油藏工程教学课件：油藏工程基础3章-王长权

1、油藏工程基础主讲：欧阳传湘 王长权石油工程学院2014年5月第三章 油田开发方式的确定 p驱动方式的选择 p开发层系的划分与组合 p油田注水方式的选择 p开发井网部署 23-1 驱动方式的选择 驱动方式选择，是油田开发方案设计的根本决策，它直接影响开发层系的划分与组合、开发井网部署、注采系统配置和生产建设规模。 对于一个具体油田，选择何种开发方式，由其技术经济条件（油田地质、渗流特征、流体性质、注入剂来源、地面工程费用等）决定。33-1 驱动方式的选择 u 选择开发方式的原则l要合理地利用天然能量l要有效地保持油藏能量（如注入流体等）l满足对开采速度和稳产时间的要求 开发油田应主要是从取得最大

2、经济利润及资金加速周转出发，总是尽量减少投资，充分利用天然能量，进行油田衰竭式 (blowdown)开发或天然水驱，然后再辅之第二、三次采油。同时还要满足国家宏观经济发展的需求。 43-1 驱动方式的选择 青西油田位于酒泉盆地酒西坳陷青西凹陷的南部，东距玉门市约30km左右。酒西坳陷位于甘肃省河西走廊西端，东起文殊山，西止红柳峡，北达宽台山、黑山，南抵祁连山北麓，面积约2700km2。 青西油田所在区域属大陆性气候。冬季寒冷，且长达56个月，夏季凉爽，年温差很大，最高气温可达32，最低-26.7，日均温差1015；年均降雨量有157.2mm；春秋多季风，风力最大可达9级。 青西油田区域地面为戈

3、壁丘陵，平均海拔2500m。其中，南部为陡峭的石山区，地势高；北部多为丘陵戈壁，相对较低，自然条件总体较差 。 56 青西油田属于特殊类型油藏，主要表现在： 构造复杂，断层多 岩相变化大、岩性复杂（泥质白云岩、砂砾岩） 裂缝发育、储集空间与渗流特征复杂 超深层、特低孔、特低渗、高压、低饱和油藏 解决的关键问题 开发方式 开发层系的划分 开发井网井距 产能规模、开发方案3-1 驱动方式的选择 73-1 驱动方式的选择 青西油田各种开发方式技术经济综合比较表 开发方式 采收率 有利因素 不利因素 衰竭式 12-13% 总投资少 采收率低、裂缝易变形闭合 注 水 24% 采收率较高（高于衰竭式和注气

4、） 技术成熟 采油工艺和地面工程比注气、 水气交替非混相驱和混相驱简单 总投资少 注入水易沿裂缝水窜 水敏性中等-强 对水质要求较高 注 气 比 水 驱 低7%(借用丘陵 油 田 结果) 吸气能力强， 易于实现注采平衡、 保持压力 注入流压低于注水， 有利于避免裂缝张开 没有水质问题 气油流度比远大于 1，容易产生气窜，气驱油波及效率很低，采收率低 投资大 技术设备比较复杂 产能建设周期较注水长 水气交替非混相驱 比 水 驱 高5%(借用丘陵 油 田 结果) 单纯注气时， 气油流度比对波及效率不利，而注入水段塞可以改善注气波及效率，从而提高注气采收率。 一次性投资比较大 技术设备复杂 产能建设

5、周期长 注入压力比单纯注水、注气高 水气交替混相驱 比 水 驱 高10-15%( 借用丘陵油田结果) 注入烃类溶剂可使油层中发生溶解和抽提作用， 降低或消除油气界面张力和毛管力， 产生油气混相， 从而大大提高了驱油效率； 鉴于气油流度比对波及不利， 因此往油层注入水段塞以改善烃类溶剂的波及效率，使采收率大幅度提高。 基本上同上 8 衰竭式开采l 标定采收率 弹性驱采收率：10-12%(压力5825MPa) 溶解气驱采收率：5-5.5%（压力2520MPa）l 衰竭式开采产能递减快 能量补充不足，压力递减快，产能下降 裂缝变形、闭合严重，对产能影响大，将导致采收率降低 分析：当压力由原始值(56

6、.59MPa)下降到20MPa时，产能将降65-75%，采收率降低3-4%。 考虑变形的影响，衰竭式采收率最终只能达到12-13% 。3-1 驱动方式的选择 9渗透率有效应力变化曲线(地面条件)0.00.20.40.60.81.001020304050有效应力(MPa)无因次渗透率 KDNo.1No.2No.3No.4No.5No.6No.7No.8No.9No.10渗透率孔隙压力变化曲线(地面条件)0.00.20.40.60.81.0405060708090100孔隙压力(MPa)无因次渗透率 KDNo.1No.2No.3No.4No.5No.6No.7No.8No.9No.10TP9716

7、.101HrT 岩石形变对产能的影响（衰竭式开采过程） 3-1 驱动方式的选择 10渗透率有效应力变化曲线(油藏条件)0.00.20.40.60.81.01.21.41.6304050607080有效应力(MPa)无因次渗透率KDNo.1No.2No.3No.4No.5No.6No.7No.8No.9No.10实际线趋势线渗透率孔隙压力变化曲线(油藏条件)0.00.20.40.60.81.01.21.41.6203040506070孔隙压力(MPa)无因次渗透率No.1No.2No.3No.4No.5No.6No.7No.8No.9No.10实际线趋势线 压力由原始值56.59MPa下降到20

8、MPa时，下降了64.6%； 实验曲线：产能由1.0降低到了0.362，下降了63.8%；推测曲线：产能由1.0降低到0.245，下降了75.5%。 岩石形变对油井产能影响显著。实验曲线推测曲线实验曲线推测曲线3-1 驱动方式的选择 1100.20.40.60.811.2102030405060孔隙压力（MPa)渗透率的相对变化（%）case1case2case3case4 数值模拟裂缝变形对开发效果的影响3-1 驱动方式的选择 120100200300400500600700010203040506070平均地层压力(MPa)年产油量（吨）采油量1采油量2采油量3采油量4平均地层压力：40

9、MPaKDQDcase111case20.6340.86case30.440.79case40.300.68平均地层压力：25 MPaKDQDcase111case20.4170.58case30.380.5case40.2540.33岩石形变对产量的影响3-1 驱动方式的选择 13岩石形变对采收率的影响01020304050607002468101214时间（年）平均地层压力（MPa）0510152025采出程度(%)地层压力1地层压力2地层压力3地层压力4采收率1采收率2采收率3采收率43-1 驱动方式的选择 方案方案采收率采收率 / %相对差值相对差值 / %case117.9case2

10、14.93.0case314.53.4case413.04.914p 注水开发的可行性l油层横向连通状况分析 窿1块： K1g14 和K1g13亚段连通较好 有5口井以上控制的砂体连通厚度分别为251.0m和129.9 m，分别占相应亚段油层总厚度的91.3%和53.7%。 K1g13相对较差 K1g12和K1g11亚段连通性更差 由于部分井未钻穿和平面上岩性变化，致使储层厚度变薄，分布零散，连通性更差 K1g13 、K1g14亚段（第二套层系）是最有利的注水层段3-1 驱动方式的选择 15窿1块注水连通图3-1 驱动方式的选择 16 窿5块： K1g13、K1g11和K1g04亚段连通状况最

11、好（不考虑断层） K1g13考虑断层后连通较差， K1g04带有预测性 K1g12亚段次之 K1g14亚段最差 K1g11亚段（第二套层系）是最有利的注水层段 大部分油层横向连通性较好，具有注水的地质基础 3-1 驱动方式的选择 17窿5北部注水3-1 驱动方式的选择 18窿5块南部井区注水3-1 驱动方式的选择 19 注水开发的可行性 目前生产井射孔段对应状况分析 窿1块射孔段对应性相对较好，但出油段对应差 窿5块射孔段基本不对应 （Lo4、Q2-2井K1g11亚段顶部射孔段对应，但出油段不对应） 投产层位较乱，层位对应关系较差； 投产井段长，层数多，必然造成层间的严重干扰 由于射孔层多，井

12、段长，对应差，在目前生产过程中，很难看出井间有干扰现象 由于该油田油层井段太长，又没有考虑合理的层系划分，致使一些+主力油层目前尚未动用，有些主力层即使已射孔也未发挥作用 。3-1 驱动方式的选择 20p 注水开发的可行性l 吸水能力分析 理论计算 基质: Jw/Jo=0.131 裂缝: Jw/Jo=0.853 实际能力 采液强度：平均1.31m3/m 柳1块：0.83m3/m 窿1块：1.28m3/m 窿5块：2.14m3/m 吸水强度：为0.3-2.5m3/m；平均吸水强度为1.2m3/m 储层吸水强度与采液强度接近，油层吸水能力是比较强的，采用油水井数比为1：1，可以满足注采平衡（注采比

13、1.0-1.2）3-1 驱动方式的选择 21 p 注水开发的可行性l 储层破裂压力分析 破裂压力梯度：0.0180-0.0198MPa/m 破裂压力： 82.4-85.2MPa/m 闭合压力：71.3-76.7MPa3-1 驱动方式的选择 分块井号油层中部深度/m破裂压力/MPa破裂压力梯度/MPa/m闭合压力/MPa柳1块柳1024234.5 78.5 0.0185 71.5 Q1-14280.0 91.9 0.0210 81.9 平均4257.3 85.2 0.0198 76.7 窿1块窿1024537.2 95.5 0.0210 89.6 Q2-1(上层)4543.0 76.4 0.01

14、68 70.8 Q2-1(下层)4608.5 75.3 0.0163 67.6 平均4562.9 82.4 0.0180 76.0 窿5块窿44179.5 81.8 0.0196 66.9 Q2-24324.1 70.7 0.0164 66.3 Q2-44262.9 78.6 0.0184 70.0 Q2-114579.5 90.8 0.0198 82.1 窿84102.6 93.0 0.0227 71.0 平均4289.7 83.0 0.0194 71.3 青西油田破裂压力数据统计表22 p 注水开发的可行性l 最大注入压力 最大井底注入流压：不能超过储层的破裂压力（裂缝开启压力）71.3-

15、76.7MPa 最大井底注入压差：19.3 -24.7MPa 通过多相垂直管流计算，最大井口注入流压为26.0-31.2MPa，可见，最大井口注入流压小于目前泵的最高压力35.0MPa。3-1 驱动方式的选择 分块破裂压力(Mpa)开启压力(Mpa)最大井底流压(MPa)地层压力保持水平(MPa)最大注入压差(MPa)最大井口注入压力(MPa)柳1块85.2 76.7 74.750.0 24.7 31.2窿1块82.4 76.0 72.0 50.0 22.0 28.6窿5块83.0 71.3 69.3 50.0 19.3 26.0青西油田最大注入压力统计表23 p 注水开发的可行性l 注水时机

16、 在反复降压-升压过程中，岩石形变对渗透率和产能的影响大 压力越高时开始恢复地层压力，渗透率恢复的幅度和最高值就越大 注水时机：应是越早越好，即早期（或同步）注水比较好3-1 驱动方式的选择 24 p注水开发的可行性l 地层压力保持水平 注水压力受破裂压力（裂缝开启压力）和注水泵最高压力的限制， 考虑到早期注水的优势、注水压力的限制，合理的地层压力保持水平为50MPa （原始地层压力的90%）比较合适3-1 驱动方式的选择 25 p 注气开发的可行性l 青西油田注气开发的气源问题 按窿5块33万吨产能计算，则年产天然气6988104m3， 按注采比1.0-1.2计算，每年所需注气量9490-1

17、1387104m3 气源不足，欠缺26-39%窿 5 块注气开采所需注气量 注采比 地下年注气量 (104m3) 地面年注气量 (104m3) 地面年产气 (104m3) 气源不足 (%) 1.0 68.33 9490.28 6988.24 26.36 1.2 81.99 11387.50 6988.24 38.63 窿 5 块年产油量和年产气量 参数名 数值 参数名 数值 地层原油体积系数 1.76 地面原油密度(g/cm3) 0.85 天然气体积系数 0.0072 地下溶解气油比(m3/m3) 180 地面年产油(104t) 33.00 地面年产油(104m3) 38.82 地面年产气(1

18、04m3) 6988.24 地下年产油(104m3) 68.33 地下年产气(104m3) 50.32 3-1 驱动方式的选择 26 p 注气开发的可行性l 注气量 日注气量： 28.8-34.5104m3 单井日注气量：9.6-11.5104m3（3口注气井）l 最小混相压力 MMP=39.0MPa l 井口注入压力 压力保持水平：50.0MPa（原始压力的90%） 注气压差：4.0MPa 注气井底流压：54.0MPa 井口注气压力：40.0MPa3-1 驱动方式的选择 27 p 注气开发的可行性l 高压压缩机 采用高压压缩机（牙哈：地层压力56MPa，井口注气压力46MPa ） 最大出口压

19、力：52MPa 额定排气量： 50104m3/d 售 价： 2500万元人民币/台 按注气量考虑：只需一台压缩机 考虑备用： 需要两台压缩机（5000万元人民币/两台） 3-1 驱动方式的选择 28 p 注气开发的可行性l 注气开采存在的问题 需要开展油气相对渗透率和气驱油实验研究； 混相压力必须通过实验进一步证实； 注气压力和注气能力，需要通过现场注气试验加以证实； 气源不足，需要外来（西气东输）天然气作为补充气源； 裂缝极为发育，容易产生气窜，气驱油波及效率很低； 我国注气开发仍属于新技术，实践过程中还会遇到很多复杂的情况； 注气开发的建设周期要三年以上； 技术设备比较复杂，总投资大，经济

20、效益差； 解决上述问题不仅有相当大的难度，更要耗费较长的时间。建议目前青西油田不宜注气开发。3-1 驱动方式的选择 29p 注水开采的采油机理及其开发效果 l 常规注水效果差 裂缝发育，常规（连续）注水水窜、水淹严重 ，稳产时间短； 注入水首先灌满裂缝，并沿裂缝运移，基质中的油被水封而无法采出。 因此，需要优化注水方式。对于青西裂缝性低渗透油藏，采取渗吸采油法和周期注水方法比较合适。3-1 驱动方式的选择 303-2 开发层系的划分与组合 p 多油层油田的层间非均质特点 l 储油层性质之间存在差别；l 各层油水关系存在差别；l 各层天然能量驱动方式存在差别；l 各油层油气水的性质、压力存在差别

21、。 划分开发层系就是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(interlayer interference)，提高注水纵向波及系数(sweep efficiency)及采收率，并以此为基础，进行生产规划、动态分析(dynamic analysis)和调整。313-2 开发层系的划分与组合 o 开发层系划分的目的 l 划分开发层系有利用于充分发挥各类油层的作用； 倒流现象示意图323-2 开发层系的划分与组合 杏北油田不同井距堵水后生产数据表杏北油田不同井距堵水后生产数据表井距井距（m m）井数井数( (口口) )时间时间日产油日产油（t t）含水含水（

22、% %）流动压力流动压力(MPa)(MPa)地层压力地层压力(MPa)(MPa)总压差总压差(MPa)(MPa)生产压差生产压差(MPa)(MPa)采油指数采油指数(t/(d(t/(dMPa)MPa) )5005006 6堵前堵前202077.077.010.6510.6511.4611.46-0.19-0.190.810.8124.224.2堵后堵后38386.96.98.128.1210.2710.27-1.36-1.362.152.1518.018.03003007 7堵前堵前151575.075.011.6011.6012.8612.86+1.10+1.101.261.2611.911

23、.9堵后堵后191940.740.79.839.8311.7311.73-0.04-0.041.891.8911.011.033p 开发层系划分的目的 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。 不同注水压力下工作层与射开层之比和层系分层性的关系曲线大庆油田初期分区单位厚度采油指数与有效厚度关系曲线3-2 开发层系的划分与组合青西油田343-2 开发层系的划分与组合 p开发层系划分的目的 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。 开发层系内不同渗透率、不同粘度油层的不同组合对开发效果影响很大。 不同渗透率油层合采不同

24、厚度比例对采收率的影响 高渗透层的厚度越大，层间非均质系数越小，采收率越高。 353-2 开发层系的划分与组合 p 开发层系划分的目的 l 划分开发层系是部署井网和规划生产设施的基础；l 采油工艺技术的发展水平要求进行层系划分 ；l 油田高速开发要求进行层系划分 。363-2 开发层系的划分与组合 p开发层系划分的原则 l油层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，减少开发过程中的层间矛盾，单层突进；l一个独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油田满足一定的采油速度，并具有较长的稳产时间，达到较好的经济指标 ；l油田高速开发要求进行层系划各开发层系间必须

25、有良好的隔层，以便在注水开发的条件下，层系间能严格的分开，确保层系间不发生串通和干扰分；l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；37p开发层系划分的原则 l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，以利减少钻井和地面建设工作量，提高经济效益。 l多油层油田如果具有下列地质特征时，不能够用一套井网开发：（1）储油层岩性和特性差异较大，如泥岩和砂岩； （2）油气的物理化学性质不同，如高粘、低粘； （3）油层的压力系统和驱动方式不同； （4）油层的层数太多，含油井段过长。 3-2 开发层系的划分与组合38p开发层系划分的步骤 l研究油砂体特性及对合理开发的

26、要求，确定开发层系划分与组合的地质界限 ；l通过单层开采的动态分析，为合理划分层系提供生产实践依据发；l确定划分开发层系的基本单元 ；l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 。3-2 开发层系的划分与组合39 层系划分与组合原则 层系划分组合应立足于区块，要考虑纵向和横向上油层变化大的特点，同时要考虑目前的射孔状况，可以打破亚段界限； 一套层系应具有一定的储量，并能满足一定采油速度的需要； 层系控制的油层井段一般在160200m， 组合在一套层系内的小层，其岩性、物性、流体性质和压力系统应该相近； 层系的有效厚度下限为80-90m； 层系间应有稳定分布的隔层，隔层厚度一

27、般不小于15m。3-2 开发层系的划分与组合青西油田40 层系划分的必要性 油层井段长，层数多，厚度大 储层非均质性强 层间干扰严重 层系划分的可能性 有一定的储量基础 具备划分层系的隔层条件 3-2 开发层系的划分与组合青西油田41 层系划分结果层系划分结果 窿窿1 1块块 第一套：第一套：k k1 1g g1 1 1 1 + + 2 2 第二套：第二套：k k1 1g g1 1 3 +3 + 4 4 k k1 1g g2+32+3留为接替层留为接替层 窿窿5 5块块 第一套：第一套：k k1 1g g1 11 16-k6-k1 1g g0 04 4 第二套：第二套：k k1 1g g1 1

28、2 24-k4-k1 1g g1 11 15 5 第三套：第三套：k k1 1g g1 13 31-k1-k1 1g g1 12 23 3 k k1 1g g1 14 4暂留为接替层暂留为接替层 北部：第二套、第三套北部：第二套、第三套 南部：第一套、第二套南部：第一套、第二套 3-2 开发层系的划分与组合青西油田42窿1块连通图43窿5块北部井区连通图44窿5块南部井区连通图453-3 油田注水方式的选择 o 注水的必要性 n 1.油田依靠天然能量开采，存在一定的问题： （1）多数油田的天然能量不充足； （2）能量发挥不均衡，初期大，油井高产，后期小； （3）油田的调整和控制困难； （4）采

29、收率较低。 n 2.注水开发油田的主要优点： （1）能保持高产； （2）驱油效率高； （3）容易控制和调整；（4）采收率高； （5）经济效果好。 463-3 油田注水方式的选择 o 油田注水时间 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。n（一）油田注水时间的类型及特点 1.早期注水(early-stage waterflooding) 早期注水是在地层压力还没有降到饱和压力之前就及时进行注水，使地层压力始终保持在饱和压力以上。 优点：使油井有较高的产能，有利于长期的自喷开采，有利于保持较高的采油速度和实现较长时间的稳产。 不足：油田初期注水工程投资较大，投资回收期长。 47o

30、 油田注水时间n（一）油田注水时间的类型及特点 2.晚期注水 天然能量枯竭，即溶解气驱之后注水，称为晚期注水，或二次采油。 优点：初期生产投资少，原油成本低。对原油性质较好，面积不大，天然能量比较充足的中小油田可以采用。 不足：油田稳产期短，自喷开采期也短，采收率相对较低。 3-3 油田注水方式的选择 48o 油田注水时间n（一）油田注水时间的类型及特点 3.中期注水 投产初期依靠天然能量开采，当地层压力下降到低于饱和压力后，在气油比上升到最大值之前注水。 初期利用天然能量开采，在一定时机及时注水开发的方法、初期投资少，经济效益好，也可能保持较长的稳产期，并不影响最终采收率。对地饱压差较大，天

31、然能量相对丰富的油田较适用。 3-3 油田注水方式的选择 493-3 油田注水方式的选择 o油田注水时间n（二）注水时机的确定 1.考虑油田本身的特征 油田天然能量的大小 ； 油田的大小和对油田的产量要求； 油田的开采特点和开采方式。 2.考虑油田经营者所追求的目标 原油采收率最高； 未来的纯收益最高； 投资回收期最短； 油田的稳产期最长。503-3 油田注水方式的选择 o 油田注水方式 注水方式：注水井在油藏中所处的部位和注水井与生产井之间的排列关系。又称“注采系统”。 注水方式归纳起来主要有四种：边缘注水(edge water flood)、切割注水、面积注水(pattern water

32、flooding)和点状注水。 一个油田注水方式的选择主要是根据国内外油田的开发经验与本油田的具体特点（油层性质和构造条件等）来确定。 513-3 油田注水方式的选择 o三、油田注水方式n1边缘注水 边缘注水是指把注水井按一定的方式布置在油水过渡带附近进行注水。 适用条件：油田面积不大，构造比较完整，油层稳定，边部与内部连通性好，油藏原始油水边界位置清楚，流动系数较高，注水井吸收能力好，能保证压力传递以使油田得到良好的注水效果。 523-3 油田注水方式的选择 o 油田注水方式n1边缘注水 根据注水井排在油水界面的相对位置，边部注水又可分为缘外注水、缘上注水、缘内注水三种。 边缘注水方式示意图

33、1试探井；2砂岩等厚图；3内油水边界；4外油水边界；5断层线；6生产井；533-3 油田注水方式的选择 边缘注水三种方式外内 外 内 外 内543-3 油田注水方式的选择 缘外注水 缘上注水 缘内注水 边缘注水553-3 油田注水方式的选择 o三、油田三、油田注水方式注水方式n1 1边缘注水边缘注水 优点：油水界面比较完整，油水界面逐步优点：油水界面比较完整，油水界面逐步向内推进，控制较容易，无水采收率和低含水采向内推进，控制较容易，无水采收率和低含水采收率高。收率高。 缺点：由于遮挡作用，受效井排少（一般缺点：由于遮挡作用，受效井排少（一般不超过三排），油田较大时内部井排受不到注水不超过三排

34、），油田较大时内部井排受不到注水效果。此外，边部注水，可造成注入水部分外逸效果。此外，边部注水，可造成注入水部分外逸降低了注水效果。降低了注水效果。 563-3 油田注水方式的选择 边缘注水57o三、油田注水方式n2切割注水 切割注水：利用注水井排将油藏切割成为较小单元，每一块面积（叫做一个切割区），可以看成是一个独立的开发单元，分区进行开发和调整。3-3 油田注水方式的选择 链状切割链状切割切割单元含3或5排生产井59切割方式可分为：纵切割、横切割、环状切割、分区切割等。 横切割：沿构造短轴方向切割 纵切割：沿构造长轴方向切割3-3 油田注水方式的选择 60 切割距：切割区的宽度，即两排注水

35、井间的距离。切割注水井网要求确定切割距，生产井排数，排距和井距等参数。3-3 油田注水方式的选择 613-3 油田注水方式的选择 62o油田注水方式n切割注水 适用条件：l油层大面积稳定分布（油层有一定延伸长度）；l注水井排上可以形成比较完整的切割水线；l连通性好；l油层具有一定的流动系数。 优点：可根据油田地质的特征，选择切割注水井排形式、最佳方向及切割距；可优先开采高产地带，使产量很快达到设计水平；切割区内的油井普遍受到水驱的效果 。3-3 油田注水方式的选择 63o油田注水方式n切割注水 局限性 ：l不能很好地适应油层的非均质性；l注水井间干扰大，单井吸水能力较面积注水低；l当几排井同时

36、生产时，内排井生产能力不易发挥，外排井生产能力大，但见水也快。3-3 油田注水方式的选择 643-3 油田注水方式的选择 65o油田注水方式n面积注水 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。 由油井和注水井相互位置及构成井网形状不同，面积注水可分为：四点法、五点法、七点法、九点法、反九点面积注水和正对式与交错式排状注水。 所谓几点法注水系统是指以油井为中心，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，便为n点系统。 3-3 油田注水方式的选择 井网注水井与之比（m)采油井钻成井网基本形状看成排状布井时的排距与一排井中的井距比四点12等边三

37、角形0.289歪四点12正方形0.5五点11正方形0.5七点21等边三角形0.289反七点12等边三角形0.289九点31正方形0.5反九点13正方形0.5正对式排状注水11长方形交错式排状注水11注采井列线交错面积注水井网的特征 钻成井网井距一般用a表示 井网控制单元最小流动单元等压线流线四点注采井网四点注采井网a注水井注水井生产井生产井da1a五点注采井网五点注采井网井网控制单元最小流动单元等压线流线正对式排状注采井网正对式排状注采井网井网控制单元最小流动单元等压线流线交错排状注采井网交错排状注采井网71o油田注水方式n面积注水 适用条件 ：各种类型的油田，各种情况。 优点：适用性强，生产

38、井都能受到注水效果的影响，采油速度高，尤其适用于强化开采。 不足：生产井来水方向不容易调整，无水采收率比较低。 注水井数/生产井数=(n-3)/2 注水系统的调整。3-3 油田注水方式的选择 723-4 开发井网部署 油田开发的中心环节就是分层系合理部署井网。需要解决三个问题： 布井方式； 一次布井与多次布井； 井网密度。733-4 开发井网部署 o布井方式 排状布井：把井一排排、一圈圈地部署在油田面积上。要确定排距与井距，若为切割注水，要确定切割距。 网状布井：即面积布井，以一定几何形状均匀布置在油田面积上，分正方形井网和三角形井网。要确定井距（钻井井网），若为面积注水开发，要确定面积注水系

39、统（方式）。74o一次布井与多次布井 分阶段布井（多次布井） 基础井：详探阶段结束后，除主要油砂体外，对大多数油砂体的了解还很不清楚，可借鉴的生产资料不多，因此，在第一阶段，只能根据主要油砂体均匀布井。这种保证主要油砂体投入开发所布的井为基础井。 3-4 开发井网部署 753-4 开发井网部署 基础井网 及其研究 是指在全面布置各层系开发井网之初，先选定一个 分布稳定、产能高、有一定储量，并具有独立开发条件 的油层，以此作为主要开发对象，布置其 正规开发井网。 控制层系80%以上的储量基础井网的要求763-4 开发井网部署 基础井网的开发对象必须满足的条件：（1）油层分布稳定，形态易于掌握；（

40、2）基础井网能控制该层系80%以上储量；（3）上下有良好的隔层，确保开发层系能独立开发；（4）有足够的储量，具备单独布井和开发的条件；（5）油层渗透性好，油井有一定的生产能力。773-4 开发井网部署 基础井网及其 研究783-4 开发井网部署 793-4 开发井网部署 井网密度（口/km2）井网控制程度%80%80o二、一次布井与多次布井 分阶段布井（多次布井） 储备井（补充井） ：经过对基础井所取得各种资料的分析，在此基础上所钻的第二批生产井和注水井，使没有投入开发的油砂体和开发效果不好的油砂体或油砂体的某一部分全面投入开发，从而达到提高采收率的目的。这种井就称为储备井。3-4 开发井网部

41、署 81o三、井网密度（钻井密度）n（一）井网密度的定义及影响因素 井网密度：定义为每平方千米面积上布多少口井（口/千米2）或每口井控制多少面积（千米2/口）。 影响井网密度的因素 1.油层物性(渗透率大小）及平面上的非均质性； 2.原油物性（地下原油粘度）； 3.开采方式与注水方式； 4.油层埋藏深度； 5.裂缝和渗透率方向性； 6.断层和岩性变化。 3-4 开发井网部署 82o三、井网密度n（二）合理布井方式和井网密度的标准(原则) 1.最大限度地适应油层分布状况，控制住较多的储量； 2.主要油层受到充分的注水效果，达到规定的采油速度的基础上，实现较长时间的稳产； 3.具有较高的面积波及系

42、数，实现油田合理的注采平衡； 4.有利于今后的调整与开发 ； 5.应分区、分块确定合理密度； 6.达到良好的经济效果； 7.采油工艺技术先进，切实可行。 3-4 开发井网部署 83o三、井网密度n（三）井网密度的确定方法 1.根据采油速度的要求确定井网密度 由于合理井网密度缺乏定量标准，布基础井网时，只能根据采油速度的要求来确定井网密度。 （1）根据详探成果或用同类型油田的生产资料确定平均单井日产量； （2）确定生产井和注水井井数： 生产井井数： 由注采系统确定注水井井数： 总井数： （3）井网密度：opcqNvn/inipnnnAnSnAS/或3-4 开发井网部署 84o三、井网密度n（三）

43、井网密度的确定方法 2.从经济效益的角度出发确定水驱砂岩油藏的合理井网密度和极限井网密度 （1）井网密度与采收率的关系 （2）油田开发纯收入与井网密度的关系 （3）合理井网密度（效益最高） （4）极限井网密度 （利润为零）SBDReEE/SACTiMeEPRNNETTSBDTV）（2/122/1SCTiMAeBEPRNTSBDT）（SACTiMeEPRNTSBDT）（2/13-4 开发井网部署 853-4 开发井网部署 o四、油田开发布井方案四、油田开发布井方案是油田开发设计中最主要的方案 综合运用详探、开发试验及基础井网等多方面资料的基础上，立足于本油田的实际地质情况、生产实践经验和室内试验

44、等结果，确定出的适合于本油田的开发方式、层系划分、注水方式和井网布置。以尽量多地控制住地下储量，减少储量损失。 井间距离 1/2 单一砂体延伸长度。实现条件 对某一开发层系的开发井网钻成后，应根据地质新认识作以下调整研究： (1) 隔层调整（保证层系隔层的稳定性）； (2) 低产区或低产井的调整（含层系调整）； (3) 采油方式调整； (4) 注采系统调整。92 衰竭式井网密度计算衰竭式井网密度计算 计算方法计算方法 不稳定试井法不稳定试井法 经济极限法经济极限法 采油速度法采油速度法 计算参数计算参数区区 块块 窿窿 1 1 窿窿 5 5 含油面积含油面积 A(A(kmkm2 2) ) 4.

45、4744.474 9.0889.088 可动用地质储量可动用地质储量 N(N(10104 4t t) ) 492.14492.14 1331.261331.26 开采回收年限开采回收年限 T(T(y y) ) 6 6 6 6 原油销售价格原油销售价格 P P（yuanyuan/ /t t） 11241124 11241124 操作成本操作成本 O O（yuanyuan/ /t t） 21215.265.26（3.5$/bbl3.5$/bbl） 21215.265.26 （3.5$/bbl3.5$/bbl） 原油商品率原油商品率 C(f)C(f) 0.950.950707 0.950.95070

46、7 单井钻井、地面投资单井钻井、地面投资I ID D+I+IB B( (10104 4yuanyuan) ) 26002600 26002600 贷款年利率贷款年利率 R(f)R(f) 0.050220.05022 0.050220.05022 衰衰竭开采采收率竭开采采收率 E ER R(f)(f) 0.10.12 2 0.10.12 2 3-4 开发井网部署（青西油田） 93 计算结果计算结果单单井井控控制制可可采采、地地质质储储量量的的经经济济极极限限计计算算结结果果表表 区区 块块 窿窿1 1 窿窿5 5 采采油油时时率率（f f） 0 0. .9 90 0 0 0. .9 90 0 可

47、可采采储储量量采采出出程程度度W Wi i（f f） 0 0. .8 80 0 0 0. .8 80 0 单单井井平平均均日日产产油油量量Q Qm mi in n（t t/ /d d） 2 22 2. .1 11 1 2 22 2. .1 11 1 初初始始稳稳定定极极限限产产量量Q Qb be eg gi in n（t t/ /d d） 5 56 6. .8 83 3 3 33 3. .6 6 单单井井控控制制可可采采储储量量kNmin（1 10 04 4t t） 5 5. .4 45 5 5 5. .4 45 5 单单井井控控制制地地质质储储量量gNmin（1 10 04 4t t） 4

48、45 5. .3 39 9 4 45 5. .3 39 9 3-4 开发井网部署（青西油田） 94计计 算算 合合 理理 井井 距距 表表 区区 块块 窿窿 1 1 窿窿 5 5 井井 数数 ( (w we el ll l) ) 1 11 1 1 12 2 井井 网网 密密 度度 ( (w we el ll l/ /k km m2 2) ) 2 2. .4 46 6 1 1. .3 32 2 目目 前前 井井 距距 ( (m m) ) 6 63 38 8 8 87 70 0 不不 稳稳 定定 试试 井井 井井 距距 ( (m m) ) 6 60 00 0 6 60 00 0 井井 数数 ( (

49、w we el ll l) ) 1 13 3 3 36 6 井井 网网 密密 度度 ( (w we el ll l/ /k km m2 2) ) 3 3. .0 03 3 4 4. .0 03 3 经经 济济 极极 限限 法法 井井 距距 ( (m m) ) 5 57 75 5 4 49 98 8 井井 数数 ( (w we el ll l) ) 8 8 2 27 7 井井 网网 密密 度度 ( (w we el ll l/ /k km m2 2) ) 1 1. .8 82 2 3 3. .0 03 3 采采 油油 速速 度度 法法 井井 距距 ( (m m) ) 7 74 42 2( (1

50、1. .2 2% %) ) 5 57 75 5( (1 1. .5 5% %) ) 井井 数数 ( (w we el ll l) ) 1 11 1 1 18 8 2 25 5 井井 网网 密密 度度 ( (w we el ll l/ /k km m2 2) ) 2 2. .4 46 6 2 2. .0 04 4 2 2. .7 78 8 合合 理理 取取 值值 井井 距距 ( (m m) ) 6 63 38 8 6 60 00 0 7 70 00 0 综合综合3 3种方法的计算结果：种方法的计算结果：窿窿1 1块：采用目前实际井距块：采用目前实际井距638m 638m 窿窿5 5块：合理井距为

51、块：合理井距为600600700m700m 计算结果计算结果3-4 开发井网部署（青西油田） 95 注水井网密度计算注水井网密度计算 计算方法计算方法 不稳定试井法不稳定试井法 经济极限法经济极限法 采油速度法采油速度法 计算参数计算参数窿窿 5 5 区区块块注注水水开开采采合合理理井井距距计计算算参参数数表表 面面积积 A A( (k km m2 2) ) 9 9. .0 08 88 8 平平均均单单井井总总投投资资I ID D+ +I IB B( (1 10 04 4y yu ua an n/ /w we el ll l) ) 2 26 60 00 0 可可动动用用地地质质储储量量 N N

52、( (1 10 04 4t t ) ) 1 13 33 31 1. .2 26 6 油油价价 P P( (y yu ua an n/ /t t) ) 1 11 12 24 4 驱驱油油效效率率 E ED D( (f f) ) 0 0. .5 52 2 吨吨油油成成本本 O O( (y yu ua an n/ /t t) ) 2 26 65 5. .2 26 6 空空气气渗渗透透率率 K Ke e( (1 10 0- -3 3m m2 2) ) 6 6 贷贷款款利利率率 R R( (% %) ) 0 0. .0 05 50 02 22 2 原原油油粘粘度度o o( (m mP Pa a. .s

53、s) ) 0 0. .3 31 1 投投资资回回收收期期 T T( (a a) ) 6 6 井井网网指指数数a a( (w we el ll l/ /k km m2 2) ) 5 5. .1 19 98 84 4 钻钻井井成成功功率率 ( (f f) ) 0 0. .8 80 0 3-4 开发井网部署（青西油田） 96窿窿 5 5 区块注水开采合理井距计算结果表区块注水开采合理井距计算结果表 方方 法法 参参 数数 经济最佳井网经济最佳井网 经济极限井网经济极限井网 合理实用井网合理实用井网 井网密度井网密度 S(S(wellwell/km/km2 2) ) 5.85.8 9.99.9 6.86.8 井井 距距(m)(m) 415415 317317 3 38383 经济极限法经济极限法 采采 收收 率（率（% %） 21.221.2 30.830.8 24.324.3 注水开采采油速度法井网密度计算表注水开采采油速度法井网密度计算表 单井经济产量单井经济产量 23.40 23.40 t/dt/d 可动用地质储量可动用地质储量(