油田开发动态分析的基本技术内容和要求课件

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

2、），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

3、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

4、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结构不均匀濮5-1 沙一下濮1 沙二上1文明寨沙二上、下（明1、36、49）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

5、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

6、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：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

7、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。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

8、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

9、较好的油藏濮5-1 沙一下濮城油田沙一下油藏含水与采出程度 o ：1.4-2.0K：686年产油生产水油比含水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），

10、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

11、，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） 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

12、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 。地饱压差大（或小）的油藏对压力的敏感性地饱压差小的油藏对流饱压差非常敏感，可通过系统试井研究流饱压差、生产压差与产量、采油指数的关系。注水开发要保持合理地层压力，生产过程中控制合理流压。采油指数生产压差地饱压差大的油藏，对地层压力、油井流压、生产压差限制不严，可以高速开发。 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。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

13、发阶段五、油藏开发效果评价与趋势预测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

14、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-17.236SwR = 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

15、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

16、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

17、数见效方向（相带）驱油效率单层生产试油试采相带、构造部位多层生产，生产压差大投入开发多层生产层间干扰注水未见效井产量低生产压差限制油井产能分析采油指数偏大三、注采井网适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

18、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，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

19、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

20、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。油井合理工作制度油嘴（mm)油压(Mpa)日产油(t)自喷系数92.85145.9456.683.4130.8545.374.15119.1692.164.499.8731.4塔河油田试采资料油井合理工作制度塔河油田试采资料油嘴（mm)油压(Mpa)日产油(t)自喷系数410.579.8480

21、4.359.4103.151032.85.57.7124.61220.8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、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

22、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。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

23、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

24、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

25、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

26、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

27、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

28、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系组合时，油井跨块采油，水井跨块注水。 复杂断块油藏目录一、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

29、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

30、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、厚层及正韵律层层内。6、由于油水粘度比大水驱油