油藏动态分析方法

1、1油藏动态分析方法油藏动态分析方法主讲人：张俊峰主讲人：张俊峰2011.072011.07-水驱砂岩油藏动态分析水驱砂岩油藏动态分析储量分类与计算方法油藏驱动能量分析产量递减分析方法水驱特征曲线分析二、动态分析的前沿新技术二、动态分析的前沿新技术前沿新理论完善的模型先进的工具压力监测三、动态分析的主要工作三、动态分析的主要工作一、动态分析的概念和原理一、动态分析的概念和原理目的与意义主要方法内容规范信息管理模式基于动态分析的开发调整策略目的与意义目的与意义主要方法内容规范信息管理模式基于动态分析的开发调整策略n 油藏深埋地下，黑箱-灰箱问题，只能根据数据来间接间接把握，静（地震、测井、取心）动

2、态（测试、日报）结合来认识油藏n 对油藏的认识不可能短时间完成，而且开发中各种矛盾（储量、压力、流体分布、相态）继续变化变化n 动态分析是一个面广点多的大型系统工程系统工程，包括： 油藏内部和与之相邻的水体 断层、隔层和夹层 储层、上覆岩层 油、气、水、岩石、颗粒 地质、钻完井、油藏、采油、地面、经济等多学科目的与意义目的与意义n 认识油藏渗流规律规律，预测油藏未来开发趋势趋势n 抓住影响规律的主要主要矛盾，制定有效的开发决策决策n 改善开发效果，提高油藏采收率采收率n 储层地质研究成果 动态分析的基础基础n 取心、流体分析 把握渗流特征特征n 每口井都能反映局部局部地下信息 诊断动态规律n

3、油藏工程、测井、试井多种成熟技术 相互验证相互验证，提高精度n 理论模型，计算机软件 提高工作效率效率目的与意义目的与意义评价、降低地质不确定性评价、降低地质不确定性为技术管理提供指导原则为技术管理提供指导原则为生产管理提供政策依据为生产管理提供政策依据计算各个阶段的单井产能计算各个阶段的单井产能评价动态储量及储量动用评价动态储量及储量动用为生产安全措施提供依据为生产安全措施提供依据评价生产调控措施的效果评价生产调控措施的效果动态监测动态监测动态数据库动态数据库生产生产动态动态分析分析提高开发效果提高开发效果理论模型理论模型经验公式经验公式目的与意义目的与意义n 产能评价产能评价n 评价岩心的

4、五敏n 计算井控储量计算井控储量n 评价产量影响因素n 分析合理生产压差n 地层能量的利用状况n 单井合理配产n 生产异常分析n 复核产能、储量复核产能、储量n 评价地层连通性n 分析地层流体分布 n 优化单井配产n 流体性质变化分析n 评价水体能量评价水体能量n 评价措施效果n 开采的不均衡状况n 评价储量动用程度评价储量动用程度n 递减规律分析n 复核水体能量n 计算经济极限产量n 评价经济效益n 评价增产措施效果评价增产措施效果n 生产异常分析上产期上产期稳产期稳产期递减期递减期目的与意义目的与意义8油田开发经历了四个阶段油田开发经历了四个阶段储量产量快速增长阶段储量产量快速增长阶段(1

5、979-1988(1979-1988年年) )产量递减阶段产量递减阶段(1989-1995(1989-1995年年) ) 精细调整阶段精细调整阶段 (2003-(2003-目前目前) )强化挖潜阶段强化挖潜阶段(1996(19962003)2003) 采取了依靠科技进步、高速开发的方针。开展三年科技攻关会战，引进应用三维地震、盐膏层快速钻采取了依靠科技进步、高速开发的方针。开展三年科技攻关会战，引进应用三维地震、盐膏层快速钻井、适应高温高压的斯伦贝谢数控测井、大型压裂等先进技术，实现了井、适应高温高压的斯伦贝谢数控测井、大型压裂等先进技术，实现了“三快一高三快一高”的目标：的目标：储量探明快储

6、量探明快，阶段累计探明石油地质储量阶段累计探明石油地质储量4.214.21亿吨，占目前的亿吨，占目前的74.5%74.5%；储量动用快储量动用快，累计动用石油地质储量，累计动用石油地质储量3.163.1610108 8t t，占目前的占目前的61%61%；产量增长快产量增长快，原油产量由，原油产量由19791979年的年的22.422.4万吨快速增长到万吨快速增长到19881988年的年的722722万吨，平均年增长万吨，平均年增长7070多多万吨；万吨；采油速度高采油速度高，连续，连续1111年大于年大于2%2%，是全国采油速度较高的油田之一。，是全国采油速度较高的油田之一。9储量产量快速增

7、长阶段储量产量快速增长阶段(1979-1988(1979-1988年年) )产量递减阶段产量递减阶段(1989-1995(1989-1995年年) ) 精细调整阶段精细调整阶段 (2003-(2003-目前目前) )强化挖潜阶段强化挖潜阶段(1996(19962003)2003) 由于储量接替不足、储采严重失衡（储量替换率由于储量接替不足、储采严重失衡（储量替换率70%70%），注水单层突进），注水单层突进, , 含水含水上升较快，综合含水从上升较快，综合含水从55.8%55.8%上升到上升到85.1%85.1%，造成原油产量逐年下滑，从，造成原油产量逐年下滑，从19881988年最高年最高的

8、的722722万吨降到万吨降到19951995年的年的410410万吨万吨, ,平均每年下降平均每年下降4545万吨、降产幅度万吨、降产幅度7.7%7.7%。 10储量产量快速增长阶段储量产量快速增长阶段(1979-1988(1979-1988年年) )产量递减阶段产量递减阶段(1989-1995(1989-1995年年) ) 精细调整阶段精细调整阶段 (2003-(2003-目前目前) )强化挖潜阶段强化挖潜阶段(1996(19962003)2003) 为确保原油产量在为确保原油产量在400400万吨以上，强化了老区挖潜，遏制了产量快速下滑的局面。万吨以上，强化了老区挖潜，遏制了产量快速下滑

9、的局面。加大了高效调整加大了高效调整力度，力度，调整井由调整井由19951995年的年的8585口增加到口增加到20032003年的年的177177口；更新、侧钻井由口；更新、侧钻井由3838口增加到口增加到119119口。平均新井年口。平均新井年产油由产油由2525万吨上升到万吨上升到3939万吨。万吨。加大了压裂、补孔等措施挖潜力度加大了压裂、补孔等措施挖潜力度，措施强度由上阶段的，措施强度由上阶段的62%62%提高到提高到70%70%，平均措施年增油量达到平均措施年增油量达到5454万吨。万吨。阶段末暴露的主要矛盾：阶段末暴露的主要矛盾：井况差、管外窜，层系井网遭严重破坏，高井况差、管外

10、窜，层系井网遭严重破坏，高含水期精细调整技术不配套，稳产基础薄弱，水驱动用程度低，自然递减大。含水期精细调整技术不配套，稳产基础薄弱，水驱动用程度低，自然递减大。11储量产量快速增长阶段储量产量快速增长阶段(1979-1988(1979-1988年年) )产量递减阶段产量递减阶段(1989-1995年年) 精细调整阶段精细调整阶段 (2003-(2003-目前目前) )强化挖潜阶段强化挖潜阶段(1996(19962003)2003) 为了减缓油田递减，为了减缓油田递减，20032003年下半年开展了为期三年的科技攻关会战。调整开发思路，实行年下半年开展了为期三年的科技攻关会战。调整开发思路，实

11、行“四个转四个转变变”、强化、强化“三项工作三项工作”、调整、调整“三个结构三个结构”，见到明显成效。，见到明显成效。新区产能建设规模逐步扩大新区产能建设规模逐步扩大，新动用储量新动用储量从从698698万吨上升到万吨上升到14221422万吨，新建产能从万吨，新建产能从8.38.3万吨提高到万吨提高到17.817.8万吨；万吨；老油田稳产基础得到加强，开发状况逐老油田稳产基础得到加强，开发状况逐步改善步改善。水驱动用程度由。水驱动用程度由45.1%45.1%上升到上升到50.3%50.3%，老油田增加可采储量，老油田增加可采储量563563万吨、采收率提高万吨、采收率提高1.331.33个百

12、分点，个百分点，综合含水基本稳定在综合含水基本稳定在89%89%，自然递减由，自然递减由24.54%24.54%下降到下降到17.65%17.65%，油田产量总递减由，油田产量总递减由4.9%4.9%下降到下降到1.8%1.8%，逐步呈，逐步呈现出稳定生产的态势。现出稳定生产的态势。目的与意义主要方法主要方法内容规范信息管理模式基于动态分析的开发调整策略n 渗流力学渗流力学单相渗流为主的试井理论，适用于油田开发早期n 数值模拟数值模拟考虑因素最全，但需要的参数也最多n 物质平衡物质平衡O维模型，计算油藏的平均指标n 经验公式经验公式计算油藏平均指标，精度依赖于回归的数据点 产量递减分析产量递减

13、分析 水驱特征曲线分析水驱特征曲线分析主要方法主要方法 全全面面收集、整理生产动态数据收集、整理生产动态数据 分析分析人为人为干扰因素，干扰因素，鉴别鉴别其中能反映油藏生产规律的数据其中能反映油藏生产规律的数据 用数理统计法、最小二乘法、灰色理论等用数理统计法、最小二乘法、灰色理论等加工加工相应信息相应信息 得到得到一致性一致性程度较高的经验公式程度较高的经验公式 用经验公式用经验公式预测预测油藏的未来动态油藏的未来动态 不用不用去研究油藏内部去研究油藏内部复杂复杂的渗流过程的渗流过程 在一定在一定阶段阶段内具有较高的内具有较高的可靠可靠性性 无法完全、细致地揭示油藏内的无法完全、细致地揭示油

14、藏内的渗流机理渗流机理 公式的时间适用公式的时间适用范围窄范围窄，需要，需要及时及时校正、检验校正、检验主要方法主要方法n 数据来自地下，必须考虑各种干扰因素数据来自地下，必须考虑各种干扰因素 评价储层内部的连通性（连通与否、连通好坏随压力梯度变化）评价储层内部的连通性（连通与否、连通好坏随压力梯度变化） 岩石的应力敏感、酸敏、速敏等改变渗流过程和流动通道岩石的应力敏感、酸敏、速敏等改变渗流过程和流动通道 工作制度的改变影响动态监测数据工作制度的改变影响动态监测数据 措施工艺等干扰地下信息措施工艺等干扰地下信息n 实时进行动态分析，提高预测的准确度实时进行动态分析，提高预测的准确度 地质认识程

15、度不断加深，需要及时更新认识（模型地质认识程度不断加深，需要及时更新认识（模型+ +数据）数据） 储层流体性质随开采（压力、温度）而改变储层流体性质随开采（压力、温度）而改变 开采阶段及开采工艺的改变都要影响开发动态开采阶段及开采工艺的改变都要影响开发动态 存在地质及工艺的不确定因素及风险因素存在地质及工艺的不确定因素及风险因素主要方法主要方法16 陆相（河、湖沉积）砂、泥岩互层，陆相（河、湖沉积）砂、泥岩互层，油藏非均质、多油层，油层及夹（隔）层油藏非均质、多油层，油层及夹（隔）层在纵向和横向的相态变化大是其特征。在纵向和横向的相态变化大是其特征。 纵向上不同油层的厚度、岩性、沉积纵向上不同

16、油层的厚度、岩性、沉积相，孔、渗、饱，吸入、产出状态等不同相，孔、渗、饱，吸入、产出状态等不同。横向横向上同一油层以上参数的平面展布变上同一油层以上参数的平面展布变化复杂。化复杂。 纵向上不同夹（隔）层厚度、岩性、纵向上不同夹（隔）层厚度、岩性、沉积相等不同。横向上同一夹层由粉砂质沉积相等不同。横向上同一夹层由粉砂质泥岩向泥岩、泥灰岩、灰岩转变，隔层多泥岩向泥岩、泥灰岩、灰岩转变，隔层多为纯泥岩。为纯泥岩。 非均质、多油层砂岩油藏分层系注水非均质、多油层砂岩油藏分层系注水开发，出现的开发，出现的层间矛盾、平面矛盾、层内层间矛盾、平面矛盾、层内矛盾矛盾也是贯彻开发始终的基本动态特征。也是贯彻开发

17、始终的基本动态特征。不同的开发井网、含水阶段，基本动态特不同的开发井网、含水阶段，基本动态特征也不同。征也不同。水驱砂岩油藏开发的基本矛盾171、层间矛盾非均质砂岩油藏在纵向上的矛盾，表现在6个方面： 在吸水和产液剖面上，层间吸水、产液、见水、含水、压力不同引起的干扰；要注意区分层间窜流和正常规律； 注水各层段的启动压力、曲线斜率不同，高吸水层干扰低吸水层，高产液层干扰低产液层； 压降曲线和恢复曲线的续流时间越长，层间矛盾越大； 采油过程中的流体“倒灌”是层间压力干扰； 好油层动用好，差油层动用差，是层间流量、压力干扰； 注水、产水的单层突进等。? ?S S19431943? ?332?332

18、?m m? ?S S19441944? ?320?320?m m? ?S S19451945? ?293?293?m m? ?S S19461946? ?338?338?m m? ?S S19471947?岩性曲线?GR?30?150?API?SP?-90?10?MV?DP?MD?TVDSS?岩性解释?Sandstone?Shale?物性曲线?RT?2?100?OHMM?RHOB?1.8?2.8?GM/CC?结论?油层?干?1420?1430?1440?1450?1460?-800?-805?-810?-815?-820?-825?-830?-835?-840?-845?岩性曲线?GR?30?

19、150?API?SP?-90?10?MV?DP?MD?TVDSS?岩性解释?Sandstone?Shale?物性曲线?RT?2?100?OHMM?RHOB?1.8?2.8?GM/CC?结论?油层?干?1430?1440?1450?1460?1470?-815?-820?-825?-830?-835?-840?-845?-850?-855?-860?岩性曲线?GR?30?150?API?SP?-90?10?MV?DP?MD?TVDSS?岩性解释?Sandstone?Shale?物性曲线?RT?2?100?OHMM?RHOB?1.8?2.8?GM/CC?结论?油层?干?1450?1460?1470

20、?1480?1490?-830?-835?-840?-845?-850?-855?-860?-865?-870?-875?岩性曲线?GR?30?150?API?SP?-90?10?MV?DP?MD?TVDSS?岩性解释?Sandstone?Shale?物性曲线?RT?2?100?OHMM?RHOB?1.8?2.8?GM/CC?结论?油层?干?1470?1480?1490?1500?1510?-845?-850?-855?-860?-865?-870?-875?-880?-885?-890?岩性曲线?GR?30?150?API?SP?-90?10?MV?DP?MD?TVDSS?岩性解释?Sand

21、stone?Shale?物性曲线?RT?2?100?OHMM?RHOB?1.8?2.8?GM/CC?结论?油层?干?1470?1480?1490?1500?1510?-845?-850?-855?-860?-865?-870?-875?-880?-885?-890X1-1X1-1X1-1X1-1X1-1-2X1-1-2X1-1-2X1-1-2X1-2-1X1-2-1X1-2-1X1-2-1X1-2-2X1-2-2X1-2-2X1-2-2X1-2-3X1-2-3X1-2-3X1-2-3X1-2-4X1-2-4X1-2-4X1-2-4X1-2-5X1-2-5X1-2-5X1-2-5X1-2-6X1

22、-2-6X1-2-6X1-2-6X1-3-1X1-3-1X1-3-1X1-3-1?10?10?0?0?-10?-10?-20?-20?-30?-30? Pay 2. 1 m Pay 2. 1 m Pay 2. 0 m Pay 0. 7 m Pay 1. 3 m Pay 7. 4 m Pay 5. 1 m Pay 3. 1 m Pay 2. 8 m Pay 0. 6 m Pay 0. 6 m Pay 2. 0 m Pay 5. 1 m Pay 2. 0 m Pay 1. 1 m Pay 4. 8 m Pay 0. 9 m Pay 3. 3 m Pay 1. 1 m Pay 1. 7 m Pay

23、1. 8 m Pay 0. 8 m Pay 2. 3 m Pay 0. 6 m Pay 2. 8 m Pay 0. 5 m Pay 2. 5 m Pay 2. 5 m Pay 0. 5 m Pay 2. 8 m Pay 0. 6 m Pay 2. 3 m Pay 0. 8 m Pay 1. 8 m Pay 1. 7 m Pay 1. 1 m Pay 3. 3 m Pay 0. 9 m Pay 4. 8 m Pay 1. 1 m Pay 2. 0 m Pay 5. 1 m Pay 2. 0 m Pay 0. 6 m Pay 0. 6 m Pay 2. 8 m Pay 3. 1 m Pay 5.

24、1 m Pay 7. 4 m Pay 1. 3 m Pay 0. 7 m Pay 2. 0 m Pay 2. 1 m Pay 2. 1 m181、层间矛盾沙北油田S1964井沉积微相综合柱状图沙北油田S1964井沉积微相综合柱状图界 系 统组段小层 深度 (m) GR 50 130 SP -50 -10 岩心剖面层理构造岩心照片岩心描述RT 3 20 DEN 1.8 2.8 孔隙度 % 5 30 渗透率mD 0.1 100 累积概率短期旋回中期旋回微相亚相中中 生生 界界侏侏 罗罗 系系中中 统统西西 山山 窑窑 组组西西 一一 段段1-11-22-12-22-32-42-52-6146014

25、7014801490150015101520灰色细砂岩，底灰色细砂岩，灰色细砂岩分流间湾分流间湾水下分流河道水下分流河道分流间湾水下分流河道水下分流河道分流间湾分流间湾三 角 洲 前 缘19引起平面矛盾原因： 内因油层发育及参数的平面各向异性 外因井网的水驱控制程度、开发方案实施步骤、综合调整措施。平面矛盾的表现： 各注水井点的注入水，在各方面的驱替程度不同，有些方面驱不到（不动用）。 各采液井点的产液强度、见水早晚、含水、压力不同。2、平面矛盾20 是厚油层内部纵向非均质（渗透率差异）引起的不同部位的吸水、产出不均，及其对注水要求不同的矛盾。 渗透率变异系数越大，层内矛盾越大。正韵律、反韵律

26、、复合韵律的厚油层的水洗部位、剩余油部位、不动用部位有差异。因为在注水井组内与油井连通的方向，厚油层内的薄夹层真正稳定延伸的不多，因此总的看：无论哪种类型的厚油层，总体是底部动用好、水洗严重，层内和平面矛盾同时存在。3、层内矛盾* * *注水井不同时期吸水剖面对比柱状图注水井不同时期吸水剖面对比柱状图1990年年8月月1991年年11月月1994年年9月月1993年年7月月老2-6-15吸水剖面图020406080100下 11(干 ）新下 1 2新下 1 3新下 1 490.8.28测老2-6-15吸水剖面图020406080100下 11(干 ）新下 1 2新下 1 3新下 1 491.1

27、1.4测老2-6-15吸水剖面图020406080100下 11(干 ）新下 1 2新下 1 3新下 1 493.7.6测老2-6-15吸水剖面图020406080100下 11(干 ）新下 1 2新下 1 3新下 1 494.9.16测下下1 11 1注水层位注水层位下下1 12 2下下1 13 3下下1 14 4吸水百分数（吸水百分数（% %）目的与意义主要方法内容规范内容规范信息管理模式基于动态分析的开发调整策略月月/ /季季生产动态分析生产动态分析年度年度开发动态分析开发动态分析阶段阶段开发动态分析开发动态分析通过动态监测数据，分析目前地层压力和含水变化对生产的影响，提出保持高产、稳产

28、及改善生产状况所要采取的基本措施全面系统进行年度油藏动态分析，搞清油藏动态变化规律，为编制第二年的配产、配注和调整部署提供可靠依据根据开发中所反映出的问题，进行专题分析研究，为制订不同开发阶段的技术政策界限、综合调整和编制开发规划提供依据动态分析的动态分析的阶段类型阶段类型内容规范内容规范分析注采比与压力水平的关系，评价注采井数的合理性注采井数的合理性分析储量动用程度储量动用程度以及纵向和平面的油气水分布油气水分布状况分油田编写开发一年来的评价意见评价意见年度年度动态分析的重点动态分析的重点分析注水见效的方向注水见效的方向、分层增产效果分层增产效果，各层吸水量变化分析注入水纵向及平面的波及程度

29、波及程度，分析水洗状况水洗状况分析评价新投产新投产区块和综合调整调整区块的开发效果开发效果分析评价增产措施的效果增产措施的效果，提出改善建议分析能量利用能量利用情况，评价能量的保持是否合理年度含水率、含水上升，评价各种驱动指数驱动指数及注水见效程度内容规范内容规范实施的时间：实施的时间：n 五年规划的末期五年规划的末期n 开采方式转变前（衰竭开采方式转变前（衰竭补充能量补充能量三采三采）n 大规模井网调整（加密、转注）前大规模井网调整（加密、转注）前n 油田稳产阶段结束，进入递减阶段前油田稳产阶段结束，进入递减阶段前阶段阶段动态分析的重点动态分析的重点分析的目标：分析的目标：n 制定不同开采阶

30、段的技术政策界限制定不同开采阶段的技术政策界限n 为编制油田开发规划提供依据为编制油田开发规划提供依据n 为编制油田调整方案提供技术参数为编制油田调整方案提供技术参数内容规范内容规范分析注采系统的适应性适应性进行油藏综合开采潜力评价潜力评价阶段阶段动态分析的重点动态分析的重点评价重大调整方案和增产措施的效果效果评价开发项目的经济效益经济效益评价储量动用的潜力潜力评价现有工艺技术的适应程度适应程度内容规范内容规范26油藏动态分析的主要内容1 1、层系井网适应性、层系井网适应性 利用油层对比、细分沉积相等资料分析各开发层系划分与组合的合理性；利用油层对比、细分沉积相等资料分析各开发层系划分与组合的

31、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，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；应用吸水指数、产液指数，油水井数比，分析注采井分析井网的适应性；应用吸水指数、产液指数，油水井数比，分析注采井网的合理性。网的合理性。 层系适应性分析参照标准：有一定的储量基础，一套层系内，有效厚度层系适应性分析参照标准：有一定的储量基础，一套层系内，有效厚度10-15m10-15m，单井控制储量在，单井控制储量在6-106-10万吨以上；确保能够有效水驱动用：渗透率万吨以上；确保能够有效水驱动用：渗透率级差小于级差小于5-65-6倍，层

32、系内油层层数小于倍，层系内油层层数小于10-1510-15个。个。 井网适应性分析参照标准：井网密度合理，井距合适，能够满足有效注井网适应性分析参照标准：井网密度合理，井距合适，能够满足有效注水开发的要求；注采完善程度高，事故井比例低，水驱控制程度达到水开发的要求；注采完善程度高，事故井比例低，水驱控制程度达到70-70-80%80%以上，水驱动用程度达到以上，水驱动用程度达到50-60%50-60%以上；油水井数比合理（以上；油水井数比合理（1.2-1.51.2-1.5），），能够满足中高含水开发阶段挖潜的要求。能够满足中高含水开发阶段挖潜的要求。27油藏动态分析的主要内容2 2、储量动用状

33、况、储量动用状况 井网对储量的控制情况，储量的水驱控制、动用情况，注井网对储量的控制情况，储量的水驱控制、动用情况，注水波及（水淹）情况，可采储量及采收率变化情况。水波及（水淹）情况，可采储量及采收率变化情况。 应用注入、产出剖面、应用注入、产出剖面、C/OC/O测试、井间剩余油饱和度监测、检查井测试、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、分层测试等资料，分析注入水纵密闭取心、新钻井的水淹层解释、分层测试等资料，分析注入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。向及平面的波及和水洗状况，评价储量动用和剩余油分布。 分析调整和重大措施前后油藏储量动用状况的变化，

34、应用驱替曲分析调整和重大措施前后油藏储量动用状况的变化，应用驱替曲线分析动态储量及其变化。线分析动态储量及其变化。28油藏动态分析的主要内容3 3、注采平衡和能量保持利用状况分析、注采平衡和能量保持利用状况分析 分析注采比、压力水平、生产压差、动液面的变化趋势及分析注采比、压力水平、生产压差、动液面的变化趋势及注采压力系统的合理性。注采压力系统的合理性。4 4、注水效果分析注水效果分析 分析注水利用状况（注水利用率、存水率、水驱指数、吨分析注水利用状况（注水利用率、存水率、水驱指数、吨油耗水量）；含水（含水上升率、液油比）等的变化趋势。分油耗水量）；含水（含水上升率、液油比）等的变化趋势。分析

35、注水见效情况，分注状况，注水量、吸水能力变化的原因及析注水见效情况，分注状况，注水量、吸水能力变化的原因及对开发的影响。对开发的影响。 应用油藏工程方法计算水驱波及体积、水驱指数、存水率、应用油藏工程方法计算水驱波及体积、水驱指数、存水率、水驱油效率等。水驱油效率等。29油藏动态分析的主要内容5 5、措施效果分析、措施效果分析 分析主要措施效果及对开发指标、油田稳产的影响。分析主要措施效果及对开发指标、油田稳产的影响。6 6、开发指标变化趋势、开发指标变化趋势 分析产液量、产油量、注水量、综合含水、采油速度、剩余分析产液量、产油量、注水量、综合含水、采油速度、剩余速度，自然递减、综合递减等主要

36、指标的变化趋势。分析产量速度，自然递减、综合递减等主要指标的变化趋势。分析产量构成、措施构成的合理性，剩余速度与递减的关系，分析油田构成、措施构成的合理性，剩余速度与递减的关系，分析油田递减规律和递减类型，预测油田产量变化。递减规律和递减类型，预测油田产量变化。30主要动态指标计算及评价方法主要动态指标计算及评价方法1 1）主要指标）主要指标（1 1）开采井网指标）开采井网指标（2）油井生产动态指标）油井生产动态指标（3）注水井生产动态指标）注水井生产动态指标（4 4）注采系统指标）注采系统指标（5 5）采油速度和采出程度指标）采油速度和采出程度指标（6 6）水驱油田开发效果指标）水驱油田开发

37、效果指标2 2）确定方法）确定方法31（1 1）开采井网指标）开采井网指标井网密度：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。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。水驱开发油田注水井总数与采油井总数之比。水驱储量控制程度：水驱储量控制程度：水驱储量动用程度：水驱储量动用程度：平均单井射开厚度：平均单井射开厚度：油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油田（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。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：平均

38、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。油水井中有效厚度之和与油水井总井数的比值。可采储量：可采储量：主要生产技术指标及定义主要生产技术指标及定义32（2 2）油井生产动态指标）油井生产动态指标井口（核实）产油量：井口（核实）产油量：日产、月产、年产、累积产油量日产、月产、年产、累积产油量 井口（核实）日产油水平井口（核实）日产油水平= =当月井口（核实）月产油当月井口（核实）月产油/ /当月日历天数当月日历天数 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）。原油产量构成：新井产量和

39、老井产量（基础产量和措施增油量）。 新井：当年投产油井新井：当年投产油井 老井：上年末以前已投产的油井老井：上年末以前已投产的油井输差系数：输差系数：核实产油量核实产油量/ /井口产油量，按区块计算。井口产油量，按区块计算。井口产水量：井口产水量：核实产水量：核实产水量：井口产水量和输差系数计算。井口产水量和输差系数计算。井口（核实）产液量：井口（核实）产液量：井口（核实）产油量井口（核实）产油量+ +井口（核实）产水量井口（核实）产水量主要生产技术指标及定义33（2 2）油井生产动态指标）油井生产动态指标综合含水：综合含水：按月计算，月产水按月计算，月产水/ /月产液。有时分月产液。有时分年

40、均含水年均含水或或年末含水年末含水。 年均含水年均含水= =年产水年产水/ /年产液年产液综合气油比：综合气油比：按月计算；月产气按月计算；月产气/ /月产油月产油油井利用率（或开井率）：油井利用率（或开井率）：按月计算，油井开井总数占油井总井按月计算，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数之比。开井数是指当月连续生产时间不小于24h24h的油井井数。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老井在未采取增产措施情况下的产量递减速度主要

41、生产技术指标及定义34（3 3）注水井生产动态指标）注水井生产动态指标注水量：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。注水量用单井日注水量进行累加得出。吸水指数：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。位注水压差的日注水量。注水井利用率（或开井率）：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数

42、之比。开井数是指当月连续注水时间不小于24h24h的井数。的井数。分层注水合格率：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。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：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。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35（4 4）注采系统指标）注采系统指标油井生产压差：油井生产压差：总压差：总压差：原始地层压力与目前油井地层压力之差。原始地层压力与目前油井地层压力之差。注采比：注采比：开发单元

43、注入水地下体积与采出液的地下体积之比。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、累积注采比月注采比、年注采比、累积注采比地下亏空体积：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。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：采液（油）指数：单位生产压差的日产液（油）量；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。采液（油）强度：单位有效厚度采液（油）指数。生产能力：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

44、井当月生产时间与当月日历时间之比。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。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36（5 5）采油速度与采出程度指标）采油速度与采出程度指标采油速度：采油速度： 地质储量采油速度：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。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：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。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：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

45、采储量的百分数。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：储采比等于剩余可采储量的倒数。储采比等于剩余可采储量的倒数。采出程度：采出程度： 地质储量采出程度：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。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：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。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37（6 6）水驱油田开发效果指标）水驱油田开发效果指标含水上升率：含水上升率：每采出每采出1%1%的地质储量时含水率的上升值。的地质储量时含水率的上升值。

46、年均含水上升率年均含水上升率= =（当年年均含水上年年均含水）（当年年均含水上年年均含水）/ /（当年底采出程度（当年底采出程度上年底采出程度）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。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：水驱储量控制程度：水驱储量动用程度：水驱储量动用程度：水驱指数：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。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：存水率：油田（或区块）注入水地下存水量与累积注水量之比。油田（或区块）注入水地下存水量与累积注水量之比。水油比：水油比：累积产水与累

47、积产油之比。累积产水与累积产油之比。主要生产技术指标及定义38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）（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（

48、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）跟跟油藏动态分析油藏动态分析“密切密切”的参数的参数39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。跟跟油藏动态分析油藏动态分析“间接间接”的参数的参数：40（1 1）水驱油田年度调控指标）水驱油田年度调控指标（1 1）含水上升率）含水上升率（2 2）自然递减率和综合递减率）自然递减率和综合递减率（3 3）剩余可采储

49、量采油速度）剩余可采储量采油速度（4 4）油藏压力系统）油藏压力系统（5 5）注采比）注采比（2 2）水驱开发油田阶段调控指标）水驱开发油田阶段调控指标（1 1）水驱储量控制程度）水驱储量控制程度（2 2）水驱储量动用程度）水驱储量动用程度（3 3）可采储量采出程度）可采储量采出程度（4 4）采收率（水驱采收率）采收率（水驱采收率）开发调控指标开发调控指标41（1 1）水驱油田年度调控指标）水驱油田年度调控指标（1 1）含水上升率）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。上升率不超过理

50、论值。（2 2）自然递减率和综合递减率）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。根据油藏类型和所处的开发阶段确定递减率控制指标。（3 3）剩余可采储量采油速度）剩余可采储量采油速度一般控制在一般控制在8%8%11%11%，低渗透油藏控制在，低渗透油藏控制在6%6%左右。左右。油藏工程管理规定油藏工程管理规定开发调控指标开发调控指标42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

51、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43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

52、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44（1 1）水驱油田年度调控指标）水驱油田年度调控指标（4 4）油藏压力系统）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油

53、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；（力；（5 5）注采比）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1.01.0左右；低渗透油藏年注采比要控制在左右；低渗透油藏年注采比要控制在1.01.01.51.5。油藏工程管理规定油藏工程管理规定开发调控指标开发调控指标45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、储量动用水驱控制程度

54、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。度是油田调整挖潜的主要依据。E Ew w水驱控制程度，水驱控制程度，% %h h油井与注水井连通厚度，油井与注水井连通厚度，m mH Ho o油层总厚度，油层总厚度，m m水驱储量控制程度水驱控制程度46定义：定义：是按年度所有测试水井的是按年度所有测试水井的吸水剖面吸水剖面和全部测试油井和全部测试油井的的产液剖面产液剖面资料计算，即总吸水厚度与注水井总射开连通资料计算，即总吸水厚度与注水井总射开连通厚度之比值，或厚度之比值

55、，或总产液厚度总产液厚度与与油井总射开连通厚度油井总射开连通厚度之比值。之比值。%100OwHhE水驱动用程度比水驱储量控制程度小。水驱动用程度比水驱储量控制程度小。E Ew w水驱动用程度，水驱动用程度，% %h h水井总吸水厚度，水井总吸水厚度，m mH Ho o注水井总射开连通厚度，注水井总射开连通厚度，m m水驱储量动用程度水驱动用程度目的与意义主要方法内容规范信息管理模式信息管理模式基于动态分析的开发调整策略数据计划数据计划n 数据目的n 谁是用户n 数据类型n 数据数量n 成本及费用n 何时需要n 谁是执行人数据采集数据采集n 采集方法n 采集地点n 采集过程n 采集频率n 精度要

56、求n 误差校核n 异常数据动态分析动态分析n 数据解释n 一致性分析n 开采效果评价n 措施评价n 储层评价n 开发效果预测n 经济效益评估数据筛选数据筛选n 可靠性n 多源数据n 有效性技术关键：技术关键： 数据采集与生产的协调（以不影响生产为原则）数据采集与生产的协调（以不影响生产为原则） 注意数据采集的先后秩序（节省工序、环节）注意数据采集的先后秩序（节省工序、环节） 注意数据采集时机的把握，避免获取的数据无效或受干扰过多注意数据采集时机的把握，避免获取的数据无效或受干扰过多 多源数据的分析、解释技术（满足一致性）多源数据的分析、解释技术（满足一致性）信息管理模式信息管理模式数据获取模式

57、数据获取模式数据层数据层应用层应用层决策层决策层油藏工程师油藏工程师开发地质工具储层物性评价储量动用评价单井产能评价生产动态预测开发效果评估增产措施建议经济效益评价储层岩石流体相态生产动态地面工程成本费用数据源数据源生产措施决策生产措施决策动态监测动态监测应用软件应用软件数字数字油田油田信息管理模式信息管理模式目的与意义主要方法内容规范信息管理模式基于动态分析的开发调整策略基于动态分析的开发调整策略什么时候做调整？什么时候做调整？动态分析表明，原方案与实际生产出入较大原方案与实际生产出入较大，采速和产量设计过高或过低，需对原设计作调整和改动，甚至重新设计改变开采方式改变开采方式，由靠天然能量开

58、采调整为人工注水、注气，由自喷采油转变为机抽等开发政策整体调整开发政策整体调整，比如对原油生产的需要增加，要求油田提高采速，增加产量，提高注采强度和井网加密需要采取增产措施增产措施，增加产量，提高储量动用程度，改善油田开发效果，延长油田稳产和减缓油田产量递减提高采收率提高采收率，对油田进行强化采油，包括采用各种物理、化学、生物方法、热采、钻调整井等基于动态分析的开发调整策略基于动态分析的开发调整策略工作步骤工作步骤（1）分析油藏的分层动用分层动用状况，评价开发效果（2）利用生产历史动态资料，对地质模型模型进行再认识和调再认识和调整整，描述各类油砂体剩余油剩余油饱和度分布（3）以提高储量动用程度

59、为目标，设计设计相应的方案方案来实现保持油田稳产稳产的注采系统和压力系统（4）利用油藏数值模拟技术，通过拟合生产史校核地质模型，并预测预测调整后的开发指标开发指标，评价评价调整措施的效果效果（5）计算技术经济指标技术经济指标，进行不确定性不确定性分析，优选优选方案（6）制定开发调整实施方案实施方案基于动态分析的开发调整策略基于动态分析的开发调整策略调整措施调整措施通过注采井别、注采量的调整，提高水动力学完善性调整产出剖面和吸水剖面，对油井的出水层实施封堵改变油井、注水井工作方式及工作制度调整注采层，实施同井分注或同井分采等采油工艺措施钻加密井： 原井网控制不住的油层原井网控制不住的油层 严重层

60、间干扰，造成动用程度差或基本未动用的差油层严重层间干扰，造成动用程度差或基本未动用的差油层 原开发井未射开的薄油层原开发井未射开的薄油层通过增产措施，改善井底附近渗流阻力，解除污染基于动态分析的开发调整策略基于动态分析的开发调整策略调整层系： 产层产层补孔补孔 水层封堵水层封堵调整措施调整措施调整注水方式： 边外注水和边缘注水调整为油田边外注水和边缘注水调整为油田内部注水内部注水 内部注水切割较宽的调整为内部注水切割较宽的调整为小切割小切割区区 行列注水调整为行列注水调整为面积注水面积注水，辅以，辅以点状注水点状注水强化开采强化开采 局部调整注采量，使局部调整注采量，使水线均匀水线均匀，提高注