油田开发动态分析的基本技术内容和要求.ppt

1、油田开发动态分析的基本技术内容和要求、油气藏类型、开发阶段、油气藏开发动态分析的技术内容、影响开发效果的地质因素不同，油气藏类型不同，地质条件不同，油气藏类型不同，开发阶段的开发特征不同，调整管理内容不同；另一方面，油气藏类型分析二，油气藏低含水开发阶段三中含水开发阶段四、高含水、特高含水开发阶段五、油藏开发效果评价和趋势预测、几何形态和边界条件、储层物理性质、流体性质、储藏深度、压力、温度、油藏地质要素、构成油藏类型的油藏天地边界与流体接触，顶边界与气体接触(带气顶)，底边界与水接触(底水) 有统一的油水界面，有统一的石油气界面，有统一的气压系统。 天然能源为一盏茶，开发过程容易形成水锥和气

2、锥。 层状砂岩油藏油层层数多，单层厚度相对小。 油层的顶底边界是不渗透的边界。 油藏的外界是断层、边水或岩性尖灭。 油水界面、石油气界面(带瓦斯气体顶)，油水通带宽度与地层倾斜角有关。 (1)有统一的石油气水界面，属于同一气压系统。 (2)油水界面不统一。 有边缘水和空气掌门人能量，空气掌门人容易形成漏气，层间水驱动用不均匀。 晶状体状砂岩油藏为岩性包围油藏，平面上储层分布不连续，分布面积小。 小透镜体形成独立的石油气小系统，在纵向上多个透镜体重叠，表明油水关系复杂。 平面心理投射拼块重叠，测井遇油层，但不连通，形成采井网。 如果供水井的距离大的话，与假连通相比，有可能弄错了油藏类型。 注采井

3、网不易形成，主要采用天然能源开发(弹性、溶解气体)，纵上油层多，不一次开全孔，优选分阶段开发。 稳定生产难度大，采收率低。 小断块油藏(复杂断块油藏)、断块油藏一般是由断层复杂化的层状砂岩油藏，断层面观倾向与地层倾向相同，形成滚动背斜或形成牙刷状断块油藏。 与地层的趋势相反，断层面的趋势形成了反向的屋顶油库，这种断裂产生的油库比前者复杂。 断块类型、小断块油藏(复杂断块油藏)、一个供水井可以纵向钻各程序断点，程序断点之间深度差小，断块面积小，水井多。 油藏内部小断层认识时间长，注采井网只能逐步完善。 多切断油层，难以细分层。 注采动态分析，加强动态识别结构，新型钻孔调井多测RFT。 初期注水效

4、果供水井小，产量减少快。 孔隙度、渗透率对注水开发的影响，储层润湿性对注水开发的影响，储层易感性对注水开发的影响，储层物理性质，二、储层物理性质，孔隙度、渗透率对注水开发的影响，达西、非达西、孔隙结构对驱油效率、层间非均匀性影响的孔径大孔隙占据汞压入曲线向右呈细应变，孔隙结构均匀，孔隙结构不均匀，正文油田文10片砂三中7-10 (文10-1 )、文13东布摇滾乐文13-85井长岩芯水驱动试验数据、岩样基础数据及实验条件河流相沉积储集层渗透率最低、底高、层内波及体积小大型湖泊沉积，储层相对稳定，注水开发效果好。储层润湿性对注水开发的影响，储层润湿性主要受流体性质、孔结构、流体与岩石颗粒表面接触时

5、间长度的影响。 中性(湿润)宏命令孔道包含油，宏命令孔道包含水，形成宏命令孔道亲油，宏命令孔道形成亲水。 储藏层的润湿性大致分为亲油、亲水、近中性3种。 水相相对渗透率的终点值低(0.1-0.2 )，油相的相对渗透率随着含水饱和度的增加而降低缓慢。 由于高速、大压力梯度注水困难，注水要温和，注水驱动和界面收缩力共同作用，提高水驱动效率。 油井出水快，但含水上升速度慢。 在高含水或特高含水期，其馀佘油分布呈斑状、滴状、珠状或肠状。 亲水油藏：水相相对渗透率终点值高(0.5-0.7)，油相相对渗透率随着含水饱和度的增加下降快。 在注水开发过程中，注水不仅要克服流体的黏滞力，还要克服界面收缩力，注水

6、是沿着孔道的轴部进行的。 油井一见水涨得快。 在高含水或特高含水期，剩馀佗油以薄膜状分布于小孔道中或大孔道壁。 亲油藏：中性储集层油水渗流反应历程与亲油藏相同。 润湿性影响注水开发的全过程。 关系到开发后期三采方法的选择。 胶着物、黏土矿物的含量及成分在注水开发过程中对储层的渗流特性有较大影响。 水易感性：黏土矿物中的蒙脱土遇水时膨胀，降低渗透率。 (随着温度的增加，蒙脱土变成针状结晶，孔半径变小，孔结构变得复杂)，储层易感性对注水开发的影响，酸易感性：绿泥岩遇到酸后形成铁元素质沉淀，降低渗透率。 速敏：高岭石为页状结晶，液体流速大，易破碎，对低渗透油藏，堵塞细孔，降低渗透率。 对于高渗透油藏

7、，东鳞西爪与液体一起采集，增加渗透率。 如果绿泥石、伊利石分散状地填充于粒间的空隙，或者附着于粒子表面，则容易因一定流速的流体冲击而导致微粒子的移动，堵塞喉咙。 盐敏：盐敏与黏土矿物无关，主要与注入水、地层束缚水化学成分有关。储层易感性对注水开发的影响、低渗透储层渗透率更低、高渗透储层渗透率更高、非同质化进展、储层的渗透流能力(k/o )、排水效率(o/w )、影响井筒液柱压力三、原油性质对注水开发的影响是：储层渗透率相同、流动度与在低渗透低黏性系数、高渗透高黏性系数、流动度相同的情况下，注水开发的特点、注水开发的效果、差异、油井含水则采液指数上升，采油的高含水期是主要的开发期，通过增加注水井

8、的数量和体积，从而使排液量增大，从而保持一定的产量。 高渗透高原油粘度的油藏、水驱过程接近于活塞驱动，以无水、低含水为主要采油期，高含水期排液油采油效果差。高渗透低油水黏性系数比、孔结构好的油藏、濮城油田沙下油藏含水和开采程度、o :1.4-2.0 K:686、濮城油田沙下油藏高含水期产油量、生产水油比、开发初期(油井见水前)，油井见水时生产压差变小，随含水上升扩大生产压差提高生产液量、低渗透低油水黏性系数比油藏、压力敏感性、四、油藏压力温度、渗透率、压力系数、地饱和差压、压力对油藏的敏感性、原油性质、不同开发期、高含水开发期的驱采油阶段，油层压力主要由注水压力控制，尤其在供水井间距小的情况下

9、尤为显着老区在掘进调整供水井时关闭供水井(或其他原因关闭供水井)，油井仍以大排量生产，逐渐出现油井供液不足，新钻井测量RFT的主要生产层时出现压力系数低的现象，正常注水生产时主要生产层的压力系数高于RFT的测量。高渗油藏压力敏感性、低渗透油藏压力敏感性、低渗透油藏、原油从储层渗透到井底，渗流过程压力损失大，井底流压低，生产差异大。 生产中的表现，初期生产差压(开发史上)最大，产量也最高。 随着生产时间的增加，泄漏半径的扩大流压降低，生产差压减小，油井产量降低且降低快，这是地层能量不足和误使不得、低渗透油藏压力易感性的反映。 油井见水流压力增加，生产压差变小，产油层数、厚度变小，生产上液量下降，

10、产油量下降。 低渗透油藏导压能力低，供水井高压注水，注采井距离小。 异常高压油藏形成反应历程表明，异常高压油藏具有低渗透、高温、原油性质高等特性。 初期生产差压大(2030MPa )，产量高，日产油100吨以上。 生产过程具有低渗透油藏的特点，产量下降快。 现地层压力下降后，受到围岩的压力作用，孔隙被压缩，渗透率变小，且不可逆，油井生产能力下降，注水压力上升。 这种油藏必须确保合理的地层压力力。静观压力和储层物性(石油高等院校秦积舜，西安石油学院学报，2002年)，储层开始受到静观压力作用时，渗透率下降倍数的速度越快，渗透率越小，渗透率下降倍数越大。静观压力和储层物性，中科院渗流所刘先贵，重庆

11、高等院校学报，2000年，渗透率下降后逐渐解除静观压力作用，渗透率下降倍数逐渐恢复，但只有原来的0.13倍。 地层温度及地层水的矿化度、地层温度大于100、地层水的矿化度大于10万ppm的油藏、化学采油目前还不适应，限制了开发中、后期调驱和三次采油。 现地层温度为120-150时，供水井分注不能适应。不同开发阶段、不同油藏类型、影响因素不同、资料丰富、油藏认识度、动态特征不同、调整内容不同、调整效果不同、地震资料、探井、开发准备井、试油试采井、采芯井、初步开发方案注采井网、开发方式、采油方式、对初步开发方案的适应性蕴藏量重算、地质蕴藏量重算：分砂层(分小层较好)计算含油面积、油层有效厚度、含油

12、饱和度和换算系数。 对新蕴藏量和原蕴藏量进行了比较分析，明确了新蕴藏量增减的结构部位和内容。 可采用蕴藏量补正算：本阶段的可采用蕴藏量补正算一般不替换特征曲线，而是采用类比法和经验方程法(经验方程法仅供参考)。 1、不能在低含水和特高含水阶段使用。 置换特征曲线的基本理论是kro/krw=a e-sw，因为在低含水饱和度和特高含水饱和度中，kro/krw=a e-sw不是直线。 低含水饱和度时使置换特征曲线向下弯曲，特高含水饱和度时使置换特征曲线向上弯曲。 2 .必须是所有人工注水开发的油藏，不适用于边水驱动油藏。 应用替换特征曲线应注意的是，濮城砂一相对渗透率曲线(K=735 )、濮城砂一油

13、水相对渗透率比与含水饱和度的关系曲线(K=735 )、kro/krw=9442.8e-17.236swr=0。 濮阳多种方法的修正结果表明，甲型曲线以外的其他4种方法的修正结果与实际生产情况相比较一致，但其值远低于目前应用最广泛的甲型水驱曲线的修正值。 应注意a型水驱特性曲线的应用。 3、应用于复杂断块油藏时应认真分析注水蕴藏量和未注上水蕴藏量所占的比例。4 .排状注水井开发的油藏(随着水线的推进，关高含水井)不适用。 5 .研制针织面料越小越难使用，闭合高含量供水井、高产液供水井对曲线有较大影响。 6 .发展针织面料过大，反映粗略的效果，好坏往往被抵消，或出现假象。 二、开发层系划分适应性、

14、静态重点研究内容：同层系内油层分布范围及边界条件是否相近一组开发层系中一定油层的厚度(单井控制蕴藏量、生产能力)被有木有同层系内的各小层沉积相为同层系内的各小层渗透率高低差(一般为5倍以下)各层系间的泥岩间隔的稳定性， 剖面水驱用情况动态重点研究内容：动态分析水驱用情况应用资料，1，微观测试资料，生产纠偏井残馀佗油纠偏井供水井测层启动压力新挖测的RFT岩芯水驱试验，时序分析，主(生产)吸引层，非主(生产)吸引层，层启动压力大小水驱用情况应用资料动态分析， 油井单井含水与累计产油量的关系分析了油藏含水与采收程度水驱动指数、采收程度累积储蓄率、采收程度阶段储蓄率、采收程度累积储蓄水的蕴藏量地下体积

15、百分率和采收程度的关系曲线，分析了油藏类型分析：根据含水与采收程度的一致情况，得出化学基； 测试资料分析：剖面上水驱动用情况根据油井单井含水与累积采油量的关系分析，来水方向、平面水驱动用程度、剖面水驱动用程度、有效油井户数、有效方向(相带)、驱动效率、三、注采井网适应性分析、油藏几何形态描述、重点构造与边界条件，特别是储层在供水井距条件下的分布稳定性，注入连通率关于沉积相和属性的记述，现在在采井网条件下注入油井，供水井所在的相带。 判别静态重点分析研究的内容、动态重点分析研究的内容、油井压力恢复曲线、供水井兴奋油井负荷数据、油藏的边界条件、内部断层、供水井压力降曲线、储层压力能力、示踪物测验数

16、据、来水方向、注水压力、油井流压、联络情况、结合相带分析等，首先建立层系，确定井网的最佳层系对于易感性问题和一时不懂的问题，决断很难，不调整开发层系井网，可以先实施试验。层系井网综合分析、四、开发方式适应性分析、开发方式分析：能量保持利用方式和驱动方式人工补充能量：注水、注气天然能量：边水、底水、弹性势能和气顶能量、分析边水能量利用应注意的问题： 1、边水利用条件边水体积大油区和高渗透中、大型油藏由于只有油藏边部的油井可以利用边水能，被边部的油井隔断，所以边水能在油藏中难以传到顶部。 在油藏中，顶部仍需人工注水开发。边水活动条件、3、油水境界油井应注意问题(注水点压、边水面压)储集层均质油藏，油水境界附近油井生产压力接近，边水不发生局部突围。 平面物性变化较大的油藏控制了高渗透带(高产供水井)油井的生产压差，尽量避免边水突进。 一部分是利用边水能的油藏，在油藏中，顶部必须控制注采比，合理利用人工注水和边水能。底水能量利用分析应注意的问题：1、地质条件：油层没有低渗透穿山鼠开关或薄泥岩穿山鼠开关，没有垂直或大致垂直的裂缝，水平渗透率远远大于垂直渗透率。 2、原油性质条件：原油密度小，黏性系数小。 3、生产条件：油层开孔时避开一定厚度。 控制合理的生产压差，留心流压梯度变化。(面压与点压差小)、边底水活度、水层试水