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,二OO四年九月,油藏类型,开发阶段,油藏开发动态分析所涉及的技术内容,影响开发效果的地质因素不同,油藏类型不同，地质条件不同,不同油藏类型不同开发阶段开发特征不同,调整治理内容不同,目录,一、油藏类型分析 二、油藏低含水开发阶段 三、中含水开发阶段 四、高含水、特高含水开发阶段 五、油藏开发效果评价与趋势预测,几何形态及边界条件,储层物理性质,流体性质,埋藏深度,压力、温度,组成油藏地质因素,油藏类型,块状砂岩油藏,多油层层状砂岩油藏,透镜体状砂岩油藏,小断块砂岩油藏,几何形态及边界条件,一、油藏几何形态及边界条件,块状砂岩油藏 油层厚度大，面积与厚度的比

2、值相对小。 油藏的顶底界与流体接触，顶界与气体接触（带气顶），底边界与水接触（底水）。 有统一的油水界面，有统一的油气界面，有统一的压力系统。 天然能量充足，开发过程易形成水锥和气锥。,层状砂岩油藏 油层层数多，单层厚度相对小。 油层顶底界是不渗透的边界。 油藏的外边界是断层、边水、或岩性尖灭。 有油水边界、油气界面(带气顶)，油水过渡带宽度与地层倾角有关。 (1)有统一的油气水界面，属同一压力系统。 (2)无统一的油水界面。 有边水和气顶能量，气顶易形成气窜，层间水驱动用不均。,透镜体状砂岩油藏 为岩性圈闭油藏，平面上储层分布不连续，分布面积小。 小透镜体形成独立的油气小系统，纵向多个透镜体

3、叠加，表现为油水关系复杂。 平面投影叠加连片，开发井均钻遇油层，但不连通，形不成注采井网。 井距大有可能对比成假连通，把油藏类型搞错了。 难形成注采井网，主要靠天然能量开发（弹性、溶解气），纵上油层多，最好不要一次性全射孔，采取逐层上返开发。 稳产难度大，采收率低。,小断块油藏（复杂断块油藏）,断块油藏一般是被断层复杂化了层状砂岩油藏,断层面倾向与地层倾向同向，形成滚动背斜，或形成牙刷状断块油藏。,断层面倾向与地层倾向相反，形成反向屋脊油藏，该类断裂形成的油藏比前者更复杂。,断块类型,小断块油藏（复杂断块油藏）,一口井纵向可钻遇各个断点，断点之间深度差值小，断块面积小，油水井井数多。 油藏内部

4、小断层认识时间长，注采井网只能逐步完善。 断失油层多，细分层系难度大。 作好注采动态分析，加强动态认识构造，新钻调整井多测RFT。 初期注水见效井少，产量递减快。,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,储层敏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,孔隙结构影响驱油效率,层间非均质影响水驱动用状况,渗透率高、低影响流态,孔隙结构影响驱油效率,孔隙半径均匀，孔喉比小,压汞曲线呈粗歪度坐椅形,孔隙半径分布不均匀，孔喉比大。,孔径大的孔隙占的容积百分数小，对渗透率的贡献值大。,压汞曲线向右偏移呈细歪度,孔隙结构均匀,孔隙

5、结构不均匀,文中油田文10块沙三中7-10（文10-1）,文13东块文13-85井长岩芯水驱油试验数据,岩样基础数据及实验条件,单注单采实验,层间非均质影响水驱动用状况,水退沉积的三角洲和河口坝，储层渗透率顶高底低，注水开发过程由于重力作用，层内波及体积大（初期不宜高速注水，后期周期注水）。 河流相沉积储层渗透率顶低底高，层内波及体积小，平面上高渗带呈带状分布。 较大型的湖泊沉积，储层相对稳定，注水开发效果比较好。,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、孔隙结构、流体与岩石颗粒表面接触时间长短影响。 中性（润湿）大孔隙道含油，小孔隙道含水，则形成大孔隙道亲油，小孔隙道亲水。,储

6、层润湿性大致分为亲油、亲水、近中性三种类型。,水相相对渗透率的终点值较低（0.1-0.2），油相相对渗透率随含水饱和度增加下降慢。 不易高速度、大压力梯度注水，应温和注水，使注水驱和界面收缩力共同作用，提高水驱油效率。 油井见水早，但含水上升速度慢。高含水或特高含水期，剩余油分布呈斑状、滴状、珠状或肠状。,亲水油藏：,水相相对渗透率的终点值较高（0.5-0.7），油相相对渗透率随含水饱和度增加下降快。 注水开发过程，注入水不仅要克服流体的粘滞力，而且还必须克服界面收缩力，注入水是沿孔道的轴部推进。 油井见水后含水上升较快。高含水或特高含水期，剩余油分布在小孔道中或大孔道壁上呈薄膜状。,亲油油藏

7、：,中性储层油水渗流机理与亲油油藏一样。 润湿性影响注水开发全过程。 关系到开发后期三采方法选择。,胶结物、粘土矿物含量及成份，在注水开发过程中，对储层渗流特征影响较大。,水敏：粘土矿物中蒙脱石遇水后膨胀，使渗透率下降。（随温度增加蒙脱转变为伊利石呈针状晶体，使孔隙半径变小、孔隙结构复杂）,储层敏感性对注水开发的影响,酸敏：绿泥岩遇酸后形成铁质沉淀，使渗透率下降。 速敏：高岭石是页状晶体，液体流速大易被冲碎，对低渗油藏，堵塞孔道，降低渗透率。对高渗透油藏，碎片随液体采出，增加渗透率。 若绿泥石、伊利石以分散状充填于粒间孔隙或粘附在颗粒表面，在一定流速的流体冲击下，易造成微粒的迁移，堵塞喉道。

8、盐敏：盐敏与粘土矿物无关，主要与注入水、地层束缚水化学成分有关。,储层敏感性对注水开发的影响,低渗透储层渗透率变的更低,高渗透储层渗透率变的更高,加剧非均质,影响储层的渗流能力（k/o）,影响水驱油效率（o/w）,影响井筒液柱压力，即影响油井生产压差（ro）,原油性质对开发的影响,溶解油气比影响油井举升能力,原油压缩系数大小，反映油藏弹性能量大小,三、原油性质对注水开发的影响,当储层渗透率相同，流度和油水粘度比相差倍数,低渗低粘度,高渗高粘度,流度相同时,注水开发特征,注水开发效果,不同,油井见水后采液指数随含水上升而上升，采油指数下降，含水上升快，水驱波及体积小 。 高含水期为主要开发期，通

9、过增加注水井点增加波及体积，加大排液量保持一定产量。,高渗透高原油粘度的油藏,水驱油过程近似活塞驱，无水、低含水为主要采油期，高含水期排液油采油效果差。,高渗低油水粘度比、孔隙结构较好的油藏,濮城油田沙一下油藏含水与采出程度,o ：1.4-2.0 K：686,濮城油田沙一下油藏高含水期年产油量、生产水油比,开发初期（油井没有见水以前），油井能建立较大的生产压差，是开发历史上生产压差最大阶段，产量最高阶段。 油井见水后生产压差变小，随含水上升放大生产压差提高产液量的余地很小，该阶段产液量下降，采油量下降。,低渗透低油水粘度比油藏, 压力的敏感性,四、油藏压力温度,渗透率,压力系数,地饱压差,压力

10、对油藏的敏感性,原油性质,不同开发期,在高含水开发期排液采油阶段，油层压力主要受注水压力控制，尤其是在井距较小的情况更为明显。 当老区打调整井时注水井关井（或其他原因关井），油井仍然大排量生产，逐渐会出现油井供液不足，新钻井测RFT主产层会出现压力系数很低的现象，正常注水生产时主产层的压力系数，比RFT测示高。,高渗透油藏对压力的敏感性,低渗透油藏对压力的敏感性,低渗油藏，原油从储层渗流到井底，渗流过程压力损耗大，造成井底流压低，生产差大。生产中的表现有： 初期生产压差（为开发史上）最大，产量也最高。随生产时间增加，泄油半径扩大流压变低，生产压差变小，油井产量下降，并且下降较快，这时不能误认为

11、是地层能量不足，是低渗油藏对压力敏感性的一种反映。 油井见水流压增加，生产压差变小，产油层数、厚度变小，生产上表现为产液量下降，产油量下降。 低渗油藏导压能力低，水井要高压注水，注采井距要小。,异常高压油藏对压力的敏感性,根据异常高压油藏形成机理可知，异常高压油藏常具有低渗、高温、原油性质好等特性。初期生产压差大（2030MPa），产量高，日产油100吨以上。生产过程具有低渗油藏特点，产量下降快。 当地层压力下降后，受围岩压力作用，孔隙压缩，渗透率变小，而且不可逆，造成油井产能下降，注水压力升高。该类油藏应确保合理地层压力。,静覆压力与储层物性,（石油大学秦积舜，西安石油学院学报，2002年）

12、,储层开始受到静覆压力作用时，渗透率下降倍数的速度很快；渗透率越小，渗透率下降倍数越大。,静覆压力与储层物性,中科院渗流所刘先贵，重庆大学学报，2000年,渗透率下降后，逐渐解除静覆压力作用，渗透率下降倍数逐渐恢复，但只恢复了原始的0.13倍 。, 地层温度及地层水矿化度,地层温度大于100、地层水矿化度大于10万ppm的油藏，化学驱采油目前还不适应，限制了开发中、后期调驱和三次采油。 当地层温度120-150时，水井分注不适应。,不同开发阶段,不同油藏类型,影响因素不同,资料丰富程度,油藏认识程度,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,取芯井,初

13、步开发方案,油藏低含水开发阶段,PVT资料,认识程度局限性,开发方案风险性,资料较少,储量变化情况,开发层系,注采井网,开发方式,采油方式,对初步开发方案适应性分析,油井产能符合程度,一、储量重新计算,地质储量计算：分砂层（分小层更好）计算含油面积、油层有效厚度、含油饱和度和换算系数。新储量与原储量对比分析，明确新储量增减的构造部位和内容。 可采储量计算：本阶段可采储量计算一般不用驱替特征曲线，而是用类比法和经验公式法（经验公式法仅作参考）。,1、在低含水和特高含水阶段不能用，因为驱替特征曲线基本理论是 kro/krw=a e-sw，在低含水饱和度和特高含水饱和度时kro/krw=a e-sw

14、不是直线。在低含水饱和度时使驱替特征曲线下弯，在特高含水饱和度时使驱替特征曲线上翘。 2、必须是全部人工注水开发的油藏、不适用边水驱油藏。,应用驱替特征曲线应注意的几点,濮城沙一相对渗透率曲线（K=735）,濮城沙一油水相对渗透率比值 与含水饱和度关系曲线(K=735),Kro/Krw = 9442.8e-17.236Sw R = 0.9996 当Sw=0.62时 fw=94.2%,濮沙一段可采储量计算结果,从濮沙一多种方法计算结果比较，除甲型曲线之外的其他四种方法计算结果与实际生产状况比较吻合，但其值远低于目前应用最广泛的甲型水驱曲线计算值。在甲型水驱特征曲线的应用上应引起注意。,3、对复杂

15、断块油藏应用时要认真分析注水储量与未注上水储量占的比例。 4、不适用排状注水井开发的油藏（随水线推进关高含水井）。 5、开发单元越小越不好用，关一口高含水井、高产液井对曲线影响很大。 6、开发单元太大，反映笼统效果，往往好坏抵消或出现假象。,二、开发层系划分适应性,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 一套开发层系是否有一定油层厚度（单井控制储量、产能） 同层系内各小层沉积相是否相同 同层系内各小层渗透率级差（一般不超过5倍） 各层系之间泥岩隔层的稳定性,剖面水驱动用状况,动态分析,油井产能,动态重点研究内容：,动态分析水驱动用状况应用资料,1、带有微观性的测试资料,生产

16、测井 剩余油测井 水井测分层启动压力 新钻井测的RFT 岩芯水驱油试验,按时间排序分析,主（产）吸层、非主（产）吸层,分层启动压力大小,封隔器是否适用,2、带有宏观性的油水井生产数据曲线,动态分析水驱动用状况应用资料,油井单井含水与累计产油量关系 油藏含水与采出程度 水驱指数与采出程度 累计存水率与采出程度 阶段存水量与采出程度 累计存水占储量地下体积百分数与采出程度关系曲线,根据油藏类型分析：含水与采出程度匹配情况,根据测试资料分析：剖面上水驱动用状况,根据油井单井含水与累计采油量关系分析：来水方向,平面水驱动用程度,剖面水驱动用程度,见效油水井数,见效方向（相带）,驱油效率,三、注采井网适

17、应性分析,油藏几何形态描述，重点构造及边界条件，特别是影响注采井网的油藏内部小断层描述。 储层分布稳定性，现注采井距条件下的连通率。 沉积相及属性描述，现注采井网条件下油井、水井所处的相带。,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,水井激动油井测压资料,判别油藏的边界条件,内部断层,水井压降曲线,储层导压能力,示踪剂测试资料,来水方向,注水压力、油井流压,连通情况,结合相带分析,结合相带分析,油井见效井数,单井产量、控制储量、井深是方案优化的重要依据，所以层系、井网要综合优化分析。,先划层系，再定井网，可能选出的不是最佳层系井网组合。,对敏感性问题和一时搞不清的问题，

18、难做决断，可以暂不对开发层系井网进行调整，先开展先导试验。,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、弹性能量和气顶能量,分析边水能量利用应注意问题：,1、利用边水的条件 边水体积大 油区与水区砂层渗透率相近 油水边界无稠油带 2、利用油藏条件 高渗的小油藏。 高渗的中、大型油藏，只有油藏边部的油井可利用边水能量，由于受边部油井的截流，边水能量很难传导到油藏中、顶部。油藏中、顶部仍然需要人工注水开发。,边水活跃条件,3、油水边界油井应注意问题（注水点压、边水面压） 储层均质油藏，油水边界附近的油井生

19、产压差应相近，避免边水局部突进。 平面上物性变化大的油藏，控制高渗带（高产井）油井的生产压差，尽量避免边水突进。 部分利用边水能量的油藏，油藏中、顶部一定要控制好注采比，合理利用人工注水和边水能量。,分析底水能量利用应注意问题：,1、地质条件： 油层中没有低渗夹层或薄泥岩夹层，没有垂直或近似垂直裂缝，并且水平渗透率远大于垂向渗透率。 2、原油性质条件： 原油密度小，粘度小。 3、生产条件： 油层射孔时避射一定厚度。 控制合理的生产压差，注意流压梯度变化。,（面压与点压差值小）,边底水活跃程度,水层试水资料：反映的是水层的生产能力；不反映水体的大小、及水体与油藏之间压力传导能力。,应用系统试井资

20、料：确定合理的工作制度Qo(D)P(D)油（logD）2。,应用井口生产数据：分析Qo(t) D2（2P油(t)）1/2与时间的关系。分析流动状态。,累计采油量与压降数据：可以分析判别边水、底水的活跃程度，同时还可以计算边水的入侵量。,油井合理工作制度,塔河油田试采资料,油井合理工作制度,塔河油田试采资料,弹性能量利用,原油压缩系数,弹性能量大小,地饱压差,二者乘积为理论弹性采油量,生产压差、流饱压差,弹性能量利用,原油收缩力对压力的敏感性,影响水驱采收率,气顶能量利用,1、小气顶、大油环油藏 利用气顶能量开发，气顶气随油环油采出，气顶区压力下降，油环油入侵到气顶，要损失一部分可采储量。 2、

21、气顶与油环体积相近 气顶气与油环油同时开发，开发过程中很难控制气顶区与油环区压力平衡，由于两区压力不平衡造成油、气、水互窜，降低油、气采收率。 气顶先不开发，油环注水保压开发，油环采出程度较高再开发气顶气。,油环整体保持压力平衡很难做到，会局部产生低压区或高压区，同样会造成油、气、水互窜。 气顶投入开发，随气顶压力下降，油环区油水混合物窜到气顶，降低气井产能及气顶采收率。,储层非均质影响水驱动用状况,油水粘度比影响驱油效率,复杂断块油藏内部断层影响注采井网完善,低渗油藏储层导压能力低影响注水效果,影响注水开发效果主要矛盾,中含水开发阶段,本阶段油藏动态分析主要任务是分析研究主要矛盾，提出解决矛

22、盾，改善注水开发效果的注采调配方案、油水井措施方案、调整方案。,静态资料： 分层系、分砂组的构造井位图，分砂层组油层对比图、栅状图，主要构造部位油藏剖面图，分小层砂层厚度、有效厚度等值图，分小层沉积相图，分小层孔隙度、渗透率等值图。 化验、实验分析资料： 分砂层组（有条件到小层）孔隙度、渗透率分布图（最好归到相带上），相对渗透率曲线、压汞曲线（归到相带上），储层敏感性、润湿性， PVT资料（包括多次分泌曲线）。,油藏动态分析必备资料,测井资料： 裸眼测井RFT、水淹层解释，套管测井剩余油饱和度，生产测井两个剖面等。 测压及测试资料： 油井静压、流压、压力恢复，水井测压降、测分层启动压力。示踪剂

23、测试，水井激动油井测压资料。,应用油水井生产资料绘制曲线、图（11条） 采油曲线 开发曲线 产量构成曲线 产量衰减曲线 驱替特征曲线 单井含水与累计产油量曲线 含水与采出程度 阶段存水率与采出程度 累计存水率与采出程度 水驱指数与采出程度 累计存水量占储量地下体积百分数与采出程度,中、高渗低粘度油藏,可采储量在低、中含水期采出，含水与采出程度曲线呈凹形。,曲线呈“S” 形或凸形,孔隙结构复杂水驱油效率低,水驱动用程度低,两者皆低,吸水厚度,压汞曲线,注水见效油井数,油井含水与累积产油量,水驱剖面动用,平面水驱动用,驱油效率,分析水驱动用的方法,对油井的驱替方向上调控注水量,提高分层水驱动用状况

24、,按相带转换注采井别（高渗相带注、低渗相带采），增加水驱波及体积,提高水驱动用状况的做法,封隔器分层注水,一套半井网动用二、三类层,二、三类层单独一套注采井网,应用一套半井网的条件,相对均质的中高渗油藏,中渗油藏渗透率偏高100-500md,对非均质严重的中渗油藏和低渗油藏不能用,对储层敏感性强的中渗油藏不能用,油井各类层启动流压、生产压差不同,合采井只有一个流压，且是高渗层流压，限制了中低渗层的启动。,各类层生产压差靠分层地层压力来调空，分层地层压力只能通过注水井水量调控。注水井已经高压注水，调控余地很小 。低渗层水井到油井压力损耗大。,储层敏感性影响，低渗层渗透率变的更低,应用一套半井网的

25、条件,与低粘度油藏相比，油水粘度比大，当水驱波及体积相同时，水驱油效率低、含水高、采出程度低，含水与采出程度曲线呈S形，水驱波及体积中剩余油较多。,中含水阶段为主要采油阶段，到中含水后期不要封堵高含水层，该期封堵高含水层将损失一部分可采储量。,中、高渗中粘度油藏,特点： 原油粘度高，大大降低了（k/）渗流能力， 油水粘度大，水驱油效率低。含水与采出程度曲线呈凸型,做法： 保压排液采油 增加注水井点，增加波及体积 化学驱提高驱替粘度，提高驱油效率,高渗高粘度油藏,特点： 油水相对渗透率曲线两相可动饱和度区间窄 油藏见水后随含水上升采液指数下降 产量稳不住 到中含水末期采液指数开始回升 储层敏感性

26、强，导压能力下降,做法： 一是缩小井距，降低压力损耗 增加油井生产压差 （受井深和单井储量限制） 二是油水井压裂改造 增加导流能力。油井要重压、分压，水井压宽短缝。关键要保证压裂技术整体先进性,低粘度低渗油藏,层间非均质： 储层底部含砾，层间渗透率级差大，油井一旦见水马上形成水道。含水与采出程度不匹配，高含水低采出。曲线呈凸形。 封隔器分注和水井调驱不起作用，只能封堵,非均质严重油藏,层内非均质： 块状厚油层，层内有平面分布不稳定的低渗夹层或薄泥岩夹层 如：濮城南区沙二上2+3油藏，油层单层厚度4-30米，内部含有夹层，夹层厚度3-38mm,孔隙度24%，渗透率143md，渗透级差36倍，含水

27、96.7%，采出程度仅27%。 周期注水、深部调驱 、打加密调整井（在油藏精细描述基础上）,非均质严重油藏,层内非均质： 正韵律厚油层 油层底部物性好、顶部物性差，在油层顶部低渗透部位打水平井采剩余油。胜利油田已经取得成功经验。,非均质严重油藏,特点： 1、被断层复杂化的多油层油藏 2、注采井网完善时间长 3、注采井数多，井网不规则，单井控制储量少， 油井含水上升快，措施有效周期短 4、油层断失多，细分层系受限，层间矛盾突出 做法： 1、动态认识构造早介入（应用RFT测试、激动试井、油井探边测试、油水井生产动态资料 ） 2、静态不间断认识构造 3、利用一井穿多块的特点，在有利于完善注采井网和层

28、系组合时，油井跨块采油，水井跨块注水。,复杂断块油藏,高、特高含水开发期,动静态资料更加丰富 不同油藏类型剩余油分布状况不同 不同油藏类型挖潜措施不同,高、特高含水开发期,包括中含水期应用的各类资料,密闭取芯检查井,油、气、水性质变化资料,应用资料,一、应用资料,1、分析含油饱和度 。逐层试油，分析含油饱和度与含水的关系。 2、分析岩样的润湿性变化（饱和度）。 3、做不同润湿性岩样相对渗透率曲线。 4、分析胶结物含量、成分变化对注水开发的影响。 5、作孔隙度、渗透率变化（同相带取芯井对比） 6、作压汞、退汞曲线。分析孔隙结构变化。 7、作薄片、扫描电镜,密闭取芯检查井分析化验项目,濮城油田南区

29、沙二上2+3不同含水期油层润湿性变化,1、原油粘度、密度变化（与多次分泌资料对比）。 2、气顶气、溶解气组分变化。 3、地层水矿化度、水型变化。,化验分析目前油、气、水性,高、特高含水开发期,沉积微相,与沉积微相配伍的属性,微构造：正向微构造（小高点）、斜坡型微构造及小断层遮挡构造。,油藏描述,二、研究内容,濮53块正向微构造,高、特高含水开发期,1、不同相带要有不同相渗曲线,同一相带如有多块样品。应归一化处理。 2、要有不同注水开发时期的孔隙度、渗透率、地下高压物性等资料。 3、研究区所有单井累计油量与油藏累计油量数据符合程度达90%以上，单井累计注水量与油藏累计注水量数据符合程度达95%以上。 4、对于简单构造油藏，90%的油井要求历史拟合，历史拟合井符合程度要达到80%以上；对于复杂构造油藏，80%的油井要求历史拟合，历史拟合井符合程度要达到80%以上。 5、对生产测井资料的应用要去伪存真,数值模拟,二、研究内容,高、特高含水开发期,1、剩余油分布在主控油藏断层附近（油藏顶部）。 2、内部小断层遮挡部位。 3、油藏内部微构造（小高点）上。 4、水驱滞留区。 5、厚层及正