缝洞型碳酸盐岩油藏之油藏工程方法研究

缝洞型碳酸盐岩油藏之油藏工程方法研究content缝洞型碳酸盐岩油藏之油藏工程方法研究——目录一油藏开发描述及评价二地质（动用）储量计算三注水机理及注水方法研究四开发指标计算方法研究五

开发技术政策研究六

剩余油分布模式及挖潜对策content

1、储层特征一、油藏开发描述及评价储集空间储集类型溶蚀孔洞裂缝大型洞穴溶洞型（裂缝溶洞型）裂缝孔洞型裂缝孔隙型（裂缝型）（1）有效储渗空间以裂缝和溶洞为主，且溶洞型储层占绝对优势。（2）碳酸盐岩缝洞型油藏没有统一的压力系统、油水界面，更没有统一的开发动态特点。（3）不能形成连续分布的缝洞网络系统，缝洞单元是油田开发的基本单元。content

2、储层单元划分一、油藏开发描述及评价①不同的缝洞单元的产出液性质和生产特征在纵向不同层段具有明显差异。②不同缝洞单元之间相互分隔或储渗分布差异明显。③不同缝洞单元具有不同的流体动力系统。划分原则content

2、储层单元划分一、油藏开发描述及评价确定井间连通性及确定边界划分关键content

2、储层单元划分一、油藏开发描述及评价①油藏压力降落法同一缝洞单元的油井，如果油气藏是连通的，其压力可以相互传递，其压降规律也就相同。当油藏投入开发后，如果井间连通，那么该油藏单元的各井处于同一压力系统内，在一定时间后，各井的压降趋势一致。后钻的井其地层压力应低于早期的井，并呈下降趋势。②类干扰试井法利用开发过程中的井间干扰现象，如新井酸压投产、老井注水、堵水等对邻井的激动干扰信息。如果存在井间干扰现象说明井间是连通的，为同一个缝洞单元。判断井间连通性content

2、储层单元划分一、油藏开发描述及评价③示踪剂监测判定法示踪剂井间监测技术就是在注水井中注入硫氰酸铵、氚水、碘化钾、硝酸铵、溴化钠等水溶性示踪剂，在周围监测井中取水样，分析样品中示踪剂浓度，并绘制出邻井示踪剂浓度随时间变化的曲线，通过对示踪剂产出曲线进行分析，进行井间连通性的判断。④生产特征相似性判定法缝洞单元内具有同一的流体动力系统，因此，单元内的井组（特别是高产井）具有相似的生产动态特征。充分利用开发过程中的生产动态特征，是邻井间判断是否存在连通性的依据之一。content缝洞型碳酸盐岩油藏之油藏工程方法研究一油藏开发描述及评价二地质（动用）储量计算三注水机理及注水方法研究四开发指标计算方法研究五

开发技术政策研究六

剩余油分布模式及挖潜对策content二、地质储量的计算

地质储量的计算静态法动态法常规静态法动静资料结合法产量递减法水驱曲线法物质平衡法content二、地质储量的计算

1、地质储量计算方法—静态法静态法：在油藏还未开发或油藏开发初期，油藏动态资料不足时。常使用静态法预测油藏地质储量。常规的静态储量计算法的计算公式为：刘学利等通过引入连续性特征尺度和溶洞孔隙体积比的概念，改进了储量的静态计算方法。表达式为:content二、地质储量的计算

1、地质储量计算方法—静态法虽然上式改进的储量静态计算方法对油藏静态储量计算的准确度有所提高，但是仍不能充分的反应缝洞型油藏的缝洞体在空间上的非均匀分布。

基于油藏物质平衡理论，以划分的缝洞单元为基础，建立了应用单井可采储量确定单井控制面积，然后再利用容积法计算单井动用地质储量的储量计算新方法。在油藏开发初期，获得了一些油藏动态资料，在开发初期以弹性驱动为主，结合弹性驱动的动态资料和静态资料来计算地质储量更为准确。对于底水不活跃的缝洞型油藏，投入开发初期以弹性驱动为主，若地层压力远大于饱和压力，属于未饱和油蔵。其物质平衡方程式为：content二、地质储量的计算

1、地质储量计算方法—静态法单井的动用地质储量：由于处于同一压力系统，所以相同时刻各油藏的压降相同，于是有：由上式可得单井动用储量计算公式：缝洞单元体总的动用储量：content二、地质储量的计算

1、地质储量计算方法—静态法新建立的动用储量计算方法不仅充分应用了单井钻遇缝洞储集体的测井、钻井等静态地质资料，更进一步充分应用了油井的生产动态资料，达到了从开发动、静态两个角度共同评价油藏开发效果的目的，评价结论更贴近油藏实际。

该方法主要适用于油藏开发早期处于弹性驱动阶段的储量动用程度的评价，而对油藏处于活跃底水驱动阶段的动用储量评价有待进一步探讨。优点局限性content二、地质储量的计算

2、地质储量计算方法—动态法碳酸盐岩油藏由多个相对独立油水系统缝洞单元组成，每个缝洞单元均是一个油藏，在油藏开发中期产量出现递减趋势后，采用产量递减法。递减法是对各区块月均日产油量进行拟合，选取合适的递减类型，利用递减指数，按递减规律进行产量预测，直到油井产量回零，将全部产量合计，得出该区块现阶段可采储量。主要应用于没有进行大幅度井网综合调整、单元生产动态较稳定地区，否则误差较大。产量递减法局限性content二、地质储量的计算

2、地质储量计算方法—动态法content二、地质储量的计算

2、地质储量计算方法—动态法当油井进入递减阶段之后，需要根据已经取得的生产数据，采用不同的方法判断其所属的递减类型，确定递减参数。为了判断递减类型，目前经常采用的方法有图解法、试差法、曲线位移法、典型曲线拟合法等，所有这些方的应用，都需要建立在线性关系的基础上，根据线性关系的相关系数大小，作为判断递减类型的主要标志。递减类型判断方法筛选content二、地质储量的计算

2、地质储量计算方法—动态法试凑法曲线位移法content二、地质储量的计算

2、地质储量计算方法—动态法content二、地质储量的计算

2、地质储量计算方法—动态法

水驱法是水驱开发油田进入中、高含水期后进行年度及阶段可采储量计算的主要方法。当甲型水驱曲线lgWOR-Np（WOR=Qw/Qo）呈平行关系时，直线段可用于预测可采储量。

水驱法要求计算的开发单元具独立水动力学系统或注采系统，开发历史数据独立，与其它开发单元互不干扰。

实际的动态储量计算可以结合甲型特征曲线线性回归得到的参数值和经过校正后的动储量计算公式来计算。甲型水驱特征曲线计算公式为：水驱法局限性content二、地质储量的计算

2、地质储量计算方法—动态法根据国内外大量的水驱统计结果计算，得到油藏动态地质储量的关系式：对于缝洞型碳酸盐岩油藏，经过校正，用13代替系数7.5422更加符合。content二、地质储量的计算

2、地质储量计算方法—动态法

油藏工程的物质平衡方法不需要考虑储层内部的复杂结构，仅根据储层内压力变化和累计注、采量就可以计算出缝洞单元的储量，运用的难点是如何确定储层内压力的变化。针对实施的注水替油这种开采方式，根据注水阶段的注入量和井口压力的响应特征，由井口压力折算井底流压，再根据井底流压变化计算地层压力的变化，从而计算出注采单元的单井控制储量。

在缝洞型碳酸盐岩油气藏中，其研究对象通常是多相流体在双重介质中的渗流，所以经常使用的是油藏综合压缩系数，即同时考虑了裂缝、孔隙及其中流体的总压缩性的大小。物质平衡方法content二、地质储量的计算

2、地质储量计算方法—动态法

根据压缩系数的概念，在一定的压力改变量下，裂缝性油藏流体总排出量等于裂缝和基质孔隙体积的改变量与孔隙内多相流体的体积改变量之和，裂缝性油藏的综合压缩系数为：

因此，对于缝洞型碳酸盐岩油藏来说，物质平衡方程可以表示为下式：content二、地质储量的计算

2、地质储量计算方法—动态法由物质平衡方程：令：可分别以X、Y为横、纵坐标做图，得到一条直线，斜率即为原油地质产量。为了求解上述方程，需要知道：累产量、累注入量和地层压力的变化。注采量可以用地面计量的数据；

对于压力，仅有地面井口计量的油压。通常的做法是运用管流模型，根据流动条件由井口压力折算井底压力。content缝洞型碳酸盐岩油藏之油藏工程方法研究一油藏开发描述及评价二地质（动用）储量计算三注水机理及注水方法研究四开发指标计算方法研究五

开发技术政策研究六

剩余油分布模式及挖潜对策content

1、单井注水替油技术

三、注水机理及注水方法研究单井注水替油机理

经研究论证认为碳酸盐岩储集体导流能力强、界面张力弱、油水易于置换，对定容性油井实施注水替油是一种经济有效的开采方式。content

在关井过程中:

一是利用重力分异原理，油水置换，油水界面上升；

二是水体进入油藏储集空间，增加地层压力，对地层能量进行补充。

待油水充分置换后，再开井生产，如此经过多轮次的注水替油，逐步提高原油的采出程度。1、单井注水替油技术

三、注水机理及注水方法研究单井注水替油机理

此类油藏在生产初期依靠天然能量开采，随着生产时间的增加，天然能量逐渐减弱，最后无法使原油自喷采出，此时，通过生产井向油藏注入水体，注水完毕后关井。content

1、单井注水替油技术三、注水机理及注水方法研究

注水开发步骤

单井缝洞单元的注水开发步骤为：注水、关井、采油。由这

3个阶段形成一个周期。经过多轮次的注水替油，逐步提高油藏采收率。油井靠天然能量开采后，地层能量下降，油井供液不足，必须提高地层能量才能继续开采。此过程中地层压力重新分布，形成新的压力场。缝洞型碳酸盐岩油藏储渗空间以缝、洞为主，油水在其间的流动近似于管流，在重力分异作用下，油水能够在较短的时间内发生置换。注入的水体置换至储集体的底部形成次生底水，从而使油水界面上升，推动原油向井筒处运移。由于在关井阶段油水并不能实现完全的置换，因此开采初期含水较高，随着开采的进行，含水率将逐渐下降，然后再上升。注水阶段关井阶段采油阶段content

2、多井缝洞单元注水开发

三、注水机理及注水方法研究多井缝洞单元的注水机理

缝洞单元内部储层物性差异较大，在天然能量开发过程中由于底水主要是通过大的断裂形成的高渗通道直接进入油井底部，水驱效果较差，油井周围物性较差的缝洞体中还有大量的剩余油通过注水则可以在三个方面起到提高水驱储量：1)形成人工底水或进入底水，抬升油水界面，起到纵向驱油作用；2)改变水的流动方向，增大水的波及体积，起到横向驱油作用；3)形成人工底水或进入底水，起到横向注水压锥的作用。content

2、多井缝洞单元注水开发

三、注水机理及注水方法研究多井缝洞单元的注水方式

根据油藏几何形态、油藏储层类型、油藏范围大小、驱动类型、油藏物性以及油层的非均质性来确定缝洞型碳酸盐岩油藏的注水方式。目前，此类油藏注水方式主要有两种：稳定注水和不稳定注水。稳定注水边部注水边缘注水边外注水内部注水面积注水切割注水环状注水轴部注水点状注水

稳定注水分为边部注水和内部注水。边部注水包括边缘注水、边外注水等。其中边缘注水适用于油层物性和连通性好的背斜、边底水不活跃的油藏。而边外注水适用于含水区和含油区之间渗透性较好，不存在断层或低渗透带的油藏。内部注水多用于不规则油藏或高粘、低渗而较均值和溶解气驱、弹性驱油藏及孔隙型油藏。它包括面积注水、行列切割注水、环状注水、轴部注水和点状注水等。稳定注水content

2、多井缝洞单元注水开发

三、注水机理及注水方法研究多井缝洞单元的注水方式

根据油藏几何形态、油藏储层类型、油藏范围大小、驱动类型、油藏物性以及油层的非均质性来确定缝洞型碳酸盐岩油藏的注水方式。目前，此类油藏注水方式主要有两种：稳定注水和不稳定注水。

不稳定注水主要包括间歇注水和脉冲注水。

间歇注水就是注水一段时间后停注,隔一段时间后再注水,例如注水井注水4~5个月，然后停注2~3个月。

脉冲注水是注水井进行短期注水(4~7天),将地层压力提高,然后采液(9~22天)。

从注水实践来看，井组注水可以启动没有参与贡献的小缝小洞，这种类型采用周期关停注水可以明显改善开发效果。不稳定注水间歇注水脉冲注水不稳定注水content

2、多井缝洞单元注水开发

三、注水机理及注水方法研究多井缝洞单元的注水时机

根据室内实验和矿场试验研究认为，油藏经过一段时间合理的衰竭式开采后，早注水比晚注水好。早注水可使开发系统灵活，易于后期调整。在油层压力接近或稍高于饱和压力时对油藏进行注水效果最好，如此便可保持原油性质，有利于提高采收率。

缝洞型储集体注水时机为油藏压力衰竭到原始油藏压力的80%~90%时孔洞型储集体注水时机为油藏压力衰竭到原始油藏压力的90%以前，裂缝型储集体的注水时机相对于前面两类储集体要早。content

3、非对称不稳定注水

三、注水机理及注水方法研究非对称不稳定注水作用机理

不稳定注水又常被称为周期注水、脉冲注水、间歇注水，指通过周期性改变注水方向或注水量在储层内产生压力扰动，达到提高波及范围及效率的注水方式。具体又可分为对称性不稳定注水和非对称不稳定注水。

非对称不稳定注水即通过周期性改变注水量(方向)和注停时间比，使地层压力扰动程度、波及范围、驱替效率最大化的同时，形成段塞式驱替，避免注入水在流动优势通道形成连续水相导致水窜，改善开发效果，以提高采收率的一种注水方式。与砂岩油藏以毛细管力起主要作用不同，碳酸盐岩缝洞尺度较大，充填较弱，毛细管力相对较弱，不稳定注水主要通过强化低渗带流体的弹性能、高低渗带压差及油水重力分异作用来提高波及范围和驱替效率，通过产生段塞式驱替减缓水窜速度，达到提高采收率的目的。content

3、非对称不稳定注水

三、注水机理及注水方法研究非对称不稳定注水作用机理周期注水阶段:主要为注水井对主通道的驱油作用时期，受效井能量得到有效补充，但同时含水大幅上升;周期停注阶段:主要为次要裂缝通道向主通道及受效井驱油作用时期，受效井产液逐渐下降，含水大幅下降，产油明显上升。非对称不稳定注水周期生产曲线如图所示:content

三、注水机理及注水方法研究①关井压锥增产机理生产初期，随生产井周围地层能量的下降，井附近形成压降漏斗，造成底水锥进。若底水较大，在生产初期就油水同产。②补充能量增产机理图1注水压锥示意图4、缝洞型碳酸盐岩油藏注水压锥研究注水压锥机理content

三、注水机理及注水方法研究①与缩嘴压锥或关井压锥不同，单纯的压锥使得锥进的水在重力的作用下回退，开井生产由于井周围的压力低于水体压力，水很快又会向井底锥进，生产井再次见水。②注水替油是针对封闭能量有限的储集体，注入水重力置换原油，补充整个储集体能量，适用于不含水或低含水的油井，高含水时说明油水界面已接近井底附近，注水反而抬高油水界面，注水无效。③注水压锥是针对含水很高的井，注水补充井周围能量，消除压降漏斗，使水锥不易形成，降低含水量提高产油量。4、缝洞型碳酸盐岩油藏注水压锥研究注水压锥与其他压锥方法的区别和联系content

三、注水机理及注水方法研究①油体内部连通性缝洞型储层内部连通性越好越有利于注水压锥。②水体与油体的连通性注水压锥是靠注入水补充地层能量，同时抑制下部水体向上部储集体水侵形成水锥，储集体与下部水体的连通性对注水压锥的效果有较大影响。③水油体的体积比注水压锥的井水体较强，有的井甚至初期就开始油水同出，但水体太强容易形成暴性水淹使得压锥无效。4、缝洞型碳酸盐岩油藏注水压锥研究注水压锥的地质影响因素content

三、注水机理及注水方法研究1）注采比考虑到注入水使井周围压力得以恢复，减小油体和水体的压差，减少水体中进入油体的水，所以注入水要弥补地层亏空，达到注采平衡。结合塔河油田注水压锥井的统计资料来看，有效的井注采比有的小于1，有的大于1甚至大于2，而无效井的注采比均小于1(0.2-0.6)。①注采比小于1有效注采比小于1但有效的井可能是在压锥前采油时油藏压力下降，造成部分裂缝闭合，所以注水量所需弥补的地层亏空体积小了；②注采比大于1有效注采比大于1的有效井，则是由于缝洞体为非封闭型，部分注入水产生外溢，要达到压力的平衡注水量就必须大于采出量。4、缝洞型碳酸盐岩油藏注水压锥研究注水压锥的工作制度影响因素content

5、堵水技术

三、注水机理及注水方法研究堵水井选井分析方法油井五项基础综合分析法

与其所处构造位置和局部岩溶发育程度有关，一般可将其分为裂缝型、孔缝型和缝洞型

3种类型。油井储层特征

该方法以油藏地质为基础，充分利用油井静态和动态资料，对储层特征、剩余油潜力、油水赋存状态、连通方式及见水机理进行综合分析和分类评价。

油井实施堵水作业的增油潜力，可通过单井储集体发育程度、生产动态和累积产量、产液剖面测井资料、邻井对比分析等方法进行定性或半定量评价。剩余油潜力

指的是不同类型或级别的储集体与不同方式的渗流通道组合中油水的存在形式及位置，一般分为1套或多套水体情况下的孔缝存油或溶洞存油。油水赋存状态content

5、堵水技术

三、注水机理及注水方法研究堵水井选井分析方法油井五项基础综合分析法

指流体进入井筒的媒介和通道，一般分为井筒连通、孔缝连通及酸蚀裂缝连通3类。连通方式

该方法以油藏地质为基础，充分利用油井静态和动态资料，对储层特征、剩余油潜力、油水赋存状态、连通方式及见水机理进行综合分析和分类评价。

指产水与含水率上升类型，产水类型主要分为高渗透部位锥进、裂缝窜进和局部封存

3种类型，含水率上升类型主要分为台阶上升型、正常上升型、暴性水淹型及异常波动型。见水机理

通过对堵水井的五项基础综合分析，剖析油井的基本特征，选择相适应的堵水工艺技术进行控水治理。content

5、堵水技术

三、注水机理及注水方法研究堵水井选井分析方法权重选井分析法

利用模糊综合评判(多元决策)方法，将影响堵水效果的诸多因素作为因素集，不同堵水效果作为评语集，因素对评语等级影响的大小即为权重，建立堵水权重选井分析方法。content缝洞型碳酸盐岩油藏之油藏工程方法研究一油藏开发描述及评价二地质（动用）储量计算三注水机理及注水方法研究四开发指标计算方法研究五

开发技术政策研究六

剩余油分布模式及挖潜对策content

四、开发指标计算方法研究开发指标计算方法研究递减规律研究缝洞型定容封闭油藏注水替油指标计算方法层状底水油藏指标计算方法水平窜进型缝洞单元纵深沟通型缝洞单元注水替油焖井时间计算月产油量与累计产油量水驱特征规律研究注水替油的注水量计算月产油量与时间现有方法的适应性分析及解决策略研究块状底水缝洞型油藏开发指标计算方法研究content

四、开发指标计算方法研究（1）计算步骤渗流速度：压力增量：

1、层状底水油藏指标计算方法通过r处的流量分离变量积分临界产量：水锥高度：见水时刻水锥体积：见水时刻累积采油量：无水采收率：无水采油期：content

四、开发指标计算方法研究（2）改变油井的打开程度，则可计算某一采油速度下不同打开程度的临界产量、无水采油量、无水采收率和无水采油期。通过对比可得到最佳的打开程度，记打开程度为

。

1、层状底水油藏指标计算方法油水两相区的体积：累积采油量：累积采收率：content

四、开发指标计算方法研究（3）

基于以上公式并结合实际油井地层参数进行计算得到薄油层打开程度与无水采收率的关系曲线如图：由图可看出：打开程度越大，无水采收率越小，在相同时间内的采出程度越低。因此对于底水油层而言，打开程度越小，开发效果越好。从图中趋势可见，油井的打开程度应控制在0.3以内为宜。大于此值开发效果明显变差。

1、层状底水油藏指标计算方法content

四、开发指标计算方法研究（1）注水替油的注水量计算若通过注水使地层压力恢复到原始地层压力附近，即地层的总压降为△p=0,Bo=Boi，Bw=Bwi,使得上式简化为：（2）注水替油焖井时间计算注水完毕后，须经历一段时间使油水充分地互换，互换过程实际上就是油水两相的流动。可算得焖井时间：2、缝洞型定容封闭油藏注水替油指标计算方法物质平衡方程累积注水量content

四、开发指标计算方法研究（1）水平窜进型缝洞单元的水驱曲线对于油井和底水间存在不渗透遮挡的水平窜进型块状底水油藏，由于底水将绕过不渗透遮挡沿水平方向推进，所以水驱曲线的推导可忽略重力的影响。①地面油水比和采出程度关系：②累积产水量和累积采油量的关系：其中：

3、水驱特征规律研究content

四、开发指标计算方法研究由上式推导得到累积产油量与油水比关系：如图是S65单元地面水油比（OWR）与的水驱曲线：由图可见线性关系比较明显，相关系数达到0.98以上，表明具有较强的适用性。3、水驱特征规律研究content

四、开发指标计算方法研究（2）纵深沟通型缝洞单元的水驱曲线对于油井与纵深断裂临近的纵深沟通型块状底水油藏，由于底水沿纵深断裂直进，则必须考虑重力的作用，经推导得：其中，图1把S48单元按水平窜进型拟合，图2把S48单元按纵深沟通型考虑重力影响，水驱曲线的相关性得到很大的改善。

地面油水比:图1图23、水驱特征规律研究content

四、开发指标计算方法研究（1）月产油量与累计产油量关系对塔河油田S48和S65单元递减阶段月产油量和累计产油量的关系进行了整体拟合，其拟合曲线如图1和图2：

对比图1、图2可见，S65单元实际曲线与拟合曲线吻合度较高。4、递减规律研究图1图2content

四、开发指标计算方法研究相应拟合曲线的关系式如下：S48单元：S65单元：由上两式可见，S48单元和S65单元递减阶段月产油量和累计产油量的关系式并不一致，但公式两边分别取对数后两式分别变为：S48单元：S65单元：对比两式可见，两式可写成统一的形式：

4、递减规律研究content

四、开发指标计算方法研究（2）月产油量与时间关系同样S48单元和S65单元递减阶段月产油量和时间的关系进行了整体拟合，其拟合曲线如图1和图2：

对比图1、图2可见，S65单元实际曲线与拟合曲线吻合度较高。图1图24、递减规律研究content

四、开发指标计算方法研究（2）月产油量与时间关系相应拟合曲线的关系式如下：S48单元：S65单元：两式可写成统一的形式：4、递减规律研究content

缝洞型油藏地质条件复杂、非均质严重，油藏内部大缝大洞与小缝小洞并存；流体流动的空间不仅在形状上而且在尺度上存在巨大的差异；流体的流动模式既有小缝小洞中的线性流，又有大缝大洞中的非线性流，更有两种流动规律以不同形式组合在一起的复合流动。现有的油藏工程方法建立在连续介质和达西定律的基础上，与油藏静态特点和流动特征均不相适应，因此急需对其进行重建和改造。①引入不连续介质理论和非线性流动规律；可从根本上解决问题，但描述流动的微分方程将非常复杂、求解困难;②在流动机理研究成果基础上的等效方法；可有效解决碳酸盐岩缝洞型油藏的开发指标计算问题，这种方法具有理论上的可行性，而且具有现实上的实用价值。5、现有方法的适应性分析及解决策略研究现有方法的适应性分析四、开发指标计算方法研究

上述第二种解决策略，其原则是将复杂的流动规律等效为简单的流动规律，将不连续的地质模型等效为连续介质。其中高速流动条件下的惯性力是影响流动规律的关键因素，必须通过大量的流动实验和严密的数学推导加以研究；

而地质模型的等效可依据水电相似原理加以研究。而两个方面的研究，最终可归结为保持压差和流量不变条件下缝洞系统渗透率的等效。content

（1）小缝小洞系统的渗透率对于裂缝系统：解决策略研究对于缝洞系统：

四、开发指标计算方法研究5、现有方法的适应性分析及解决策略研究content

（2）大缝大洞系统渗透率的等效1）大裂缝与井连通时渗透率的等效解决策略研究当大裂缝与井连通时，可借鉴流动实验的结果进行等效。图中理论渗透率在忽略惯性力的条件下由理论计算得经计算得到，而实验渗透率由实验数据经计算得到，相当于等效渗透率。四、开发指标计算方法研究5、现有方法的适应性分析及解决策略研究2）井钻遇大洞时渗透率的等效其中：K为待等效的渗透率（非实测值）①井打在洞中，且钻穿洞若油井打在圆柱形洞content

（2）大缝大洞系统渗透率的等效解决策略研究2）井钻遇大洞时渗透率的等效②井打在洞顶中部产量为：等效渗透率为：四、开发指标计算方法研究5、现有方法的适应性分析及解决策略研究③井打在部分充填洞中，且钻穿洞等效渗透率为：④井打在部分充填洞洞顶中部其中：等效渗透率为：content

6、块状底水缝洞型油藏开发指标计算方法研究缝洞型油藏典型地质模型的建立①周边封闭的均质油藏模型②周边定压的均质油藏模型③渗透率突变的非均质油藏模型④渗透率渐变的非均质油藏模型第四种模型的渗透率沿径向变化系数为

，变化公式可描述为：针对储层厚度较大的缝洞型油藏，建立两类四种理论模型:图2-1

部分打开的底水油藏流动示意图图2-2渗透率突变地层俯视图四、开发指标计算方法研究content

对于缝洞型油藏而言，基岩不具有渗透性，流体只在缝洞系统中流动，毛管力的作用较小，可忽略。而对于块状底水油藏，重力的作用则必须加以考虑。在忽略毛管力作用而只考虑重力作用时两相渗流的运动方程可写为:部分打开块状底水油藏的渗流规律对于水平缝中的水平流动，可不考虑重力的影响;而对于垂直缝中的垂直一维向上的情况，采用达西单位制流动方程可表示为:四、开发指标计算方法研究6、块状底水缝洞型油藏开发指标计算方法研究content

对于四周封闭的平面径向流动，其产量公式和压力分布公式可分别表示为：周边封闭底水油藏的指标计算水相流量为:（1）含水率的计算水相分流量方程为:其中：四、开发指标计算方法研究6、块状底水缝洞型油藏开发指标计算方法研究content

最佳的生产压差指使含水达到最低的最大生产压差。当

，

，即

值越大则水的分流量

越小，开发效果越好。由此可求得最佳的生产压差:周边封闭底水油藏的指标计算即在此压差下生产，可在充分发挥重力作用的前提下使产量达到最大。注意到

，可确定在最佳的生产压差下油井的初始产量为:（2）最佳生产压差及初始产量的确定四、开发指标计算方法研究6、块状底水缝洞型油藏开发指标计算方法研究content

无因次的采油、采液指数的计算公式：周边封闭底水油藏的指标计算由于

的变化规律随生产压差的不同而异，因此无因次采液指数也随生产压差的不同而呈现出不同的规律。确定了定压差

下的初始产油量

后，可确定以定压差

生产时不同含水率下的产油量及产液量:（3）见水后的产量确定四、开发指标计算方法研究6、块状底水缝洞型油藏开发指标计算方法研究content

根据圆形封闭地层平面径向流的压力分布规律，可得油相沿径向的有效驱动压差为:周边封闭底水油藏的指标计算因此可有效控制含水的垂向流动总流量为:（4）合理采油速度、合理井距及合理打开程度研究若下部流动供给的液量可被上部径向流全部及时采出，则可得合理采油速度为：四、开发指标计算方法研究6、块状底水缝洞型油藏开发指标计算方法研究content

若上下部流动之间不能很好协调，则可通过优化打开程度或井距来实现之，此时径向有效驱动压差为

，上下流动间应满足:周边封闭底水油藏的指标计算可得：（4）合理采油速度、合理井距及合理打开程度研究则可得井网密度：井距为：可见，合理井距随着油井的打开程度和油相渗透率而变化，且因垂直与水平渗透率比的不同而异。当井网密度一定时，最佳打开厚度为:当时，井网密度允许的最小值为：井距允许的最小值为：四、开发指标计算方法研究6、块状底水缝洞型油藏开发指标计算方法研究content

周边定压底水油藏的指标计算（1）含水率的计算水相分流量方程为:其中：（2）最佳生产压差及初始产量的确定最佳生产压差为:在此避水高度(或打开程度)下的合理初始产量为：当

时，合理初始产量可取得最大值：四、开发指标计算方法研究6、块状底水缝洞型油藏开发指标计算方法研究content

周边定压底水油藏的指标计算（3）见水后的产量确定同前所述。（4）合理采油速度、合理井距及合理打开程度研究合理采油速度为：油井井网密度：若注采井数比为1:1，则注采井距为：当井网密度一定时，最佳打开厚度为：四、开发指标计算方法研究6、块状底水缝洞型油藏开发指标计算方法研究content

渗透率突变底水油藏的指标计算（1）含水率的计算（2）最佳生产压差及初始产量的确定最佳生产压差：水相分流量方程为:其中：其它指标的计算思路与前述模型相同，此不赘述。在此避水高度(或打开程度)下合理初始产量：四、开发指标计算方法研究6、块状底水缝洞型油藏开发指标计算方法研究content

渗透率渐变底水油藏的指标计算（1）含水率的计算（2）最佳生产压差及初始产量的确定最佳生产压差：在此避水高度(或打开程度)下合理初始产量：水相分流量方程为:其中：其它指标的计算思路与前述模型相同，此不赘述。四、开发指标计算方法研究6、块状底水缝洞型油藏开发指标计算方法研究content缝洞型碳酸盐岩油藏之油藏工程方法研究一油藏开发描述及评价二地质（动用）储量计算三注水机理及注水方法研究四开发指标计算方法研究五

开发技术政策研究六

剩余油分布模式及挖潜对策content

五、开发技术政策研究井网井距确定碳酸盐岩油藏通常裂缝较发育，油井生产能力高，加之连通性好，其井距一般比砂岩大，在开发早期一般采用稀井高产的布井方案。不同缝洞单元的规模、能量大小、储渗等物性都差异较大，布井方式应该以缝洞为开发单元，根据缝洞单元的展布方向，同时考虑与裂缝发育方向的配套关系，采取不规则布井方式。1、井网及采油速度确定采油速度确定针对缝洞单元，通过不同方法确定单井控制储量的规模，从而优选缝洞单元的开发井井数。通过不同方法确定针对缝洞单元地质特征的单井合理产量，对不同类型产能井分别确定其合理产量。content

五、开发技术政策研究2、开采方式早期开采碳酸盐岩油藏早期开采主要采用衰竭式开采。衰竭式开采的能量来源于油藏的天然能量，油藏的天然能量包括油藏内部的油、束缚水和岩石的弹性膨胀能量、气顶能量和与油藏连通的边水或底水的能量。封闭式弹性驱：没有天然的边水和底水，为封闭性油藏，油藏原始地层压力高，地饱压差大，弹性能量足。封闭弹性水驱：底水较大且活跃程度有差异，因此有些长期依靠弹性水驱能量开采，有些则在中后期进行注水开发。混合驱开采：依靠混合驱(气驱、溶解气驱和弱水驱能量)开采的油田大都为裂缝发育的块状油藏，都存在有大小不同的气顶和强弱不同的边底水驱。content

五、开发技术政策研究2、开采方式早期开采提高采收率天然能量开发阶段，从控制底水锥进速度以提高底水波及程度和油井储量动用能力两方面提高采收率，分析锥进程度，出水层位，分析平面剩余油分布，扩大油井沟通能力，增加油藏平面的动用程度，纵向上细化开发层系。content

五、开发技术政策研究2、开采方式中后期开采碳酸盐岩油藏中后期开采主要采用注水以及注气方式。当油层压力接近或稍高于饱和压力时注水，可保持原油性质，利于提高采收率，从油田发现或投入开发到注水的时间，大致为2~8年，油层压力低于饱和压力时进行注水开发，其开发效果往往不好。对地质条件差、靠弹性驱或溶解气驱开发的油田一般要做到当年开发当年注水才能避免被动。注水时机的选择content稳定注水边部注水边缘注水边外注水内部注水面积注水切割注水环状注水轴部注水点状注水

五、开发技术政策研究2、开采方式中后期开采碳酸盐岩油藏中后期开采主要采用注水以及注气方式。不稳定注水间歇注水脉冲注水注水方式的选择content

五、开发技术政策研究2、开采方式中后期开采碳酸盐岩油藏中后期开采主要采用注水以及注气方式。碳酸盐岩油藏普遍采用较稀的井网。底水驱或底部注水开发的碳酸盐岩油田井网应相对较密一点，底水驱动或底部注水开发的油田对水驱前缘的均匀推进要求比较严格，需经常调整生产井的产量和生产压差，甚至要暂时关闭一些井，以消除或防止底水锥进，油田投产初期就打好较密的井网。顶部密、边部稀的不均匀布井方式。底水驱注水井在顶部，边水驱注水井在翼部。井网井距的选择content

五、开发技术政策研究2、开采方式中后期开采提高采收率碳酸盐岩油藏中后期提高采收率主要采用注气，酸压等措施。井筒转向酸压：可形成多条裂缝，提高长裸眼水平段的储层动用程度。后置砂酸压技术：压裂缝在生产过程中很容易蠕变闭合，该技术能够很好地解决酸蚀裂缝在近井地带过快闭合而丧失导流能力的问题。酸化压裂content

五、开发技术政策研究2、开采方式中后期开采提高采收率碳酸盐岩油藏中后期提高采收率主要采用注气，酸压等措施。原理：将气体注入地层，在重力作用下，向高部位上升，形成“气顶”，排驱原油下移，也可形成混相气驱，从而提高采收率。碳酸盐岩注气开发气驱氮气和烟道气驱烃气驱CO2驱水气交替注入混相水气交替注入非混相水气交替注入混合水气交替注入注气效果分析：增油效果跟储集体和剩余油类型有很密切的联系。储集空间越大，增油效果越好，溶洞>裂缝孔洞>裂缝，残丘>侧钻水平井>井间剩余油>水驱未波及>裂缝。注气开采content缝洞型碳酸盐岩油藏之油藏工程方法研究一油藏开发描述及评价二地质（动用）储量计算三注水机理及注水方法研究四开发指标计算方法研究五

开发技术政策研究六

剩余油分布模式及挖潜对策content

六、剩余油分布模式及挖潜对策致密段遮挡型低幅残丘型支流河道型高导流通道附近孔缝型分隔缝洞型井点剩余油分布模式井间剩余油分布模式剩余油分布模式底水上升封挡型阁楼型content