油田开发方案设计复习重点.docx

区域勘探（预探）阶段：是在一个地区（指盆地、坳陷或凹陷）开展的油气田勘探工作。在区域勘探阶段内的工作可分为普查和详查。主要任务：从区域出发，进行盆地（或坳陷）的整体调查，了解地质概况，查明生、储油条件，指出油气聚集的二级构造带和局部构造情况，并估算油气地质储量，为进一步开展油气田工业勘探指出有利的含油构造。工业勘探（详探）阶段：在区域勘探所选择的有利含油构造上进行的钻探工作。工业勘探过程可以分为构造预探和油田详探两个阶段。主要任务：寻找油气田和查明油气田，计算探明储量，为油气田开发做好准备。构造预探：它是在详查所指出的有利含油构造上，进行地震详查和钻探井。主要任务：发现油气田及其工业价值，初步圈定出含油边界，为油田详探提供含油气面积。油田详探：它是在预探提供的有利区域上，加密钻探，并加密地震测网密度。主要任务：查明油气藏的特征及含油气边界，圈定含油气面积，提高探明储量，并为油藏工程设计提供全部地质基础资料。资料包括：油气田构造的圈闭类型、大小和形态，含油层的有效厚度，流体物性参数及油层压力系统、油井生产能力等资料。评价阶段、产能建设、油气生产：在探明的含油构造（油藏）上，进行油田开发设计研究工作。l主要任务：试油、试采，开发试验区，正式开发，开发调整。试油（概念）：在油井完成后（固井、射孔），把某一层的油气水从地层中诱到地面上来，并经过专门测试取得各种资料的工作。一般时间较短。试油资料：1) 产量资料：地下或地面条件下，油、气、水 产量（不同压力下稳定的产量）；2) 压力资料：地层静压、流动压力、压力恢复数据、油管压力、套管压力；3) 油气水性质：组分、物理性质、高压物性；4) 边底水能量：试水；5) 地层温度资料。试采（概念）：试油后的开采试验。以较高的产量生产，通过试采，暴露出油田生产中的矛盾，以便在编制方案中加以考虑。一般时间相对较长。试采任务：要认识的问题：1）油井生产能力（主力层能力、递减情况）；2）天然能量、驱动类型、驱动能量的转化；3）油层的连通性、层间干扰；4）适合该油层的增产措施。进行生产测试：探边测试、井间干扰测试、常规测试生产试验区：在详探程度高的地区，划出一块具有代表性的面积，用正规井网正式投入开发，并进行各项开发试验。目的：进一步认识油田的静态特点和动态规律，指导油田全面投入开发。任务：1、详细解剖储油层情况；2、研究井网的适应性；3、研究油井、油藏生产动态；4、研究采油工艺、集输工艺、油层改造措施。基础井网：在油藏描述及试验区开发试验研究基础上，选择最可靠、最稳定的油层（主力含油层）或层系，布置第一套正式开发井网。任务：1.合理开发主力层位，建成一定生产规模；2.兼探开发区的其它油层，解决探井、资料井没有完成的任务。油田开发方案主要内容是：总论；油藏工程方案；采油工程方案；地面工程方案；项目组织及实施要求；健康、安全、环境要求；投资估算和经济效益评价。油藏工程方案主要内容：油藏描述；储层渗流物理特性；油藏生产特征；开发原则、开发方式；开发层系、井网和注采系统；指标预测和效果评价；经济评价。第一部分、油田概况：油田地理；勘探成果及开发准备；第二部分、油田地质：构造及断裂特征；地层、储层情况；流体分布及性质；油藏类型、地质模型；第三部分、油田储量评价：开发储量计算及评价；优选开发动用储量；可采储量评价；第四部分、油藏工程：储层渗流物理特性；开采特征分析；油田开发技术政策；油藏开发方案设计；第五部分、配套实施方案：采油工艺、地面工程；方案实施要求；油藏模型概述黑油模型：最常用于模拟因粘滞力、重力和毛管力作用而引起的油、气、水三相的等温流动。 “黑油”这一术语用以表明油和气为单相。此外尽管考虑了气体在油和水中的溶解，但仍认为烃类相组成恒定不变。组分模型：除了考虑了各相的流动方程外，还考虑了相组成随压力等条件的变化；组分模拟软件适于挥发油和凝析气藏的动态研究。热采模型：考虑了流体流动、热传递和化学反应，适用于模拟蒸汽驱、蒸气吞吐和原地火烧过程。化学驱模型：考虑了由于扩散、吸附、分离、化学反应和复杂相特征引起的流体流动和质量传递，适合用于表面活性剂驱、聚合物驱和三元复合驱的模拟。建立储层地质模型的技术:目的：满足现代油藏数值模拟的要求；要求：数值模拟要有一个能把储层各项物理参数的三维空间分布定量描述出来的三维数据体；类型：沉积模型、构造模型、储层模型、流体模型；核心：储层地质模型。常规地质模型的建立技术流程为三级两步建模：三级：单井地质模型；二维地质模型（平面、剖面）；三维地质模型。两步：储层骨架模型的建立；属性模型的建立。（一）单井地质模型单井模型：用来研究井剖面上砂体的厚度、韵律特征、物性变化及其剖面非均质性。模型目的：建立单井模型就是把井筒中得到的各种信息，转换为所需的开发地质的特征参数，尽可能地建立每口井表示各种开发地质特征的一维柱状剖面。九项属性和参数：划分：渗透层（储集层）、有效层、隔层；判别：产油层、产水层、产气层；参数：渗透率、孔隙度、流体饱和度单井地质模型分以下几个步骤来完成：1、标识砂层在剖面上的深度及砂层厚度测井资料。2、在砂体内部按物性特征进行细分段 。 同一小段内部物性基本一致或差别很小； 相邻小段的物性有较明显的差别； 分段不能太薄或太厚。3、在各小段上标识厚度并计算其平均孔隙度、渗透率。4、夹层的划分：按照小段物性特征，用一个地区的物性下限截止值作为标尺，划分出层内夹层。5、计算并标识砂层的平均物性二次加权平均。6、标定油、气、水层测井解释成果，试油结果。（二）二维地质模型通过井间等时对比，把各个井中间同时沉积的地层单元逐级细分，并把它们联结起来，形成若干个二维展布的时间地层单元，这就是建立二维层模型（平面、剖面）。这是由点到面，由一维柱状剖面向建立三维地质模型过渡的最关键的一步。只有通过等时对比，才能构筑起储集体的空间格架。二维地质模型是表示两度空间的非均质模型，包括平面模型和剖面模型两种类型。1平面二维模型（层模型）所谓层模型，实际上是单层砂体的平面分布形态、面积、展布方向、厚度变化和物性特征的综合体。对于块状砂体油田，这一模型可以不建立或只进行粗略的表征；而对于层状油藏，这一模型的建立则显的尤为重要。2剖面模型剖面模型是反映层系非均质性的内容，包括：各种环境的砂体在剖面上交互出现的规律性，砂体的侧向连续性，主力层与非主力层的配置关系，以及各种可能的变化趋势等内容。（三）三维地质模型在三维空间内描述储层地质体及储层参数的分布，就是在储集体骨架模型内定量给出各种属性参数的空间分布。建立地质模型的核心问题是井间参数预测，如何依据已有井点（控制点、原始样本点）的参数值进行合理的内插和外推井间未钻井区（预测点）的同一参数值。（1）储层骨架模型的建立储层骨架模型是在描述储层构造、断层、地层和岩相的空间分布基础上建立起来的，主要表征储层离散变量的三维空间分布。储层骨架模型是由断层模型和层面模型组成。建模一般是通过插值法，应用分层数据，生成各个等时层的顶、底层面模型，然后将各个层面模型进行空间叠合，建立储层骨架模型。（2）属性模型的建立u属性模型是在储层骨架模型基础上，建立储层属性的三维分布。对储层骨架模型（构造模型）进行三维网格化，然后利用井数据和地震数据，按照一定的插值（或模拟）方法对每个三维网格进行赋值，建立储层属性的三维数据体。u三维空间赋值的结果形成一个三维数据体，对此可进行图形变换，以图形的形式显示出来。储层地质建模方法储层随机建模类型：相带模拟；孔隙度模拟；渗透率模拟；油饱和度模拟；储层随机建模数学方法： 变差函数分析； 克立格； 离散变量指示型模拟； 高斯型模拟； 渗透率指示模拟； 模拟退火远景资源量：是根据地质、地球物理、地球化学资料统计或类比估算的尚未发现的资源量。它可推测今后油（气）田被发现的可能性和规模的大小，要求概率曲线上反映出的估算值具有一定合理范围。三级储量：待探明储量（预测）；三口井以上发现工业油流，精度50。进一步勘探的依据。预测储量（Possible）是在地震详查提供的圈闭内，经过预探井钻探获得油气流、或油气显示后，根据区域地质条件分析和类比的有利地区按容积法估算的储量。是制定评价勘探方案的依据。二级储量：基本探明储量（控制）；探井、资料井、取心井参数落实，精度70%。制定开发方案依据。控制储量：在某一圈闭内预探井发现工业油气流后，以建立探明储量为目的，在评价钻探阶段的过程中钻了少数评价井后所计算的储量一级储量：探明储量（开发）；第一批生产井（基础井网)参数落实，有生产资料，精度90%。生产计划、调整方案依据。基本探明储量：u 多层系的复杂断块、复杂岩性和复杂裂缝性油气田，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、面积基本控制的情况下所计算的储量。该储量是进行“滚动勘探开发”的依据；其相对误差应小于30。随地质认识程度增加，储量逐渐落实未开发探明储量：指已完成评价钻探，并取得可靠的储量参数后所计算的储量。它是编制开发方案和进行开发建设投资决策的依据，其相对误差不得超过20。已开发探明储量：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，并已投人开采的储量。该储量是提供开发分析和管理的依据，也是各级储量误差对比的标准。一、储量计算方法分类：（1）类比法（即经验法）；（2）容积法；（3）物质平衡方法；（4）产量递减法；（5）矿场不稳定试井方法；（6）水驱特征曲线法；（7）统计模拟法；1、类比法（即经验法）：类比法适用于钻井前未探明的地区，一般只用于远景储量的估算，该方法计算的储量数字可能有较大的误差。根据已经枯竭，或者接近于枯竭的油气藏，计算出在lKm2面积上1m油层厚度中的油气储量的平均值，将此平均值外推到在地质上相类似的邻近或新油、气藏。在美国则是用类比法估算不同地区、不同井深平均每口生产井可获得的可采储量。类比法可分为：储量丰度法和单储系数法两种。储量丰度法：单位面积控制的地质储量。 公式单储系数法：单位面积、厚度控制的地质储量。 公式2、 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。容积法适用于不同勘探开发阶段、不同的圈闭类型、不同的储集类型和驱动方式。计算结果的可靠程度取决于资料的数量和质量。对于大、中型构造砂岩储集层油、气藏，计算精度较高，而对于复杂类型油、气藏，则准确性较低。地质储量、溶解气储量、储量丰度、单储系数；地质储量（气）3、物质平衡方法：物质平衡法是利用生产资料计算油藏地质储量的一种方法。适用于油、气藏开采一段时间，地层压力明显降低（大于1MPa），已采出可采储量的10以上时，方能取得有效的结果。对于封闭型的未饱和油藏、高渗透性小油气藏和连通性好的裂缝型油、气藏，物质平衡法的精度较高。对于低渗透的饱和油藏，精度较差。4、产量递减法：产量递减法适用于开发后期，油、气藏己达到一定的采出程度，并经过开发调整之后，油、气藏已进人递减阶段。根据递减阶段的产量与时间服从一定的递减规律，预测达到经济界限时的最大累积产油气量，再加上递减之前的总产量，即可得到油气藏的可采储量。由于影响油、气藏产量递减的因素很多，正确判断油、气藏是否已进入递减阶段和取得真实的递减参数，是用好产量递减法的关键。5、矿场不稳定试井法：矿场不稳定试井法是利用出油、气的探井，进行矿场不稳定试井的测试工作。在保持产量一定的条件下，连续地测量井底流动压力随时间的变化关系，以确定油、气井控制的断块或裂缝、岩性油、气藏的地质储量。该法对于渗透性、连通性差的油、气藏效果不好，计算结果一般偏低。6、水驱特征曲线法：水驱特征曲线法是在油藏投入开发含水率达到4050%以后，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，直到含水率为98%时求油藏可采储量的方法。用该法求得的储量，只反映油藏当前控制的可采储量，使用时应充分考虑开发调整、采油工艺对水驱特征曲线的影响。7、统计模拟法：统计模拟法在国内外己逐渐成为储量计算的常规方法，在资源评价中更得到广泛应用。该法以随机变量为对象，以概率论为理论基础，计算的结果是提供一条储量概率分布曲线，根据该曲线，可以获得不同可靠程度的储量数字。统计模拟法对复杂油、气藏的储量计算十分有用，可以提供一个合理的储量范围值。可采储量：在目前开发技术条件下，到达经济极限时（一般含水率98%、单井极限产油量），油藏累计采出的总油量。采出程度：在油藏开发的某一阶段，油藏累计采出的总油量与油藏原始地质储量的百分比。采收率：到达经济极限时，油藏累计采出的总油量与油藏原始地质储量的百分比。剩余可采（地质）储量：油藏可采（地质）储量减去累计采油量。储采比：又称为储量寿命，为某年度剩余可采储量与当年产量之比值。稳产年限、经济极限产量、含水率、含水上升率油藏储层非均质性：宏观： 层间非均质； 平面非均质； 层内非均质。微观： 孔间非均质； 孔道非均质； 表面非均质。油田的非均质分为两大类：介质非均质；流体非均质；介质非均质：介质指的是在油田开发中，提供流体存储，并让流体在其中流动的场所或空间。这个场所是非均质的，极其复杂的，按其油气水在其中运动时所受的控制程度及相互关系，将介质（流场）非均质从宏观到微观分6个层次： 层间非均质 平面非均质 层内非均质 孔间非均质 孔道非均质 表面非均质第一层次 层间非均质性层间非均质研究层与层之间油层性质、油层物性、原油性质等各方面的非均质。这种非均质在多油层笼统注水和采油的条件下，表现为严重的层间矛盾。层间非均质性研究是选择开发层系、分层开采工艺技术等重大开发战略的依据。层间非均质是油田中宏观的，层次最低的非均质，也是当前研究得比较清楚，有不少措施可以进行调整的非均质层次。 层间非均质性的表现形式：1、层间沉积旋回性差异： 沉积旋回性或宏观的沉积层序，是不同成因，不同性质储层砂体和非储层夹层按一定规律序叠置的表现，是储层层间非均质性的沉积成因。正旋回：由下向上变细，物性变差，厚度变薄；反旋回：由下向变上粗，物性变好，厚度变厚；复合旋回：正、反旋回的不同组合。2、隔层隔层是指油田开发过程中对流体运动具有隔挡作用的不渗透岩层，是非均质多油层油田正确划分开发层系，进行各种分层工艺措施时必须考虑的一个重要因素。(1) 隔层类型及标准隔层岩石类型：泥岩类、致密胶结岩类、盐类、沥青充填岩石；隔层标准：物性标准、电性标准、厚度标准。(2) 隔层分布状况平面图、剖面图 层间非均质性的表征方法储层剖面的非均质程度，常用以下参数进行表征：（1）渗透率变异系数Vk；（2）渗透率突进系数Sk；（3）渗透率级差Jk；（4）渗透率均质系数Kp；（5）平均砂层厚度H ；（6）砂岩钻遇率N；（7）夹层厚度 ；（8）夹层频率；（9）夹层密度 ；（10）连通系数Ck；（11）分布系数CF；（12）非均质综合指数（1） 渗透率变异系数：指渗透率标准偏差与平均值之比值。取值范围在01，该值越小，说明渗透率差异小、储集层比较均质；反之，渗透率差异大，储集层非均质性强。（2）渗透率突进系数砂层中最大渗透率（Kmax）与砂层平均渗透率（K）的比值。是评价层内非均质的一个重要参数，是一个大于1的数，数值越小说明垂向上渗透率变化小，注入剂波及体积大，驱油效果好。数值越大，说明渗透率在垂向上变化大，注入剂易由高渗透率段窜进注入剂波及体积小，水驱油效果差。（3）渗透率级差（Jk）：砂层内最大渗透率与最小渗透率的比值。即：反映渗透率变化幅度，即渗透率绝对值的差异程度。是一个大于1的数，数值越大，非均质性越强，数值越接近于1，储层越均质。（4）渗透率均质系数Kp：渗透率突进系数的倒数。数值在01之间变化，越接近1，均质性越好。第二层次 平面非均质性u储层平面非均质性是指一个储层砂岩体的几何形态、大小尺寸、连续性和砂体内孔隙度、渗透率等参数的平面分布，以及孔隙度、渗透率的平面分布所引起的非均质性，这些因素直接关系到注入剂的平面波及程度。平面非均质反映了同一油层不同位置的油层物理性质（如渗透率、厚度）不同，原油性质不同，地层倾角不同，以及由于油层的沉积特征、结构、构造、裂缝发育情况的不同所造成的非均质。这类非均质在同一井筒相同压差注水或采油的条件下，表现出严重的平面矛盾。 砂体规模及连续性一般砂体的规模越大，其横向连续性也越好，因而其非均质性也越弱，其均质性就越好；按延伸长度可将砂体分为五级。一级：砂体延伸大于2000m，连续性极好。二级：砂体延伸16002000m，连续性好。三级：砂体延伸6001600m，连续性中等。四级：砂体延伸300600m，连续性差。五级：砂体延伸小于300m，连续性极差。实际应用中往往使用钻遇率表示，钻遇率反映一定井网密度下对砂体的控制和程度，钻遇率越高，砂体的延伸性也越好。L=n/m*100% 平面非均质性的表现形式：油层平面非均质是研究油水运动单元内的非均质情况。油层平面非均质主要表现在： 平面上油层分布的非均质渗透率、孔隙度、流体。 地层倾角的影响：地层倾角大，重力分异作用就明显，在同一注水井点注水，沿倾向向构造高部位驱油和向构造低部位驱油的效果是不同的，重力所起的作用也是不同的，这样就增加了平面矛盾的影响因素。 油层裂缝发育情况不均匀。 油层厚度平面非均质。 不同方向的渗透率不同。第三层次 层内非均质性：层内非均质性是指一个单砂层在垂向上的储渗性质变化。包括：渗透率的剖面差异程度、高渗透段所处的位置、层内粒度韵律、渗透率韵律及渗透率的非均质程度、层内不连续的泥质薄夹层的分布等。层内非均质性是直接影响单砂层内注入剂波及体积的主要地质因素。层内非均质性一般表现为：层内纵向上的粒度、渗透率的变化。渗透率韵律（1）根据油田开发实践，大量的取心井资料表明，同一油层在纵向上渗透率的分布是很不均匀的。均匀层：油层在纵向上渗透率变化不大；正韵律油层：下部渗透率高，向上逐渐变低的油层；反韵律油层：下部渗透率低，向上逐步变高的油层；全韵律油层：指从下部到上部，油层渗透率由高变低，再逐渐变高的油层，或者由低变高后再逐渐变低的油层；复合韵律油层：指渗透率从高到低或从低到高的变化，在一个油层中交错迭合，多次出现的油层；无韵律油层：在油层纵向上，渗透率变化无规律可循，或是阶梯形。（2）一个单一的厚油层内由于有岩性和物性的夹层存在，可以细分为几个段。（3）当一个层的厚度很大，或者构造很平缓时，同一井内存在油气界面或油水界面，甚至两种界面同时存在。（4）垂直渗透率与水平渗透率的比值(Kv/Kh)：对油层注水开发中的水洗效果有较大的影响。 Kv/Kh小，说明流体垂向渗透能力相对较低，层内水洗波及厚度可能较小。（对水平井产能影响较大）影响：厚油层内部非均质造成纵向上未动用的剩余油主要包括4类：储层沉积韵律导致的未动用厚度；厚层内隔、夹层的稳定性对剩余油分布的影响；驱替液（或气）的粘性和重力突进；水锥和气锥对剩余油分布的影响（具有底水或气顶的油藏 ）第四层次 孔间非均质孔间非均质表示砂岩油层孔隙大小不同，有的油层孔隙半径可相差几十倍。孔隙与其他孔隙通道数多少不同，裂缝宽窄不同也是非均质。油层孔间的非均质形成孔间矛盾，是降低油层孔隙利用系数的主要因素。第五层次 孔道非均质性由于孔道（连通孔隙的空间）形状、长短、连通关系、孔径及弯曲程度都不同，会给孔隙驱油效率带来影响。第六层次 表面非均质性表面非均质即为砂岩造岩矿物颗粒表面非均质。由于岩石颗粒表面极性、粘土矿物分布情况及束缚水分布状况不同，造成岩石不同颗粒，不同孔隙，以至同一孔隙不同位置润湿性不同。影响：孔喉表面比较光滑的储层对剩余油的吸附能力相对较弱，水比较容易驱替油，剩余油含量较低；而孔喉表面粗糙的储层，吸附能力强，剩余油含量相对较高。流体非均质性：原油、天然气和驱替剂的水（气汽化学剂）之间存在着明显的物理化学性质的差异。这些差异影响着由介质不均质所造成的水驱油过程的不均匀特点的变化和发展，且使矛盾加剧。在水驱油过程中，原油组分发生变化，粘度、密度变大，水驱不均匀也使原油物性变化不均匀。由于储层构造特征和地质作用，原油物性分布不均匀。主要影响因素：水淹厚度系数Hk：受层间非均质和层内非均质（纵向上）影响；水淹面积系数Sk：受平面非均质和层内非均质（方向上）影响；孔隙利用系数Kk：受孔间非均质和表面非均质的影响；孔隙驱油效率Zk：受孔道非均质和表面非均质的影响。开发对策：1、层间非均质：层系组合、细分注水2、平面非均质: 合理井网、井距3、层内非均质: 调剖、堵水、改变液流方向4、孔间非均质：封堵大孔道、调剖堵水5、孔道非均质：化学处理、三次采油6、表面非均质：化学处理、三次采油层系划分：为什么：一、层间渗透率差别对采收率影响：1、随着渗透率级差的增加，相对高渗层采收率增加，但增加幅度逐渐减小；2、随着渗透率级差的增加，相对低渗层的采收率迅速降低；3、随着渗透率级差的增加，平均采收率逐渐降低。二、主力油层和非主力油层的不出油厚度变化规律：1、随着水驱开发的进行，层间矛盾加剧，不出油有效厚度逐渐增多；2、非主力油层的不出油有效厚度比例增加速度相对更快。开发层系是什么：就是把特征相近的油层组合在一起，用独立的一套开发井网（开发系统）进行开发，并以此为基础进行生产规划、动态研究和调整。合理地划分与组合开发层系，是开发好多油层油田的一项根本措施。意义：1、有利于发挥各类油层的作用，为油层比较均衡开采打下基础，减少层间矛盾（层间干扰：低渗透层的生产受到高渗透层的干扰。）；2、提高采油速度，缩短开发时间；3、提高注水波及体积，提高最终采收率；4、适应采油工艺技术发展的要求。划分开发层系的原则：1把特性相近的油层组合在同一开发层系，以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾。2一个独立的开发层系应具有一定的厚度和储量，以保证油田满足一定的采油速度，并具有较长的稳产时间和达到较好的经济指标。3各开发层系间必须具有良好隔层，以便在注水开发条件下，层系间能严格地分开，确保层系间不发生串通和干扰。4同一开发层系内油层的构造形态、油水边界、压力系统和原油物性应比较接近。5在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层系不宜划分过细，要考虑到采油工艺技术水平，相邻油层尽可能组合在一起。以利于减少建设工作量，提高经济效果。划分层系和井网部署的关系：层系划分和井网部署是一致的，又不尽一致。说一致，一是井网是根据层系的地质条件部署，离开具体的层系，井网就成不合理井网；二是实施过程是同时实现的。不一致，是它解决油层非均质层次侧面不同。层系划分解决层间矛盾，使各油层动用较好；井网则调整平面矛盾，通过井网的合理部署，减小平面矛盾和井间干扰，油层的各部分动用好，波及面积大，达到采收率高。所以井网合理部署和层系的成功组合是油田开发方案中两个基本内容，同时存在，而又有不同的侧重面。开发层系划分的基本原则：1、确定同一开发层系内渗透率级差大小：层间渗透率级差的大小是影响开发效果的重要原因。油层渗透率不同，吸水能力、出油能力、水线推进速度、动用状况、压力水平等相差很大，合为一套层系开发，必然因层间干扰影响开发效果。数值模拟表明，两层合采时，随着两层渗透率级差的增大，高渗透层的采收率（计算到含水98）有所增大，而低渗透层的采收因层间干扰而大幅度下降，平均采收率下降。2、同一开发层系内原油性质差异程度：当层系内各小层的原油性质差异较大时，开发初期稀油高渗透层干扰稠油低渗透层；当稀油层压力下降到一定程度时，稠油层又会干扰稀油层。前苏联西西伯利亚石油科学研究院认为，同一套开发层系内，小层的地下原油粘度不能相差3倍。3同一套开发层系内主力油层数：国内外理论和实践经验都表明，一套开发层系内的小层数越多，则实际能动用的层数所占的比例就越少，并且考虑到分层注水的实际能力有一定的限度，一套开发层系内主力小层数一般不超过3个。4同一开发层系内平均单井有效厚度（合理极限值）：有效厚度大于10m，生产层数多，将有半数以上的层不出力而被干扰。有效厚度小于5m时，能提高油层的开采强度，但生产井数却要大大增加，超出经济极限井网。国外油田研究看，高渗、高粘油田平均单井生产厚度应该为510m。裂缝型油藏井网部署：裂缝性油藏注采井网系统与裂缝系统的配置关系，对注水波及程度和开采效果有着显著的影响。因此，裂缝性油藏注采井网的优化部署，特别是井排方向与裂缝方向的优化配置，是裂缝性油藏注水开发成败的关键，是开发井网研究的重点。在注水开发中，裂缝具有双重性：不利方面：注入水容易沿裂缝窜进，往往造成采油井过早见水，甚至暴性水淹；有利方面：裂缝可以提高注水井的吸水能力和采油井的生产能力。一、裂缝性油藏注采井网部署的基本原则：（1）处理好注采井网与裂缝系统的合理配置关系：合理配置关系为：平行裂缝方向布井，即井排方向要平行于裂缝方向，排间井位交错部署。（2）处理好裂缝对注水开发效果的有利与不利影响：平行裂缝方向布置井排，实现平行裂缝方向注水、垂直裂缝方向驱油。由于裂缝渗透能力强，而基质渗透能力弱，特别是裂缝性低渗透砂岩油藏，垂直裂缝方向驱油阻力大，采油井见效果难度大，不可能在两排注水井之间布置多排采油井，通常只能采用一排注水井、一排采油井相间隔的线状注水方式。（3）处理好井距和排距的关系，即井距应该适当加大，而排距需要合理缩小：由于裂缝方向油层渗透率高，注人水推进速度快，所以沿裂缝方向的井距应适当加大。井距加大的程度，应该根据裂缝发育的规模和裂缝方向渗透率的高低而定。裂缝性低渗透砂岩油藏，储层基质渗透率只有裂缝的几十分之，甚至几百分之一，注入水垂直裂缝方向驱油的阻力很大；只有缩小排距，缩短水线至油井排的距离，减少阻力，才能使采油井见到比较充分的注水效果。二、裂缝性油藏注采井网部署形式及其优化：在常规油藏注采井网的基础上，根据裂缝性油藏注采井网部署的基本原则，可演变出多种适合于裂缝性油藏的注采井网形式。约定：井排方向平行于裂缝方向，而且排间井位交错部署。裂缝性油藏注采井网部署形式：反五点法正方形、矩形注采井网；线状注采井网；反四点法、反七点法注采井网；反九点法正方形、菱形注采井网。1、反五点法（正方形、矩形）注采井网基本特点：井排方向平行于裂缝方向；排间井位交错部署；注采井排相间，平行裂缝方向注水；油水井数比为1：1。适用条件：对于天然微裂缝不发育，基质渗透能力比较强的油藏，注水井的吸水能力与采油井的产液能力相当，可采用正方形反五点法井网。对于裂缝比较发育，基质渗透能力比较弱的油藏，注水井的吸水能力与采油井的产液能力不相当，可采用矩形反五点法注采井网。2、线状注采井网基本特点：井排方向平行于裂缝，排间井位交错部署，井距、排距比大于2，注采井排相间，平行裂缝方向线状注水。根据油水井数比的不同，大体上可以分为3种。典型线状注采井网（油水井数比为1：1）；注水井排的井距加大（油水井数比为2：1）；注水井排的井距缩小（油水井数比为1：2）。P48适用条件：裂缝特别发育，且方向明确的油藏，可采用线状注采井网。如果注水井的吸水能力比采油井的产液能力强，则拉大注水井排的井距，减少注水井数，使油水井数比为2：1。如果注水井的吸水能力比采油井的产液能力弱，则可以缩小注水井排的井距，增加注水井数，使油水井数比为1：2。3、反四点法、七点法注采井网基本特点：井排方向平行于裂缝方向；排间井位交错部署；井距、排距比大于2；平行裂缝方向线状注水。适用条件：裂缝特别发育，且方向明确的油藏，可采用反四点或反七点法。采油井的产液能力是注水井的吸水能力的两倍，选用反四点法。注水井的吸水能力是采油井的产液能力的两倍，选用反七点法。4、反九点法（正方形、菱形）注采井网：基本特点：井排方向平行于裂缝方向；排间井位交错部署；一排油井与另一排注采相间的井排间隔排列；每口水井影响8口采油井；油水井数比为3:1 。 正方形反九点法（井距是排距的2倍）； 菱形反九点法（井距、排距比大于2）适用条件：正方形反九点法注采井网对于具有天然微裂缝但不发育的油藏，注水后见水方向不很明显的区块，可以采用正方形反九点注采井网；正方形对角线方向与最大主应力方向平行，加大了裂缝主方向油井与水井的距离，以延长裂缝主方向油井见水时间。菱形反九点法注采井网裂缝较发育、基质渗透率较弱的油藏，采用菱形反九点法；注水井和角井连线平行裂缝走向，放大裂缝方向的注采井距，既有利于提高压裂规模、增加人工裂缝长度、提高单井产量及延长稳产期，又减缓角井见水速度；同时缩小排距，提高侧向油井受效程度，最大限度提高基质孔隙的波及体积。一、水驱波及系数的概念1、面积波及系数（水淹面积与井网控制面积比）：水井与油井间存在相应压力、流线分布；在均匀井网内连接注采井的一条直线形成主流线；注入水首先沿主流线突破，井间各点见水时间不同；流度比对波及系数的影响很大。2、研究方法：物理模拟：电解模型、X-射线造影、CT；数学方法：解析法（研究油水接触界面移动规律）；数值模拟法。二、注采井网的面积波及系数面积注水波及系数EA主要受流度比控制。P112三、影响体积波及系数的因素体积波及系数EV：水所波及到的孔隙体积与所研究的注水单元的孔隙体积之比。影响EV因素：(1) 注水井网类型；(2) 油水流度比；(3) 油层非均质性：渗透率变异系数；垂向渗透率；(4) 重力分异：油水比重差，存在分异作用，油层厚度越大，影响越大。正韵律地层、反韵律地层存在明显差异。(5) 毛细管力：毛细管力引起前缘处的饱和度弥散，注入水易突进；影响层间互渗：M1，互渗 Ev。(6) 注水速度：注水速度低有利于防止注入水舌进和指进；注水速度高有利于克服重力分异作用。强注强采合理井网密度：从技术角度来讲：随着井距缩小、井网密度加大，井网控制程度和最终采收率增加，开发效果变好。从经济效益角度来讲：随着井网密度加大，钻井数增多，经济上的总投人增加，其经济效益变差。在确定合理井网密度时，既要考虑开发效果，又要考虑经济效益，才能确定出既经济、又合理的井网密度。一、技术合理井网密度