水驱砂岩油藏动态分析规范.ppt

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1、水驱砂岩油藏 开发动态分析技术规范,一、油藏开发动态分析的目的二、油藏开发动态分析工作程序三、油藏开发动态分析所需主要资料四、油藏开发动态分析评价内容五、油藏开发动态分析方法六、油藏开发动态分析报告编写要求,主要内容,一、油藏开发动态分析的目的,油藏开发动态分析是认识油藏、治理改造油藏，科学有效地开发好油藏的重要手段。其目的是以齐全准确的静态、动态及监测资料为依据，应用相关分析技术，分析油藏的开采特点，研究不同开发阶段的主要矛盾，不断深化对油藏特征及其内在规律的认识，明确开发潜力，进而提出下步调整方向、目标与措施，实现油藏开发的最优化。,二、油藏开发动态分析的工作程序,油藏开发动态分析工作程序

2、：,开发动态分析资料的收集整理,开发动态分析评价,开发动态分析报告编写,三、油藏开发动态分析所需主要资料,1、单井动态分析所需主要资料,静态资料,钻井、完井、取芯资料及岩芯分析化验资料,完井电测图及测井解释成果资料,油层分层及小层数据表,分层构造井位图，连通图及油藏剖面图,动态资料,生产动态资料,试井测试资料,流体性质分析资料,动态监测资料,油藏数值模拟资料,试油、试注资料,采油井、注水井井史,采油井、注水井生产数据,采油井、注水井作业总结,采油井注水井试井、分层测试资料,低压试井资料（示功图、动液面、油井诊断）,原油性质分析及高压物性资料,天然气性质分析资料；地层水性质分析资料,压力测井,产

3、液剖面测井,含油饱和度测井,吸水剖面测井,工程测井,三、油藏开发动态分析所需主要资料,图件,曲线,数据表,产液剖面变化图,含油饱和度变化图,吸水剖面变化图,采油井单井开采曲线,注水井单井注水曲线,注水井全井、分层注水指示曲线,采油井注水见效数据表,采油井及注水井措施效果分析表,三、油藏开发动态分析所需主要资料,2、井组动态分析所需主要资料,静态资料、动态资料同单井所需资料,图件,曲线,数据表,井组注采连通图,井组开发曲线,井组开发数据对比表,三、油藏开发动态分析所需主要资料,3、单元开发动态分析所需资料,静、动态资料,图件,构造、储层、流体性质、压力系统、驱动类型、天然能量、储量、开发历程及专

4、题研究，开发方案、配产配注方案、前期动态分析报告,构造井位图,油藏剖面图,油藏综合柱状图,油层等厚图,油层小层（油砂体）平面图,油层沉积微相图,油层孔隙度、渗透率、含油饱和度等值图,油层物性频率分布图,开采现状图,不同阶段油层水淹等值图（特高含水单元每年一次，中高含水单元每半年一次）,不同阶段油层压力分布图,不同阶段油层剩余油饱和度等值图,不同阶段剩余可采储量丰度等值图,阶段液、油、含水、动液面、地层压力差值图,吸水剖面、产液剖面变化对比图,三、油藏开发动态分析所需主要资料,曲线,毛管压力曲线、油水相对渗透率曲线,产油量构成曲线,递减率变化曲线,阶段新老井产量变化曲线,产液量、产油量、注水量生

5、产运行曲线,综合开发曲线,油层总压降累计亏空曲线,时间油层压力曲线,油层压力注采比曲线,驱替特征曲线,累计采油量油层总压降曲线（天然能量驱动油藏）,含水率采出程度理论、实际曲线,注入孔隙倍数采出程度曲线,存水率、水驱指数采出程度曲线,时间平均吸水指数、启动压力梯度曲线,采液、采油指数含水实际曲线,数据表,油藏类型、开发层位、含油面积、探明地质储量、动用地质储量、注水储量、可采储量、平均有效厚度、平均有效孔隙度、平均空气渗透率、平均有效渗透率、平均原始含油饱和度、平均油层温度、原始地层压力、原始饱和压力、原始压力系数、原油地面相对密度、原油地下相对密度、原油地面粘度、原油地下粘度、原油地下含蜡量

6、、原油含硫量、原油体积系数、原油压缩系数、地层水矿化度、天然气密度、天然气组分、天然气溶解系数、原始气油比、地下油水粘度比、流度、流动系数、岩石润湿性、驱动类型、开发井网、井距、注水方式,开发基础数据表,开发数据表,时间、采油井数、油井开井数、日产液量、日产油量、综合含水、平均单井日产液量、平均单井日产油量、动用地质储量采油速度、动用地质储量及可采储量采出程度、剩余可采储量采油速度、注水井数、开注水井数、日注水平、平均单井日注水平、注采比、累积亏空量、平均动液面、平均泵深、地层总压降、阶段存水率、阶段水驱指数、年含水上升率、年自然递减率、年综合递减率,新井投产数据表,产液、吸水剖面变化对比表,

7、注采对应数据表,1、单井分析评价内容,四、油藏开发动态分析评价内容,油井,生产能力变化,分析采油井的产量、压力、含水变化及原因,工作制度的合理性分析,分析工作制度对油井产量、压力、含水的影响，提出合理的工作制度，确保产量、压力、含水的相对稳定，同时使各小层的生产能力得到有效发挥,注水状况分析,分析平面、纵向上的注采对应关系，认清见水层位、注水受效方向的变化，不断改善注水效果,地层压力状况分析,分析地层压力、流动压力、总压降变化趋势及对生产的影响,分析各类地层压力水平，减小层间压力差异，使各类油层充分发挥作用,含水率变化分析,分析含水和产水量的变化趋势和变化原因，提出控制含水上升速度的有效措施,

8、气油比变化分析,分析气油比变化及其对生产的影响，提出解决办法,分析气油比与地饱压差、流饱压差的关系，确定合理界限,分析气顶气、夹层气气窜对气油比上升的影响，提出措施意见,措施潜力及效果分析,分析采油井是否具有酸化、压裂、堵水、调层、补孔、调参、放大压差等潜力,分析采油井措施后的产量、含水、地层能量变化以及影响措施效果的原因，提出下一步措施意见,分层产液状况、产油状况和水淹状况分析,井下技术状况分析,定性化和定量化分析纵向上各油层分层产液状况、产油状况、剩余油分布状况,分析油井出砂、结盐、结膏、结蜡规律，提出油井掺水、热洗、加药降粘、清蜡等管理措施，分析井下落物，管外串槽、套管变形等对油井生产的

9、影响，并提出处理意见,1、单井分析评价内容,四、油藏开发动态分析评价内容,水井,注水量的合理性分析,根据注水井的注水强度以及对应油井的生产变化情况，分析判断注水量的合理性,分析地层压力与注水量、注采比的关系，不断调整注水量，使地层压力维持在合理的水平上,注水量变化原因分析,分析注水井注水量，吸水压力，吸水指数的变化及变化原因,参照水质标准分析水质情况对吸水能力的影响,水质状况分析,根据吸水剖面、分层测试资料结合注采连通关系、注采反映情况，分析各小层吸水能力和吸水剖面变化,吸水剖面分析,分析注水井增注以及分层注水潜力,注水井措施潜力分析,分析井下落物，管外串槽、套管变形等对正常注水的影响，并提出

10、处理意见,井下技术状况分析,2、注采井组主要分析评价内容,四、油藏开发动态分析评价内容,注采井组连通状况分析,分析井组内各油层的横向连通关系，同时根据动态反映关系不断认识或修正横向连通关系，并做出油层连通图或者油层栅状连通图。,井组日产液量、日产油量、含水、日注水量、压力变化及原因分析,分析井组注采比是否合理，分析注采是否相对平衡,分析井组内各油井之间采液量的差异情况，分析注水波及是否均匀,重点分析各井点之间的压力分布关系，以及纵向上各个油层之间的压力差异状况，为注采调整以及油水井措施等提供依据,井组注采平衡分析,井组压力平衡状况分析,评价井组潜力，指出存在问题，提出措施意见,3、单元主要分析

11、评价内容,四、油藏开发动态分析评价内容,油藏地质特点分析,利用开发后钻井、测井、动态、开发地震等资料，对构造、断层特征和油藏类型进行再认识,应用开发井及检查井的钻井、测井、岩芯分析、室内水驱油实验等资料，对储层的性质及分布规律进行再认识,应用钻井取芯和电测资料对储层沉积相进行再认识,应用试井、井间干扰试验等资料，对油藏水动力系统进行再认识,应用动态资料对油藏地质储量参数进行再认识，按GBn 269 规定核算地质储量,3、单元主要分析评价内容,四、油藏开发动态分析评价内容,主要开发指标变化趋势及其与理论指标的对比分析,应用分年度综合开发数据及其相应曲线，分析产液量、产油量、注水量、采油速度、综合

12、含水、注采比、地层压力、存水率、水驱指数、储采比等主要指标的变化趋势。同时将含水、含水上升率、水驱指数、存水率等指标与理论值进行比较，分析评价其开发效果,对照阶段计划执行期的产液量、产油量、注水量构成数据表及其相应曲线，分析各类产量和各类增产措施对稳产及控制递减的影响。对产量构成中不合理部分提出调整意见。产量构成曲线包括以下三类产量:阶段计划时间内老井和新井产量构成;各类不同升举方式采油井的产量构成;各类不同油品的产量构成,根据递减阶段产量随时间变化的开发数据，应用曲线位移法、试凑法、典型曲线拟合法、水驱曲线法或二元回归分析等方法，分析递减规律和递减类型，预测产量变化,3、单元主要分析评价内容

13、,四、油藏开发动态分析评价内容,层系、井网、注水方式适应性分析,利用油层对比、细分沉积相等新资料分析各开发层系划分与组合的合理性,统计不同井网密度条件下各类油层的水驱控制程度、油砂体钻遇率等数据，分析井网的适应性,依据油层水驱控制程度、油层动用程度、注入水纵向和平面波及系数等资料，分析井网密度与最终采收率的关系,应用注水能力、扫油面积系数、水驱控制程度等资料，分析注水方式的适应性,3、单元主要分析评价内容,四、油藏开发动态分析评价内容,油层能量保持与利用状况分析,分析边（底）水水侵速度与压力、压降以及水侵系数、水侵量大小的关系,对于注水开发的单元，分析注采比变化与油层压力水平的关系和油藏目前所

14、处开发阶段合理的压力剖面、注水压差和采油压差（或动液面及泵合理沉没度）,根据稳产期限、采油速度、预期采收率及不同开采条件和不同开采阶段的要求，确定油层压力保持的合理界限；分析地层能量利用是否合理，提出改善措施意见,3、单元主要分析评价内容,四、油藏开发动态分析评价内容,储量动用及剩余油分布状况分析,分析调整和重大措施（压裂、补孔、改变开采方式、整体调剖、堵水等）前后油藏储量动用状况的变化,应用不同井网密度下油层连通状况的分类统计资料，分析井网控制程度对储量的动用和剩余油分布的影响,应用油、水井的油层连通资料，分析不同密度的注采井网或不同注水方式下水驱控制程度及其变化,应用注入、产出剖面、C/O

15、测试、井间剩余油饱和度监测、检查井密闭取心、新钻井的水淹层解释、分层测试、数值模拟等资料，分析注人水纵向及平面的波及和水洗状况，评价储量动用和剩余油分布，分析剩余油分布规律及其控制因素,3、单元主要分析评价内容,四、油藏开发动态分析评价内容,已实施的开发调整及重点措施效果分析,对已实施开发调整的单元，按开发调整方案规定的指标，分项对比其效果。对重点措施，分析措施有效期、措施前后开发指标的变化及措施的经济效益。同时评价已实施的开发调整及重点措施对单元稳产和控制递减的影响,3、单元主要分析评价内容,四、油藏开发动态分析评价内容,开发经济效益及合理经济政策界限分析,分析单位产能建设投资、投资效果、投

16、资回收期、投资收益率、成本利润率等指标变化,分析不同开发阶段采油成本、措施成本变化及措施成本占采油成本的比例,根据剩余可采储量、产能建设投资、采油操作费、原油价格、投资回收期等指标，分析不同开发阶段井网密度极限和合理的井网密度,依据采液指数、生产压差、井网密度、工艺技术水平、地面管网设施、经济界限等因素，分析最大产液量,依据工艺技术和经济条件，分析合理的极限含水率，根据高含水油井产值及能量消耗，确定高含水井关井界限,依据油藏驱动类型、采油方式、油水井技术状况、经济条件等因素，分析油藏废弃产量的合理界限。利用单元开发后钻井、测井、动态、开发地震等资料，对构造、断层、断裂分布特征和油藏类型进行再认

17、识,3、单元主要分析评价内容,四、油藏开发动态分析评价内容,根据剩余油分布和存在问题提出调整对策,在剩余油分布规律及控制因素分析的基础上，结合油藏特点、开发技术及经济因素提出增加可采储量和提高采收率的措施意见,1、理论分析法,五、油藏开发动态分析法,运用数学的、物理的和数学物理方法等理论手段，结合实验室分析方法，对单元动态参数变化的现象，建立数学模型，考虑各种边界条件和影响因素，推导出理论公式，绘制理论曲线，指导单元开发和调整。如常用的相渗透率曲线、含水上升率变化曲线、毛管压力曲线等。,2、经验分析法,通过大量的现场生产数据资料，采用数理统计方法推导出经验公式指导应用，也可以靠长期的实践经验，

18、建立某两种生产现象之间的数量关系，指导生产实践。如常用的水驱特征曲线、递减曲线等。,3、模拟分析法,五、油藏开发动态分析法,这是近年来随计算机技术发展而产生的一种新方法。可以分区块建立物理模型，进而建立数学模型，应用数学上的差分方法把模型分为若干个节点进行计算，模拟出今后一段时间内各动态参数的变化结果，为调整部署增加预见性。如常用的油藏数值模拟法。,4、类比分析法,把具有相同或相近性质的油田(或区块)放在一起对比分析。比较其开发效果的好坏，总结经验教训，指导开发调整。,1、单井开发动态分析报告编写,六、油藏开发动态分析报告编写要求,单井配产指标完成情况,日产液、油变化，与指标要求差值及原因,油

19、层压力状况,分析油层压力是否稳定，有上升或下降则分析与其连通的注水井的超欠注情况及封隔器密封可靠性,含水变化情况,含水上升速度过快要紧密结合注水井的注水状况分析注水井配注的合理性及水窜层的存在,气油比变化情况,气油比上升过快或远远超过原始气油比，研究制定恢复地层能量的措施或合理控制生产压差的措施,各个油层生产情况,分析每个小层的产出情况，对潜力层和高含水层采取相应措施,含砂量等的变化情况及原因,单井动态分析必须从地面工艺和生产管理入手，和本井组油水井联系起来，逐渐深入到每个油层或油砂体。先本井后邻井，先油井后水井，先地面、次井筒、后地下，抓住矛盾，提出措施,2、注采井组开发动态分析报告编写,六

20、、油藏开发动态分析报告编写要求,（1）注采井组油层连通状况分析,应用井组内每口井的地球物理测井资料，作出井组内的油层栅状连通图，分析井组内各个油层的厚度、油层物性在空间的分布和变化情况,分析注水井全井注入水量是否达到配注水量，分析各采油井采出液量是否达到配产要求，计算井组注采比,（2)井组注采平衡和压力平衡状况的分析,分析各层段是否按分层配注量进行注水。根据采油井产液剖面资料，计算注水井对应层段产液量和分段注采比，进行分层段注采平衡状况的分析,对井组内的油层压力平衡状况进行分析。通过油水井取得的压力资料和液面资料，定期进行油层压力平衡状况的分析，提出配产配注的调整措施,2、注采井组开发动态分析

21、报告编写,六、油藏开发动态分析报告编写要求,（3）井组综合含水状况分析,通过综合含水变化与油藏所处开发阶段含水上升规律对比，含水上升过快则根据注水井吸水剖面、采油井产液剖面等资料，结合各层的物性情况，进行综合分析。注采井组动态变化反映在油井上，基本有下列几种情况：,注水效果较好，油井产量、油层压力稳定或者上升，含水上升比较缓慢；,有一定注水效果，油井产量、油层压力稳定或者缓慢下降，含水呈上升趋势；,无注水效果，油井产量、油层压力下降明显，气油比明显上升；,油井很快见水且含水上升快，产油量下降快。,通过对注采井组的注采平衡、压力平衡、含水上升变化情况，结合油层物性和连通状况的综合分析，从中找出存

22、在于油、水井的各种矛盾及其原因，制定出相应的调整措施并落实到井和层。,3、单元（区块）开发动态分析报告编写,六、油藏开发动态分析报告编写要求,（1）油藏地质特征,构造特征：构造的类型，构造再认识特征及依据,储层特征：孔隙度、渗透率在平面和纵向上分布特征、岩石成分、分选系数、粒度中值、磨圆度、胶结类型、胶结物含量及其成份、沉积类型等，储层的分布状况及非均质性特征，岩石润湿性及“五敏”特征等；,储量分布状况：储量在平面、纵向上分布状况,流体性质：流体平面和纵向上的分布规律，油水界面分布状况,压力和温度系统：原始地层压力、饱和压力、油层温度、体积系数、压缩系数、原始油气比等,3、单元（区块）开发动态

23、分析报告编写,六、油藏开发动态分析报告编写要求,（2）开发简历与开发现状,试油试采情况及投产转注时间,开发简历：按不同含水阶段或开发生产重点工作划分开发阶段,开发现状：包括油水井数、产液量、产油量、含水、采油速度、剩余可采储量、采出程度、日注水量、注采比、累积注水量、累积亏空、地层总压降、油井动液面。,3、单元（区块）开发动态分析报告编写,六、油藏开发动态分析报告编写要求,（3）阶段开发动态形势分析,阶段开发调整重点措施及效果分析,包括：新投产区块效果分析、老区井网层系调整效果分析、老区注采调整效果分析、主要增产措施（大泵提液、补孔改层、堵水、压裂、酸化、防砂等）增产效果跟踪对比分析、重点开发

24、试验的开展情况及效果分析。,阶段注采平衡和能量保持利用状况的分析,分析注采比的变化和压力水平的关系，并分析能量利用、保持是否合理，提出调整配产、配注方案和改善注水开发效果的措施。,六、油藏开发动态分析报告编写要求,注水效果的分析评价,分析油藏分层注水状况、注水见效情况以及主要水驱方向，并提出改善注水状况的措施；分析吸水指数、启动压力变化的趋势及原因；分析阶段和累积的含水上升率、存水率、水驱指数、水油比等指标的变化，并与同类型油藏或理论值进行对比，分析注入水的驱油效率和变化趋势。,分析储量动用程度和油水分布状况,利用吸水剖面、产液剖面、密闭取芯、分层试油、单层生产及分层调水见效等资料，分析研究注

25、入水纵向波及状况、水淹、水洗状况及储量动用状况。,应用油藏数值模拟资料、测井精细解释资料及现场生产、测试资料综合分析注入水平面波及范围及主要开发层或主力油层的水淹状况。,利用不同开发阶段驱替特征曲线，分析阶段油藏储量动用状况及水驱油效果。,六、油藏开发动态分析报告编写要求,分析含水上升率的变化趋势及原因,分析产液量的增长对含水上升速度的影响，并提出“控水稳油”的调整措施。,油藏注采系统适应性分析,从保持合理压力水平，提高水驱控制储量和采收率的需要出发，对阶段末注采井网适应性进行分析；根据地层压力保持水平，结合产液量增长需要以及井下技术状况，对采油工艺技术适应性进行分析；从改善水驱开发效果和提高

26、注水利用率的要求出发，对注水工艺技术适应性进行分析；地面工程适应性分析。,分析含水上升速度和产液量变化对油田递减状况的影响，提出减缓递减的措施。,3、单元（区块）开发动态分析报告编写,六、油藏开发动态分析报告编写要求,（4）剩余油潜力分布状况和存在的主要问题,通过动态分析找出开采中存在的主要问题，分析研究油层平面、层间、层内剩余油分布状况，明确挖潜方向。,根据油藏剩余油潜力分布状况和开采特征提出调整挖潜措施建议，进行开发指标预测。,（5）下步调整挖潜措施建议,六、油藏开发动态分析报告编写要求,（6）动态分析报告所具备的基本图表,地质综合图、油藏基础数据表、油层物性频率分布图或等值图、流体性质分布图、孔隙分布及毛管压力曲线、油水、油气相渗透率曲线、润湿性图或表。,开发井网现状图、剩余储量丰度分布图、油层水淹图、产液剖面、吸水剖面、油层压力分布图、动液面等值图及阶段差值图、开发综合曲线、产量构成曲线、驱替特征曲线、含水与采出程度关系曲线、压力系统曲线、综合调整效果对比曲线及数据表、开发动态基本数据表、注采压力平衡图、含水上升率与含水关系曲线、注采比与压力变化曲线、分层储量动用状况分析评价表、阶段开发指标预测数据表。,油藏静态主要图表,油藏静态主要图表,