水驱油藏评价.ppt

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1、油藏动态分析方法基本理论及效果评价,主要内容,第一部分 水驱油藏的基本理论,一、相关概念的介绍,饱和压力-溶解在原油中的天然气刚刚开始分离时的压力。基准面压力-在油田开发过程中，为了正确地对比井与井之间的力高低，把压力折算到同一海拔深度进行比较，相同海拔深度压力称基准面压力。压力系数-指原始地层压力与静水柱压力的比值。总压差-目前地层压力与原始地层压力的差值。采油压差-目前地层压力与流压的差值。流饱压差-指流压与饱和压力的差值。地饱压差-指目前地层压力与饱和压力的差值。流度比-定义为驱替液的流度与被驱替液(原油)的流度之比,二、几个重要的问题,什么叫油藏工程油藏工程设计包括的主要内容油藏的驱动

2、方式有哪些开发层系的划分与组合井网井距的选择注水时机的确定目前注水方式有哪些五敏性研究的简单介绍,油藏工程：是一门认识油藏，运用现代综合性科学技术开发油气藏的学科。它不仅是方法学，而且是带有战略性的指导油田开发决策的学科。,油藏工程的主要任务：,从整体上认识和控制油气藏，综合分析来自油藏地质、油藏物理、测井和试井等方面的成果，结合油气藏的实际生产资料，对油气藏中发生的各种变化从开发的角度进行评价、作出预测，并根据这种预测提出相应的技术措施，以提高油气藏的采收率。,1、什么叫油藏工程,2、油藏工程设计包括的主要内容,油田开发方案报告编写,油田勘探开发程序,油藏评价,开发层系划分与组合,井网与注水

3、方式,复杂油田开发,油田开发调整,3、油藏的驱动方式有哪些,在自然地质条件和开采条件下，在油藏中驱油的力一般有以下几种：（1）油藏中流体和岩石的弹性能。（2）溶解于原油中的天然气膨胀能。（3）边水和底水的压能和弹性能。（4）气顶气的膨胀能。（5）重力能。（6）人工注水注气的压能和弹性能量。,驱动方式：油藏中驱动流体运移得动力能量的种类及其性质。,不同的能量方式决定了油藏的开采方式，开采特征、采收率、布井方式等油藏的重要措施。,形成条件：没有边底水，无气顶，无注水，地层压力大于饱和压力。,弹性驱动,能量释放：地层压力降低，油藏岩石和流体释放能量。,适用油藏：封闭油藏、断块油藏，一般油藏再地饱压差

4、比较大的开发前期（应该注意油藏岩石物性的改变）。在海上油田和复杂地貌及注水条件差的地方采用。,油藏压力不断降低,日产油量不断降低,瞬时生产气油比不变,一般处于无水采油期，变化很小,溶解气驱,形成条件：没有边底水，无气顶，无注水，地层压力等于饱和压力。,能量释放：地层压力降低，原油脱气，气体膨胀，释放能量。,适用油藏：封闭油藏、断块油藏，一般油藏再地饱压差比较大的开发前期（应该注意油藏岩石物性的改变）。在海上油田和复杂地貌及注水条件差的地方采用。,油藏压力不断降低,日产油量不断降低,瞬时生产气油比变化剧烈,一般处于无水采油期，变化很小,A,B,C,D,A：开始溶解气驱,B：气体开始运移达到可动气

5、饱和度,C：气体的脱出速度达到最大,D：气体的脱出速度逐渐的减小,水压驱动,水压驱动分刚性水驱和弹性水驱,形成条件：油层与边水或底水相连通；水层有露头，且存在着良好的供水水源，与油层的高差也较大；油水层都具有良好的渗透性；油水区之间连通性较好。或者注水开发当注采比为1时。,能量释放：边底水依靠重力作用的侵入。产液速度等于水侵入的速度或者注水的速度。,适用油藏：适用于有敞开供水系统的油藏，或者一般注水开发油藏。,油藏压力不降低,日产油量见水前保持不变，见水后不断降低，液量保持不变,瞬时生产气油比不变,见水后，含水迅速上升,条件油水的粘度相同,弹性水压驱动,形成条件：有边水，但其活跃程度不能弥补采

6、液量，一般边水无露头，或有露头但水源供给不足；采用人工注水时，注水速度小于采液速度。,能量释放：含油区和含水区压力降低而释放出的弹性能量进行开采，但是相比之下，水区的弹性能量释放的要多于含油区能量释放。,适用油藏：适用于无敞开供水系统的油藏，或者一般注水开发油藏。,油藏压力不断降低，速度慢,日产油量见水前缓慢下降，见水后降低迅速，液量逐渐下降,瞬时生产气油比不变,见水后，含水迅速上升,气压驱动分刚性气驱和弹性气驱两种,气压驱动,形成条件：有良好的气源供给，气顶压力不变，或者注气保持压力。无边底水，无人工注水，地层压力等于饱和压力。,能量释放：依靠气顶的膨胀驱油，或者注入气体的能量驱油。,适用的

7、油藏：具有无限大的气顶，气顶的压力能够保持不变。,避射油层的底部,保持各个部位采出量均衡,控制生产压差和采油速度,注水的部位要根据具体的情况分析,油藏压力不降低,日产油量见气前保持不变，见气后先上升后下降,瞬时生产气油比逐渐升高,基本处于无水采油期,弹性气驱,形成条件：有较大气顶，但是气顶的能量不足，或者注气不能保持压力。无边底水，无人工注水，地层压力等于饱和压力。,能量释放：依靠气顶的膨胀驱油，或者注入气体的能量驱油。,适用的油藏：具有较大的气顶，气顶的压力不能保持不变。,油藏压力逐渐降低,日产油量逐渐,瞬时生产气油比逐渐升高,基本处于无水采油期,是否气顶的膨胀量等于采出油量的体积？,重力驱

8、动,形成条件：无边底水，无人工注水，无气顶，只有重力在起作用。,能量释放：依靠重力，形成压差，驱动流体运移。,适用的油藏：油层具备倾角大、厚度大及渗透率好等条件。,4、开发层系的划分与组合,概念：将性质相同或者相似的油层组合在一起，采用单独一套井网进行开发，并在此基础之上进行生产规划，动态研究和调整，以便于更好的开发各种储层。,为什么进行开发层系的划分？,各个油层之间具有差异。,1 河流相储层，沉积相变化复杂，导致形成的油藏不同，不同的油藏开采机理，驱动方式都不同，需要分层系进行开发。,2 即使油藏类型相同，不同层系之间的油水关系可能不同。,3 各个油层的油气水性质，地层压力可能不同。,4 储

9、油层的物性有差别，主要体现在油砂体的几何形态、分布面积，渗透率上。,实际上即使划分在同一套开发层系内的油层的差别液是存在的，在开发的中后期就会表现出来。因为对于渗透率不同的油层编制在同一套开发方案中时，渗透率的计算是按各个油层厚度的加权平均计算得到的，因此这样得到的井距、排距、生产压差等参数都主要是反映主力油层的。油层见水以后，井底压力主要反映的是高渗透层的数值，低渗透层位需要的井底压力更低，产生层间的干扰。,油层间差异性产生的原因：主要是非均质性的问题,相关概念：各向同性，各向异性,非均质性：在空间的任一位置上，参数性质都具有各向异性。,分为宏观非均质和微观非均质。垂向非均质和平面非均质。,

10、主要讲宏观非均质性，即储层的非均质性，例如孔隙度、砂层厚度、渗透率等参数，其中主要指渗透率的分布。,根据以上参数将储层分为3类；,对于厚度分布，可以做出有效砂层系数（有效厚度/砂层厚度）来表明平面的非均质性，做出等值线分布图。,在开发上所用的渗透率非均质变异系数的统计计算方法不同与地质上的方法，在开发上一般有Dystra-Parsons方法和Lorenz系数L方法。,多油层油田当具有下列地质特征时，不能够用一套开发层系开发：a储层岩性和特性差别较大，因为渗透率的差异程度是影响多油层油田开发效果的根本原因。b油气的物理化学性质不同。如原油粘度的差别，将造成注水开发时油水流度比差别大、使得油井过早

11、见水，无水采油期短；C油层的压力系统和驱动方式不同；d油层的层数太多，含油层段过大。,5、井网井距的选择,井网 油田的开发井网，主要受油层物性、原油性质、采油工艺和国家对采油速度的要求等因素所控制。合理的井网部署对提高储量动用程度和采收率非常重要。国内外断块低渗砂岩油田的开发实践证明：采用正方形井网均获得了较好的开发效果。正方形面积注水井网，不仅适应平面调整，还具有调整井网和注采系统的灵活性。井距 井距确定的原则 a.有效地控制和动用绝大多数的油层和储量；b.在水驱开发条件下，保证有较高的注水波及系数；c.能够满足一定的采油速度和稳产年限的要求；d.要有较好的经济效益。,合理井网密度是指油田的

12、最终产值与油田的总投资的差额达到最大值时的井网密度。计算公式如下：af=ln(NBEDa/(A0b)+2lnf 式中：a反映地质因素对井网密度影响程度的常数;ED驱油效率，f;f井网密度，ha/well;N原油地质储量，104t;B原油销售价格，元/t;b平均单井总投资额，104元;A0开发区含油面积，ha;常数a由以下经验公式获得：a=0.0893-0.0208logko/o 式中ko 有效渗透率,um2 o原油地下粘度，mPa.s;,6、注水时机的确定,根据注水相对于开发的时间，分为早期、中期、晚期注水。,早期注水,开采初期即注水，保持地层压力处于饱和压力以上。,优点：能量足，产量高、不出

13、气，调整余地大。,缺点：初期投资大，风险大，投资回收的时间比较长。,适用油藏：地饱压差小，粘度大，要求高速开发的油藏。,晚期注水,开发后期，利用天然能量以后注水，即在溶解气驱以后水驱。,优点：初期投资小，天然能量利用的比较充分。,缺点：地层原油脱气以后，粘度升高，降低水驱开发的效果。采油速度低。,适用油藏：天然能量比较好，溶解气油比高，油藏比较小，注水受到限制。,中期注水,初期采用天然能量，在地层压力降低到稍微低于饱和压力以后注水。,优点：既能利用天然能量，又能保证水驱的开发效果，投资回收也较早。,缺点：界限不好把握。,适用油藏：地饱压差大，油层物性好。,油藏在开发到什么程度以后进行注水开发，

14、即注水时机的问题？,1 天然能量的大小，以及在开发中的作用。例如边水充足，地饱压差大。,2 油藏的大小，以及对产量的要求。例如小断块油藏和整装大油田。,3 油田的开采方式。例如自喷生产和机械抽油的要求就不同。,4 经济效益论证。尤其对于海上的油气藏的开发。,注水时机的选择与原油粘度的关系,(1)Egbogah给出了计算压力小于或等于饱和压力的脱气原油的粘度：,(2)Beggs和Robinson给出了含溶解气的原油与脱气原油粘度之间的关系：,(3)当压力高于饱和压力时，Vazques和Beggs给出了下式：,7、目前注水方式有哪些,边缘注水切割注水（行列注水）面积注水,不同注水方式下面积波及系数

15、的说明,（流度：有效渗透率除以流体粘度）,影响波及系数的因素,8、五敏性研究的简单介绍（曙三区杜21块）,岩石的阳离子交换容量和粘土膨胀试验，绘制成的水敏性评价曲线结合X衍射粘土矿物分析资料看出，该块储层为中等偏弱水敏，膨胀率平均2.3%，其中主力油层组杜组粘土膨胀率为3.25%。,通过岩心速敏性曲线可以得出该油藏为中等偏强，临界注入速度为0.76ml/min，最大注水强度为5.4m3/md。,盐敏试验结果表明储层临界矿化度为2500-5000mg/L,注入水矿化度不低于2500mg/L。,通过岩心碱敏性评价实验报告得出该油藏属中等偏弱碱敏，注入水PH值应小于8.5。,岩石酸敏实验表明该油藏属

16、强酸敏。,第二部分 水驱油藏开发效果评价方法,油田开发效果评价就是在及时正确地掌握油藏动态变化并进行系统分析的基础上对开发对策进行综合评价,总结经验,吸取教训,深化油藏开发规律认识,预测油藏开发变化趋势和开发指标,进而制定出切合油藏实际的技术经济政策和调整措施,以指导油藏更加合理的开发。,涵盖的主要内容,一、采收率大小评价二、综合含水评价三、耗水量大小评价四、注水利用率评价五、注水波及体积评价六、井网适应性及油水井利用情况评价,一、采收率大小评价,1、经验公式法,辽河经验法ER=-0.177175+0.114852lg(K/0)+0.001142f+1.075302适用条件：K渗透率，范围30

17、500010-3m2；孔隙度，范围1530%；0地层原油粘度，范围30mPa.s；f井网密度，口/km2。经验公式1（SY-5367-89）ER=0.2719lgK-0.1355lg0-0.1538-0.001144h+0.25569Swi+0.001144h适用条件：原油性质，油层物性好油藏h有效厚度，m；Swi地层束缚水金属饱和度，f0。经验公式6（SY-5367-89）ER=0.3745-0.00430适用条件：K=10140010-3m2；,经验公式7（SY-5367-89）ER=0.214289(K/0)0.1315适用条件：K=20500010-3m2；0=0.576mPa.s。油

18、气委储办1995年根据我国大度、胜利、辽河、大港、中原、华北六大油区150个水驱开发单元得到经验公式：ER=0.05842+0.08461lg(K/0)+0.3464+0.003871f根据标志芳、俞启泰提出的经验公式：ER=0.69110.5757-0.1157lgR+0.003753lgK式中：R油水粘度比。,2、水驱特征曲线法,LgWp=a+bNpNp=lg0.4343/b(fW/(1-fW)-a/b式中：Np累积产油量，104t；Wp累积产水量，104m3；b统计常数；fW综合含水，%。,运用经验公式：NP=Lg(21.283/b）-a/b ER=NP/N计算得油藏含水达到98%时，曙

19、四区水驱采收率为44.6%。,3、无因次注入采出法,ER(a2-a1)/(b1-b2)ln(Wi/Wp)=a1+b1Rln(Wp/Np)=-a2+b2R,4、衰减曲线法,衰减曲线法适用于处于递减阶段的各种类型油藏，应用统计的油田产量递减规律，外推到产量为0时累积产油量(即油田技术可采储量)，总可采储量还须加上开始递减前的累积产油量。产量衰减曲线模型为：Npt=at-b油田技术可采储量NR1=a总可采储量NR=NR1+Np1,油田技术可采储量NR1=a=238.0553总可采储量NR=NR1+Np1=238.0553+249.4234=487.4787,二、综合含水评价,根据童宪章对水驱油藏含水

20、率fw、采出程度和最终采收率统计关系如下：lgfw/(1-fw)7.5(R-ER)+1.69式中：fw综合含水，%；R采出程度，%；ER水驱采收率，%。,由上式得童氏标准图版，将曙四区实际数据代入图中可见，综合含水变化不稳定，采出程度在5.0%以内时，曲线在采收率30%线上发展，82年以后，断块进行井网加密调整，使综合含水控制在40%左右；87年断块再次进行井网调整，同时在部分断块采取了提液措施，在保证了断块年产油量上升的同时，综合含水同时上升较快；97年开始，曙四区随开发时间的延长，同时部分调整井的投产以及油水井措施的开展，断块综合含水出现下降的趋势。近年来含水下降的原因有：1、曙四区油藏埋

21、藏浅，油层胶结疏松，生产条件差，一半油井出砂越来越严重，排液量小，影响了含水上升速度；2、近年来采取了稳油控水措施，即调整水井配注量以及油井堵水措施；3、生产制度的改变以及部份调整井的投产在一定程度上缓解了断块含水上升速度。,三、耗水量大小评价,四、注水利用率评价,1、存水率与采出程度关系评价,根据无因次注入、采出关系曲线，推导出排出曲线关系式：ln(Wp/Wi)=Ai+BiR 式中：Ai=a2-a1；Bi=b2-b1 其中：a2，a1，b2，b1无因次注入采出曲线的截距和斜率；Wp/Wi排水率,存水率理论公式为：Ei=1-e(-1.5658+0.0343R),阶段存水率：阶段存水率是衡量某一

22、阶段注水利用率的指标，也是衡量阶段注水开发油田水驱开发效果的指标，阶段存水率越高，该阶段注入水的利用率就越高，阶段水驱开发效果也就越好。根据阶段存水率定义和甲型水驱曲线，经推导整理可得到阶段存水率公式：,2、存水率与油水粘度比关系评价,注水油田存水率与油水粘度比有如下关系：Ei=Ae0.127lnR式中：Ae统计常数统计常数表,在可采储量采出程度60%以前，实际点基本与理论点重合，说明注水利用率正常，在向80%增大时，实际点在对应曲线上方，说明注水利用率有变好趋势。,3、注水倍数与采出程度及流度关系评价,相关概念：地层系数-地层有效厚度与有效渗透率的乘积。流 度-地层系数与地下原油粘度的比值。

23、注入孔隙体积倍数-就是注入孔隙介质流体的体积与孔隙介质之孔隙体积的比值。,据统计，油田的注入孔隙体积倍数与采出程度在半对数座标纸上呈一直线关系，其关系式：lnVn=a+bR式中：Vn注入孔隙体积倍数；a、b统计常数,又根据统计公式：RAv+Bvln(k/o)式中：K空气渗透率10-32；o地下原油粘度mPa.s；Av、Bv统计常数。统计常数表,将曙四区实际资料及按统计公式预测值点入图版中，由图中可见，在注入孔隙体积倍数0.2时，实际值低于理论值，说明注水利用率较差。而注入孔隙体积倍数由0.2向0.5方向增大时，实际点逐渐超过理论值，说明开发效果正在向好的方向发展。,4、水驱指数与采出程度关系,

24、水驱指数：油田（或区块）注入水地下存水量与累积产油量地下体积之比。,Z：注采比；V：换算系数；N0，地质储量；R：采出程度；B：水驱特征曲线直线段斜率。,1、矿场资料统计 注水波及体积的大小，不仅反映了油田非均质性特点对注水开发效果的影响，同时也反映了主观所采取的开发层系、井网、注水方式及工艺措施与油田地质的适应程度，当调整井在断块分布较均匀，调整井的水淹厚度占总厚度的比值可作为注水波及体积系数。统计曙四区杜家台96年以来31口调整井，共解释油层厚度1192.4m，其中水淹层厚度416.5m，占油层总厚度34.9%，注水波及体积系数为34.9%，但由于些井分布不均匀，故此数据仅供参考。,五、注

25、水波及体积评价,驱油效率定义为从波及区中驱出的油的体积与油藏原始含油体积的比值或注入流体从波及到的单位孔隙体积中所驱出的油量。,2、与同类型油田经验公式对比法,曙四区油水粘度比29.4，2000年注入孔隙体积倍数为0.3567，计算得目前驱油效率为41.3%。,注水波及体积系数,将曙四区油水粘度比及历年注水倍数代入上式，分得出驱油效率、注水波及体积系数与采出程度关系曲线。,六、井网适应性及油水井利用情况评价,1、合理注采井数比的确定,所谓合理的注采井数比是指在油田注水和采油井井底流压一定，开发总井数一定时，使油层压力符合油田合理压力界限，并能够获得最高的稳定产液量的注水井数和采油井数的比例。有

26、关文献指出，关于油田开发最佳的注采井数比问题，经许多油田的开发实践证明，在面积注水和选择性注水的条件下，其最佳的注采井数比可近似等于流度比的平方根。,曙采主力区块不同含水时期合理注采井数比表,fw,上式主要与油水粘度比有关，一般来说，油水粘度比越高，合理注采井数比越大。,另一种计算注采井数比的方法：利用采注指数比法计算曙光油田注水区块在不同含水时期合理注采井数比。,式中 Jl采液指数，m3/Mpa.d；Iw地下吸水指数，m3/Mpa.d；C合理注采井数比，无因次；IPR平衡注采比。,在目前含水情况下，井网完善油藏实际注采井数比略接近于理论值，而井网欠完善及常规稠油油藏与理论值相差较大，其中杜8

27、1及杜85块相差更大，需要进一步调整。,2、井网适应性评价,苏联学者谢尔卡乔夫提出的井网密度与原油采收率关系为：,由此得出不同开发阶段合理井网密度，见下表：,其中：d=1000(A/now)1/2式中：d正方形井网井距；A含油面积；now油水井总井数。,3、油水井利用情况评价,水驱储量控制程度 根据曙四区注水连通系数统计，总体连通系数为85.3%。就我国开发砂岩油田来说，储层类型可分为三类：一类油层为大面积分布，油层稳定、物性好、产能高；二类油层为局部发育、物性较好、产能较低；三类油层分布零星、物性差、产能低。根据曙四区地质特征及开发特点，属二类储层。从注采见效情况分析，见效井数达69.1%，

28、说明水驱储量控制程度较高，但在见效井中，1个供水方向的油井就占56.7%，双向受效油井占28.4%，3个或3个以供水方向油井占14.9%，说明相当部分油藏面积小，很难形成完善的注采井组。水驱储量动用程度 根据水淹厚度及吸水剖面资料显示：选取周围油井见效好，油层物性发育，平面上分布均匀的井，由吸水情况可见，吸水厚度占射开厚度的78%。,第三部分 油田动态分析,动态分析员面临的问题,一、动态分析手段,油层对比工作,三维空间的建立,二、油藏工程管理规定中油藏工程方案包括哪些,1.油藏评价部署方案（油藏评价前）“油田开发概念设计”，主要根据评价目标区的地质特征和已有的初步认识，勘探提交的控制储量的基础

29、上，提出油井产能、开发方式以及生产规模。1）可能的含油层系、产油层厚度、面积及地质储量；2）可能的开发方式、开发层系及井网部署3）预测产能规模,2.油田开发方案（油藏工程部分）油藏评价结束后完成油田或区块开发方案，油田开发方案是产能建设的基础。开发方案编制结束提交探明储量。主要内容包括：油藏地质、开发原则、开发方式、开发层系组合、开发井网、注采系统、监测系统、开发指标预测（生产能力预测）、采收率估算。实施后考核指标：产能到位率：一般油田90%；复杂断块油田85%“初期平均含水率”符合率：一般油田90%；复杂断块油田85%水驱控制储量：一般油田90%；复杂断块油田85%,3.油田开发调整方案（油

30、藏工程部分）主要内容：1）精细油藏描述：油藏再认识，主要成果是量化剩余油分布，建立三维地质模型。2）开发动态分析及效果评价：主要开发指标分析；层系、注采井网及开发方式适应性分析；采收率和可采储量计算；存在的问题及潜力分析。3）开发调整方案部署：调整目的、对象及部署结果4）开发调整指标预测（产能预测）及实施要求。实施后评价和考核的主要指标：“单井初期日产油量”符合率：80%；“单井初期含水率”符合率：80%；产能到位率：90%；新增可采储量预测误差：10%。,4、新建原油产能“三率”指标,产能贡献率：新建原油产能项目实施当年的产油量与建成能力的比值。产能到位率：新建原油产能项目建成投产后第二年的

31、年产油量与建成能力的比值。产量符合率：新建原油产能项目投产第二年以后（第三年、第四年和第五年）实际的年产油量与开发方案预测的同年产量的比值。,三、油田动态分析,1.油田动态分析的主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（采收率）及计算方法6.水驱潜力评价方法,在油田开发过程中，运用各种监测方法采集到的大量第一性资料，进行深入分析、不断认识地下油水运动规律及其发展变化，及时发现和提出解决各种问题的办法。每年进行的改善油田开发效果各类措施，比如开发调整（钻新井、层系、井网、开发方式）、“稳油控水”的综合治理的重要基础之一就是油藏动态分析。油田动态分析

32、包括：生产动态分析、油井井筒内升举条件分析和油层（藏）动态分析三个方面的内容。,生产动态分析的目的：亦称单井动态分析，包括油井动态和注水井动态分析，是油田生产管理经常性的基础工作。油井动态分析包括：分析压力、产量、含水变化，搞清见水层位，来水方向及井下技术状况，判断工作制度是否合理及生产是否正常等。注水井动态分析包括：分析井口压力、注水量及吸水能力变化，判断井下故障等。,生产动态分析主要指标注水状况分析：注水量、吸水能力油层压力状况：油层压力分布，以及油层压力与注水量、注采比之间的关系含水率变化：含水与注采比、采油速度合理界限油井生产能力：采油指数、采液指数变化，油井利用率、时率、递减率（综合

33、递减率、自然递减率）、措施效果。,油层（藏）动态分析,目的：搞清各类油层中油水的分布及其运动状况、吸水能力和产油能力变化，地层压力及渗流阻力变化，含水率及产量变化，油层及流体性质变化，储量动用及剩余油分布等，为挖潜油层潜力提供依据。概念：以井组（或开发单元、区块）为单元，搞清油层产量、压力和含水率的变化状况，吸水能力及注采平衡状况等。油水分布及水线推进状况，储量动用及潜力分布状况等。针对出现的问题提出各种有效措施，不断提高井组开发效果。,内容：一是油藏地质特征再认识：二是层系、井网、注水方式适应性：比如不同井网、井距下各类油层水驱控制程度、油砂体钻遇率、水驱采收率等方面分析其适应性。三是油田稳

34、产基础分析：储量替换率、储采比状况新井、老井及措施增油的变化,四是层间、平面、层内矛盾一）层间矛盾分析层间矛盾以井为单位，分析内容如下：1、分析单井突进油层的特点以及对其它油层的干扰程度2、分析不同开采阶段层间矛盾变化特征3、对比不同井距、不同层系条件下的层间矛盾4、检查分层配水，措施对层间矛盾的调整程度。降流压，油层改造措施，5、分析各单层注采系统不同时对层间矛盾的影响。,二）平面矛盾分析平面矛盾以注水井所控制的井组作为单位，分析内容如下：1、分析排液时间长短，注水井较注时间和生产井工作制度对水线推进的影响。2、对比主流线与非主流线油井受效情况3、研究如何不同井网间如何配套调整平面矛盾4、分

35、析不同注水方式，不同井网条件下的平面矛盾的特点。5、根据注采平衡、压力平衡、各油层的特性，研究地下油水运动规律及运动状况处理平面矛盾主要采取三方面措施：一是调整不同注水井的配水强度，二是调整不同方向的油井分层采油速度，三是调整注采系统。,三）层内矛盾 层内矛盾表现在同一水淹层内部水驱油效率差别较大，例如我们所说的层内水淹厚度正韵律油层底部水淹的情况。层内非均质性越严重，残余油越多，需要通过深度调剖、选择性压裂等措施进行调整。,五是油层能量保持状况六是储量动用及剩余油分布状况：各类重大措施（压裂、补孔、调剖、卡堵水）对储量动用影响储层的连通状况的分类统计，不同井网控制程度下储量的动用、水驱控制程

36、度及剩余油分布状况注入水纵向、横向波及及水洗状况,七是水驱油效率分析取心、室内做水驱油实验确定水驱油效率（微观水驱油效率）油水相渗曲线确定水驱油效率类似油藏、经验公式确定八是油田可采储量及采收率：计算可采储量（方法的实用性）分析影响水驱采收率的因素（油藏、流体的属性，开采方式及工艺技术以及经济）,三、油田动态分析,1.油田动态分析的主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（采收率）及计算方法6.水驱潜力评价方法,低粘油：o5mpa.s（吐哈、塔里木）中粘油：o520 mpa.s高粘油：o 2050 mpa.s稠油：o50 mpa.s（辽河、新疆）

37、普通稠油：o5010000 mpa.s特稠油：o 1000050000 mpa.s超稠油：o 50000 mpa.s凝析油：一般原油相对密度0.8挥发油：一般原油相对密度0.825，体积系数1.75高凝油：凝固点40的轻质高含蜡原油,按原油性质分（按油层条件下的原油粘度分）,特高渗透：k100010-3m2高渗透：1000k50010-3m2中渗透：500k5010-3m2低渗透：50k510-3m2特低渗透：k510-3m2,按渗透性分类（空气渗透率）：,层状：上下均被不渗透地层所封隔，受固定层位控制单层状、多层状块状：储集层厚度大，内部没有不渗透岩层间隔而呈整体块状，顶部为不渗透岩层覆盖，

38、下部为底水衬托。孔隙型：储集和渗流石油的空间主要为孔隙（90%）双重介质型：储集和渗流石油的空间主要既有孔隙又有裂缝（孔隙10%，裂缝10%）裂缝型：储集和渗流石油的空间主要为裂缝（90%）,按储集层形态分类,天然能量中高渗透注水砂岩油藏：特高渗透：k1000 高渗透：k5001000 中渗透：k50500低渗透砂岩油藏 低渗透：k550 特低渗透：k5复杂断块油藏 中高渗透：k50，低渗透：k50裂缝性砂岩油藏 砾岩油藏 裂缝性碳酸岩油藏 特殊类型油藏,常用的油藏分类（油藏数据手册）,三、油田动态分析,1.油田动态分析的主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）

39、方法5.可采储量（采收率）及计算方法6.水驱潜力评价方法,“开发阶段”有关：资料信息、油藏描述、油藏地质模型、油藏动态监测内容、原油采收率等。一般划分（按原油产量）产能建设上产阶段（开发初期）产量相对稳产阶段（开发中期或开发调整阶段）产量递减阶段（开发后期）,开发调整（整体加密或井网调整）：一次井网调整二次井网调整三次井网调整阶段 原来“勘探开发”阶段的划分：勘探阶段和开发阶段，开发阶段又分开发准备阶段、投产阶段和生产阶段。“勘探开发一体化”阶段的划分：预探、评价、产能建设和油气生产阶段。,按含水率的划分：无水期开采阶段：含水率2%低含水开采阶段：含水率2%20%中含水开采阶段：含水率2060

40、%高含水开采阶段：含水率6090%特高含水开采阶段：含水率大于90%,三、油田动态分析,1.油田动态分析的主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（采收率）及计算方法6.水驱潜力评价方法,生产技术指标的内容:（1）开采井网指标（2）油井生产动态指标（3）注水井生产动态指标（4）注采系统指标（5）采油速度和采出程度指标（6）水驱油田开发效果指标,（1）开采井网指标（共五项）井网密度：油田（或区块）单位面积已投入开发的采油井、注水井总数。注采井数比：水驱开发油田注水井总数与采油井总数之比。可采储量：目前技术条件下可采出的原油储量。,定义：现井网条件下

41、注入水所能够波及到的含油面积内之储量与其总储量的比值。计算简化：与注水井连通的采油井射开有效厚度与井组内采油井射开总有效厚度之比值。,水驱控制程度是直接影响采油速度、含水上升率、储量动用程度、水驱采收率等的重要因素，研究各类油层水驱控制程度是油田调整挖潜的主要依据。,Ew水驱控制程度，%h油井与注水井连通厚度，mHo油层总厚度，m,水驱储量控制程度：,井网密度与水驱控制程度的关系：水驱储量控制程度高，就意味着油水井各层间对应连通情况好，能受到注水效果的井层多，水驱波及体积大。中石油勘探开发科学研究院曾对此用37个开发单元或区块的实际资料进行统计分析，按水驱控制程度对井网密度敏感性的不同分为5类

42、：,井网密度与水驱控制程度的关系：不同类别的油藏，同样的井网密度，水驱控制程度相差比较大。如连通性好的I类油藏，井网密度10 hm2/井时，水驱控制程度可达88.7%，而当其抽稀至50 hm2/井时，水驱控制程度还可高达59%。,而对连通性很差的V类油藏，井网密度10 hm2/井时，水驱控制程度才36.7%，而当其抽稀至20 hm2/井时降至13.3%。同样要达到80%的水驱控制程度，I类油藏约需20 hm2/井的井网密度，而V类油藏却需要加密至2 hm2/井。,定义：是按年度所有测试水井的吸水剖面和全部测试油井的产液剖面资料计算，即总吸水厚度与注水井总射开连通厚度之比值，或总产液厚度与油井总

43、射开连通厚度之比值。,水驱动用程度比水驱储量控制程度小。,Ew水驱动用程度，%h水井总吸水厚度，mHo注水井总射开连通厚度，m,水驱储量动用程度,水驱开发油田调控指标中高渗透注水油藏,开发水平分类,油田开发管理纲要和油藏工程管理规定水驱储量控制程度：一般要达到80%，特高含水期达到90%以上；水驱储量动用程度：一般要达到70%，特高含水期达到80%以上；可采储量采出程度：低含水期末达到15%20%；中含水期末达到30%40%；高含水期末达到70%；特高含水期再采出30%。水驱采收率：不低于35%。,水驱开发油田调控指标低渗透油藏,开发水平分类,油田开发管理纲要和油藏工程管理规定水驱储量控制程度

44、：一般要达到70%以上；水驱储量动用程度：一般要达到60%以上；可采储量采出程度：低含水期末达到20%30%；中含水期末达到50%60%；高含水期末达到80%以上。水驱采收率：不低于25%，特低渗透不低于20%。,水驱开发油田调控指标断块油藏,开发水平分类,油田开发管理纲要和油藏工程管理规定水驱储量控制程度：一般要达到60%以上；水驱储量动用程度：一般要达到50%以上；水驱采收率：不低于25%。,（2）油井生产动态指标（共十项）井口（核实）产油量：日产、月产、年产、累积产油量 井口（核实）日产油水平=当月井口（核实）月产油/当月日历天数 原油产量构成：新井产量和老井产量（基础产量和措施增油量）

45、。新井：当年投产油井 老井：上年末以前已投产的油井输差系数：核实产油量/井口产油量，按区块计算。井口产水量：核实产水量：井口产水量和输差系数计算。井口（核实）产液量：井口（核实）产油量+井口（核实）产水量,综合含水：按月计算，月产水/月产液。有时分年均含水或年末含水。年均含水=年产水/年产液综合气油比：按月计算；月产气/月产油油井利用率（或开井率）：按月计算，油井开井总数占油井总井数之比。开井数是指当月连续生产时间不小于24h的油井井数。综合递减率：老井在采取增产措施情况下的产量递减速度自然递减率：老井在未采取增产措施情况下的产量递减速度,（3）注水井生产动态指标（共五项）注水量：单井日注水量

46、是指井口计量的日注水量，开发单元和阶段时间的注水量用单井日注水量进行累加得出。吸水指数：注水井单位注水压差的日注水量。吸水强度：单位有效厚度单位注水压差的日注水量。注水井利用率（或开井率）：按月计算，注水井开井总数占注水井总数之比。开井数是指当月连续注水时间不小于24h的井数。分层注水合格率：分层注水井测试合格层段数与分注井测试层段数之比。注水井分注率：实际分层配注井数（含一级两层分注井）与扣除不需要分注和没有分注条件井之后的注水井数之比。,（4）注采系统指标（共六项）油井生产压差：油井地层压力与井底流动压力之差。总压差：原始地层压力与目前油井地层压力之差。注采比：开发单元注入水地下体积与采出

47、液的地下体积之比。月注采比、年注采比、累积注采比地下亏空体积：油田（或区块）采出地下体积与累积注水地下体积之差。采液（油）指数：单位生产压差的日产液（油）量；采液（油）强度：单位有效厚度采液（油）指数。生产能力：单井日产油水平：单井当月产油量与当月日历天数的比值。单井生产时率：单井当月生产时间与当月日历时间之比。年生产能力：开发单元月产油量折算成全年产油量。,（5）采油速度与采出程度指标采油速度：地质储量采油速度：油田（或区块）年采油量占地质储量的百分数。可采储量采油速度：油田（或区块）年采油量占可采储量的百分数。剩余可采储量采油速度：当年核实年产油量占上年末剩余可采储量的百分数。储采比：储采

48、比等于剩余可采储量的倒数。采出程度：地质储量采出程度：油田（或区块）的累积产油量占地质储量的百分数。可采储量采出程度：油田（或区块）的累积产油量占可采储量的百分数。,开发储采比石油储采比是指当年末剩余开发动用石油可采储量与当年原油核实产量的比值。开发储采比越大，稳产基础越好。开发储采比增加、原油产量可能上升。临界开发储采比：超过该临界值，产量就可能下降。有分析认为中石油临界开发储采比大约13左右。,储采比的相关概念,储采平衡系数（储量替换率）指当年新增可采储量与当年原油产量之比。当年新增可采储量包括当年新区新增动用可采储量与老区新增可采储量之和。储采平衡系数（储量替换率）大于1，储采实现平衡。

49、比如 2005年中石油股份公司储量替换率大于1。新老区新增可采合理比例，有分析认为大概为2.5：13.0：1。2005年中石油股份公司新老区新增可采储量的比例2.9：1。,（6）水驱油田开发效果指标含水上升率：每采出1%的地质储量时含水率的上升值。年均含水上升率=（当年年均含水上年年均含水）/（当年底采出程度上年底采出程度）水驱采收率：累积采出油量占原始地质储量的百分数。水驱储量控制程度：水驱储量动用程度：水驱指数：油田（或区块）注入水地下存水量与累积产油量地下体积之比。存水率：油田（或区块）注入水地下存水量与累积注水量之比。水油比：累积产水与累积产油之比。,油藏工程管理规定开发调控指标,（1

50、）水驱油田年度调控指标（1）含水上升率 根据有代表性的相对渗透率曲线或水驱曲线来确定，各开发阶段含水上升率不超过理论值。（2）自然递减率和综合递减率 根据油藏类型和所处的开发阶段确定递减率控制指标。（3）剩余可采储量采油速度 一般控制在8%11%，低渗透油藏控制在6%左右。,（4）油藏压力系统水驱油田高饱和油藏地层压力应保持在饱和压力以上；低渗、低压油藏压力一般保持在原始地层压力以上；注水压力不超过油层破裂压力；（5）注采比水驱开发油田原则上保持注采平衡；中高渗透油藏注采比要达到1.0左右；低渗透油藏年注采比要控制在1.01.5。,油藏工程管理规定开发调控指标,（2）水驱开发油田阶段调控指标（