油田开发基本知识.doc

地质研究所2003年度开发基础知识培训内容内容：一、 油田开发常用概念及计算二、 油田动态分析图件绘制与应用三、 水驱动态特征曲线绘制与应用四、 常见水驱油藏开发效果评价曲线制作五、 油田压力、对应率统计方法六、 现井网条件下储量控制程度统计方法七、 主要开发指标预测方法八、 原油生产能力核定（减）方法九、 油水井动态分析程序及方法十、 油田开发各类调整方案编制技术要求2003年5月为进一步强化“科技是第一生产力”的观点，并将其落实到日常工作中，依靠科技进步，全面实施科技兴油，实现油田的持续稳定发展，和地质所“双成双效”活动的深入开展，全面提升职工业务素质，提高工作效率和油藏经营管理水平，适应油田开发需要，根据职工在地质所2003年一季度办公会议中提出培训要求，参考部分企业技术标准，结合近几年来实际工作中出现的问题和科研合作成果，将油田开发中的一些基础概念和基本方法进行汇总整理，主要内容为油田动态分析和各类调整方案编制的一般技术要求，供工作中参考。这些内容是油田开发中最基本的内容，是油田开发工作着必备的基础知识，通过复习，结合所管理的油田生产动态，对今后油田的稳产措施的制定一定会有较大的帮助。由于时间短（4月28日5月7日），人员少，文中错误和不足之处，请各位及时给予纠正，谢谢。第一部分 油田开发常用概念及计算编写：陈国强油田开发中常用一些综合参数来说明油层、油井及油田开发状况的好坏，在开发分析、开发设计中也经常用一些综合参数来评价方案优劣及开发效果的好坏。掌握这些基本综合参数的概念、计算方法及应用是油田开发的基础之一。由于油田开发涉及面从油田发现到开发结束的全过程，基本概念广泛而丰富，这里仅就油田开发中常用的术语概念及统计方法介绍如下，供大家参考。油田开发中常用的术语大致可分为四部分：生产指标、水驱动态分析指标、开发评价指标、油田开发方案设计中有关的术语。一、油田开发生产指标：这类指标大致可包括日产油能力、日产油水平、综合含水、含水上升率、年产油能力、日注水能力、日注水水平、注采比、自然递减、综合递减、采液（油）指数、吸水指数、采油速度、采出程度、生产气油比、亏空体积等，在这里着重介绍一下含水上升率、递减率、采液（油）指数、吸水指数、生产气油比、亏空体积的计算，而其它指标大家都很熟悉，就不再重复。1、工业油流标准： 试油稳定日产油量达到下列表中标准者，称为工业油井。工业油流标准井深（米）工业油流下限(吨/天)5000.3500-10000.51000-20001.02000-30003.03000-40005.0400010.0 2、综合含水：是油田月（年）产水量与月（年）产液量的重量比值，符号fw，单位%(或小数)，它表示油田或油井的水淹状况；反映油田产出原油含水高低的指标，油井或区块的水淹程度，主要用来进行油藏动态分析，开发区及注采井组动态分析的重要指标，根据分析对象可分为油井，区块或油田的综合含水，根据研究时间范围可按月、年、某一研究阶段进行统计，计算公式如下： 3、含水上升率：是指每采出1%地质储量的含水上升百分数。它是反映不同开发阶段含水上升速度快慢的主要指标，可以利用含水上升率编绘综合含水与采出程度、采油速度的关系曲线，用来分析油田在不同阶段的开发特征和效果。在油田开发规划中，用来预测不同时期的含水，计算公式如下： fw2、fw1-分别为研究阶段（月、年等）末、初的综合含水，%； R2、R1-分别为研究阶段(月年等)末,初的采出程度，%。 值得一提的是：含水上升率与含水上升速度的区别。含水上升速度 指与时间有关而与采油速度无关的含水上升的数值，计算公式： 某月（年）含水上升速度=当月（年末）综合含水上月底（年初）综合含水。 3、采液（油）指数：是指单位生产压差下的日产液（油）量，符号JL（O），单位为： m3/MPa.d 或t/d.MPa，它表示油井生产能力的大小，用来进行产能规划，计算公式： 当地层压力低于饱和压力时，产生脱气而呈多相流状态，此刻采油指数计算公式为： n-渗滤特性指数或采油批示曲线指数； 采油指数的计算方法，主要由以下几种：（1） 、通过试井资料，利用 （2）、由自喷生产井或抽油机井的环空测试资料，结合生产数据计算； （3）、由试采井的压力资料，以及同期正常生产时所取得的动液面折算流压，和生产数据进行计算。 （4）、利用调参前后的产量变化和动液面资料进行计算，其计算公式为： Q-调参前后产量变化，吨/日； L-调参前后动液面深度变化，米； -井筒液体的比重； 采油指数主要用来进行产能规划，此外，在确定井下泵的下泵深度时，也有较大的应用，其计算公式如下： H-下泵深度，米， -沉深度，m， Q-需要的产量，吨/天； J-采油指数，吨/天.米（或吨/天.兆帕）。 在油田开发的不同含水中，通常采用无因次采液（油）指数来反映采液（油）指数的变化，其计算公式为： 某一单元、油田的无因次采液（油）指数与含水的关系曲线通常利用该块的相对渗透率特征曲线来求取，用来进行不同含水时期的产能预测。 在这里顺便提一下采液（油）强度，它是指单位油层有效厚度的日产液（油）量，单位为吨/天*米，计算公式：油井日产液（油）量/有效生产厚度。 5、注水井吸水指数：是指单位注水压差的日注水量，单位为：m3/d.MPa，反映注水井的吸水能力指标，计算公式： 在生产中，常用视吸水指数，计算方法为： 6、生产气油比：油井（区块、油田）日产气量与日产油量的比值，符号为GOR，单位：m3/t。它表示每采出1吨原油伴随着采出的天然气量。生产气油比的变化可用来判断油层压力保持水平和油层压力的变化情况，井筒工作制度的合理性，用来进行动态调配和选择合理的工作制度（如确定合理的下泵深度），计算方法： 7、亏空体积：油田投入注水开发后，一般要求注入油层的注水量与采出的液量保持平衡，通常采用亏空体积来表示注采平衡状况，计算方法为： -累产油量，万吨； -原油体积系数； 、-累积产水量、累积注水量、天然水侵量。 反映注采平衡状况的另一个主要指标，也是生产中常用的指标是注采比，它是指单位时间内注入油层的注入剂体积与采出物所占地下体积之比，计算方法： 8、递减率：a、基本概念：是单位时间内的产量递减百分数，常用D表示，单位%，递减率的大小反映油田开发形势的好坏，是制定原油生产计划的依据之一。生产中一般采用老井产油量的自然递减和综合递减。计算公式如下： 式中：D自、D综合-自然递减、综合递减，%； A-上阶段末标定日产油水平，吨； T-统计阶段的日历天数，天； B-统计阶段的累积产油量，吨； C-统计阶段内新井产油量，吨； D-统计阶段内措施增油量，吨；在递减率统计中，使用最多的是年度自然递减和年度综合递减，自然递减率反映油田不采用增产措施情况下的产量变化规律，是预测油田能否稳产的重要依据；综合递减是反映油田开发中不同含水阶段下，在注水及各项开发措施下的产量变化规律，是进行年度配产中安排措施工作量的一个重要指标。递减率是制定油田中长远规划的重要指标。另外，在这里顺便提一下年度标定日产水平应遵循的原则为：（1）以全年的产油量变化趋势确定年底日产水平；（2）应扣去年底临时性放产、在第二年一季度内转注井的产量及一些不稳定因素造成的超过正常生产的油量等种种多产原油；（3）应加上年底突击性测压、压产以及受自然灾害造成临时性少产的原因。近二年局给厂下达的标定日产基本上是按第四季度的平均日产水平考虑。 这里简单介绍一下月度递减、阶段递减、年度递减的关系： b、递减类型：一个油田投入开发后，一般要经历产能建设、稳产期、产量递减期、衰退（废弃）期四个阶段。产量的递减具有一定的规律，国内外大量的统计资料及研究结果证实，油气田的产量递减一般遵守Arps递减规律，按照产油量的变化可将其递减分为指数、双曲、调和、直线递减等四种情况。指数递减：递减率不随时间而变化，是一个常数。 Qt=Qie-Dit 双曲递减：油田产量的递减率是变化的，初期递减快、递减率大，后期递减慢。时间与产量在普通座标纸上呈双曲线变化形式，基本的方程式为： Qt=Qi(1+nDit)-1/n 调和递减： Qt=Qi(1+Dit)-1 综合上述几种递减规律可知，双曲递减是最具有代表性的递减类型，指数递减和调和递减是当n=0和n=1时两个特定的递减类型。从整体对比，指数递减的产量递减最快，其次是双曲递减，产量递减最慢的是调和递减。在产量预测中，可根据油田实际资料，选出最符合油田递减类型的递减规律进行产量预测。 直线型递减：； 衰减递减规律时，油田的产量变化与时间(年、月)的关系为。一般采用累积产量与时间的乘积（NP*t）与时间t关系在普通座标纸上为直线，截距为b。公式为：NP*t=a*t-b，NR=a ， NP-累积产油量。特点：(1)、可推导出累产量与时间的关系Np=a-b/t,当t为无限大时，a为最终采油量(2)、经过校正后的产量衰减曲线是一条直线，方程为：Np=a-b/(t+c)，c为校正系数。校正后的月产量与累产量的关系是一条下降的直线。 C、主要应用：递减率是油田产量规划的主要依据指标，年度规划主要采用自然递减和综合递减二个指标，而中长远规划采用的是根据油田开发中的递减规律而采用油田递减。此外，递减率在油田生产动态中常用来衡量油田开发的效果和开发措施的好坏，以及预测油田产量达到某一极限值时所需要的开发年限，预测油田的最终采收率等。 D、影响自然递减的因素分析： (1)、实际自然递减概念：（注意单位的统一） J=1-Q/(t*qo)*100% Q:上年末生产井在本年度的自然产油量 qo：上年末标定日产油或实际日产油 t：上年末生产井在本年的生产时间 (2)、理论自然递减：是指在液量不变时，只因油井含水上升所产生的自然递减,J=1-Qi/Qo=1-KL1-fi/(1-f0) KL:第i年中上年老井的自然年产液与第i-1年末标定水平折算年产液的比值。当液量不变时：KL=1，此时有：J=Jo=fi/(1-f0)故有：J=1- KL(1-J0)(3)、实际自然递减可分为液量下降部分和含水上升部分：J=JL+Jf液量影响部分：JL=1-KL含水上升影响部分：Jf=KL*Jo(4)、液量影响部分可细分为单井液量影响和平均开井数影响：KL=365*Ni*qLi/365*Ni-1*qLi-1=KN*KQKN开井数比：Ni+1/Ni; KQ单井液量比：KQ=KL/KN=qLi/ qLi-1qLi、qLi-1、分别指本年度及上年老井自然单井日产液即可得：JL=1-KL=JQ+JN平均开井数影响自然递减：JN=1-KN平均单井液量影响自然递减：JQ=KN(1-KQ) 9、采油速度：是指年产油量占地质储量的百分数。在开发应用中常用采油速度、可采储量采油速度、剩余可采储量采油速度三个指标。在油藏开发水平分类中，一般采用剩余可采储量采油速度来评价水驱油藏的开发效果，归纳如下：用剩余可采储量采油速度来评价水驱油藏的开发效果标准油藏类型采出可采储量一类二类三类注水砂岩、砾岩50%前544.9756.9544.9655.9655.9766.9867.91089.9756.95 剩余可采储量采油速度也是判断油田稳产的重要指标之一，小于8%时油田可上产，812%可保持稳产，大于12%时油田稳产难度较大。该指标也可用来进行年度配产。 二、水驱动态分析及油田开发效果评价指标 这类指标大概可包括以下内容：地层系数（Kh）、流动系数（kh/u）、流度（k/u）、油水粘度比、油水井的指示曲线、注水强度、采油强度、单层突进系数、平面突进系数、水淹厚度系数、水淹（扫油）面积系数、水驱指数、存水率、水驱动态特征曲线、水驱油效率、导压系数、极限含水率、层内、层间、平面三大矛盾、气窜、以及几个压力概念，即静压、流压、饱和压力、生产压差、注水压差、油压、套压等。下面简单介绍部分术语概念，以及油田开发效果的评价方法。 1、单层突进系数：多油层合采井中渗透率最高的油层的渗透率与全井生产层厚度权衡平均渗透率之比。它反映油井生产中层间矛盾的大小。 2、平面突进系数：在非均质油藏中，边水或注入水舌进时最大的水线推进距离与平均水线推进距离的比值。它反映油田开发中平面矛盾的大小。 3、油水井连通厚度百分比：是指油井与水井连通层的有效厚度的总和占总有效厚度的百分数，反映油层的连通性好坏，用来确定开发井网的井距大小。 4、水淹厚度系数：见水层厚度占生产总厚度的百分数。它表示油层在纵向上的水淹程度，其大小反映油层驱油状况的好坏，同时反映层内矛盾的大小。在生产中，一般通过找水资料和水淹层测井解释资料来计算。 5、水淹（扫油）面积系数：油田投入注水开发后，井组（层系、油田）已被水淹的面积占该区所控制的面积的比值。它也反映平面矛盾的大小，是注入水在平面上的波及程度的表现。 6、孔隙利用系数：在无水采油期的油层水淹区中，平均含水饱和度与束缚水饱和度的差值，反映无水期水波及体积的大小。 7、水驱指数和存水率：水驱指数是指每采1吨的油在地下的存水量，单位为：立方米/吨，它反映注水开发油田驱油效果好坏的指标，常用月、年、累积三个指标，计算公式为： 存水率：保存在地下的注入水体积与累积注水量的比值，它反映注水效率的好坏，一般用月、年、累积三个指标；与水驱指数结合使用，可分析阶段驱油效果。计算公式为： 8、技术极限含水率：当综合含水达到98%时称为极限含水率，它意味着油田基本失去开采价值。 9、水驱油效率：被水淹油层体积内采出的油量与原始含油量之比，参数符号为ED，表示水驱油的程度和层内矛盾的大小，计算公式为： 或 在试验室和实际生产中，还有以下几种计算方法；（1） 水基泥浆岩芯分析法： 式中：Swi束缚水饱和度 Sor残余油饱和度 Bo原油体积系数 -常数，取值0.02-0.03 （2）水驱油试验法： （3）油水相对渗透率法： （4）张锐等人水驱砂岩油藏经验公式法： A-校正系数,强亲水加9-10%，亲水岩石加5-6%； VR地下油水粘度比, VP注入水孔隙体积倍数 （5）与空气渗透率K有关的经验公式： （6）水驱特征规律法：在后面的水驱特征曲线中介绍。10、水驱波及体积系数：计算公式 在现场采用面积波及系数*厚度波及系数面积波及系数=厚度波及系数=岩芯分析法计算：Vk正态概率分布中渗透率变异系数，M油水流度比矿场经验公式（适用于油水粘度比0M500*10-3um2），低粘度的（地下原油粘度小于5mPa.s）的储量地质储量大于300万吨，f1.0well/km2，v=3-4%,采出地质储量35%前保持稳产（稳产10年左右）。 甲等储量：高渗透（Ke=300-500*10-3um2），低粘度或特高渗透、中粘度（5-10mPa.s）原油的储量，f=1.5well/km2，v=2-2.5%，采出地质储量25-30%前保持稳产。 乙等储量：特高渗透、中高粘度（10-20mPa.s）或高渗透，中粘度或中渗透率（100-300*10-3um2），低粘度原油的储量，f=2.0well/km2，v=2.0%,采出地质储量25%前稳产。 丙等储量：特高渗透、高粘度（大于20mPa.s），或高渗透率、中高粘度或中渗透、中粘度或中低渗透（20-100*10-3um2），低粘度原油的储量如渤南油田；f=3.5well/km2，v 1.5%，采出地质储量20-25%前稳产。丁等储量：低渗透油层高粘度原油，特低渗透油层（Ke10年300万吨甲乙级1.52%810年150万吨乙丙级1.5%810年150万吨丙丁级0.81.0%68年200万吨 确定井网密度时，必须考虑有完善的注采系统，保证采油速度的需要，对于油层大面积连通的油田。应该保证水驱控制储量大于80%；对于小断块油田的水驱控制储量要达到60%以上。对于注水开发油田，要在保持油田压力的情况下，减缓含水上升速度，便于充分发挥注入水的作用，提高油田的注水开发效果，从大量的实际资料分析，油水粘度比是影响含水上升率的重要地质因素，对此，在不同的油水粘度比的油田在高产稳产阶段含水上升率的下限标准为：油水粘度比低于5.0的油田，含水上升率不超过1.5%；油水粘度比在5-15之间的，含水上升率不超过1.5-2.5%；油水粘度比大于15的油田，含水上升率不超过3-4%； 对于不同类型的油田比较合适的采油速度和稳产时间是：油层物性、原油性质好、天然能量充足的油田，v=3-5%，在采出地质储量30-40%前保持高产稳产。但对底水活跃的油藏，为防止底水锥进；采油速度一般不超过3%。对油层物性好，原油性质好，天然能量不足的注水油田，采油速度保持在63.0%左右，在采出地质储量35%前保持高产稳产。油层物性、原油性质中等，天然能量不足的注水开发油田，v=2-2.5%，在采出地质储量20%前保持高产稳产。油层物性差，天然能量不足，注水开发的低渗透油田，v=1.5% ，在采出地质储量20%前保持高产高稳产。（3） 方案的评价： 一个方案包括开发方案，综合调整方案和注采方案在编制后，要进行实施。方案的实施投入较大，必须严把方案质量关，使其尽可能地符合油田的地质，并有与之相匹配的先进工艺技术，这就提出了方案符合率的问题。对此，胜利石油管理局于1989年9月发布了优质方案评奖办法，企标QG/SL001-8%，其评比条件为：a、 参评方案必须有油田正式审批的方案文本。 b、开发方案必须是在油藏评价和开发可行性研究的基础上编制，方案的论据充足，设计科学，指标先进； c、开发井网系统能有效地控制和动用油田地质储量，要求大油田主力油层水驱控制储量在85%以上，多向受效井点70%以上，小断块和复杂岩性油藏，水驱控制储量60-70%，多向受效井占50-60%。 d、综合调整方案应达到延长稳产期，提高年产油量及改善开发效果的目的。要求：提高注采对应率5%以上，提高多向受效对应率5%以上；中低含水期增加可采储量3-5%，高含水期增加可采储量2%左右。新增的可采储量经济效益要足以补偿直接投资并能盈利。 f、注采调整方案是在现有的井网条件下，通过油水井措施达到协调注采关系，改善开发效果，控制含水上升速度，减缓自然递减和稳定产量的目的。 g、稳产时间：开发方案达2-3年。各项开发指标要达到方案设计要求；综合调整方案要稳产2年，测算的新增加可采储量和其他指标要达到方案设计指标；注采调整方案，各项指标达方案设计要求，稳产一年以上。（4） 井网完善程度标准：（一般砂岩油田） 注采井数比 双向对应率完善 1：2.5 60%基本完善 1：2.5-3.2 40-60%不完善 1：3.2 40%（5） 开发方案评价方法： 一般要在实施二年后进行，几项主要指标如下： （a）前期资料准备及符合率：优70%，良好60-70%，差50%)，用累积产油量与累积产水量在半对数坐标纸上所作的曲线。直线的斜率可反映水驱动用程度的好坏。其关系式为： 其应用如下：（1） 计算累积水油比F： F=2.3*Wp/B B：直线段斜率倒算。（2） 计算累计产水量为WP未时的含水，fw=2.3*Wp/(B+2.3*Wp) 累计产油量与含水的关系： A=10a （3） 计算可采储量： （4） 预测动态储量：N动=7.5422*B0.969 程世铭高工在对胜利油区数十个水驱砂岩油藏在较长时间开发后，并对储量进行复核后，动储系数6.0，它适用于高渗透储层的水驱油藏。 （5）计算水驱波及体积系数和驱油效率：对多次调整的油田，其水驱特征曲线在不同的调整阶段会出现不同的直线段，对不同的直线段进行采收率ER与井网密度f（公顷/井）进行统计，并绘在半对数坐标纸上，具有线性关系：LgER=A-B*f，进行换算后有：ER=10A*e2 303*B*f式中10A-可视为驱油效率，e-2.303*B*f-为水驱波及体积系数。（注：程世铭等在总结童宪章等人的基础上提出的一种现场计算方法，在井网密度统计中必须把已生产过的所有转注井和报废井都统计在内）。 （7）与存水率，水驱指数结合可计算合理的累积注采比Z： 式中：C存水率 S水驱指数 Bo原油体积系数 No地质储量 R采出程度 a、b水驱特征曲线截距，斜率。 由于水驱曲线在油田开发中应用广泛，根据几年来本人的应用情况，认为在使用时应注意以下原则：1、计算对象全部为注水开发油藏，把非注水单元混杂在一起计算，结果会有很大的偏差，特别是复杂断块油田常把注水单元和不注水单元放在一块计算，结果偏差会很大。2、天然边水驱动油藏一般不用该方法。3、高含水后，遂排关井的油田或停注造成含水下降会严重影响曲线的斜率，但并不增加可采储量，因此应用时要具体分析；同样，试采井比例大时也会影响标定结果，如罗家油田。 4、油层压力无系统地大幅度变化，造成压力下降，含水率下降，也是不增加可采储量的，因为当压力恢复到原来状态时，其斜率也可以重新恢复到正常状态。5、曲线的直线段一般只出现在含水的一定阶段，而且开始时曲线倾向累积产油量方向，然后又倾向于累积产水量一方，不同油田出现直线段的阶段也是不相同的。油层非均质越严重，油水粘度比越大，直线段出现和结束的含水阶段都高，油层单一，均质，油水粘度比小的油田直线段出现和结束时的含水一般较低。6、一般情况下，驱替特征曲线可应用到大小不同的单元，但是单元小则受到临时性因素的影响大。单元越大，曲线一般比较光滑，可靠性大，但计算结果比较笼统，同时大单元中高含水部分和低含水部分产量比例的大幅度调整也会使斜率发生变化，形成开发状况变好或变坏的假象。因此在标定某一个油田时，要把独立单元标定结果和油田标定结果进行综合分析，得到较为准确的结果（判断标准一般采用分单元标定值总和与油田标定误差在5%以内）。第四部分 常见水驱油藏开发评价曲线制作陈国强(1)、概念： 水油比：累积产水量/累积产油量，常用年、累积； 注产比：累积注水量/累积产油量，常用年、累积； 排出比：累积产水量/累积注水量，常用年、累积；(2)、常见水驱油藏开发效果评价曲线：含水与含水上升率，横坐标：含水f存水率与采出程度，横坐标：采出程度R水驱指数与采出程度，横坐标：采出程度R注产比与采出程度，横坐标：采出程度R水油比与采出程度，横坐标：采出程度R排出比与采出程度，横坐标：采出程度R累产水与含水上升率，横坐标：累产水WP评价主要与由相应单元的相渗透率特征曲线绘出的理论曲线进行对比。（3）、理论曲线制作理论曲线是评价油田开发效果好坏的标准曲线，主要通过理论的含水与采出程度关系、阶段存水率、水驱指数、含水上升率、耗水比等指标对其开发效果进行综合评价，而这些理论曲线是通过相对渗透率曲线的筛选、处理和计算获得的。 （a）相渗曲线的处理 筛选原则： 所选岩样的空气渗透率必须与该区块或单元的空气渗透率相接近； 所选岩样的相对渗透率曲线其等渗点饱和度反映的润湿性与油层的润湿性相符； 各单元的相对渗透率曲线进行标准化处理时，