油田动态分析85677课件.ppt

1、油田动态分析油田动态分析油藏工程方案油藏工程方案油藏工程管理规定油藏工程管理规定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

2、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%油藏工程方案油藏工程方案油藏工程管理规定油藏工程管理规定2.油田开发调整方案（油藏工程部分）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。油藏工程方案油藏工程方案油藏工

3、程管理规定油藏工程管理规定2.油田开发调整方案（油藏工程部分）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%。油藏工程方案油藏工程方案油藏工程管理规定油藏工程管理规定产能贡献率：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：产能到位率：新建原油产能项目建成投产后第二年的年产油量与建成能力的比值。产量符合率：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。新建原油产能新建原油产能“三率三率”指标指标1.油

4、田动态分析及主要内容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.水驱潜力评价方法内容内容在油田开发过程中，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。油田动态分析包括：生产动态分析生产动态分析、油井井筒内升举条件分析和油层油层（藏）（藏）动态分析动态分析三个方面的内容。油田动态分析油田动态分析生产动态分析亦称单井动态分析

5、，包括油井动态和注水井动生产动态分析亦称单井动态分析，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。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。生产动态分析生产动态分析生产动态分析主要指标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、

6、时率、递减率（综合递减率、自然递减率）、措施效果。生产动态分析生产动态分析油层（藏）动态分析油层（藏）动态分析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，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。层潜力提供依据。油藏动态分析：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

7、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。油藏动态分析主要内容油藏动态分析主要内容油藏地质特征再认识：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。油田稳产基础分析：储量替换率、储采比状况新井、老井及措施增油的变化油层（藏）动态分析油层（藏）动态分析油藏动态分析油藏动态分析油藏动态分析主要内容油藏动态分析主要内容油层能量保持状况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、水驱控制程度及剩余油分布状况注入水纵向

8、、横向波及及水洗状况油藏动态分析油藏动态分析油藏动态主要主要分析油藏动态主要主要分析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）1.月（季）度生产动态分析主要应用开发动态资料分析油田生产形势和措施效果，发现生产动态存在的主要矛盾，制定相应调整措施，确保各项开发指标的完成。主要内容：1）原油生产计划完成情况2）主要开发指标（产油量、产液量、含水、注水量、注采比、地层压力、递减率等）的变化情况及原因3）主要

9、增产、增注措施效果及影响因素分析油藏工程管理规定有关动态分析规定2.年度油藏动态分析主要是搞清油藏动态变化，为编制第2年的配产、配注方案和调整部署提高可靠依据。重点分析的内容：1）注采平衡和能量保持利用状况（1）注采比的变化与压力水平的关系，压力系统和注采井数比的合理性。（2）确定合理的油层压力保持水平，分析能量利用保持是否合理，提出配产、配注方案和改善注水开发效果的措施。油藏工程管理规定有关动态分析规定2）注水效果分析（1）分析区块注水见效情况、分层注水状况，提出改善注水状况措施；（2）分析注水量完成情况、吸水能力的变化及原因（3）分析含水上升率、存水率、水驱指数，并与理论值进行对比，评价注

10、水效果、波及效率、注采比、注采对应率。油藏工程管理规定有关动态分析规定3）分析储量利用程度和油水分布状况（1）应用吸水剖面、产液剖面、密闭取心等资料，分析油层动用程度、储量动用状况。（2）利用不同开发阶段驱替特征曲线，分析储量动用状况及变化趋势；油藏工程管理规定有关动态分析规定4.分析含水上升率与产液量变化情况（1）应用实际含水与采出程度关系曲线和理论计算曲线对比，分析含水上升率变化趋势及原因，提出控制含水上升措施。（2）分析产液量结构的变化，提出调整措施。5.分析主要增产增注措施效果。对主要措施（如压裂、酸化、堵水、补孔、增注等）要分析措施前后产液量、产油量、含水率、注水量、井底压力的变化和

11、有效期。油藏工程管理规定有关动态分析规定6.总结油田开发重点工作的进展1）精细油藏描述2）（新）老区产能建设3）重大开发实验4）区块综合治理油藏工程管理规定有关动态分析规定1.油田动态分析及主要内容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.水驱潜力评价方法内容内容低粘油：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）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

12、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）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，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

13、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）常用的油藏分类（油藏数据手册）1.油藏动态分析及主要内容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.水驱潜力评价方法内容内容“开发阶段开发阶段”有关：有关：资料信

14、息、油藏描述、资料信息、油藏描述、油藏油藏地质模型、地质模型、油藏油藏动态动态监测内容、原油采收率等。监测内容、原油采收率等。一般划分一般划分（按原油产量）（按原油产量）产能建设上产阶段产能建设上产阶段（开发初期）（开发初期）产量相对稳产阶段产量相对稳产阶段（开发中期或开发调整阶段）（开发中期或开发调整阶段）产量递减阶段产量递减阶段（开发后期）（开发后期）油田开发阶段的划分油田开发阶段的划分开发调整（整体加密或井网调整）：开发调整（整体加密或井网调整）：一次井网调整一次井网调整二次井网调整二次井网调整三次井网调整阶段三次井网调整阶段 原来原来“勘探开发勘探开发”阶段的划分：阶段的划分：勘探阶段

15、和开发阶段，勘探阶段和开发阶段，开发阶段开发阶段又分又分开发准备阶段开发准备阶段、投产投产阶段阶段和和生产阶段生产阶段。“勘探开发一体化勘探开发一体化”阶段的划分：阶段的划分：预探、评价、产能建设和油气生产阶段。预探、评价、产能建设和油气生产阶段。油田开发阶段的划分油田开发阶段的划分按含水率的划分：按含水率的划分：无水期开采阶段：含水率无水期开采阶段：含水率2%2%低含水开采阶段：含水率低含水开采阶段：含水率2%2%20%20%中含水开采阶段：含水率中含水开采阶段：含水率202060%60%高含水开采阶段：含水率高含水开采阶段：含水率606090%90%特高含水开采阶段：含水率大于特高含水开采

16、阶段：含水率大于90%90%油田开发阶段的划分油田开发阶段的划分1.油藏动态分析的定义、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.水驱潜力评价方法内容内容1 1）主要指标）主要指标（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2 2）确定方法）确定方法主要生产技术指标及确定方法（1）开采井网指标井网密度：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：注采井数比：水驱开发油田注水井总数与采油井总数之比。平均单井射开厚度

17、：油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井中射孔总厚度与油水井总井数的比值。平均单井有效厚度：油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井中有效厚度之和与油水井总井数的比值。主要生产技术指标及定义（2）油井生产动态指标井口（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）。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

18、量主要生产技术指标及定义（2）油井生产动态指标综合含水：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：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：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主要生产技术指标及定义（3）注水井生产动态指标注水量：单井日注水量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

19、：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。主要生产技术指标及定义（4）注采系统指标油井生产压差：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

20、（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。主要生产技术指标及定义（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

21、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。主要生产技术指标及定义（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：水驱采收率：累积采出油量占原始地质储量的百分数。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。主要生产技术指标及定义跟跟油藏动态分析油藏动态分析“密切密切”的参数的参数：水驱储量控制程度水驱储量控制程度（跟井网密度、油藏类型关系密切）（

22、跟井网密度、油藏类型关系密切）水驱储量动用程度水驱储量动用程度（跟井网、油藏类型关系密切）（跟井网、油藏类型关系密切）油藏能量保持水平和利用程度油藏能量保持水平和利用程度（跟注采比、配注合理性）（跟注采比、配注合理性）剩余可采储量采油速度剩余可采储量采油速度（储采比的倒数）（储采比的倒数）年产油量递减率年产油量递减率（综合递减率、自然递减率）（综合递减率、自然递减率）水驱状况水驱状况（内容比较多，好、中、差）（内容比较多，好、中、差）含水、含水上升率含水、含水上升率（跟开发阶段关系比较大）（跟开发阶段关系比较大）原油采收率原油采收率（油田开发过程中不断提高）（油田开发过程中不断提高）开发水平分

23、级指标开发水平分级指标 SY/6219SY/621919961996跟跟油藏动态分析油藏动态分析“间接间接”的参数：的参数：老井措施有效率老井措施有效率注水井分注率注水井分注率配注合格率配注合格率油水井综合生产时率油水井综合生产时率注水水质达标状况注水水质达标状况动态监测计划完成率动态监测计划完成率操作费控制状况。操作费控制状况。开发水平分级指标开发水平分级指标 SY/6219SY/621919961996（1）水驱油田年度调控指标（1）含水上升率（2）自然递减率和综合递减率（3）剩余可采储量采油速度（4）油藏压力系统（5）注采比（2）水驱开发油田阶段调控指标（1）水驱储量控制程度（2）水驱储

24、量动用程度（3）可采储量采出程度（4）采收率（水驱采收率）油藏工程管理规定开发调控指标（1）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。油藏工程管理规定开发调控指标老井综合递减率、自然递减率老井综合递减率：油田（或区块）核实年产油量扣出当年新井年产油量后下降的百分数。老井自然递减率：油田（或区块）老井扣出措施增产油量后年产油量下降的百分数。Dn=（1（qob(t)qo(t)q

25、ox(t)）qob(t1)）式中：Dn=（1（qob(t)qox(t)）qob(t1)）qob(t)第t年的核实年产油量qob(t1)第t1年标定的年产油量qo(t)第t年老井措施增油量qox(t)第t年的新井年产油量开发储采比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。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。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。临界开发储采比：超过该临界值，产量就可能下降。有

26、分析认为中石油临界开发储采比大约有分析认为中石油临界开发储采比大约1313左右。左右。开发储采比、储采平衡系数开发储采比、储采平衡系数储采平衡系数（储量替换率）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。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。可采储量之和。储采平衡系数（储量替换率）大于储采平衡系数（储量替换率）大于1，储采实现平衡。，储采实现平衡。比如比如 2005年中石油股份公司储量替换率大于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，新

27、老区新增可采合理比例，有分析认为大概为有分析认为大概为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年中石油股份公司新老区新增可采储量的比例2.9：1。开发储采比、储采平衡系数开发储采比、储采平衡系数（1）水驱油田年度调控指标（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（1）水驱油田年度调控指标（1）含水上升率（2）自然递减率和综

28、合递减率（3）剩余可采储量采油速度（4）油藏压力系统（5）注采比（2）水驱开发油田阶段调控指标（1）水驱储量控制程度（2）水驱储量动用程度（3）可采储量采出程度（4）采收率（水驱采收率）油藏工程管理规定开发调控指标定义：现井网条件下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。%100OwHhE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水驱储量控制程度水驱储

29、量控制程度水驱控制程度水驱控制程度水驱储量控制程度水驱储量控制程度水驱控制程度水驱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：国国内内油油田田水水驱驱控控制制程程度度与与井井网网密密度度统统计计相相关关关关系系表表 开发单元或油藏 类别 个数 比例 回归经验相关关系式 I 4 10.8 M=98e-0.0101s II 6 16.2 M=91e-0.03677s III 14 37.9

30、 M=101.195e-0.03677s IV 8 21.6 M=94e-0.0583s V 5 13.5 M=100.93e-0.1012s 水驱储量控制程度水驱储量控制程度水驱控制程度水驱控制程度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

31、hm2/井的井网密度，而V类油藏却需要加密至2 hm2/井。定义：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射开连通厚度之比值。%100OwHhE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储量动用程度水驱动用程度水驱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开发水平分类 类别 序号 项目 一 二 三 1 水驱储量控制程度、%85 8570 70 2 水驱储量动用程度、%75 7560 60 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

32、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%。类别 序号 项目 一 二 三 1 水驱储量控制程度、%70 7060

33、60 2 水驱储量动用程度、%70 7050 50 水驱开发油田调控指标断块油藏开发水平分类开发水平分类 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%。类别 序号 项目 一 二 三 1 水驱储量控制程度、%60 6050 50 2 水驱储量动用程度、%50 5040 30 lg LabNpp NbbaR12 1 7 1 5 0l g(.)丙型 330 LNabLppp NbaR110 02.层状油藏 丁型 30 LNabWppp NbaR110 02041.()层状和灰岩 底水油藏 2）可采储量或水驱

34、采收率确定方法开发后期（处于产量递减阶段）：1）指数型递减（n=）可采储量计算公式：iaiRDQQN/)(2）双曲型递减（1n）可采储量计算公式：nainiiiRQDnQDnQN1112）可采储量或水驱采收率确定方法开发后期（处于产量递减阶段）：3）调和递减规律（n=1）可采储量计算公式：4）衰减曲线型递减（n=0.5）可采储量计算公式：212iaiiRQQDQNaRbQaN2）可采储量或水驱采收率确定方法开发后期（处于产量递减阶段）：符号说明：iQt=0 时刻产量，t/a；tQt 时刻产量，t/a；aQ油藏废气产量，t/a；iD初始递减率，1/a；t 生产时间，a；n指数；c一校正系数。ba

35、,系数；2）可采储量或水驱采收率确定方法1）影响采收率（水驱可采储量）的主要因素2）确定采收率或可采储量常用方法3）标定老区可采储量（采收率）的常用方法4）老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段可采储量与原油采收率可采储量与原油采收率 对于处于开发综合调整阶段的油田或区块，目前各油区针对实际情况，修正和统计了适合各自油田采收率的标定公式。常用的可采储量（采收率）标定方法为：水驱特征曲线、递减曲线法和童宪章图版法，其次数值模拟法、井网密度法。特别是大庆油区针对调整阶段的采收率标定方法作了很多探索性工作，以该油田为例：3）老区水驱采收率的常用标定方法前提：为提高油田的水驱开发效果，往往采取加密调

36、整、注采系统调整、压裂、补孔等调整措施。导致开发单元的水驱曲线发生变化，不能直接用于测算可采储量。方法依据：动态跟踪预测法是基于喇萨杏油田加密及综合调整阶段老井水驱曲线变化趋势得到的，用于加密调整及综合调整阶段老井可采储量预测。（1）水驱曲线类：（包括甲、乙、丙、丁等各种曲线和童宪章图版法）大庆油田的动态跟踪预测法大庆油田的动态跟踪预测法喇嘛甸纯油区南块老井水驱特征曲线-2-1.5-1-0.500.511.50200040006000800010000NP，104tLOG(F)统计二次加密调整较早区块基础井水驱曲线的变化，二次加密调整后，在经历一段时间稳定开采后，逐渐趋于稳定，形成了一条与原直

37、线段基本平行的稳定直线段。01234050010001500200025003000Np,104tlog(Wp)稳定阶段二次加密调整阶段19791988北二区东部基础井水驱曲线北二区东部基础井水驱曲线大庆油田的动态跟踪预测法大庆油田的动态跟踪预测法动态跟踪预测法示意图动态跟踪预测法示意图 1101000510累计产油，累计产油，104t累计产水，累计产水，104tB1B2方法应用：对仍处在调整期间逐年的数据点作与原直线平行的逼近直线，用该直线预测调后逐年新增可采储量。大庆油田的动态跟踪预测法大庆油田的动态跟踪预测法 单项措施或调整注采关系提高水驱采收率的公式或解析解比较少（基本没有），大庆油区

38、有过这方面的探索。大庆勘探开发研究院周学民等人在大庆石油地质与开发1991年第三期发表“喇、萨、杏油田注采系统调整的研究和探讨”，即调整注采关系增加可采储量公式调整注采关系增加可采储量公式。（2）调整注采关系增加可采储量公式调整注采关系增加可采储量公式 根据对各注采系统调整试验区的可采储量变化的初步测算，再通过注采系统调整前后水驱控制程度变化，结合水驱特征曲线，综合分析可采储量的增加幅度，得到调整注采系统增加的可采储量计算公式：CWWNNRR)/(11RN 调整注采系统增加的可采储量，104t；1RN 调整前的可采储量，104t；WW,1 调整前的水驱控制程度和调整后增加的水驱控制程度，%；C

39、可采储量换算系数。（2）调整注采关系增加可采储量公式调整注采关系增加可采储量公式根据调前调后水驱控制程度及调前采收率，确定油田加密调整增加可采储量测算结果：E2R1Wf2/Wf1 式中：E1调前采收率，%；E2调后采收率，%；Wf1调前水驱控制程度，%；Wf2调后水驱控制程度，%；（2）调整注采关系增加可采储量公式调整注采关系增加可采储量公式 预测井网加密增加可采储量采用井网密度法，增加可采储量预测结果代表整体调整结果。图4 杏十-十二区井网密度与采收率关系R2=0.9571010203040506001020304050井网密度，口/KM2采收率，%D D/f/f （3）井网密度法主要手段大

40、致可以分为三类：（1）钻新井（整体加密、局部、分散加密）；（2）完善注采井网：补孔改层、细分注水、水井分注、油井转注、更新、大修、测钻等；（3）油水井综合措施（卡堵水、调剖、调驱、酸化压裂、提液等长停井恢复生产；老区提高采收率主要是新钻井和完善注采关系。老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段某一油区2005年增加技术可采储量占老区新增技术可采储量的比例：（1）钻新井51.7；（2）完善注采井网提高注采对应率占33.3；（3）油井综合措施占6.7；（4）长停井恢复占3.6；（5）三次采油占4.7。新钻井和完善注采关系增加的可采储量的比例达到85%。老区新

41、增可采储量（提高采收率）的主要手段老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段1.油藏动态分析的定义、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（水驱采收率）及确定方法6.水驱潜力评价方法内容内容1）水驱采收率潜力定义及剩余油研究2）前期研究结果调研3）目标水驱采收率确定方法水驱潜力评价方法（砂岩水驱油藏）水驱潜力评价方法（砂岩水驱油藏）（1）水驱采收率潜力 水驱采收率潜力是指目标水驱采收率与目前采收率（最新标定技术可采储量反算）之间的差值。（2）目标水驱采收率 是指技术经济条件下可能达到的最大水驱采收率。1）水驱采收率潜力定义注水未波及到低渗注水未波

42、及到低渗夹层、或水绕过的夹层、或水绕过的低 渗 带 中 剩 余 油低 渗 带 中 剩 余 油27%地层压力梯度小、地层压力梯度小、油不能流动的滞留油不能流动的滞留带内剩余油带内剩余油19.5%钻井时未被钻遇的透镜体中的剩余油钻井时未被钻遇的透镜体中的剩余油16%小孔隙中，原油受到较大毛管小孔隙中，原油受到较大毛管力束缚不易流动形成剩余油力束缚不易流动形成剩余油15%以薄膜状形式存在于地以薄膜状形式存在于地层 岩 石 表 面 的 剩 余 油层 岩 石 表 面 的 剩 余 油13.5%局部不渗透遮挡层内的剩余油局部不渗透遮挡层内的剩余油8%前苏联石油专家得到的剩余油分布形式前苏联石油专家得到的剩余

43、油分布形式 剩余油分布规律研究剩余油分布规律研究 剩余油分布规律研究剩余油分布规律研究 油藏水淹规律：油藏水淹规律：油层的沉积类型和沉积特征始终是控制油层水油层的沉积类型和沉积特征始终是控制油层水淹特征和剩余油分布规律的主要因素。淹特征和剩余油分布规律的主要因素。不同剩余油分布特点不同剩余油分布特点不同水淹时期不同水淹时期不同沉积相、沉积韵律不同沉积相、沉积韵律层间非均质层间非均质古水流方向古水流方向水淹规律在水淹初期，注入水主要沿着高渗透储层舌进，平面上水淹带窄，纵在水淹初期，注入水主要沿着高渗透储层舌进，平面上水淹带窄，纵向上水淹层少，剩余油分布面积广，水淹层在平面上广泛存在着注入水向上水

44、淹层少，剩余油分布面积广，水淹层在平面上广泛存在着注入水未波及的井间剩余油富集区，在纵向上存在着较多的注入水未波及和波未波及的井间剩余油富集区，在纵向上存在着较多的注入水未波及和波及程度很低的剩余油富集层。及程度很低的剩余油富集层。在水淹中期，平面上水淹带面积不断扩大，纵向上水淹层的层数增多，在水淹中期，平面上水淹带面积不断扩大，纵向上水淹层的层数增多，水淹层在平面上的井间剩余油富集区变小，剩余油主要分布在岩性、物水淹层在平面上的井间剩余油富集区变小，剩余油主要分布在岩性、物性较差的部位，纵向上剩余油主要分布在岩性、物性较差的油层或弱水性较差的部位，纵向上剩余油主要分布在岩性、物性较差的油层或

45、弱水淹层中，在这个时期，以层间剩余油为主。淹层中，在这个时期，以层间剩余油为主。在水淹后期，高渗透层中的水淹区在平面上已经或接近连片分布，井在水淹后期，高渗透层中的水淹区在平面上已经或接近连片分布，井间剩余油富集区几乎蚕食已尽，随着各项增产措施的实施，纵向上多层间剩余油富集区几乎蚕食已尽，随着各项增产措施的实施，纵向上多层水淹，层间剩余油只存在于那些岩性、物性更差的少数差油层之中，在水淹，层间剩余油只存在于那些岩性、物性更差的少数差油层之中，在这个时期，剩余油主要分布在水淹层内，以层内剩余油为主。这个时期，剩余油主要分布在水淹层内，以层内剩余油为主。不同水淹时期，具有不同的剩余油分布特点不同水

46、淹时期，具有不同的剩余油分布特点沉积相和沉积微相决定砂体规模，沉积环境不同造成砂体规模差异较沉积相和沉积微相决定砂体规模，沉积环境不同造成砂体规模差异较大，控制着砂体物性的非均质性。储层物性的非均质性造成了原始含大，控制着砂体物性的非均质性。储层物性的非均质性造成了原始含油饱和度的非均质性，而且对储层水淹规律和水驱后剩余油都有很大油饱和度的非均质性，而且对储层水淹规律和水驱后剩余油都有很大的影响。水淹层在平面上展布及水淹程度的变化，主要取决于岩性、的影响。水淹层在平面上展布及水淹程度的变化，主要取决于岩性、物性在平面上的非均质性变化。边底水和注入水具有向粗岩性、高渗物性在平面上的非均质性变化。

47、边底水和注入水具有向粗岩性、高渗透部位流动的取向性，即平面上高渗透部位首先水淹，并且达到较高透部位流动的取向性，即平面上高渗透部位首先水淹，并且达到较高的水淹程度。水淹层内垂向上水淹程度的差异服从该层的沉积韵律，的水淹程度。水淹层内垂向上水淹程度的差异服从该层的沉积韵律，正韵律储层底部首先水淹，反韵律水淹相对较均匀。复合正韵律储层正韵律储层底部首先水淹，反韵律水淹相对较均匀。复合正韵律储层水淹规律复杂，呈多段水淹，如真水淹规律复杂，呈多段水淹，如真12断块断块E2s16、周、周43断块断块k2t13，中部和底部水淹较严重。对厚层来说，平面上分布相对稳定的夹层，中部和底部水淹较严重。对厚层来说，

48、平面上分布相对稳定的夹层，有可能造成层内上、下水淹程度的差异。有可能造成层内上、下水淹程度的差异。不同沉积相、沉积韵律对水淹层的影响不同沉积相、沉积韵律对水淹层的影响层间非均质性直接影响着油水井中各层的吸水能力和产液能力，各层间非均质性直接影响着油水井中各层的吸水能力和产液能力，各层吸水能力和产液能力的高低必然导致各层水淹程度的不同，吸水层吸水能力和产液能力的高低必然导致各层水淹程度的不同，吸水能力强、产液强度高的层首先水淹，而吸水能力弱、产液强度低的能力强、产液强度高的层首先水淹，而吸水能力弱、产液强度低的层有可能是弱水淹层或未水淹层在真武油田统计的吸水剖面中，相层有可能是弱水淹层或未水淹层

49、在真武油田统计的吸水剖面中，相对吸水量低于吸水比例对吸水量低于吸水比例010的层数占的层数占26.27%，其厚度占总注，其厚度占总注水厚度的水厚度的21.11，其中不吸水层占，其中不吸水层占23.96%。层间非均质对油藏水淹规律的影响层间非均质对油藏水淹规律的影响在河道砂储层中，古水流方向对油层水淹规律不可忽视，顺着古水在河道砂储层中，古水流方向对油层水淹规律不可忽视，顺着古水流方向，注入水推进速度快，水驱效果差，垂直于古水流方向，则流方向，注入水推进速度快，水驱效果差，垂直于古水流方向，则水驱效果好，如真水驱效果好，如真12断块断块E2s16油层注水方向垂直于古水流方向，油层注水方向垂直于古

50、水流方向，波及系数高，水驱效果好。波及系数高，水驱效果好。油藏水淹是一个受多种因素控制的复杂的变化过程，油藏内部各小油藏水淹是一个受多种因素控制的复杂的变化过程，油藏内部各小层、各部位水淹程度的变化直接影响着剩余油的分布。具有不同地层、各部位水淹程度的变化直接影响着剩余油的分布。具有不同地质、构造特征的油藏，在实施不同开发调整策略的条件下，所形成质、构造特征的油藏，在实施不同开发调整策略的条件下，所形成的水淹层及剩余油分布具有不同的变化规律。的水淹层及剩余油分布具有不同的变化规律。古水流方向对油层水淹的影响古水流方向对油层水淹的影响剩余油富集类型及分布规律剩余油富集类型及分布规律针对陆相储层剩