油藏方案优化

油田开发优化重要性根据近年来资料统计，油藏工程设计方案建设投资占比重大约为油田开发建设总投资的40.8%左右，同时开发建设总投资在不断上升而产能建设到位情况更不理想。地质、油藏工程设计方案是油田开发总体方案的基础，研究程度直接影响着产能建设的到位率，影响着油田开发建设的总体经济效益，搞好开发方案的优化，才能控制投资、提高产能建设的到位率，从而达到提高油田开发建设的总体经济效益之目标。近年来产能建设后评估1、 油气田类型更加复杂如大情字井区,80口，只有两口为纯油。新疆陆良低幅度油藏，重力分离很差。2、 前期工作待加强（地质研究）1） 资料录取好。2） 搞好现场先导试验。3） 搞好室内机理研究。3、 先进的二次采油技术及现代化的研究手段应用须扩大1） 水平井的应用。2） 大型数模软件应用。4、 上、下游一体化不够5、 生产能力到位率有待提高能否稳5年，生产压差与产液指数的到位率，一般60—80%。6、 开发投资比重大主要是井数较多。7、 更加适应市场经济及提高经济效益的要求搞好开发方案的优化，特别是提高单井产量、消灭低效井，优选出经济有效的开发方式等，才能控制投资提高产能建设的到位率，从而达到提高油田开发建设的总体经济效益。内容u注水油田开发阶段划分u采油、注水能力及交汇图u开采机理u整体水平井开发u开发方式及开发部署u油田开发方案设计优化框图一、发阶段划分（一）、油田注水开发基本规律 1、开发四个阶段不同开发阶段的开采特征不同，开发技术界限不同，对策也不同u上产u接替稳产，70%以上为低渗，特低渗。u快速递减u低速开采2、四个开采阶段的特征上产阶段u开发生产井投产井数的增加、注水后油井见效，油田进入全面注水开发，开发指标全面到位，油井生产能力旺盛，处于无水或低含水采油。u地层压力稳定上升，保证见水前保持压差生产，见水后放大压差生产u注水量、产液量上升接替稳产阶段是油田生产的主要阶段，最大的特点，水驱可采储量逐步增加，采收率不断提高。水驱可采储量逐步增加，是以调整层间关系为重点，通过注采系统、开发层系、井网和综合调整，特别是注采系统调整贯穿始终，来实现的。u该阶段开发调整工作量最大、开发井数成倍增加，注采井数比可达1：2-1：3。结束时单井控制可采储量可小于2万吨左右，油井受效充分，储量动用好u虽然工作量、资金投入大，但产出高，经济效益非常好u开发指标特点u储采比高10-12以上u可采储量采出程度50-60%左右u处于中高含水采油，结束时综合含水60-70%左右u结束时水驱采收率调整余地还3-5个百分点u该阶段中产液、注水量处于上升趋势、产油量稳定水驱总递减阶段u由于当前采收率与水驱最终采收率间只有3-5个百分点，批量调整大幅度提高采收率已不可能。u随可采储量的的逐渐下降，当低于临界储采比（5-12）时，即进入水驱总递减阶段u精细注采系统调整、增加水驱方向、水动力方法注水及深度调驱等是注水调整的中重点技术措施u处于转折点，开发技术界限的确定和控制是关键，如产液量与含水，这两个指标都是影响产油量的重要因素u另一个调整方向是寻找剩余油富集区及层内挖潜u该阶段采油速度与递减速度关系明显，最大的递减速度接近于剩余可采储量的采油速度低速开采阶段u可采储量采出程度达80-90%u采油速度低于0.5%u进入降压或稳定压力开采u采油井优化（开采井点）为重要措施3、油田地质条件差异及开采策略对四个阶段的影响油田地质条件差异对四个阶段的影响u四个阶段是注水开发油田普遍存在的基本规律u地质条件中，油水粘度比、储层非均质（层内、层间及平面）是影响着四个阶段中各阶段的开发指标和它们的匹配关系的主要因素开采策略对四个阶段的影响u开发部署u开发调整u开发技术界限二、采油、注水能力及交汇图u油藏工程方案设计中的生产能力是指某套开发层系的生产能力，包括两个含义。一是合采的概念，即该套开发层系中所钻遇的油层在合采条件下的生产能力;二是平均单井产能的概念。，所以油藏工程给出的是，布井范围内的平均单井产能或总产能。u平均单井产量=平均采油指数X生产压差u平均采油指数变化是研究的重点（一）、油指数的影响因素u厚度u层间关系u地层压力保持水平u油藏饱和程度u储层污染u其它（1） 厚度u一般用单位厚度采油指数来消除厚度影响（还存在渗透率不同的影响）u也有用单位地层系数采油指数来消除厚度和渗透率的影响（地层系数=hXk）只能有静态地层系数而且测井解释渗透率误差大，一般的情况还是用单位厚度采油指数u（2） 层间关系开采层位射开厚度m日产量t压力Mpa单位厚度采油指数（t/d.Mpa.m）液油静压生产压差合(TII、采Tffl)33.510710751.390.953.36分(TII、采THD33.514114149.531.794.70u合采时单位厚度采油指数3.36较分采低1.34，近40%u若采用分采时单位厚度采油指数作为产能计算参数时，方案指标就偏高了n合采的油层越多，干扰趋势越严重现以苏丹的UNITY油田为例，选取其中的三口井的试油资料加以说明。该试油资料的特点是在相同的生产制度下逐渐增加合采层数，计算不同合采层数下的米采油指数，通过对比发现，随着合采层数的增加，米采油指数呈下降趋势，即：生产能力反而降低。这些井的合采层属于同一生产层位，各层间的地层压力相差不太大，对于合采层间地层压力相差大的情况，应该具有相同的干扰规律，即：合采的油层越多，干扰趋势越严重。

井号合采层数有效厚度工作制度每米采油指数井号合采层数有效厚度工作制度每米采油指数(m)(mm)m3/d.Mpa.m238.47.912.43410.87.912.46514.27.98.91617.07.98.23914.36.757.5327.76.728.97313.223.817.441413.044.510.8026.744.56.0437.144.518.24为1时无干扰，数值越小，干扰越严重。反映了合采条件下，由于层间干扰所造成的生产能力损失。从定义中可以看出，干扰系数是个变数，影响因素很多。当合采的层位、层数、厚度等确定后，在开采过程中因各层压力不同、生产压差不同、所处含水层段及含水上升速度等都影响着瞬时的干扰系数大小。下列图表是轮南油田和苏丹UNITY油田在投产初期、生产压差不大的情况下，干扰系数的关系。干扰系数与合采层厚度变化程度关系数据表井号H-厚度增加的倍数Jo-采油指数增加的倍数jo/h-干扰系数21.291.2911.310.940.721.21.110.9391.790.90.501.711.030.60142.231.250.56Ln21.430.72通过回归处理，得出干扰系数与合采无次厚度变化程度关系式如下：Jo/h=-0.351h+1.296相关系数：0.74h一合采层厚度增加的倍数Jo—米油指数增加的倍数Jo/h-干扰系数在前面产液剖面测试资料的讨论中，已引入产厚比这一概念，它在一定程度上反映了干扰系数的意义。因为，产厚比的定义是指合采层中单层相对产液量与该层相对厚度的比值，实际上也可理解为干扰系数。分析的结论中得知，产厚比大于0.7的油藏合采基本上是可行的，产厚比小于0.7的油藏合采基本上是不可行的。因此，确定合采油藏干扰系数不能小于0.7,即无因次厚度应小于1.5。图25图25干扰系数与无因次厚度变化关系曲线系扰干地层压力u设计单位厚度采油指数是选自基本在原始压力条件下的试采资料；而设计地层压力保持水平为-5.0Mpau若设计地层压力保持水平为-5.0Mpa，就应选用该压力水平下