油气田动态分析实例

1,二、油气田动态分析,1.动态分析概念2.动态分析方法3.实例分析,2,黑箱一个,没有任何信息,猜想箱里有什么?,黑色系统:没有任何信息,去预测,3,箱里有部分信息,猜想箱里有什么?,灰色系统:有部分信息,去预测,4,箱子全透明,猜想箱里有什么?,白色系统:有全部信息,去预测,5,油田开发的过程是一个不断认识和调整的过程。油藏投入开发后，油藏内部诸因素都在发生变化：油气储量变化、地层压力变化、驱油能力变化、油气水分布变化等。动态分析就是研究这些变化，找出各种变化之间的相互关系，以及对生产的影响。通过分析解释现象，认识本质、发现规律、解决生产问题。提出调整措施、挖掘生产潜力、预测今后的发展趋势。,一、动态分析的基本常识,（一）什么是动态分析,跟踪油、气、水、压力变化,发现问题及解决问题,6,6,(二)油藏开发基本矛盾,层间矛盾平面矛盾层内矛盾,7,7,层间矛盾,指非均质多油层油田，由于各个油层岩性、物性和储层流体性质不同，在成各油层在吸水能力、水线推进速度，地层压力、出油状况、水淹程度等方面的差异，形成相互制约、干扰、影响各个油层，尤其是中低渗透率油层发挥不了作用。,8,8,层间矛盾,8,涠洲12-1油田中块油藏剖面示意图,9,9,层间矛盾,9,10,10,层间矛盾,10,11,11,平面矛盾,由于油层性质在平面上的差异，引起注水开发后同一个油层的各井之间地层压力有高有低、见水时间早晚、含水上升速度有快有慢，因而相互制约、干扰、影响油井生产能力的发挥。,12,12,平面矛盾,90,30,13,13,层内矛盾,层内矛盾：指同一油层内部纵向的物性差异，造成注入水在油层内垂向上的不均匀分布和推进，影响油层水洗厚度和驱油效率提高。,14,14,油井措施,15,15,注水井措施,注水井措施大至分为以下类型：改善注水：调剖/调驱、细分注水增加注水：增压注水、酸化、压裂等,16,二、油气田动态分析,1.动态分析概念2.动态分析方法3.实例分析,17,17,基本方法,18,18,基本方法,19,2.1资料搜集与常规分析2.2试井解释方法及其应用2.3数值模拟分析及其应用2.4产量预测方法,20,2.1资料搜集与常规分析,资料搜集,单井产油量、产液量、含水率、井底流压等数据,油田日产油、年产油量、综合含水率、采出程度等数据,单井测试：一般包括拉井下压力梯度及压力恢复测试，需要获取压力、温度数据及日产量数据等等,数值模拟,试井解释,产量预测,21,生产资料处理,某油田：开发井：4口水平井动用探明储量：*104m3目前累积采油：*104m3采出程度：13.54综合含水：26.82,2.1资料搜集与常规分析,22,常规试井分析包括压力降落测试、压力恢复试井、双重介质油藏试井等等；现代试井分析包括DST测试、干扰试井、脉冲试井、数值试井等等。在生产油气田主要用到压力恢复试井及钢丝作业中的井筒压力梯度测试。,质量守恒定律达西定律状态方程,解析解,内边界条件+微分渗流方程+外边界条件,基本理论：,2.2试井解释方法及其应用,23,单相弱可压缩且压缩系数为常数的液体在水平、等厚、各向同性的均质弹性孔隙介质中渗流，其压力变化服从如下偏微分方程（扩散方程）：,试井解释基本微分方程,24,试井井解释模型由下面三部分组成：,基本模型：油气藏的基本特性,边界条件：内边界条件-井筒及其附近的情况外边界条件-油藏外边缘的情况,初始条件：油藏投入开发前的情况,试井解释模型,25,试井目的,获得油气井产能获得产层类型和地层参数了解地层伤害程度需不需要采取增产措施？分析增产措施效果测试井间或测试层间是否连通,26,A2h井压力史曲线拟合,A2h井双对数曲线拟合,A2h井试井解释结果,试井解释结果,27,试井解释结果,28,A1H井数模研究：经数值模拟认识到A1H井水平段部分位置已经见水，且因泥岩夹层或低渗夹层隔挡，边底水推进过快易出现水淹区块，故不建议采取措施加速开采。,A1H,2.3数值模拟及其应用,29,A2H井数模研究：经数值模拟认识到A2H井因水平井末端距离油水界面较近，且数值模拟表现为水平井末端较早见水，故建议先对水平井末端实施堵水后再考虑增油措施。,A2H,ZJ1-4油组A2H井数模分析,30,数模法产量预测,31,数值模拟法2011年产量预测,32,2.4产量预测方法,一、产能递减法1.1自然递减法1.2产量构成法1.3综合递减法二、水驱曲线法三、数值模拟法四、类比法,33,Arps递减模型是应用最广泛的递减模型，它适用于各种类型的油气田的开发递减阶段。,递减规律,指数递减（n=0）,双曲递减(n0且n1),调和递减（n=1）,产量递减数学模型,累积产量模型：,Arps递减模型基本概念,34,1.1自然递减法,HZ32-5油田产量预测,1、自然递减法是指用预测单元的月产能扣除该单元调整井和常规措施增加的产能后回归计算递减规律，从而预测单元产量。即利用老井在无任何增产措施情况下的产能递减求得产量。2、预测单元总产量还应加上措施产量和调整井产量。,35,调整井工作量多的油田,1.2产量构成法,递减断难选择油田产能受调整井工作量影响大,36,XJ24-3产量构成图,1.2产量构成法,1、完成产量构成图,37,1.3综合递减法,38,二、水驱曲线法,HZ32-3,39,含水与采出程度类比法,4类比法,类比递减率法,已投产未递减油田,40,BZ25-1/S油田产量估算,考虑A平台投产后产量增加8万方，产量累计达到173万方,分批投产油田产量估算,4类比法,41,LD10-1/4-2/5-2油田产量估算,钻后储量变化较大的油田,4类比法,42,综合递减法产量预测实例,拟合时间段：200908至201008；预测时间段：201101至201112；拟合类型：指数递减；递减率：0.0452,启泵提液,43,产量风险及潜力分析,风险一：主力层ZJ1-4油组各生产井均进入中含水期，含水上升速度加快，产量递减快；风险二：ZH1-1L油组地层能量不足，2011年是否有产出不确定；,44,产量风险及潜力分析,潜力二：文昌8-3油田仍有具备挖潜条件的区块，目前正在做相应的分析研究工作，下一步将利用A3H井的井槽条件提出新的调整井方案。,A3H,ZH1-1L油组,ZJ1-4油组,45,二、油气田动态分析,1.动态分析概念2.动态分析方法3.实例分析,46,小层渗透率等值图,(1)说明哪区生产井可能产量较高?,47,三区油井油量柱状图,(2)说明哪区生产井可能产量较高?,48,三区动液面分布柱状图,0-950m,(3)试分析哪些油井较好,3口井由于出砂造成供液能力差，泵效低，液量低；2口井由于注采不完善，造成能量低,49,三区压降分布柱状图,(4)试分析注水效果及各井受效情况,50,三区水井日注柱状图,(5)试分析哪些注水地层可能受到污染,51,三区各类储层含水与采出程度关系曲线,(6)试分析产油效果,52,(7)试分析可能钻井的地方,剩余油分布图,53,(8)分析层内水淹状况及剩余油分布特点,1）正韵律油层低部水淹严重，上部水淹程度相对较低,0105,54,(8)分析层内水淹状况及剩余油分布特点,1）正韵律油层低部水淹严重，上部水淹程度相对较低,55,2）复合韵律油层呈多段水淹特点，上下差异较小,(8)分析层内水淹状况及剩余油分布特点,56,3）相对均质油层水淹程度较均匀,(8)分析层内水淹状况及剩余油分布特点,57,WZ11-4N-6压力史曲线,(9)分析油层能量特点,58,(9)分析油层能量特点,59,2。生产过程中产能变化分析单井井产量递减曲线分析,作业,(10)分析措施效果,60,邻井动态对比分析具有相同地层条件的邻井产量递减规律，以确定油层是否损害,q,t,a井正常递减,b井异常递减,(11)分析油层是否损害,61,B16与主体连通性差，处于低水平稳产,尽管B16长时间处于关井保护状态，但是地层压力仍然持续降低，说明与5井区主体部分是连通的。而B15实施增压注水后，B16产量仍然很低，又说明受效很慢，连通性不是很好。,(12)注水分析,62,B9、B10生产气油比与B15井注水响应情况,B9、B10生产气油比与B15注水量响应情况表明其连通性好。B10井暴性水淹，含水突升，日产量低B9井有见水前兆，压力、产量、气油比下降较快。,(12)注水分析,63,WZ12-1-A12b井生产曲线,A12b井产油量比关井保护前升高整个油藏产量重新上新台阶,涠四段注气开发层位生产曲线,(13)涠四段注气分析,64,文昌15-1油田新增产措施,(14)提液分析,65,A1h井生产情况,2010.01.18提液,2010年1月提液后效果较好，目前生产稳定,A1h,66,A4h井生产情况,2010年1月提液后效果较好,2010.01提液,A4h,67,提液,A5井提液,68,A6井生产情况,2010年1月已经提液，提液效果较好,提液,A6,69,(15)动态分析Wen13-2-A20H1井情况,70,71,水平有效渗透率：56.610-3m2外推地层压力：9.95MPa生产压差：5.58MPa总表皮系数：10.2采油指数：22.67m3/(MPad)采液指数：24.86m3/(MPad),Wen13-2-A20H1井ZJ2-1U油组压力恢复解释结果（2011年1月）,制图：姜丽丽审核：李文红日期：2011年1月,72,(16)描述作业过程,73,(17)试油中发生压力衰竭说明了什么？,74,Ex.1BlockUXisreallyasmallone!,Secondbuildup,Finalbuildup,75,m3/D,Historyplot(Pressurepsia,LiquidRatem3/DvsTimehr),3113.3psi,3055.3psi,3027.1psi,389.4m3/d,372.78m3/d,Pressure&flow-ratechangeduringwelltestinginWellUX-1,76,Ex.2WXisalsoasmallreservoirTheShut-inPressuresofWellWX1,77,Ex.4ThePressurevs.TimePlotofWellW10-3X(DuringDSTTes