决策和油气田开发分析的依据。 探明储量又可分为三类： 类：已开发的探明储量 指在现代经济技术条件下，通过开发方案的实施，已完成开发井钻井和开发设施建设，并已投入开采的储量。 类：未开发的探明储量 指已完成钻探评价，并取得可靠的储量参数后计算的储量。它是编制开发方案和开发建设投资决策的依据，其相对误差不得大于20%。 类：基本探明储量 主要是针对复杂油气藏而提出来的。对于复杂的断块油田、岩性油田和裂缝性油田， 在完成地震详查或三维地震并钻了评价井后，在储量参数基本取全、含油面积基本控制的情况下计算出的储量。用途：是进行滚动勘探与开发的依据 精度：相对误差应小于30%。,10,地质储量：是指在地层原始条件下，储集层中原油和天然气的总量。 表内储量：指在现有技术和经济条件下，具有开采价值并能获得社会经济效益的地质储量。 表外储量:指在现有技术和经济条件下，开采过程中不能获得社会经济效益的地质储量,11,可采储量及剩余可采储量 可采储量指在现在工艺技术和经济条件下，能从储油层中采出的那一部分地质储量。 可采储量（Nr）=地质储量（N）Re 显然，它是一个不确定的量，随着工程技术水平的提高、管理水平和原油、天然气价格的提高，其也会相应地提高。 剩余可采储量=可采储量-目前累积产油量,12,储量计算方法,一、静态计算方法-容积法 容积法是计算油气藏地质储量的主要方法，应用最广泛。它适用于不同的勘探开发阶段、不同的圈闭类型、不同的储集类型和驱动方式。对于大中型构造砂岩油气藏，计算精度较高。,13,1. 物质平衡法 它是利用生产资料计算动态地质储量的一种方法 适用条件：油气藏开采一段时间，地层压力明显降低，已采出可采储量的10%以上。 精度情况：对于封闭性的未饱和油藏、高渗透性小油气藏、连通性好的裂缝性油气藏，其精度较高。 2. 产量递减法 它适用于油气藏开发后期，油气藏已达到一的采出程度，并经过开发调整之后，油气藏产量已进入递减阶段。 3. 矿场不稳定试井法 对出油气的探井进行压降试井，以确定油气井控制的断块、岩性油气藏的地质储量。,二、动态计算方法,14,4. 水驱特征曲线法 适用条件：油藏含水率达到一定程度（如50%） 以后。 方法：利用油藏的累积产水量和累积产油量在 半对数坐标上存在明显的直线关系外推到含水率为 98%时求出油藏的可采储量。,15,计算地质储量的容积法 （1）原油的地质储量 N=100AhSoio/Boi =100Ah（1-Swi）o/Boi 式中：N原油地质储量，104t； A含油面积，km2； h平均有效厚度，m； 平均有效孔隙度，f； Swi 平均束缚水饱和度，f； o 平均地面脱气原油密度，t/m3； Boi 平均原始原油体积系数。,（2）溶解气的地质储量 对于油田，天然气储量可能包含两部分：自由气和溶解气，无气顶油藏则仅有溶解气部分，其储量由下式确定： Gs=10-4NRsi 式中：Gs溶解气的地质储量，108m3。,16,沙19井区块侏罗系西山窑组油藏为断块构造油藏，沙19井断块东、北两面为正断层，以断层为界，下倾部位以油水界面海拔为-890m为界，圈定含油面积为2.5km2,实例,确定含油面积,17,确定有效厚度,实例,18,确定有效厚度,此图需改,实例,19,油层孔隙度下限为17%； 电阻率下限为7.m； 含油饱和度下限为40%；,沙19井为7.2m,实例,20,S1963井为11.0m,S1965井为19.7m,实例,21,沙19井区有效厚度平均值 根据油藏的特点，采用内含油面积与油水叠合带面积权衡； 内含油面积有效厚度采用井算术平均值为12.6 m； 油水叠合带有效厚度取其二分之一，即6.3 m，权衡得有效厚度10.3 m。,确定有效厚度,实例,22,沙19井区有效孔隙度采用井厚度加权平均值为25.8%，地面孔隙度与地下孔隙度的转换借用北京石油勘探开发研究院的压实经验公式： 地下0.997地面- 0.46 计算出沙19井区块侏罗系西山窑组油层地下平均孔隙度，厚度加权平均值为25.3。,有效孔隙度取值25。,确定有效孔隙度,实例,23,含油饱和度采用阿尔奇公式： So=1-Sw=1-(abRw/m Rt)1/n 根据上述确定参数：孔隙度指数（m）为1.813，岩性系数（a）为0.62，饱和度指数（n）为1.902，岩性系数（b）为0.996，地层水电阻率（RW）为0.26.m， 计算沙19井区平均含油饱和度采用孔隙厚度权衡求得62.2%，取值62%。,含油饱和度取值62。,确定含油饱和度,实例,24,原油体积系数采用与邻区类比确定。借用陆梁油田侏罗系西山窑组体积系数作为本区块的体积系数。 体积系数取值1.055 。,油藏地面原油密度取用实测值0.808g/cm3,确定其他参数,实例,25,沙19井区块储量参数表,油藏采收率计算表,实例,26,储层埋藏深度（米） 浅层 4000 4000 地质储量 特大油田 10 108t 大型油田 1 10 大型气田 300 108m3 中型油田 0.1 1 中型气田 50 300 小型油田 300 10 中丰度 100 300 2 10 低丰度 50 100 2 特低丰度 50,油气储量的综合评价,油 田,气 田,27,油气产能大小 千米井深的稳定日产油量（t/d.km） 高产 15 中产 5 15 低产 1 5 特低产 1,千米井深的稳定日产气量（104m3/d.km） 高产 10 中产 3 10 低产 3,流度（k/） 高 8010-3 m2/mPa.s 中 3080 低 10 30 特低 10,b. 比采油指数（t/d.MPa.m） 高 1.5 中 1 1.5 低 0.5 1 特低 0.5,28,储量综合评价,沙19井区块油藏综合评价表,29,第二节 油田开发基础知识,油田开发程序,（1）合理布置探井，迅速控制含油面积。 （2）利用资料井，全面了解油层的物理性质在纵向和横向的变化情况。 （3）采用分区分层的试油试采方法，求得油层生产能力的参数。 （4）在已控制的含油区域内开辟生产试验区。 （5）确定油藏类型，然后做出油田开发设计。 （6）根据最可靠最稳定的油层钻一套基础井网，修改和调整原定方案。 （7）在生产井和注水井投产后收集实际的产量和压力资料进行研究，修改原来的设计指标，定出具体的各开发时期的配产配注方案。,采用滚动式的勘探开发,30,1.整装中高渗透的大中型砂岩油藏 油藏压力必须大于饱和压力开采 选择早期注水方式开采 稳产期采出可采储量的60%以上 2.低渗透砂岩油藏 实施低污染的钻井、完井措施 早期压裂改造油层 具备注水注气条件的，应保持油藏压力开采,油田开发原则,我国已发现的油藏可划分成十类,各类的开发原则可概括如下：,31,3. 气顶油藏 充分利用天然气顶的能量 严格防止油气互窜 论证射孔顶界位置,32,4. 边底水油藏 充分利用边底水的能量 注意边底水的锥进和舌进 要论证射孔底界的位置,33,5. 裂缝性层状砂岩油藏 搞清裂缝发育规律和方向 如需注水，考虑沿裂缝走向布注水井 6. 砾岩油藏 通常采用注水方式开发 注水压力小于地层破裂压力 加大注采井数比 7. 高凝油、高含蜡及析蜡温度高的油藏 注意保持油层和井筒温度 注水井投注前实施加热预处理 采油井注意控制井底压力，防止井底附近大量脱气,34,8. 凝析气藏及带凝析气顶的油藏 当凝析油含量200g/m3, 采取保压开采，PsPd 开采方式：注气、循环注气 当凝析油含量100mPa.s, o0.934的油藏，采用热采方式开采（蒸汽吞吐、蒸汽驱或火烧油层） o100mPa.s，采用加密井网注水抽油方式开采,35,开发层系的划分,一个开发层系，是由一些独立的，上下有良好的隔层、油层性质相近、驱动方式相近，具有一定储量和生产能力的油层组合而成。它用一套独立的井网开发，是一个最基本的开发单元。,36,划分开发层系的意义 1. 合理的划分开发层系，有利于充分发挥各类油层的作用。这是因为： （1）若高渗透层和低渗透层合采，则由于低渗透层的油流阻力过大，生产能力往往受到限制。,37,（2）若低压层和高压层合采，则低压层往往不出油，甚至高压层的油有可能窜入低压层。 （3）对于水驱油田，如果各层渗透率相差太大，各油层的吸水能力不同，注入水在各层的推进速度不同，采油速度不同，导致注采不均衡 （4）垂向波及系数低，最终采收率低。 （5）各层压力不均衡，高渗层多为水驱的见效层，压力高，在采油井内，水会窜入较低压力层段，造成对地层永久性伤害，加剧层间矛盾。,38,2. 为了提高油田的采油速度，缩短开发时间 3. 采油工艺技术的发展水平要求进行层系划分 4.划分开发层系是部署井网和规划生产设施的基础,39,划分开发层系的原则 1. 要求同一层系内各油层的性质相近，以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性，减小开采过程中的层间矛盾。油层性质相近表现在： 沉积条件相近 渗透率相近 油层的分布面积接近 层内非均质程度相近（渗透率级差、突进系数、 渗透率变异系数、毛管压力曲线）,40,2. 一个独立的开发层系应具有一定的储量，以保证达到较好的经济指标。 3. 各开发层系间必须具有良好的隔层，以便在注水开发的条件下，层系间能严格地分开，确保层系间不发生串通和干扰。良好的隔层：指隔层应具有一定的厚度、岩性致密、分布稳定连续。,41,4. 同一开发层系内油层构造形态、油水边界、压力系统和原油物性应比较接近。 5. 应考虑当前的采油工艺技术水平，在分层开采工艺所能解决的范围内，应避免划分过细的开发层系。 6. 同一油田相邻油层尽可能组合在一起。应避免将下列层组合在同一开发层系内： 岩性和特性差异很大 油气的物理化学性质不同 油层的压力系统和驱动方式不同 油层的层数太多，含油井段过长。,42,衰竭式开发 利用油藏的天然能量（溶解气、流体及岩石弹性膨胀能，边底水压能）;被动，油藏的采收率不高，同时采油速度也慢 . 人工保压式。 人工向油藏注入水或是其它工作介质（如烃类气体，氮气，二氧化碳气体等）来使油藏压力维持到开发方案所设计的水平，从而获得较高的油田采收率和采油速度。,开发方式和注水方式的选择,开发方式是指油田在开发过程中，主要利用什么能量来进行开发。,43,油田的注水方式,1. 为什么要注水？ （1）天然能量难以满足油田开发的需要（如高产、 稳产和较高采收率的需要），表现在： 天然能量作用的时间和范围有限 发挥不均衡，初期大，但很快递减 不能适应油田较高采油速度及长期稳产的要求 （2）水源和水的处理在一般油田不成问题 （3）注水施工容易，从井口至井底的深度可产生 较大的静水柱压力,44,（4）水在油层具有较好的流动性和扩散性 （5）用水驱油效率较高 （6）注水能满足油田高产、稳产和较高采收率的需要，使油层保持较高的压力，使油田能较长时间自喷。,影响注水开发效果的几种情况 （1）如果油层的渗透率低于20mD，即使原油的粘度较低注水的效果也较差。 （2）水敏性矿物含量较高，效果较差 （3）稠油油田，注水效果较差,45,2. 注水时间的选择 （1）早期注水 要求在地层压力低于饱和压力之前注水，具体时间取决于地饱差大小、储量大小、采油速度和自喷开采要求等情况。 优点： 地层压力始终高于饱和压力，生产压差调整余地大，稳产、高产时间长，自喷开采期较长。 原油性质好 缺点：初期注水工程投资大，投资回收期较长。,46,（2）晚期注水 在地层压力下降到饱和压力以下，一次采油达到经济极限的条件下注水。初期投资少，原油成本低，投资回收期短 缺点： 原油性质变差 油气水三相流动，油相流动阻力增大 稳产和自喷开采期短 （3）中期注水 介于早、晚期注水时间之间，在地层压力低于饱和压力，气油比上升到最大值之前注水。 优点：采收率较高 缺点：同（2）,47,3. 注水方式 注水井在油藏中所处的部位及注水井与生产井之间的排列关系。,（1）边缘注水 （2）切割注水 （3）面积注水 （4）点状注水,48,（1）边缘注水 概念 注水井排位于构造上油水边缘附近的等高线上以保持同油水边缘平行，使油水前缘有一个好的界面，让水向油区均匀推进，达到较高的采收率。 边缘注水方式的适用条件 油田面积不大 构造比较完整，油层稳定，边部和内部连通性好， 油层的流动系数较高 钻注水井的边缘地区要有较好的吸水能力，以保证压力的有效传播，使油田内部受到良好的注水效果。 边缘注水的三种方式 根据注水井列与油水界面的相对位置，边缘注水又可分为以下三种： 缘外注水。注水井分布在外含油边界以外 缘上注水。将注水井排布在含油外缘上。 边内注水。将注水井布置在内含油边界以内。,49,（2）切割注水 概念 注水井排将油藏分割成若干个相对独立的较小单元，每一块面积（切割区）可以看作是一个独立的开发单元，可以进行独立的开发和调整。 适用条件 油层大面积分布 切割区内布置的生产井和注水井有较好的连通性 油层具有一定的流动系数 论证内容 裂缝的主要方位 切割距大小 井距、排距大小 生产井排数,50,切割注水的实施步骤 排液：在注水井排，清除注水井井底周围油层的污染物，在井底周围附近造成低压带。 拉水线：在注水井排上，一口井排液，一口井注水，使注水井排上首先形成水线。 全面注水：将排液井改为注水井。 切割注水的类型 横切割：沿构造短轴方向切割 纵切割：沿构造长轴方向切割 环状切割 链状切割 其他切割：如中心切割,51,切割注水的利弊 （1）优点 可根据油田具体的地质情况（构造形态），选择切割井排形式、方向和距离 具有可调性 可先开采物性好的高产地带 切割区内生产井排受效较好 （2）缺点 不能很好适应油层在平面上的非均质性 注水井排两侧的地质条件不一致，会出现区与区之间的不平衡 注水井间干扰大，吸水能力降低 内排与外排生产井受效不均衡,52,（3）面积注水 概念: 将注水井按一定几何形状和一定的密度均匀地布置在整个开发区上。 适用于下列条件 （1）油层分布不规则，延伸性差，多呈透镜状分布。 （2）油层的渗透性差，流动系数低 （3）油田面积大，构造不够完整，断层分布复杂 （4）可用于油田开发后期的强化采油 （5）可用于提高采油速度 开发特点 （1）采油速度高，但生产见水时间早，原因是 因所有生产井均可受到注水井的直接影响 注水井到生产井距离较近，吸水能力好，产液能力高。 （2）可调性差,53,面积注水井网的命名 以生产井为中心，包括周围的注水井而构成的单元来命名。 反井网：注水井和生产井位置调换而得的井网。,54,55,不同面积井网的注水井网特征,56,（4）影响注采井网选择的因素 注采井数比要适当，既具有一定的注水能力和生产能力，又具有较好的经济效益。 面积波及系数要高 具有可调整性（可调整性要好） 根据地层渗透率的方向性、裂缝的方向布井,57,第三节油田主要开发指标及调控要求,油田产油产气指标 采油速度和采出程度 油田压力指标 油田产水指标 油田注入指标 油田递减率 采油指数和吸水指数 稠油开采指标,58,油田产油产气指标,日产水平 日产能力 折算年产量 生产规模 平均单井日产量 综合生产气油比 累积生产气油比,59,采油速度和采出程度,实际采油速度实际年产油量/地质储量100% 折算采油速度折算年产油量/地质储量100%,采油速度,60,采油速度和采出程度,采出程度,影响采出程度的因素有以下几种： （1）油田地质条件：储量集中，油层连通条件好，采出程度就高。 （2） 井网条件：井网完善，采出程度就高。 （3）开采方式：采出程度的高低与注水开发、热采和依靠天然能量等开采方式有着密切的关系。,61,油田压力指标,1.静水柱压力 2.原始地层压力 3.压力系数 4.目前油（气）层压力 5油田平均油层压力 5.流动压力 6生产压差 7.注水压差 8总压差 9饱和压力 10.地饱压差 11地层破裂压力,62,油田产水指标,含水率 含水上升速度 含水上升率,63,油田产水指标,64,油田注入指标,注水强度 注采比 注水利用率（存水率） 水驱指数 水驱油效率,65,油田递减率,（一）水平递减率 油田自然递减率 油田综合递减率,（二）油量年递减率 油量自然递减率 油量综合递减率,66,采油指数和吸水指数,采油指数,吸水指数,指油井生产压差每增加一个兆帕时，一天内所增加的油量。它代表油井生产能力的大小，可以用来判断油井工作状况,它的大小反映油层吸水能力的强弱。在注水井管理中，根据吸水指数的变化，可以分析注水井的井下工作状况及油层的吸水情况,67,稠油开采指标,蒸汽干度（注汽参数指标）：蒸汽干度是指一千克湿饱和蒸汽中，含有干饱和蒸汽的质量百分数，用符号x表示。国内外常用的计量（计算）方法有分离器法、氯根滴定法、电导率法和孔板流量计法， 油汽比：是指注入一吨蒸汽（即一吨折合的蒸汽）所能够采出的原油量。注汽强度：（单位：吨/日米，算法与注水强度相似）。 4.其它指标和参数：如水质指标（悬浮物、含盐量、碱度、硬度、酸度、PH值、有机物含量、含氧量、含油类杂质等），注气参数（蒸汽吞吐周期注汽量、注汽速度、注汽压力、焖井时间等）,68,水驱油田的主要调控指标,年度调控指标,含水上升率 自然递减率和综合递减率 剩余可采储量采油速度 油藏压力系统 注采比,69,开发阶段调控指标,水驱储量控制程度 水驱储量动用程度 可采储量采出程度 采收率,70,71,第四节 注水开发油田的三大矛盾,陆相油藏储集层的非均质性主要表现为层间、层内、平面三大差异，这三个方面的差异决定了油藏在注水开发过程中的油水运动状态的差异性，全面了解这种差异性，研究并掌握其变化规律和特点，采取响应的措施，可以最大限度的提高油层动用程度，扩大注水波及体积、改善油藏开发效果。,72,层间矛盾,层间渗透率分布形式 渗透率级差。它是一套开发层系中最高单层平均渗透率与最低单层平均渗透率比值。一般在5-10之间。 单层突进系数：最高单层渗透率与油层厚度权衡平均渗透率比值。 渗透率变异系数 渗透率均质系数,定性定量描述,73,1、 注水井中的层间差异和井间干扰。吸水能力相差悬殊。同时存在井间干扰想象。 2、注入水单层突进。 3、生产井中的差异和干扰 A:一口井中开采层数越多,不出液层数比例越大 B:多层合采产量小于分层开采产量之和 C:生产井中的流动压力越高,层间干扰越严重. D:油藏高含水期间,层间干扰更为严重; E:倒灌现象(油藏注水开发过程中,很多现象说明倒灌现象的存在,如用涡论流量计测试分层产量时,有少数测点出现负值;测试分层压力时,发现有些层的地层压力比全井地层压力还低,甚至有些高压力水层倒灌入低压油层中去.) F:随主力层产业比例增高,不出油层数增多.,开发中的表现,74,1、要细分层系或在本层系中进行分层注水、分层采油，调整分层注水量、采油量，使高、中、低渗透油层都能发挥作用，提高油层的动用程度。 2、进行储层改造，堵高压低。 3、调整层系井网和注水方式,解决层间矛盾的办法和途径,75,注入水沿着高渗透条带突进形成局部舌进。（示踪迹） 井间干扰现象（三个方面：同一注水井组中，有一口油井见水，产液量上升，其他井产液量下降；油井调整生产压差，相临的井就要要受到影响，油井见水后，见水方向推进速度加快，平面现象加剧。 断层遮挡和井网控制程度差，增加了平面差异。,平面矛盾,储集层不仅表现为纵向上的上下层之间，即使是同一层位，在片面上不同的方向、不同的部位的非均质性也很严重，在油藏开发过程中，表现为平面差异。,开发中的表现,76,1、实施分区治理，针对不同的地质特点采取相应的工艺措施； 2、打调整井（加密），调整完善注采系统。,解决平面矛盾的办法和途径,77,同一砂层内部不同部位由于储层物性不同造成的差异（厚油层） 动态反映 A：不同部位吸水强度不同 B：不同部位产液情况差别悬殊,层内矛盾,解决平面矛盾的办法和途径,78,层内矛盾,解决平面矛盾的办法和途径,一是”四细”工艺，即细分注水、细分堵水、细分测试和细分采油。采用封隔器细分，对象是层内有岩性或物性夹层的厚油层，夹层分布越稳定，细分的效果就越好。 二是“四选”工艺，即选择性注水、选择性酸化（增注）、选择性压裂和选择性堵水。 对于亲水油藏，可采用变强度注水的方法，通过渗吸作用来提高水驱油效率； 三次采油方法，聚合物驱油法来提高石油采收率。,79,一、驱动方式的概念 油、束缚水和岩石的弹性能 溶解气的膨胀能 气顶气的弹性和气体压头 边底水的弹性和静水压头 原油本身的重力,第六节 油藏驱动方式及开采特征,80,次生气顶和气窜,第五节 油田动态类型,1次生气顶：随着地层储量的采出，井底压力会逐渐地下降，此力降向四周传递的结果，压降漏斗会逐渐扩大，直到地层压力Pe也逐降下降，当地层压力低于饱和压力后，原油中溶解的天然气会分离出来。地层中的含油饱和度降低，含气饱和度增加。此种情况开始出现于近井地带，而后逐渐向四周扩大。当含气饱和度高于 50% 以后，油相渗透率降低到零而油停止流动。如果相邻的几口井都产主这种情况，则会在油藏的中间形成纯产气区，我们把这种纯产气区叫做次生气顶。,81,第五节 油田动态类型,气窜,在邻近气顶或次生气顶的区域，由于采油方式不合理，生产压差过大，采油速度太高而造成新的低压区。气顶或次生气顶就会发生膨胀而表现出驱油的性能。一段时间后，气顶里的气流会突破地下原油的屏障而进入油井，使油井气油比急剧上升，而被迫停产，这种情况叫气窜。,82,第五节 油田动态类型,油井见水类型,83,第五节 油田动态类型,油井见水类型,边水舌进 1、储层的非均质性 2、注水井投注顺序,平面突进系数=最大的水线推进距离/平均水线推进距离,油井的正常水淹,84,第五节 油田动态类型,油井见水类型,底水锥进,1、油层厚度大 2、射开不完善,原始油水界面,采油井,采油井,85,第五节 油田动态类型,油井见水类型,层中指进,水平油层中边水沿高渗透带指进,边 水,倾斜岩层中底水沿顶部高渗透带指进,底水,86,第五节 油田动态类型,油井见水类型,单层突进,单层突进示意图,高渗层,中渗层,低渗层,87,第五节 油田动态类型,油井见水类型,单向突进,88,第五节 油田动态类型,油井见水类型,油水同层,89,第五节 油田动态类型,油井见水类型,油水层串通（串槽）,1、固井质量差 2、垂直裂缝发育,90,1.弹性驱动 依靠原油、束缚水及岩石的弹性驱油。产生的地质条件： 边、底水不活跃 未实施人工注水、注气 无气顶的未饱和油藏 特点是： 地层压力下降，但仍高于Pb（饱和压力） 油气比不变 产量不断下降 采收率低，通常为25%,第六节 油藏驱动方式及开采特征,驱动方式是指油层在开采过程中主要依靠那一种能量来驱油。,驱动类型及其开采特征,91,产生的地质条件： 边底水不活跃、未