油藏动态分析经验方法VIP

油藏动态分析经验方法,主要内容：油田产量递减规律及其应用油田含水规律的研究和预测,研究油田开发方法的一门科学技术；从总体上认识油气藏和改造油气藏的综合工程学科。总体包括两个方面：一是认识和分析油气藏的各个部分的物理化学性质，及其在开发过程中的作用；二是在油气开采过程中认识油藏内部发生的物理化学变化、机制，及其对油气开采的影响。,动态过程,静态过程,油藏工程(ReservoirEngineering)油田开发,科学合理的开发油田的问题。,深刻认识油层及其中流体的特性,油藏工程研究的主要课题是：,一、油藏工程的概念,一个油田的正规开发一般要经历以下三个阶段：1、开发前的准备阶段详探、开发试验2、开发设计和投产油层评价、全面部署开发井、制定射孔方案、注采方案3、开发方案的调整和完善,一、油藏工程的概念,定义：所谓油田开发就是依据详探和必要的生产性开发试验，在综合研究的基础上对具有工业价值的油田，按照国家或市场对原油的需求，从油田的实际情况和生产规律出发，制定出合理的开发方案，并对油田进行建设和投产，使油田按照预定的生产能力和经济效果长期生产，并在生产过程中作必要的调整，保持合理开发，直到开发结束。,对象：油层及其中的流体目标：提高油气的经济采收率业务领域：开发前期、投产期、开采期,小结：,二、油藏工程的内容,严格的讲，研究油藏内流体性质和流体运动规律的方法统属油藏工程研究内容，一般包括油层物理、油气层渗流力学、试井解释、数值模拟、油藏动态分析方法等等。,本课程中所讲的油藏工程主要包括以下几个方面：,二、油藏工程的内容,（一）开发方案设计,开发前的准备油田开发的方针和原则油田开发方案编制的原则及其包含的内容油气藏的评价油田开发方式的确定复杂油田的开发设计,（二）水驱油理论基础,水驱油藏内流体饱和度的分布分流量方程平面一维流动的产量公式水驱油藏的面积波及系数及体积波及系数,二、油藏工程的内容,（三）开发动态分析,物质平衡方法经验方法试井分析方法,（四）油藏动态监测与调整,动态监测的内容油藏管理油田开发调整,三、油田开发的特点,1、油藏的认识不是短时间一次完成的，需要经历长期的由粗到细、由浅到深、由表及里的认识过程。2、油气田是流体矿藏，凡是有联系的油藏矿体，必须视作统一的整体来开发，不能像固体矿藏那样可以简单的分隔，独立开发，而不影响相邻固体矿藏的蕴藏条件及邻近地段的含矿比。,三、油田开发的特点,3、必须充分重视和发挥每口井的双重作用生产与信息的效能。井具有双重作用，既是采集油气的通道、影响地层的处所，又是窥探油气藏内部获得各种信息的窗口。4、油田开发工程是知识密集、技术密集、资金密集的工程。油田开发工程是个综合运用多学科的巨大系统工程，涉及地质、物探、钻井、采油、油藏、储运、经济、管理、水电、土建部门。海洋油田开发还要考虑海洋气象、风流、海工建筑及海空支援。,四、油藏工程的发展历史,油田开发的历史大致可分为以下几个阶段：,1、从第一个油田投入开发到1930年前后开始阶段,分块开发、钻井、井网密度,2、1930年到1940年发展初期,整体开发、开始建立油田开发基本理论（流体力学应用、物质平衡方程）,3、1940年到1950年发展阶段,油田开发理论的完善、注水,天然能量开采,四、油藏工程的发展历史,4、1950年到现在现代化的发展阶段,1）进入20世纪50年代后期，油田开发的科学原理和油田开发实践都得到新的发展。2）各种先进观察和测量的仪器、仪表以及模拟实验技术与装备的应用。加深了人们对油层的认识，从而对揭示流体运动规律和改造油层提供了极为有利的条件。3）各种数值模拟研究油藏的方法，有了进一步的发展。4）油田开发和采油的工艺技术取得了新的成就，出现如不同井网(wellpattern)开采不同层系的新工艺，一井分采不同层系(seriesofstrata)，并研制出了相应的各种机械设备。,四、油藏工程的发展历史,4、1950年到现在现代化的发展阶段,5）提高采收率的研究取得了很大成效。热驱油和化学驱油，聚合物驱油、微生物驱油和物理法提高采收率，等。6）油藏精细描述技术的发展和成熟，使得人们能够更加深入的认识油藏，确定剩余油分布，确定合理的开发井网和开发方式。7）油藏经营概念的提出与经营模式的建立。从油田地质、油田开发、开采工艺等方面对一个区块进行整体系统的研究，对油田开采现状进行分析评价，提出相应的问题和相应对策，采取一些有效的增产措施，提高油田开采效益。8）钻井技术的进步。定向井、丛式井和多分枝井技术,五、世界石油开发现状,1、国外石油资源,世界主要产油国的产量和储量,五、世界石油开发现状,2、国内石油资源,千万吨以上：大庆、胜利、克拉玛依、长庆西部：塔里木海上：渤海、南海天然气：四川盆地、长庆,作为一名油藏工程师所要做的工作：,以油藏为对象制定高经济效益的油田开发方案。,制定高效的开发方案，以时间为顺序分为三个阶段：1、新油田的开发方案设计2、已开发油田的动态监测和分析3、对开发方案进行调整及提高采收率,六、学习的目的与要求,1、掌握油田开发方案设计的基本方法，并能进行油田开发方案设计。2、能运用所学的知识对油田进行动态分析和预测。3、油藏工程涉及内容广，基本概念多，要多理解、多积累，建立油田开发过程中的基本概念和开发理念。,七、参考书,油藏工程基础刘德华油藏工程基础朗兆新实用油藏工程周红、关振良现代油藏工程陈元千,第一章油田开发设计基础,第一节油田开发前的准备阶段第二节油田开发的方针和原则第三节油田开发方案的编制,第一节开发前的准备阶段,教学目的：1、通过本课程的学习能叙述详探阶段的任务有哪些；2、能陈述详探阶段所要做的事情有哪些；3、能陈述每件事情的任务及所能达到的目的。,一、详探阶段的主要任务,1、以含油层系为基础的地质研究地层层序及其接触关系各层中的油、气、水分布隔层、盖层分布及性质特殊层：气夹层、水夹层、高压层、底水、易塌层,一、详探阶段的主要任务,2、储油层的构造特征的研究油层构造形态、储油层构造圈闭条件含油面积与外界连通情况、油气水分布关系岩石物性、流体性质、油层断裂情况、断层封闭情况,一、详探阶段的主要任务,3、分区分层组的储量计算4、油层天然能量、驱动类型和压力系统的确定5、油井生产能力和动态研究。了解油井生产能力、出油剖面、递减情况、层间及井间干扰情况,二、详探阶段要进行的工作,1、地震细测工作2、钻详探资料井3、油井试油和试采4、开辟生产试验区5、基础井网布置,目的：落实构造形态和其中断裂情况，为确定含油带圈闭面积、闭合高度等提供依据，以便用较少的探井资料井完成详探任务测线密度：2公里/平方公里结果：构造形态清楚；断层情况清楚（走向、落差、倾角）；含油圈闭面积清楚。,二、详探阶段要进行的工作,1、地震细测工作（seismicsurvey),2、钻详探资料井（取心资料井）appraisalwell,coringwell,informationwell,目的：直接认识油层，为布置生产井网提供地质依据任务：认识油层本身性质和特征及变化规律；探边、探断层。,二、详探阶段要进行的工作,成果：（对录井资料、测井资料、岩心资料综合研究）地层对比，隔层对比；稳定油层的性质及其分布（主力层）；对断层、隔层性质及其分布作出评价；进行岩心资料研究。,2、钻详探资料井（取心资料井）,二、详探阶段要进行的工作,布井：在初步掌握构造情况的基础上，以尽量少的井而又能准确的认识油层和控制全部油层为原则来确定。一般井距：23公里复杂断块：108t的油田，稳产期应在10a以上；可采储量50001041108t的油田，稳产期应在810a；可采储量10001045000104t的油田，稳产期应在68a；可采储量5001041000104t的油田，稳产期应在5a以上；可采储量1.3，异常高压油藏）,地层海拔高程每相差一个单位相应的压力变化值。,油层折算压力（Pc）：,一、油藏的压力系统,1、有关地层压力的概念,第一节油藏温压系统,井底流动压力（Pwf）：,为了消除构造因素的影响，把已测出的油层各点的实测压力值，按静液柱关系折算到同一基准面上的压力。,目前油层压力（P）：,在开发后某一时间测量的油层压力。,一般用油层静止压力（Pws）和井底流动压力（Pwf）来表示。,油层静止压力（Pws）：,油井生产一段时间后关闭，待压力恢复到稳定状态后，测得的井底压力值。,油井正常生产时测得的井底压力。,2、原始油层压力的确定,一、油藏的压力系统,（1）井口压力推算法,第一节油藏温压系统,Pi=a+GDD,式中:Pi原始地层压力，MPa；a关闭后的井口静压，MPa；GD井筒内静止液体压力梯度，MPa/m；D埋深，m。,井筒内的液体静止梯度，由下式表示：GD=dPi/dD=0.01,式中:井筒内的静止液体密度，g/cm3。,2、原始油层压力的确定,一、油藏的压力系统,（2）原始地层压力梯度曲线法,具有同一水动力系统的油气层是一个连通体，油气层不同部位厚度中点的海拔高度与相应的原始压力值之间成一线性关系，此关系曲线称为原始地层压力梯度曲线。,第一节油藏温压系统,油藏剖面与压力梯度图,通过压力梯度曲线，可解决的问题：,2、原始油层压力的确定,一、油藏的压力系统,第一节油藏温压系统,涠洲10-3油田压力梯度图,（1）地层压力可以通过回归得到。,（2）可以通过压力梯度的大小判断地层液体类型。,（3）可以确定油水、油气界面。,3、压力系统的判断,一、油藏的压力系统,第一节油藏温压系统,压力系统：也称为水动力学系统，是指在油气田的三维空间上，流体压力能相互传递和相互影响的范围。,判断油气田内压力系统的分布常用方法有：,压力梯度曲线法：,用各油层或同一油层不同部位所测得的原始压力资料，绘制成压力梯度曲线。如果绘制出的原始压力梯度曲线只有一条，则说明各油层或同一油层的各点属于一个水动力学系统；如果有数条压力梯度曲线时，则说明各油层或同一油层的各点不属于同一水动力系统。,折算压力法：,3、压力系统的判断,一、油藏的压力系统,第一节油藏温压系统,对于无泄水区，具同一水动力系统的油藏来说，油藏未投入开采时，位于油藏不同部位的各井点处，其原始油层压力折算到同一个折算基准面后，折算压力必相等。,油层压力变化规律法：,油层一旦投入开发，油层压力就开始发生变化。如果处于不同油层或同一油层的不同位置的各井点油层压力同步下降，可说明各井点处于同一水动力系统中；反之，则不为一个水动力系统。,一、油藏的温度系统,第一节油藏温压系统,由于油藏在常温层以下，其温度随深度的增加而增加。油藏的温度随埋深的变化情况通常可用地温梯度和地温级度来表示。,地温梯度：,指地层深度每增加100m时，地层温度增高的度数，单位为/100m。,地温级度：,指地温每增加1所需增加的深度值，单位为m/。,地温梯度与地温级度互为倒数关系，地温梯度更常用。,油气藏的温度系统：指由不同探井所测静温与相应埋深的关系图，也可指静温梯度图。,一、油藏的温度系统,第一节油藏温压系统,油藏的静温梯度图,油气藏的静温主要受地壳温度的控制，而不受储层的岩性及其所含流体性质的影响。因此，任何地区油气藏的静温梯度图，均为一条静温随埋深变化的直线关系，由下式表示：,我国东部地区各油气田的静温梯度约为3.54.5/100m。,T=A+BD,式中：T油气藏不同埋深的静温，；A取决于地面的年平均常温，；B静温梯度，/100m；D埋深，m。,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,目的：了解油藏动态特征，预测未来生产动态。,驱动方式：油层在开采过程中主要依靠哪一种能量来驱油。,有六种基本驱动能量驱动方式：,1、岩石及流体弹性驱,1、驱替效率最低,2、采收率530；,3、采收率2040；,4、采收率3575；,5、采收率80；,6、比溶解气高，比水驱低。,2、溶解气驱,3、气压驱动,4、水驱动,5、重力驱动,6、复合驱动,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,110，平均3。,一、封闭弹性驱动,形成条件：,（1）油藏无边底水或边水不活跃；,（2）PiPb。,驱油机理：,油层岩石和流体的弹性膨胀，地层压实,生产特征：,1、压力下降；,2、产量下降；,3、气油比稳定。,采收率：,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,二、溶解气驱动,形成条件：,1、无气顶；,2、无边底水或边底水不活跃；,3、PiPb。,驱油机理：,溶解气膨胀,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,二、溶解气驱动,生产特征,生产气油比,油藏压力,油产量,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,二、溶解气驱动,溶解气驱动生产特征,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,三、气压驱动,形成条件：,1、有气顶；,2、无水驱或弱水驱；,3、PiPb。,驱油机理：,气顶气膨胀前缘驱替,刚性气驱：,弹性气驱：,PePb（气顶很大或人工注气）,气顶体积较小，没注气,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,三、气压驱动,气油比,油藏压力,产油量,刚性气驱,生产特征,弹性气驱,气油比,产油量,油藏压力,一个气顶驱油藏生产数据：,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,三、气压驱动,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,三、气压驱动,（1）油藏压力：油藏压力不断缓慢衰减，压力保持水平高于一般衰竭式开采油藏，压力保持程度取决于气顶体积与油区体积的比值。,生产特征,（2）产水量：不产水或产水量可忽略不计。,（3）气油比：气油比在构造高部位的井中不断升高，当膨胀的气顶到达构造高部位井时，该井气油比将变得很高。,（4）最终采收率：气顶驱机理实际上是前缘驱替，采收率会比溶解气驱大得多，预测采收率为2040。,（5）井的动态：气顶膨胀保持了油藏压力，同时使井筒中液柱重量降低，因此气顶驱比溶解气驱自喷时间更长。,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,三、气压驱动,影响气顶驱动采收率的因素：,1、原始气顶的大小,2、垂向渗透率,3、原油粘度,4、气体的保持程度,5、采油速度,6、倾角,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,四、水压驱动,形成条件：,1、有边底水；2、或人工注水,刚性水驱：供液速度采液速度（供液充足）弹性水驱：供液速度50,进一步勘探的依据,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,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,远景资源量,第四节油气藏储量评价,二、储量的分类分级,19841988年我国油气储量分类分级情况：,总资源量,地质储量,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）田被发现的可能性或规模的大小，要求概率曲线上反映出的估算值具有一定合理范围。,远景资源量,第四节油气藏储量评价,二、储量的分类分级,19841988年我国油气储量分类分级情况：,总资源量,地质储量,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，并已投入开采的储量。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。,第四节油气藏储量评价,二、储量的分类分级,19841988年我国油气储量分类分级情况：,总资源量,地质储量,远景资源量,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正负20。,第四节油气藏储量评价,二、储量的分类分级,总资源量,地质储量,远景资源量,19841988年我国油气储量分类分级情况：,基本探明储量：多层系的复杂断块、复杂岩性和复杂裂缝型油气田，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。其相对误差应小于正负30。,第四节油气藏储量评价,二、储量的分类分级,总资源量,地质储量,远景资源量,19841988年我国油气储量分类分级情况：,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。其相对误差不超过正负50。,第四节油气藏储量评价,二、储量的分类分级,总资源量,地质储量,远景资源量,19841988年我国油气储量分类分级情况：,预测储量：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。,第四节油气藏储量评价,三、石油与天然气储量计算方法,（1）类比法（经验法）,（2）容积法,（3）动态法,物质平衡方法,产量递减法,水驱特征曲线法,统计方法,第四节油气藏储量评价,三、石油与天然气储量计算方法容积法,N=100Ah(1-Swi)o/Boi式中：N104t；Akm2；hm；m3/t,油田地质储量：,Gs=10-4NRsi式中：Gs108m3；N104t；Rsim3/t,溶解气储量：,第四节油气藏储量评价,三、石油与天然气储量计算方法容积法,气田地质储量：,G=0.01AhSgi/Bgi,式中：G108m3；Akm2；hm,下标：i原始条件；sc地面标准条件,式中：Pi/Zi原始视地层压力，MPa。,第四节油气藏储量评价,三、石油与天然气储量计算方法容积法,当气层地层压力pi下降到废弃压力pa时，气藏中剩余储量为：,气藏的可采储量：,式中：Pa/Za放弃视地层压力，MPa。,第四节油气藏储量评价,三、石油与天然气储量计算方法,类比法,类比法：利用已知相类似油气田的储量参数，去类推尚不确定的油气田储量。,储量丰度：单位面积控制的地质储量。,o=N/A=100h(1-Swi)o/Boi,单储系数：单位面积单位厚度控制的地质储量。,SNF=N/Ah=100(1-Swi)o/Boi,在利用类比法取得储量丰度或单储系数的数值之后，分别乘上估计的含油面积或含油面积与有效厚度的乘积，即可得到估算的原始地质储量。,第四节油气藏储量评价,四、储量综合评价,储量规模分类,第四节油气藏储量评价,四、储量综合评价,储量丰度分类,第四节油气藏储量评价,五、年度剩余可采储量和储采比,1、年度剩余可采储量的计算,Ni+1RR=NiRR+NR1+NR2+NR3+NR4+NR5NR6NR7Q,2、储采比的计算及测算,储采比：又称为储量寿命，它是某年度的剩余可采储量与当年产量之比值。,NRR=NRNP,第五节油藏采收率测算方法,原油采收率：是指可采储量与地质储量的比值。,原油采收率不仅与其天然条件有密切关系，而且也和油田开发及油田开采的技术水平有关。,油田采收率是逐渐增长的。一般通过生产实验、经验的积累与应用、大量的科学研究工作，再加上对储油条件、驱油机理等客观因素的逐步认识，先进采油工艺技术的应用等，油田的实际采收率远远超过依靠天然能量开采所能达到的1520的数值，平均每10年，采收率提高610左右。,最终采收率：是油田废弃时采出的累积总采油量与地质储量之比值。,无水采收率：是油田在无水期（综合含水小于2）采出的总油量与地质储量的比值；,阶段采收率：在油田某一开采阶段采出的油量与地质储量的比值；,采出程度：截至计算时间为止所采出的总采油量和地质储量的比值。,第五节油藏采收率测算方法,第五节油藏采收率测算方法,一、影响采收率的因素分析,1、地质因素对采收率的影响,（1）天然驱动能量的大小及类型,（2）油藏岩石及流体性质,（3）油气藏的地质构造形态,第五节油藏采收率测算方法,一、影响采收率的因素分析,2、油田开发和采油技术对采收率的影响,（1）油气藏开发层系的划分。,（2）布井方式与井网密度的选择。,（3）油井工作制度的选择和地层压力的保持程度,（4）完井方法与开采技术。,（5）增产措施以及采用新技术、新工艺的效果。,（6）提高采收率的二次、三次采油方法的应用规模机效果。,第五节油藏采收率测算方法,二、采收率的测算方法,一般常用的方法有以下几种：,（1）油田统计资料获得的经验公式。,（2）室内水驱油实验法,（3）岩心分析法,（4）地球物理测井法。,（5）分流量曲线法。,（6）油田动态资料分析法。,1、油田统计资料获得的相关经验公式,第五节油藏采收率测算方法,二、采收率的测算方法,1）水驱油藏的相关经验公式：,2）溶解气驱的相关经验公式,3）我国水驱砂岩油藏的相关经验公式,1、油田统计资料获得的相关经验公式,第五节油藏采收率测算方法,二、采收率的测算方法,2、室内水驱油实验法,第五节油藏采收率测算方法,二、采收率的测算方法,岩心原油采收率按下式确定：,式中：Soi原始含油饱和度，小数；Soc水驱岩心残余油饱和度，小数,实验室求出的只是岩心的洗油效率。,最终采收率是宏观波及系数与微观驱油效率的乘积，即，,式中：ER最终采收率，小数；ED驱油效率系数，小数；EV油层波及系数，小数。,3、岩心分析法,第五节油藏采收率测算方法,二、采收率的测算方法,用失水量较大的水基钻井液钻井取出的岩心受到钻井液虑液的冲刷，接近水驱过程的情况，所以可按岩心分析估算残余油饱和度。,另外考虑到取心过程中由于原油脱气使残余油饱和度减少，而偏大的采收率应在最终采收率中扣除。,4、分流量曲线法,第五节油藏采收率测算方法,二、采收率的测算方法,根据油水相对渗透率曲线，可用下面的公式计算采收率：,5、另外,还有动态分析法（物质平衡方法、经验公式法）数值模拟方法,思考题,1、设有一油田，既有边水，又有气顶，如图1所示，其中A、B、C分别为三口生产井，试分别画出A、B、C三井的开采特征曲线（包括压力、产量、生产气油比随时间变化的曲线），并说明原因。,1,2,3,4,1原始油气界面2含油区3水侵后油水界面4原始油水界面,A,B,C,2、已知某油田的储量计算参数为：A=20km2；h=25m；=0.25；Soi=0.80；Boi=1.25。试求该油田的原始地质储量、储量丰度和单储系数的大小。,第三章油田开发方式的确定,主要内容：驱动方式的选择开发层系的划分与组合油田注水方式的选择开发井网的部署,第一节驱动方式的选择,驱动方式：天然能量驱动、人工补充能量（注水、注气等）,选择驱动方式的原则：既要合理的利用天然能量，又要有效地保持油藏能量。,弹性驱：弹性能量丰富，地层压力系数大，大于1.5；水驱：注水驱或天然水驱，需高速开采、边底水能量丰富气驱：气源丰富,第二节开发层系的划分与组合,油田多油层非均质,纵向上平面上,影响,油田开发部署,开发效果,注入水的利用率,各层储量的动用,水淹体积,最终采收率,划分开发层系：把特征相近的含油小层组合在一起，与其它层分开，用单独一套井网开发，以减少层间干扰，提高注水纵向波及系数及采收率，并以此为基础，进行生产规划、动态分析和调整。,一、概念,二、多油层油田的非均质特性,第二节开发层系的划分与组合,1、储油层性质之间的差别,2、各层油水关系的差别,3、各层间天然能量驱动方式的差别,4、各油层油气水的性质、压力的差别,三、开发层系划分的应用情况,第二节开发层系的划分与组合,20世纪40年代以前，油田开发采用天然驱动或衰竭式开采方式，开发层系的划分与组合未能引起人们的重视。,20世纪40年代开始重视对油层的划分与组合的研究。,当前世界上许多新开发的油田除油层少且薄、面积小的个别例外，一般都划分成几套层系同时开发。具体的做法有两种：,（1）层系一开始就细分，多套井网分采不同油层，少搞分层作业，实现较高的波及系数。,（2）初期层系划分得粗一些，少钻井，多搞分层开采作业，提高注水波及面积。后期根据需要，多井网分采各层。,三、开发层系划分的应用情况,第二节开发层系的划分与组合,美国多采用第一种前苏联多采用第二种我国多采用粗分层，后期调整。,我国砂岩油田层系的划分,四、开发层系划分的目的与原因,第二节开发层系的划分与组合,四、开发层系划分的目的与原因,第二节开发层系的划分与组合,1、划分开发层系有利于充分发挥各类油层的作用,编制方案是以平均参数来设计井距、排距、生产压差，而实际生产时，Pwf反映高K/层。,干扰：高渗透层的生产受到低渗透层的干扰,水驱油田，高渗层水淹后，会加剧层间矛盾,前苏联某油田油层合注与分注吸水能力对比表,四、开发层系划分的目的与原因,第二节开发层系的划分与组合,1、划分开发层系有利于充分发挥各类油层的作用,四、开发层系划分的目的与原因,第二节开发层系的划分与组合,1、划分开发层系有利于充分发挥各类油层的作用,在合采井中，见效层的油层压力增加，产液量上升。在产量不变的情况下，会使该井流动压力上升。因此当低压层压力低于合采井流动压力时，低压层就会停止生产。有时，甚至高压层出来的液体还会从井中倒灌进低压层。,油井见水后，使得井筒内流体密度增加，引起流压上升，同时又恶化了低压、低渗透率层的生产条件，形成倒灌现象。,四、开发层系划分的目的与原因,第二节开发层系的划分与组合,1、划分开发层系有利于充分发挥各类油层的作用,杏北油田不同井距堵水后出产数据表,为了减少高压层对低压层的影响，在含水井中除了经常要求在开发过程中不断调整工作制度、逐渐放大生产压差、提高产液量外，在注采工艺上，应该考虑单井分注合采或分注分采、合注分采的技术，尽量减少层系的数量。,四、开发层系划分的目的与原因,第二节开发层系的划分与组合,1、划分开发层系有利于充分发挥各类油层的作用,层系非均质性对开发效果影响的一般规律：,（1）随着开发层系内油层层数和厚度增加，油层动用厚度和出油好的厚度明显减少，油层采油强度下降，采收率下降。,110，注入压力逐渐减小,大庆油田单位厚度采油指数与有效厚度关系,四、开发层系划分的目的与原因,第二节开发层系的划分与组合,层系非均质性对开发效果影响的一般规律：,c.油层受波及段的半经与油层渗透率关系曲线,b.层系中不工作渗透率与最高层渗透率比值和注入水关系开层之比,（1）随着开发层系内油层层数和厚度增加，油层动用厚度和出油好的厚度明显减少，油层采油强度下降，采收率下降。,四、开发层系划分的目的与原因,第二节开发层系的划分与组合,层系非均质性对开发效果影响的一般规律：,（2）开发层系内高、低渗透率油层不同的厚度比例，对开发效果影响大,1900md,占总厚度80%，其余4层等厚共占202900md,占总厚度60%，其余4层等厚共占403900md,占总厚度40%，其余4层等厚共占604五层等厚，各占205100md,占总厚度40%，其余4层等厚共占60;6100md,占总厚度50%，其余4层等厚共占50;7100md,占总厚度60%，其余4层等厚共占40;8100md,占总厚度80%，其余4层等厚共占20;,四、开发层系划分的目的与原因,第二节开发层系的划分与组合,层系非均质性对开发效果影响的一般规律：,（3）开发层系内不同渗透率、不同粘度油层、不同组合对发效果影响很大。,研究表明：随着两层粘度比比值的增加（第二层油水粘度比不变），采收率明显下降，当高粘度且为高渗透层时，随着两层渗透率比值加大，采收率反而略有增加，这说明流体的流度比大小将会对开发产生综合影响。,四、开发层系划分的目的与原因,第二节开发层系的划分与组合,2、划分开发层系是部署井网和规划生产设施的基础,确定了开发层系，一般就确定了井网套数，因而使得研究和部署井网、注采方式以及地面生产设施的规划和建设成为可能。井网是根据所组合的层系的地质条件部署的，离开这一具体的层系，部署的井网就会变得不合理。,虽然层系组合与井网部署是相互依存的，但两者有不同的侧重面。层系划分主要解决层间矛盾，通过层系的合理组合，使同一开发层系内各个层之间的矛盾较小，干扰较小；井网部署则主要是调整平面矛盾，通过井网的合理部署，减少平面矛盾和井间干扰。,四、开发层系划分的目的与原因,第二节开发层系的划分与组合,3、适应采油工艺技术发展的要求,一个多油层油田，油层数目可能很多，开采井段有时可达数百米。采油工艺的任务在于充分发挥各油层的作用，使它们吸水均匀，生产均衡，所以往往必须采取分层注水、分层采油和分层控制措施。目前的分层技术还不可能达到很细的水平，因此必须划分开发层系，而使一个生产层系内部的油层不致过多，井段不致过长，这样将能更好地发挥采油工艺的作用，使油田开发效果更好。,四、开发层系划分的目的与原因,第二节开发层系的划分与组合,4、油田高效开发要求进行层系划分,用一套井网开发一个多油层油田不可能做到充分发挥各类油层的作用，尤其是当主要产油层较多时，为了充分发挥各油层作用，就必须划分开发层系，这样才能提高采油速度，加速油田生产，缩短开发时间，提高经济效益。,五、开发层系划分的原则,第二节开发层系的划分与组合,1、同一层系内的油层物性应当接近，尤其是渗透率要接近,主要体现在：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；各主要油砂体的几何形态及分布状态相差不大。,2、一个独立的开发层系应具有一定的厚度和储量；,一般要求h（有效厚度）10m，单井控制储量10万吨,3、各开发层系间必须具有良好的隔层；（隔层厚度3m）,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、要考虑到采油工艺技术水平，相邻油层尽可能组合在一起。,五、开发层系划分的原则,第二节开发层系的划分与组合,6、多油层油田当具有下列地质特征时，不能够用一套开发层系开发：,a储层岩性和特性差别较大，因为渗透率的差异程度是影响多油层油田开发效果的根本原因。b油气的物理化学性质不同。如原油粘度的差别，将造成注水开发时油水流度比差别大，使得油井过早见水，无水采油期短；c油层的压力系统和驱动方式不同；d油层的层数太多，含油层段过大。,六、开发层系划分的步骤,第二节开发层系的划分与组合,1研究油砂体特性及对合理开发的要求，确定开发层系划分与组合的地质界限,我国陆相沉积油层含油最小的基本单元为油砂体。因此，通过分层对比，定量确定特性参数后，应查明油砂体的大小，以此为核心，进行储油层研究。,研究中应注意的问题：分析油层沉积背景、沉积条件、类型和岩性组合（研究以油层为单元）。研究油层内的韵律性，以便细分小层。从油砂体研究入手，来认识油层分布形态和性质。,六、开发层系划分的步骤,第二节开发层系的划分与组合,2通过单井开采的动态分析，为合理划分层系提供生产实践依据。,从油井的分层试油、试采，尤其是分层测试等，了解各小层的生产能力、地层压力及其变化。应用模拟法、水动力学法、经验统计法等，确定各小层的采油指数与地质参数之间的相互关系，合采时采油指数下降值与Kh/值。根据油砂体的工作状况，其所占储量的百分比，采油速度的影响，采出的程度的状况等，可对层系的划分作出决断。,六、开发层系划分的步骤,第二节开发层系的划分与组合,根据开发层系划分的原则，确定开发单元。该单元既可独立开发，也可几个组合在一起作为一个层系开发。因此，每个单元的上、下隔层必须可靠，具有一定的储量和生产能力。,3确定划分开发层系的基本单元,4综合对比不同层系组合的开发效果，选择最优的层系划分与组合方案,在层系划分及组合后，要采用不同注采方式及井网，分油砂体计算其开发指标，综合对比不同组合方式下开发效果，从开发要求出发，确定最优方案。其主要衡量的技术指标是：不同层系组合所能控制的储量；所能达到的采油速度、分井生产能力和低产井所占百分数；无水期采收率；不同层系组合的钢材消耗及投资效果等指标。,六、开发层系划分的步骤,第二节开发层系的划分与组合,由于油藏地质条件和油层物理及油藏流体性质的差异，开发、采油工艺技术及地面环境的情况等都会影响开发层系的划分。影响开发层系划分的因素为：油气储集层的物理性质；石油和天然气的物理化学性质；烃类相态和油藏驱动类型；油田开发过程的管理条件；井的开发工艺和技术;地面环境条件。,七、影响开发层系划分的因素,第二节开发层系的划分与组合,第三节油田注水方式的选择,第一个“五点井网注水”方案，在1924年宾夕法尼亚的Bradford油田实施。1931年，注水应用俄克拉何马，1936年又发展到得克萨斯Fry油田。尽管如此，直到20世纪50年代初，注水才真正得到广泛应用。,第三节油田注水方式的选择,本节讨论：,1、为什么选择注水？2、注水时间的确定。3、注采井网系统。,第三节油田注水方式的选择,一、为什么选择注水？,注水开发之所以能得到广泛的应用，主要有以下几方面的原因：（注水的优点）,（1）水易于获得；（2）水对于低相对密度和中等相对密度的原油是一种有效的驱替介质；（驱油效率高）（3）注水的投资和操作费用低，而利润大；（4）水注入地层相对容易；因为在注水井中水柱本身就具有一定的压力。（5）水在油层中容易流动。（波及能力较高）,第三节油田注水方式的选择,一、为什么选择注水？,由于我国油田特定的沉积环境，多数油田的天然能量不充足。,天然能量局限性很大，不易控制，作用时间短；能量发挥不均衡，一般初期大，油井高产，但很快递减，不能实现稳产；油田的调整和控制困难（如气顶、边底水、气油比的控制等）；采收率较低。,即使有的油藏天然能量充足，当油田依靠天然能量开采时，存在一定的问题，主要表现为：（天然能量的局限性）,第三节油田注水方式的选择,二、注水时间的确定,油田合理的注水时间和压力保持水平是油田开发的基本问题之一,压力界限：,一般油田，注水的最合理压力是低于饱和压力20，此时水驱混气驱油的采收率可增加510。对原油物性随压力变化大的油田，油层压力可低于饱和压力10。但对于一些较高粘度的油藏，注水时的地层压力应等于或高于饱和压力。,1、注水类型,第三节油田注水方式的选择,二、注水时间的确定,般从注水时间上大致可以分为三种类型：早期注水，晚期注水，中期注水。,1、注水类型,（1）早期注水,在油田投产的同时进行注水，或是在油层压力下降到饱和压力之前就及时进行注水，使油层压力始终保持在饱和压力以上或原始油层压力附近。,第三节油田注水方式的选择,二、注水时间的确定,（1）早期注水,优点：,油层内不脱气，原油性质保持较好；,油层内只是油、水二相流动，渗流特征清楚；,油井产能高自喷采油期长；,采油速度高较长的稳产期；,可采用较稀的生产井网；,可减少采出每吨原油所需的注水量；,使开发系统灵活并易于调整。,第三节油田注水方式的选择,二、注水时间的确定,（1）早期注水,缺点：,油田投产初期注水工程投资较大，投资回收期较长,适用：,地饱压差相对较小的油田。,早期注水方式不是对所有油田都是经济合理的，对地饱压差较大的油田更是如此,第三节油田注水方式的选择,二、注水时间的确定,（2）晚期注水,开采初期依靠天然能量开发，在溶解气驱之后注水。,特点：,溶解气驱后，导致o、Jo、Qo、Rp,注水后，可形成油气水三相流动,渗流过程变得复杂,产量不能保持稳定，开采自喷期也较短,对脱气后o高、含蜡量高的油田渗流条件恶化,优点：,开发初期生产投资少，原油成本低,原油性质好、天然能量足、中小型的油田,适用：,第三节油田注水方式的选择,二、注水时间的确定,（3）中期注水,初期依靠天然能量开采，当地层压力降到饱和压力以下，气油比上升到最大值之前开始注水。,随注水压力恢复，油层压力保持在饱和压力或略低于饱和压力，形成水驱混气油驱动方式。,特点：,注水后，油层压力恢复到饱和压力以上，可获得较高的产量。,第三节油田注水方式的选择,二、注水时间的确定,（3）中期注水,优点：,开发初期投资少，经济效益较好，也可以保持较长稳产期，并且不影响最终采收率。,适用：,对于地饱压差较大，天然能量相对较大的油田，是比较适用的。,第三节油田注水方式的选择,二、注水时间的确定,2、注水时机的选择,一个具体油藏要确定最佳注水时机时，要考虑以下几个因素：,1）根据油田天然能量的大小,原则：满足开发要求的前提下，尽量利用天然能量。,2）油田大小和对油田产量的要求,小油田，储量小，不求稳产期长不早期注水大油田，保持较长时间稳产期宜早期注水,边水充足且活跃，边水驱满足开发要求不注水地饱压差大，有较大的弹性能量不采用早期注水,第三节油田注水方式的选择,二、注水时间的确定,2、注水时机的选择,3）油田的开采特点和开采方式,自喷开采要求注水时间早些，压力保持的水平相对要高一些。,另外，还要考虑油田经营管理者所追求的目标，这些目标可能有：,(1)原油采收率最高。(2)未来的纯收益最高。(3)投资回收期最短。(4)油田的稳产期最长。,机械采油不一定早期注水，压力保持低一些。,第三节油田注水方式的选择,三、油田注水方式,注水方式（也称注采系统）：,注水方式分类：,注水井在油层中所处的部位和注水井与生产井之间的排列关系。,目前国内外油田应用的注水方式归纳起来主要有四种：边缘注水、切割注水、面积注水和点状注水,第三节油田注水方式的选择,三、油田注水方式,1、边缘注水,是指注水井按一定的方式分布在油水边界处（油水过渡带附近）。,缘外注水：将注水井布置在油水边界外的纯水区,缘上注水：将注水井布置在油水过渡带上。,缘内注水：将注水井布置在内油水边界。,要求含水区和含油区之间渗透性好，不存在低渗透带或断层,外含油边界以外的地层渗透率显著变差，为了保证注水井的吸水能力和保证注入水的驱油作用,油水过渡带处有高粘度稠油带，或出现低渗透的遮挡层,第三节油田注水方式的选择,三、油田注水方式,1、边缘注水,第三节油田注水方式的选择,三、油田注水方式,1、边缘注水,（1）适用条件：,（2）优点：,适用于中小型油田，油层构造比较完整；油层分布比较稳定，含油边界位置清楚；外部与内部连通性好，流动系数高。,油水界面比较完整，水线移动均匀，控制较容易，无水采收率和低含水采收率较高。注水井少，注入设备投资少。,第三节油田注水方式的选择,三、油田注水方式,1、边缘注水,（3）局限性：,井排产量递减5：2：1,改善：边缘注水顶部点状注水,在较大油田的构造顶部效果差，易出现弹性驱或溶解气驱。,注入水的利用率不高，部分注入水向边外四周扩散；,第三节油田注水方式的选择,三、油田注水方式,2、切割注水（行列注水）,利用注水井排将油藏切割成为较小单元，每一块面积可以看成是一个独立的开发单元，分区进行开发和调整。,切割区：两排注水井排之间的区域,切割距：两个注水井排之间的垂直距离,切割方向：注水井排的分布方向,一般分为横切割、纵切割和斜切割。,第三节油田注水方式的选择,三、油田注水方式,2、切割注水（行列注水）,（1）适用条件,（2）优点,可以优先开采高产地带使产量很快达到设计要求；,可以根据地质特征来选择最佳切割方向和切割区的宽度；,油层大面积稳定分布且具有一定的延伸长度；在切割区内，注水井排与生产井排间要有好的连通性；油层渗透率较高，具有较高的流动系数。,便于修改和调整原来的注水方式。,第三节油田注水方式的选择,三、油田注水方式,2、切割注水（行列注水）,切割区内的储量能一次全部动用，提高采油速度，这种注水方式能减少注入水的外逸。,切割注水面积注水,（2）优点,不适应非均质严重的油层水线推进不均匀注水井间干扰大吸水能力降低；有时出现区间不平衡加剧平面矛盾；内排井生产能力不易发挥，外排井生产能力大，但见水也快；,（3）局限性,第三节油田注水方式的选择,三、油田注水方式,内部注水的几种其他形式：,环状切割注水：注水井按环状分布,中央注水：,沿R：200m300m圆周上布46口水井，中央布12口油井。,第三节油田注水方式的选择,三、油田注水方式,3、面积注水,把注水井和生产井按一定的几何形状和密度均匀地布置在整个开发区上。,切割注水的极限形式,特点：适应范围广、见效快、采油速度高,（1）优点,所有油井都处于注水井第一线，有利于油井受效；,注水面积大，注水受效快；,每口油井有多向供水条件，采油速度高。,便于调整。,（2）适用条件,油层分布不规则，延伸性差；,油层渗透性差，流动系数低；,油田面积大，但构造不完整，断层分布复杂；,油田后期强化开采。,第三节油田注水方式的选择,三、油田注水方式,3、面积注水,（3）几种常用的面积井网系统,面积注水可分为：四点法面积注水、五点法面积注水、七点法面积注水、九点法面积注水、反七点面积注水和正对式与交错式排状注水等。,第三节油田注水方式的选择,三、油田注水方式,3、面积注水,几点注水系统：指以油井为中心，周围的几口注水井两两相连，构成一个注采单元，单元内的总井数为n，便是n点系统；,反过来，若以水井为中心，周围的几口生产井两两相连，构成一个注采单元，其井数为n，则为反n点系统。,第三节油田注水方式的选择,三、油田注水方式,3、面积注水,第三节油田注水方式的选择,三、油田注水方式,3、面积注水,井网形状,特征参数：,m生产井数与注水井数之比。,三角形井网正方形井网,（1）五点法,正方形井网,m1:1,强注强采的注水方式,井距a，排距d，d/a1/2,交错排状注水,第三节油田注水方式的选择,三、油田注水方式,3、面积注水,第三节油田注水方式的选择,三、油田注水方式,3、面积注水,（2）四点法,三角形井网,m1:2,井距a，排距d，d/a,（3）七点法,三角形井网,m2:1,井距a，排距d，d/a,（4）反九点法,三角形井网,m1:3,第三节油田注水方式的选择,三、油田注水方式,3、面积注水,（5）正对式排状注水,长方形井网,m1:1,（6）交错式排状注水,长方形井网,m1:1,第三节油田注水方式的选择,三、油田注水方式,4、点状注水,点状注水是指注水井零星的分布在开发区内，常作为其它注水方式的一种补充形式。,第四节开发井网部署,井网问题一直是油田开发中的一个重要问题。井网的部署中研究的是：,布井方式；井网密度(每口井所控制的面积km2/口，或每平方公里所钻的井数（井/平方公里)；一次井网与多次井网,行列注水主要是确定井网密度，合理的切割距与排距；面积注水井网主要是选择合理井网密度（包括井距和排距）与确定合理的注采井数比。,第四节开发井网部署,一、影响井网密度的因素分析,地层物性及非均质性最主要的因素是储层渗透性的变化，尤其是各向异性的变化，它控制着注入流体移动方向。对于油层物性好的油藏，由于其渗透率高，单井产油能力较高，其泄油范围大，这类油藏的井网密度可适当稀些。具有一定厚度的裂缝性灰岩、生物灰岩、物性较好的孔隙灰岩、裂缝性砂岩和物性好的孔隙砂岩，生产层的产能都比较高，井距可取13km，物性较好的砂岩，井距一般取0.51.5km，物性较差的砂岩井距一般取小于1km。,原油物性（主要是原油粘度）据前苏联对苏联65个油藏研究表明，生产井井数对原油含水影响很大，井网越密，采出相同的原油可采储量，其含水量就较低；原油粘度越大，井网密度同原油含水之间关系越明显，差异越大，而对低粘度原油则