《油藏工程》-第三章-油田开发方式的确定

1、第三章油田开发方式的确定驱动方式的选择 开发层系的划分与组合油田注水方式的选择 开发井网部署3-1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。53-1驱动方式的选择选择开发方式的原则是:既要合理地利用天然能量又要有效地保持油藏能量(如注入流体等)以满足对开釆速度和稳产时 间的要求。开发油田应主要是从取得最大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

2、(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。3-1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30k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2700km2o;=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°C,最低-26. 7°C,日均温差1015°C；年均降雨量有 157加；春秋多季风，风力最大可达9级。青西油田区域地面为戈壁丘陵，平均海拔2500叭其中，南部

3、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。53-1驱动方式的选择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57-1驱动方式的选择#-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衰竭式米收率有利因素12T3%"总投资少一采收率较高（高于衰竭式和注气）技术成熟21%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比水驱低 7%

4、（借用丘 陵油田结 果） 吸气能力强，易于实现注釆平衡、保持 压力 注入流压低于注水，有利于避免裂缝张 开 没有水质问题比水驱高 单纯注气时，气油流度比对波及效率不水气交替 非混相驱5%（借用丘 利，而注入水段塞可以改善注气波及效陵油田结 率，从而提高注气釆收率。果）注入坯类溶剂可使油层中发生溶解和水气交替混相驱比水驱高 10-15%（借 用丘陵油田 结果）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，因此往汕 层注入水段塞以改善绘类溶剂的波及效率，使釆收率大幅度提高。不利因素采收率低、裂缝易变形闭吞 注入水易沿裂缝水窜 水敏性中

5、等-强 对水质要求较高 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 一次性投资比较大 技术设备复杂 产能建设周期长 注入压力比单纯注水、注气高基同王三:_一=9-1驱动方式的选择衰竭式开采标定釆收率弹性驱釆收率：10-12% （压力5825MPa） 溶解气驱采收率：5-5.5% （压力25->20MPa） 衰竭式开釆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。根据分析，当压力由原始值（56. 59MPa）下降至l20MPa时, 产能将降65-75%,釆收率降低3-4

6、%o考虑变形的影响，衰竭式采收率最终只能达到12-13% o驱动万式的选择渗透率有效应力变化曲线（地面条件）o o o o O岩石形变对产能的影响（衰竭式开采过程）8 6 4 2 0102030405C0No 1No 2YN O 3xNo. 4*No. 5No 6iNo. 783T驱动方式的选择数值模拟裂缝变形对开发效果的影响10101AOO06050403020孔隙压力(MPa)6O10103-1驱动方式的选择注水开发的可行性油层横向连通状况分析窿1块： Kg4和KgJ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. Om和129.9 m,分别占相应亚段油层总厚度的91.3%和53.

7、 7%。 K&3相对较差 K&2和K&i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 K&3 . Kg亚段（第二套层系）是最有利的注水层段。10Q2-7窿1块注水连通图103-1驱动方式的选择窿5块: %吋、«珀1和Kg°4亚段连通状况最好（不考虑断 层）K&3考虑断层后连通较差，Kg°4带有预测性 Kg/亚段次之叫町亚段最差 KgJ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1010有利注水层笫三套层系笫二套辰系Bill,1111：注水层段为二套

8、层系的亚 段；咕昇和k,昇亚段如果没有断层 可以考虑注加I窿5北部注水10窿5块南部井区注水E73103-1驱动方式的选择注水开发的可行性储层破裂压力分析破裂压力梯度：0. 0180-0. 0198MPa/m破裂压办 82. 4-85. 2MPa/m闭合压力：71. 3-76. 7MPa青西油田破裂压力数据统计表破裂压力梯闭合压力八opyi P深度（m）(MPa)度(MPa/m)二(MPa)柳1024234 57R 50 018571 5Hzr 且柳1块Ql-l4280. 091.90. 021081.9平均4257. 385.20. 019876.7窿1024537. 295.50. 021

9、089.602（上层）4543. 076.40. 016870. 801块yve < z' L*Q2»l（下层）4608. 575. 30. 016367. 6壬平均壬 崖44562. 94179. 582.481.80. 01800. 019676.0 三66.9Q2-202-44324.14262. 970.77& 60. 0164o. 018466.370. 0|»5 块 My J Q2-114579. 590.8cc c0. 0198c cccr82. 1W 8 平均4102. 64289. 793. 083.00. 02270. 019471

10、. 071.3163-1驱动方式的选择163-1驱动方式的选择163-1驱动方式的选择注水开发的可行性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. 3-76. 7MPa最大井底注入压差:19. 3 -24. 7MPa163-1驱动方式的选择通过多相垂直管流计算，最大井口注入流压为26.0-l=i1=131. 2MPa,可见，最大井口注入流压小于目前泵的最高压力 35. 0MPao青西油田最大注入压力(MPa)统计表163-1驱动方式的选择163-1驱动方式的选择分块破裂压力(MPa)开启压力最大井底(MPa)流压(MPa)地层压力保持水平(MPa)最大注入压差(M

11、Pa)最大井口注入压力(MPa)柳1 块 85.276.774.750.024.731.282.476.072.050.022.028.683.071.369.350.019.326.0163-1驱动方式的选择注水开发的可行性注水时机在反复降压-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）注水比较注气开发的可行性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

12、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;注气开发在我国仍属于新技术，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。3-2开发层系的划分与纟呼、多油层油田的层间非均质特点 1.储油层性质之间存在差别; 2各层油水关系存在差别; 3.各层天然能量驱动方式存在差别; 4各油层油气水的性质、压力存在差别。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 interferen

13、ce),提高注水纵向波及系数(sweepefficiency)及釆收率，并以此为基础，进行生产规划、动态分析(dynamic analysis)和调整。3-2开发层系的划分与纟呼二、开发层系划分的目的 1划分开发层系有利用于充分发挥各类油层的作用;丿 倒流现象示意图19层间渗透率差别对采收率的影响室内实验结果84两层潑透率值比值21平均采收率低谁透率层采收率杏北油田不同井距堵水后生产数据表井距井数(时间日产油(t(%流动 压力 (MPa)地层压力(MPa)总压(MPa)生产压差(MPa)采油指Pa)堵前5006堵I I h前3007堵后2038151977.6.975.40.10. 6511.

14、4624.28.1210.270.81-1.362.1518.01.2611.6012.86+1.1011.99. 8311.73-0.041.8911.0233-2开发层系的划分与纟呼二、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。射开层数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#二、开发层系划分的目的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。 2.划分开发层系是部署井网和规划生产设施的基础;3.采油工艺技术的发展水平要求进行

15、层系划分； 4.油田高速开发要求进行层系划分o253-2开发层系的划分与纟呼三、开发层系划分的原则 1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; 2.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； 3.油田高速开发要求进行层系划各开发层系间必须有良好的隔层，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; 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；273-2开发层系的划分与组合三、开发层系划

16、分的原则 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，以利减少钻井和地面建设工作量，提 高经济效益;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。 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； 2.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； 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。293-3油田注水

17、方式的选择一、注水的必要性 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)采收率较低。313-3油田注水方式的选择#3-3油田注水方式的选择 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)釆收率高;(5) 经济效果好。二、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。(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

18、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。二、油田注水时间（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，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。333-3油田注水方式的选程二、油田注水时间（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

19、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，天然能量相对丰富的油田较适用。3-3油田注水方式的选择二、油田注水时间（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J未来的纯收益最高;投资回收期J【短;題油田的稳产期最长。3-3油田注水方式的选择三、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“注釆系统”。注水方式

20、归纳起来主要有四种：边缘注水（edgewaterflood) > 切割注水、面积注水(pattern water flooding) 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。333-3油田注水方式的选择三、油田注水方式 1.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。三、油田注水方式 1.边缘注水根据注水井排在油水界面的

21、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；三、油田注水方式 1.边缘注水优点：油水界面比较完整，油水界面逐步向内推进，控制较容易，无水釆收率和低含水釆收率高。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。373-3油田注水方式的选择三、油田注水方式 2.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。切

22、割方式可分为：纵切割、横切割、环状切割、 分区切割等。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。三、油田注水方式 2.切割注水适用条件：油层大面积稳定分布（油层有一定延伸长度）；注水井排上可以形成比较完整的切割水线;连通性好；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；可优先开釆高产地带，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。三、油田注水方式 2.切割注水局限性：不能很好地适应油层的非均质性；注水井间干扰大，单井吸水能力较面积注水低；当几排井 同时生产时，内排井生产能力不易发挥，外排井生产能 力大，但见水

23、也快。413-3油田注水方式的选择三、油田注水方式 3.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m便为n点系统。面积注水井网的特征钻成井网井距一般用a表示面积注水井网的特征钻成井网井距一般用a表示井网注水井与之比(m)采油井钻成井网基看成排状布井时的排距与一排井中的井距比本形状等边三角形0.289歪四点正方形0.5五点正方形0.

24、5七点等边三角形0.289反七点等边三角形0.289九点正方形0.5反九点正方形0.5正对式排状注水交错式排状注水长方形注采井列线交错3-3油田注水方式的选择三、油田注水方式 3.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，无水釆收率比较低。注水井数/生产井数二(n-3)/2 注水系统的调整。#3-4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。 一、布井方式 上。要确定排距与井距，若为切割注水，要确定切割距。排状布

25、井：把井一排排、一間地部署在油田面积网状布井：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，要确定面积注水系统 （方式）O3-4开发井网部署二、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。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

26、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开发井网部署（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;45 6.断层和岩性变化。三、井网密度（二）合理布井方式和井网密度的标准 1最大限度地适应油层分布状况，控制住较多的储 2.主要油层受到充分的注水效果，达到规定的釆油速度 的基础上，实现较长时间的稳产； 3.具有较高的面积波及系数，

27、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.釆油工艺技术先进，切实可行。三、井网密度(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只由于合理井网密度缺乏定量标准，布基础井网时,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) 确定牛产井和注水井井数:.n = Nv/cqo生产井井魏之訂云； I 、"八P1 XL “亿JI - Ji- 35v rn rrn zr?rr开开釵'S = A/n或S = n/A'(3)井网密度:由注

28、釆系统确定注未三、井网密度 （三）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Er EDe；B（2）油田开发纯收入与井网密度的关系NETV =NxRTxPxEDxe-B/s-(Mxa + i)T/2 + TxC)xAxS（3）合理井网密度（效益最高）NxRTxPxEDxBxe B s = A (Mx G +i)T/2 + TxC) xS2（4）极限井网密度（利润为零） ERTxPTipBlsMCMxa + DTn + TxQxAx 厂3-4开发井网部署(青西油田)衰竭式井网密度计算计算方法不稳定试井法经济极限法釆油速度法计

29、算参数区：块含油面积A (km2)14. 474"9.088可动用地质储量N(104t)492.141331.26衰竭开采采收率Er (f)0.120.1249开采回收年限T(y)衰竭开采采收率Er (f)0.120.12#衰竭开采采收率Er (f)0.120.12#原油销售价格P (yuan/t)11241124衰竭开采采收率Er (f)0.120.12#操作成本0 (yuan/t)215.26 (3. 5$/bbl)215.26(3.5$/bbl)衰竭开采采收率Er (f)0.120.12#衰竭开采采收率Er (f)0.120.12#原油商品率C(f)0. 95070. 9507

30、单井钻井.地面投资lD+lB(104yuan)26002600衰竭开采采收率Er (f)0.120.12#贷款年利率R(f)0.050220.05022衰竭开采采收率Er (f)0.120.12#衰竭开采采收率Er (f)0.120.12#3-4开发井网部署(青电由田)计算结果单井控制可采、地质储量的经济极限计算结果表采油时率万(f)可采储量采出程度Wi (f)单井平均日产油量Qin (t/d)初始稳定极限产量(L站(t/d)单井控制可采储量Nminlc (104t)单井控制地质储量Nm毗(104t)0.900. 8022. 1156. 835.4545. 390.900.8022. 1133

31、.65.4545. 393-4开发井网部署（青西油田）计算结果计算结果计算合理井距表计算合理井距表综合3种方法的计算结果: 窿1块：釆用目前实际井距638m窿5块：合理井距为600700m533-4开发井网部署(青西油田)井网指数a(wel l/km2)5. 1984#井网指数a(wel l/km2)5. 1984#注水井网密度计算计算方法不稳定试井法 经济极限法采油速度法计算参数窿5区块注水开采合理井距计算参数表井网指数a(wel l/km2)5. 1984#井网指数a(wel l/km2)5. 1984#面积A (km2)9. 088可动用地质储量N(104t )1331.26驱油效率Eo

32、(f)空气渗透率Ke (1 CT? 口 m?) 原油粘度"(mPa. s)0. 520. 31平均单井总投资lo+lB(1O4yuan/wel I油价 P (yuan/t)吨油成本0(yuan/t)贷款利率R (%) 投资回收期T莎 钻井成功率(f)26001124265. 260. 0502260. 80井网指数a(wel l/km2)5. 1984553-4开发井网部署(青西油田)#计算结果窿5区块注水开采合理井距计算结果表可动用地质储(104t)含油面积(km2)采油速度(%)年产油(104t)单井经济产 23.40 t/d井网密度(we 11 /km2)井距(m)1331.2

33、69. 0881.013. 313. 815121331.269. 0881.114.644.194881331.269. 0881.215.984. 574681331.269. 0881.317. 314. 964491331.269. 0881-519.975. 724171331.269. 0882.026. 637. 623621331.269. 0882.533. 289. 53324方法经济最佳井网经济极限井网合理实用井网井网密度S (we II/km2)5.89.96.8经济极限法井距(m)415317383采收率()1 21.230.8:24.3注水开采采油速度法井网密度计算

34、表综合确定：注水开釆的合理井距为350400米,平均井网密度为6.8 well/km2,井距为383m。3-4开发井网部署（青电由田）衰竭式开采井网部署部署原则：釆用不规则井网，井距600-700m；开发井主要部署在I、口类储层发育区单井控制地质和可釆储量应大于45. 4和5. 5万吨;有效厚度应大于80眄考虑衰竭式井网与注釆井网的合理衔接。部署结果：窿5块：部署新井9 口q2-19、q2-20、q2-21 （2002-10投产）q2-22、q2-23、q2-24 （ 2003-6兹庄）XI、 X10、X12 （2003-12投产）573-4开发井网部署（青西油田）衰竭式开采井网部署图593-4开发井网部署（青西油田）LI103Li104A4-110000、-I1?S"09000AAoaoocZ入X窿竣总井数部署新井9 口19Lo8Q2-19-aa07000Q2-23.（2003T对殳产）XlxX1CKQ2-242 003-时殳产）Q2-212002-1 时殳产Q2-1 4=±=：_ 工一上c 不出油井 老采油井o 新部害井#3-4开发井网部署（青西油田）注水开采井网部署稀井网（不规则点状注采井网） 部署原则：考虑青西油田油层深、钻井投资高、风险大的特点差以少打新井（稀井高产）为原则言