井网部署布井方式课件

第三章油田开发部署第三章13.2开发方式一、开发方式概念与分类二、开发方式和采油方式的区别三、注水开发3.1开发层系划分3.3井网部署一、布井方式二、布井原则三、井网密度四、井数估算五、基础井网的部署六、布井方案主要内容3.2开发方式3.1开发层系划分23.1开发层系的划分（P9）

概念

研究意义划分开发层系原则开发层系划分条件国内外油田大多数是非均质多油层，各油层特性差异很大，不宜用一套经网笼统合采，就要考虑层系划分的问题。3.1开发层系的划分（P9）概念国内外油田大多3开发层系指用一套井网来开发一个以主力油层为主的地质特征相近的油层组合.一、概念

开发层系指用一套井网来开发一、概念4(一)合理划分开发层系，有利与充分发挥各类油层的作用。在同一油田内，由于诸油层在纵向上的沉积环境及其条件不可能完全一致，因而油层特性有差异，层间矛盾不可避免。所以，将特征相近的油层组合在一起，用一套井网开发，就会缓和这种矛盾。

高低渗层合采，由于低渗层阻力大，使其生产能力受到限制；高低渗层合采，低压层常常不出油，甚至高渗层的油窜入低压层；高低渗层合采，对于注水开发的油田，高渗层很快水淹，这种合采导致层间干扰矛盾加剧，油水层相互干扰使得油田开发很被动。P10倒流现象(二)划分开发层系是部署井网和规划生产设施的基础。

确定了开发层系，就确定了井网套数。(三)采油工艺技术的发展水平要求进行层系划分。

多油层，油层数目很多，往往多达十几个甚至几十个，开采井段有时长可达数百米。采油工艺就是要充分发挥各油层作用，吸水均匀生产均衡。分层技术：分层开采、分层注水、分层控制

(四)油田高速开发要求进行层系划分。二、目的及意义

苏联萨莫特洛尔油田：9个油层划分为4套层系。罗马尼亚丘列世蒂油田：3个油层分为3个层系。我国大庆、胜利等油田，也是多套层系开发的。(一)合理划分开发层系，有利与充分发挥各类油层的作用。在5（一）把特征相近的油层组合在同一层系，以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾。（二）在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层系不宜划分过细，以利于减少建设工作量，提高经济效果。（三）对于油层层数过多，含油井段不宜过长。（四）注意划分的基本单元。通常人们以油层为组合开发层系的基本单元，也有以砂岩组来划分和组合开发层系。因为砂岩组是一个独立的沉积单元，油层性质相近。三、划分开发层系原则（一）把特征相近的油层组合在同一层系，以保三、划分开发层系6四、划分开发层系具体条件（一）一个独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油田满足一定的采油速度，并具有较长的稳产时间和达到较好的经济指标。（二）各开发层系间必须有良好的隔层，以便在注水开发的条件下，层系间能严格的分开，确保层系间不发生串通和干扰。（三）有大致相同的油藏类型。（四）同一开发层系内油层的构造形态，油水边界，压力系统和原油物性应比较接近。四、划分开发层系具体条件（一）一个独立的开发层系应具有一定的7

3．2开发方式（p16）

一概念

指主要利用什么驱油能量来进行油气田开发。开发方式有利用天然能量开发、人工注水和注气开发、先利用天然能量后进行注水或注气开发等。开发方式的选择取决与油气田地质条件及国家对采油速度的要求。3．2开发方式（p16）8

二、开发方式和采油方式的区别（一）开发方式是指原油依靠何种能量运移到井底。而采油方式是指原油从井底到井口所依靠的动力。（二）二者是分属两套系统，开发方式是属于地层系统，采油方式是属于井筒系统。

9

三注水开发时间:

1

早:苏2晚:美,二次采油影响因素:

1

压力降低界限2压力保持水平3注水目的a提高采收率:降低压力至饱和压力的10%b保持较高的采油速度,单井产量:早期注水

10分类:（一）边缘注水

边缘注水分为三类：缘外注水、缘上注水和缘内注水。图3-`1缘外注水示意图（1）缘外注水(P18)注水井按一定的形式布在油田边界以外含水区内进行注水叫缘外注水。(图3-1)要求:含水区内渗透性较好,含水区与含油区之间不存在低渗透带或断层.分类:图3-`1缘外注水示意图（1）缘外注水(P18)11（2）缘上注水

注水井按一定形式布在油水边界线上或油水过渡带内进行注水叫缘上注水。（见图3-2）图3-2缘上注水示意图（3）缘内注水布在含油面积内进行注水叫边内注水。边内注水按注水井与采油井的排列关系分为边内切割注水和面积注水。(图3-3)图3-3缘内注水示意图（2）缘上注水图3-2缘上注水示意图（312边缘注水的适用条件：中小油藏，油层稳定，特别边部渗透性较好的地区边缘注水的优点：油水界面比较完整,逐步由外向油藏内部推进,易于控制;

无水采收率和低含水率采收率较高；缺点：1.要求不断移动注水线，形成油田多阶段开发，地面工程大；2.大量注入水流向含油边界以外，降低注入水利用率；3.受到注水井排影响的生产井排不多，仅仅靠边缘注水只能影响构造边部井，而要使构造顶部井生产，降低采油速度，延长开发年限。边缘注水的适用条件：13边缘注水的实例：实例1：苏联巴夫雷油田面积为80平方公里,平均有效渗透率为600毫达西,油层比较均匀,稳定,边水活跃.采用边外注水后,平均压力为稳定在140-150大气压.在注水的五年内原油日产基本上没有波动,年采油速度达6%(按可采储量)实例2：我国老君庙油田

面积较小,并有边水存在.因而L油层和M油层起初都采用边外注水.边缘注水的实例：实例1：苏联巴夫雷油田面积为80平方14图3-4边内切割注水二）边内切割注水

利用注水井排把油田切割成若干区块，分区进行注水开发，两排注水井之间夹三排或五排等采油井，这种布井形式叫边内切割注水(图3-4)。图3-4边内切割注水二）边内切割注水15边内切割的实例：实例1：苏联罗马什金油田在中央三个较大的切割区内增加了切割水线后，注水效果很好，大部分油井保持了正常的自喷实例2：我国大庆油田一些好的油层储量大，油层延伸长度大，油层性质好，占储量80－90％以上的油砂体延伸到3.2公里以上。采用边内切割早期注水，仍可以控制90％以上的储量，开发效果良好。边内切割的实例：实例1：苏联罗马什金油田在中央三个较16（1）适用条件：油层面积大且稳定的地区，注采之间连通性好，渗透率高，具有一定的流动系数，构造形态规则的较大油田。（2）优点：提高了开发速度；并且可随时动用任何一块储量；没有外流量损失。（3）缺点：区间存在开发不平衡;而且不适合非均质极强的区块；第一排井见水快；注水井间有死油区。（1）适用条件：油层面积大且稳定的地区，注采之间连通性好，渗17（三）面积注水：面积注水是注水井和生产井按一定的几何形状和密度均匀分布在整个油田上进行注水。特点：把油层分割成许多更小的单元,一口水井控制其中之一并同时影响几口油井，而每一口油井由同时在几个方向上受注水井影响。（三）面积注水：特点：18（1）适用条件：面积注水是一种强化注水，适于分布面积较小，形态不规则，构造不完整，连通性差，渗透率低的油层及各种复杂类型的油气藏（2）优点：对油层控制程度高；采油速度高；采收率高；特别适合于致密低渗透层。

缺点：来水方向不易控制。（3）注水方式按注水井与采油井比例关系和排列形式分主要分为六种方式（1）适用条件：19命名原则：采油井和周围的注水井总井数为几就称几点法，例正四点就是一口生产井周围有三口注水井一共四口井图3-5面积注水方式强注强采命名原则：图3-5面积注水方式强注强采201排2排3排4排5排正七点法每口油井受六口注水井影响每口注水井控制三口油井注采比2：1高强度注水1排2排3排4排5排正七点法每口油井受六口211排2排3排4排5排正四点法每口油井受三口注水井影响每口注水井控制六口油井注采比1：21排2排3排4排5排正四点法每口油井受三口注22表3-1各面积注水井网特征注采井数比：注/采=(n-3)/2表3-1各面积注水井网特征注采井数比：23

油层渗透率和油水粘度比不同，都将会使注采井数比不同；对一个具体油藏来讲，不同开采阶段的注采系统也应是不同的。

中国油藏开发初期，大多采用注采井数比为1:3的反九点法面积注水方式，这是因为开发早期不含或低含水时，产油、产液量不大，注采井数比1:3即可满足生产要求；油藏开发进入中、后期，含水上升，产液量大幅度增加，必须相应增加注水井点，注采井数比可从1:3达到1:1；到油田开采后期，进一步调整为九点法注采井网，注采井数比为3:1。

开发初期采用反九点法面积注采井网，可为以后注采系统调整提供多种选择的余地，如可从反九点法转换为五点法或线状注水，或是转为九点法注水，这样既适应了油藏开发全过程需不断加密井网的要求，也适用于三次采油方法的应用，而且可做到注采系统相对完整。

油层渗透率和油水粘度比不同，都将会使注采井数比不同；对一个24（4）波及系数a分类（4）波及系数a分类25b影响因素表3-2各种井网在不同流度比下的面积波及系数流度比b影响因素表3-2各种井网在不同流度比下的面积波及系26a

井网系统不同，同一流度比下的面积波及系数不同，在大于1的流度比下，以五点系统的波及系数为最高，其次是交错式排状系统，接着依次为直线系统，反九点，反七点，七点，九点井网系统。b

面积波及系数反比于流度比。流度比从0.2变到10时，注水波及系数急剧下降，当流度比进一步增大时，注水波及系数的递减速度减缓。c

在不利的流度比以下（大于1的流度比），驱替的不稳定过程对五点和七点注水系统的波及系数的影响小于对交错式，直线式及九点井网注水系统对波及系数的影响。由计算结果可看出：由计算结果可看出：27图3-6无量纲累积注水量Vi/Vd图3-6无量纲累积注水量Vi/Vd28图3-7图3-729图3-8图3-830图3-9图3-931这四幅图是对各种井网在不同无量纲累积注水量Vi/Vd时，流度比与面积波及系数的关系。从图看出，见水后继续注水面积波及系数均可继续增大，但随着注入倍数的增加，其驱替效率也越来越低。如在五点系统，当流度比为1时，注入倍数从0.3增到0.4时，面积波及系数可提高10.5%,而注入倍数从0.9增到1.0时，面积波及系数只提高1%。这四幅图是对各种井网在不同无量纲累积注水量Vi/Vd时，流度32流度比：驱动相（水）的流度与被驱动相（油）的流度比值。流度:渗透率和粘度的比值。反映该流体在孔隙介质中的流动能力。研究表明，流度比对面积波及系数具有明显的影响。上式可见：油相粘度越大，水相对渗透率越高，则流度比越大。1.当M=1时，意味着注入的水和产出的油两种流体能以相等的能力流过油藏。2.当M=10时，则表明水的流动能力要比油的流动能力大10倍。当M<=1时,油井见水时的波及面积可以达到80％左右，油水界面推进比较均匀。当M＝2.4时,油井见水时的波及面积可以达到45％左右，油水界面轻度指状推进。当M》4.58时,油井见水时的波及面积可以达到20-30％左右，油水界面很不规则，指状推进十分严重。1.增加水的粘度采用稠化水注入2.降低油粘度，采用热力法、化学法流度比：驱动相（水）的流度与被驱动相（油）的流度比值。流度:33布井方式布井原则

井网密度

井数估算基础井网的部署布井方案3.3井网部署布井方式3.3井网部署34图3-10布井方式一、布井方式图3-10布井方式一、布井方式35布井方式与驱油能量分布及方向有关：（一）能量具有方向性—如气顶，边水驱动，布置环状或排状井网（见图3-10）（二）能量均匀分布—如底水驱动，溶解气驱，弹性驱动，布置规则井网，例上图的三角形和正方形井网（三）能量没有方向—布不规则井网。断块，裂缝油藏布井方式与驱油能量分布及方向有关：36（一)排距L大于井距a的一半(图3-11)

（二)生产井交叉排布(图3-12)

La图3-11图3-12二、布井原则（一)排距L大于井距a的一半(图3-11)

（二)生产井交叉37（一)表示方法：（1)井距a排距L(图3-13)(2)含油面积/井数aL图3-13三、井网密度（一)表示方法：aL图3-13三、井网密度38（二)发展史较稀井网密度，达到较高的采油速度1.30年代以前：“钻井加采油”。认为：井数越多，采油量越多。每平方公里64口井效果2.30年代末：“二次采油”。认为：井数和井网密度并不影响最终采油量。井网密度由密到稀40年代：16公顷／单井；50年代：32公顷／单井60年代：32-64公顷／单井3.40年代以后：强化采油技术，发挥注水作用，提高单井采油强度（二)发展史较稀井网密度，达到较高的采油速度1.30年代以39问题：井网密度对采收率的影响程度1：油井干扰的水动力学理论反映，当生产井数大幅度增加（布井方式不变），单井产油量增加的幅度较少。一般，稀井网不变，可以通过放大生产压差提高产油量。2：适应油藏地质结构和注水系统的最佳布井，大于井网密度对采收率的影响3：不同油田不同开发时期的井网密度应不同4：岩性复杂油藏，尤其开发后期，非均质油层，井网密度对采收率有相当大的影响。5：均质油藏，井网密度对采收率的影响小问题：井网密度对采收率的影响程度1：油井干扰的水动力学理论反40苏联B.H.马尔脱夫：分析采收率与井网密度和流动系数关系。流动系数越高，井网密度对采收率影响越小。流动系数大于50时，井网密度从5公顷／井变到70公顷／井时，采收率变化范围为0.6－0.75；流动系数1－5时，采收率变化范围为0.25－0.55；非均质越严重，井网密度对采收率影响越大。相反越小井网密度的影响：由于油层的非均质性和油砂体分布不均匀性，不同的井网密度对储量的控制程度不同；由于地层的非均质性和水驱油的非活塞性，不同井网的驱油效果不同苏联B.H.马尔脱夫：分析采收率与井网密度和流动系数关系。流41（三)原则（1）“早稀后密”（2）地质条件：a非均质严重要加密b渗透率低要加密c原油密度大要加密d油层厚度大，井网稀e油层深度大，井网稀（三)原则42其中：q—单井产量；v—开发速度；N—地质储量；330－一年有效生产天数；s—钻井投资；—单井价格;四、井数估算油井：注水井：根据注水方式定，一般1／3－1／2油井其中：q—单井产量；v—开发速度；N—地质储量；330－43五、基础井网的部署井网部署的基础工作，主要内容：(一)油砂体研究（二）开发目的层的选择（三）指标概算五、基础井网的部署井网部署的基础工作，主要内容：44一)油砂体研究1）油砂体延伸长度与控制储量的统计关系曲线从这三条曲线看，P上油组应为主力油层图3-14一)油砂体研究从这三条曲线看，图3-1445（2）油砂体平均有效渗透率与控制储量的统计关系曲线从这三条曲线看，P上油组应为主力油层（2）油砂体平均有效渗透率与控制储量的统计关系曲线从这三条曲46（二）开发目的层的选择

(1)油层分布必须稳定，形态易于掌

握

(2)基础井网能控制该层系80%以上

的储量

(3)上下有良好隔层

(4)有足够的工业储量

(5)油层渗透性好，油井有一定生产

能力

（三）指标概算（二）开发目的层的选择

(1)油层分布必须稳定，形态47井网部署布井方式课件48表3-3基础井网开发指标计算结果从方案１和方案２的计算结果分析，方案１比较合适。表3-3基础井网开发指标计算结果从方案１和方案２的计算结果49六布井方案确定开发层系计算生产井数布置开发井网开发指标计算经济指标计算确定最优方案布井方案调整布井方案主要有七大内容图3-18布井方案主要内容六布井方案确定开发层系计算生产井数布置开发井网开发指标计算50双河油田特高含水期井网综合调整技术双河油田基本情况双河油田特高含水期井网综合调整油藏精细描述剩余油潜力分布特征，成因类型及三维定量描述动态储层评价微观动态储层评价宏观动态储层评价双河油田特高含水期井网综合调整技术双河油田基本情况双河油田特51微观储层评价剩余油分布特征地层能量微观特征注水开发微观综合效果分析注水效果微观特征剩余油储量分布剩余油储量丰度剩余油单储系数剩余油渗储量剩余油渗储丰度剩余油易渗储量剩余油易渗储丰度地层压力分布特征压储比特征压力梯度特征微观面积波及系数分布微观厚度波及系数分布微观体积波及系数分布微观平面干扰系数特征微观纵向干扰系数特征微剩余油分布特征地层能量微观特征注水开发微观注水效果微观特征52宏观储层评价非线性水驱曲线特征单井开发模式层系开发模式宏非线性水驱曲线特征单井开发模式层53七井网适应性研究

-南阳油田为例一剩余油储量结构复杂、性质变差，现井网对潜力富集区控制程度差剩余油富集区：1井网本身控制型1）井网控制不住和井网及射孔不完善前者剩余油储量比例为14.31%;后者剩余油储量比例为24.5%;小砂体或小土豆比例为1.52%2）注水井间压力平衡区剩余油储量比例为8.03%七井网适应性研究

-南阳油田为例一剩余油储量结构复杂、543）边水内侧的有注无采区剩余油储量比例为6.87%4）采油井之间的死油区剩余油储量比例为4.83%2干扰型-1）因物性差等原因造成的层间层内干扰以及吸水差或不吸水。剩余油储量比例为23.65%2）因沉积相、夹层、断层遮挡、微构造的差异等原因造成的注水受效差或不受效。

3）边水内侧的有注无采区55二.从小层或流动单元上看，局部地区油井多向受效低。现场试验表明，改变液流方向，做好动态调配，油井多向受效必须保持在80％以上，其中三个方向以上受效率60％以上，此时对应的合理油水井数比在1－1.5。21个单元中，有4个大于2，有14个在1.5－2.0之间，只有4个单元在1.0-1.5合理范围内。二.从小层或流动单元上看，局部地区油井多向受效低。56三部分注采井射开层位多，生产厚度大，层内层间干扰严重

现注采井网中，有47.7％注水井单井注水层段大于4段,有55.7％的水井单井射开厚度大于16米;有40.6％的生产井射孔生产厚度大于10米,有65.4％的生产层位为3层以上.吸水剖面反映,有858（占32.6％）层,2151米（占24.3％）的砂厚不吸水,有611层(占23.2%),2240米（占28.3%)的砂厚吸水状况差。从双河区厚油层层内动用情况看有23.2％的段19.2％的厚度未动用，有27.8％的段31.5％的厚度动用差。配注资料：欠注（层内差异，物性较差，水质不合格），超注（无法兼顾压力，含水）四油水井井况日益变差，低效井比例增大，严重制约了油藏经营效益。三部分注采井射开层位多，生产厚度大，层内层间干扰严重四57思考题：1.概念：开发方式、开发层系、注采井数比、面积注水、边缘注水、边内切割注水2.影响面积注水的面积波及系数的主要因素有？3.面积注水井网特征参数？4.利用一口井压力资料推导油水界面位置。5.如何估算油井井数？水井？6.从地质条件，主要布井方式及优缺点方面分析各种注水方式？7。井网密度表示方法？原则？8。基础井网研究内容？油砂体主要内容？开发目的层的选择？思考题：58

第三章油田开发部署第三章593.2开发方式一、开发方式概念与分类二、开发方式和采油方式的区别三、注水开发3.1开发层系划分3.3井网部署一、布井方式二、布井原则三、井网密度四、井数估算五、基础井网的部署六、布井方案主要内容3.2开发方式3.1开发层系划分603.1开发层系的划分（P9）

概念

研究意义划分开发层系原则开发层系划分条件国内外油田大多数是非均质多油层，各油层特性差异很大，不宜用一套经网笼统合采，就要考虑层系划分的问题。3.1开发层系的划分（P9）概念国内外油田大多61开发层系指用一套井网来开发一个以主力油层为主的地质特征相近的油层组合.一、概念

开发层系指用一套井网来开发一、概念62(一)合理划分开发层系，有利与充分发挥各类油层的作用。在同一油田内，由于诸油层在纵向上的沉积环境及其条件不可能完全一致，因而油层特性有差异，层间矛盾不可避免。所以，将特征相近的油层组合在一起，用一套井网开发，就会缓和这种矛盾。

高低渗层合采，由于低渗层阻力大，使其生产能力受到限制；高低渗层合采，低压层常常不出油，甚至高渗层的油窜入低压层；高低渗层合采，对于注水开发的油田，高渗层很快水淹，这种合采导致层间干扰矛盾加剧，油水层相互干扰使得油田开发很被动。P10倒流现象(二)划分开发层系是部署井网和规划生产设施的基础。

确定了开发层系，就确定了井网套数。(三)采油工艺技术的发展水平要求进行层系划分。

多油层，油层数目很多，往往多达十几个甚至几十个，开采井段有时长可达数百米。采油工艺就是要充分发挥各油层作用，吸水均匀生产均衡。分层技术：分层开采、分层注水、分层控制

(四)油田高速开发要求进行层系划分。二、目的及意义

苏联萨莫特洛尔油田：9个油层划分为4套层系。罗马尼亚丘列世蒂油田：3个油层分为3个层系。我国大庆、胜利等油田，也是多套层系开发的。(一)合理划分开发层系，有利与充分发挥各类油层的作用。在63（一）把特征相近的油层组合在同一层系，以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾。（二）在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层系不宜划分过细，以利于减少建设工作量，提高经济效果。（三）对于油层层数过多，含油井段不宜过长。（四）注意划分的基本单元。通常人们以油层为组合开发层系的基本单元，也有以砂岩组来划分和组合开发层系。因为砂岩组是一个独立的沉积单元，油层性质相近。三、划分开发层系原则（一）把特征相近的油层组合在同一层系，以保三、划分开发层系64四、划分开发层系具体条件（一）一个独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油田满足一定的采油速度，并具有较长的稳产时间和达到较好的经济指标。（二）各开发层系间必须有良好的隔层，以便在注水开发的条件下，层系间能严格的分开，确保层系间不发生串通和干扰。（三）有大致相同的油藏类型。（四）同一开发层系内油层的构造形态，油水边界，压力系统和原油物性应比较接近。四、划分开发层系具体条件（一）一个独立的开发层系应具有一定的65

3．2开发方式（p16）

一概念

指主要利用什么驱油能量来进行油气田开发。开发方式有利用天然能量开发、人工注水和注气开发、先利用天然能量后进行注水或注气开发等。开发方式的选择取决与油气田地质条件及国家对采油速度的要求。3．2开发方式（p16）66

二、开发方式和采油方式的区别（一）开发方式是指原油依靠何种能量运移到井底。而采油方式是指原油从井底到井口所依靠的动力。（二）二者是分属两套系统，开发方式是属于地层系统，采油方式是属于井筒系统。

67

三注水开发时间:

1

早:苏2晚:美,二次采油影响因素:

1

压力降低界限2压力保持水平3注水目的a提高采收率:降低压力至饱和压力的10%b保持较高的采油速度,单井产量:早期注水

68分类:（一）边缘注水

边缘注水分为三类：缘外注水、缘上注水和缘内注水。图3-`1缘外注水示意图（1）缘外注水(P18)注水井按一定的形式布在油田边界以外含水区内进行注水叫缘外注水。(图3-1)要求:含水区内渗透性较好,含水区与含油区之间不存在低渗透带或断层.分类:图3-`1缘外注水示意图（1）缘外注水(P18)69（2）缘上注水

注水井按一定形式布在油水边界线上或油水过渡带内进行注水叫缘上注水。（见图3-2）图3-2缘上注水示意图（3）缘内注水布在含油面积内进行注水叫边内注水。边内注水按注水井与采油井的排列关系分为边内切割注水和面积注水。(图3-3)图3-3缘内注水示意图（2）缘上注水图3-2缘上注水示意图（370边缘注水的适用条件：中小油藏，油层稳定，特别边部渗透性较好的地区边缘注水的优点：油水界面比较完整,逐步由外向油藏内部推进,易于控制;

无水采收率和低含水率采收率较高；缺点：1.要求不断移动注水线，形成油田多阶段开发，地面工程大；2.大量注入水流向含油边界以外，降低注入水利用率；3.受到注水井排影响的生产井排不多，仅仅靠边缘注水只能影响构造边部井，而要使构造顶部井生产，降低采油速度，延长开发年限。边缘注水的适用条件：71边缘注水的实例：实例1：苏联巴夫雷油田面积为80平方公里,平均有效渗透率为600毫达西,油层比较均匀,稳定,边水活跃.采用边外注水后,平均压力为稳定在140-150大气压.在注水的五年内原油日产基本上没有波动,年采油速度达6%(按可采储量)实例2：我国老君庙油田

面积较小,并有边水存在.因而L油层和M油层起初都采用边外注水.边缘注水的实例：实例1：苏联巴夫雷油田面积为80平方72图3-4边内切割注水二）边内切割注水

利用注水井排把油田切割成若干区块，分区进行注水开发，两排注水井之间夹三排或五排等采油井，这种布井形式叫边内切割注水(图3-4)。图3-4边内切割注水二）边内切割注水73边内切割的实例：实例1：苏联罗马什金油田在中央三个较大的切割区内增加了切割水线后，注水效果很好，大部分油井保持了正常的自喷实例2：我国大庆油田一些好的油层储量大，油层延伸长度大，油层性质好，占储量80－90％以上的油砂体延伸到3.2公里以上。采用边内切割早期注水，仍可以控制90％以上的储量，开发效果良好。边内切割的实例：实例1：苏联罗马什金油田在中央三个较74（1）适用条件：油层面积大且稳定的地区，注采之间连通性好，渗透率高，具有一定的流动系数，构造形态规则的较大油田。（2）优点：提高了开发速度；并且可随时动用任何一块储量；没有外流量损失。（3）缺点：区间存在开发不平衡;而且不适合非均质极强的区块；第一排井见水快；注水井间有死油区。（1）适用条件：油层面积大且稳定的地区，注采之间连通性好，渗75（三）面积注水：面积注水是注水井和生产井按一定的几何形状和密度均匀分布在整个油田上进行注水。特点：把油层分割成许多更小的单元,一口水井控制其中之一并同时影响几口油井，而每一口油井由同时在几个方向上受注水井影响。（三）面积注水：特点：76（1）适用条件：面积注水是一种强化注水，适于分布面积较小，形态不规则，构造不完整，连通性差，渗透率低的油层及各种复杂类型的油气藏（2）优点：对油层控制程度高；采油速度高；采收率高；特别适合于致密低渗透层。

缺点：来水方向不易控制。（3）注水方式按注水井与采油井比例关系和排列形式分主要分为六种方式（1）适用条件：77命名原则：采油井和周围的注水井总井数为几就称几点法，例正四点就是一口生产井周围有三口注水井一共四口井图3-5面积注水方式强注强采命名原则：图3-5面积注水方式强注强采781排2排3排4排5排正七点法每口油井受六口注水井影响每口注水井控制三口油井注采比2：1高强度注水1排2排3排4排5排正七点法每口油井受六口791排2排3排4排5排正四点法每口油井受三口注水井影响每口注水井控制六口油井注采比1：21排2排3排4排5排正四点法每口油井受三口注80表3-1各面积注水井网特征注采井数比：注/采=(n-3)/2表3-1各面积注水井网特征注采井数比：81

油层渗透率和油水粘度比不同，都将会使注采井数比不同；对一个具体油藏来讲，不同开采阶段的注采系统也应是不同的。

中国油藏开发初期，大多采用注采井数比为1:3的反九点法面积注水方式，这是因为开发早期不含或低含水时，产油、产液量不大，注采井数比1:3即可满足生产要求；油藏开发进入中、后期，含水上升，产液量大幅度增加，必须相应增加注水井点，注采井数比可从1:3达到1:1；到油田开采后期，进一步调整为九点法注采井网，注采井数比为3:1。

开发初期采用反九点法面积注采井网，可为以后注采系统调整提供多种选择的余地，如可从反九点法转换为五点法或线状注水，或是转为九点法注水，这样既适应了油藏开发全过程需不断加密井网的要求，也适用于三次采油方法的应用，而且可做到注采系统相对完整。

油层渗透率和油水粘度比不同，都将会使注采井数比不同；对一个82（4）波及系数a分类（4）波及系数a分类83b影响因素表3-2各种井网在不同流度比下的面积波及系数流度比b影响因素表3-2各种井网在不同流度比下的面积波及系84a

井网系统不同，同一流度比下的面积波及系数不同，在大于1的流度比下，以五点系统的波及系数为最高，其次是交错式排状系统，接着依次为直线系统，反九点，反七点，七点，九点井网系统。b

面积波及系数反比于流度比。流度比从0.2变到10时，注水波及系数急剧下降，当流度比进一步增大时，注水波及系数的递减速度减缓。c

在不利的流度比以下（大于1的流度比），驱替的不稳定过程对五点和七点注水系统的波及系数的影响小于对交错式，直线式及九点井网注水系统对波及系数的影响。由计算结果可看出：由计算结果可看出：85图3-6无量纲累积注水量Vi/Vd图3-6无量纲累积注水量Vi/Vd86图3-7图3-787图3-8图3-888图3-9图3-989这四幅图是对各种井网在不同无量纲累积注水量Vi/Vd时，流度比与面积波及系数的关系。从图看出，见水后继续注水面积波及系数均可继续增大，但随着注入倍数的增加，其驱替效率也越来越低。如在五点系统，当流度比为1时，注入倍数从0.3增到0.4时，面积波及系数可提高10.5%,而注入倍数从0.9增到1.0时，面积波及系数只提高1%。这四幅图是对各种井网在不同无量纲累积注水量Vi/Vd时，流度90流度比：驱动相（水）的流度与被驱动相（油）的流度比值。流度:渗透率和粘度的比值。反映该流体在孔隙介质中的流动能力。研究表明，流度比对面积波及系数具有明显的影响。上式可见：油相粘度越大，水相对渗透率越高，则流度比越大。1.当M=1时，意味着注入的水和产出的油两种流体能以相等的能力流过油藏。2.当M=10时，则表明水的流动能力要比油的流动能力大10倍。当M<=1时,油井见水时的波及面积可以达到80％左右，油水界面推进比较均匀。当M＝2.4时,油井见水时的波及面积可以达到45％左右，油水界面轻度指状推进。当M》4.58时,油井见水时的波及面积可以达到20-30％左右，油水界面很不规则，指状推进十分严重。1.增加水的粘度采用稠化水注入2.降低油粘度，采用热力法、化学法流度比：驱动相（水）的流度与被驱动相（油）的流度比值。流度:91布井方式布井原则

井网密度

井数估算基础井网的部署布井方案3.3井网部署布井方式3.3井网部署92图3-10布井方式一、布井方式图3-10布井方式一、布井方式93布井方式与驱油能量分布及方向有关：（一）能量具有方向性—如气顶，边水驱动，布置环状或排状井网（见图3-10）（二）能量均匀分布—如底水驱动，溶解气驱，弹性驱动，布置规则井网，例上图的三角形和正方形井网（三）能量没有方向—布不规则井网。断块，裂缝油藏布井方式与驱油能量分布及方向有关：94（一)排距L大于井距a的一半(图3-11)

（二)生产井交叉排布(图3-12)

La图3-11图3-12二、布井原则（一)排距L大于井距a的一半(图3-11)

（二)生产井交叉95（一)表示方法：（1)井距a排距L(图3-13)(2)含油面积/井数aL图3-13三、井网密度（一)表示方法：aL图3-13三、井网密度96（二)发展史较稀井网密度，达到较高的采油速度1.30年代以前：“钻井加采油”。认为：井数越多，采油量越多。每平方公里64口井效果2.30年代末：“二次采油”。认为：井数和井网密度并不影响最终采油量。井网密度由密到稀40年代：16公顷／单井；50年代：32公顷／单井60年代：32-64公顷／单井3.40年代以后：强化采油技术，发挥注水作用，提高单井采油强度（二)发展史较稀井网密度，达到较高的采油速度1.30年代以97问题：井网密度对采收率的影响程度1：油井干扰的水动力学理论反映，当生产井数大幅度增加（布井方式不变），单井产油量增加的幅度较少。一般，稀井网不变，可以通过放大生产压差提高产油量。2：适应油藏地质结构和注水系统的最佳布井，大于井网密度对采收率的影响3：不同油田不同开发时期的井网密度应不同4：岩性复杂油藏，尤其开发后期，非均质油层，井网密度对采收率有相当大的影响。5：均质油藏，井网密度对采收率的影响小问题：井网密度对采收率的影响程度1：油井干扰的水动力学理论反98苏联B.H.马尔脱夫：分析采收率与井网密度和流动系数关系。流动系数越高，井网密度对采收率影响越小。流动系数大于50时，井网密度从5公顷／井变到70公顷／井时，采收率变化范围为0.6－0.75；流动系数1－5时，采收率变化范围为0.25－0.55；非均质越严重，井网密度对采收率影响越大。相反越小井网密度的影响：由于油层的非均质性和油砂体分布不均匀性，不同的井网密度对储量的控制程度不同；由于地层的非均质性和水驱油的非活塞性，不同井网的驱油效果不同苏联B.H.马尔脱夫：分析采收率与井网密度和流动系数关系。流99（三)原则（1）“早稀后密”（2）地质条件：a非均质严重要加密b渗透率低要加密c原油密度大要加密d油层厚度大，井网稀e油层深度大，井网稀（三)原则100其中：q—单井产量；v—开发速度；N—地质储量；330－一年有效生产天数；s—钻井投资；—单井价格;四、井数估算油井：注水井：根据注水方式定，一般1／3－1／2油井其中：q—单井产量；v—开发速度；N—地质储量；330－101五、基础井网的部署井网部署的基础工作，主要内容：(一)油砂体研究（二）开发目的层的选择（三）指标概算五、基础井网的部署井网部署的基础工作，主要内容：102一)油砂体研究1）油砂体延伸长度与控制储量的统计关系曲线从这三条曲线看，P上油组应为主力油层图3-14一)油砂体研究从这三条曲线看，图3-14103（2）油砂体平均有效渗透率与控制储量的统计关系曲线从这三条曲线看，P上油组应为主力油层（2）油砂体平均有效渗透率与控制储量的统计关系曲线从这三条曲104（二）开发目的层的选择

(1)油层分布必须稳定，形态易于掌

握

(2)基础井网能控制该层系80%以上

的储量

(3)上下有良好隔层

(4)有足够的工业储量

(5)油层渗透性好，油井有一定生产

能力

（三）指标概算（二）开发目的层的选择

(1)油层分布必须稳定，形态105井网部署布井方式课件106表3-3基础井网开发指标计算结果从方案１和方案２的计算结果分析，方案１比较合适。表3-3基础井网开发指标计算结果从方案１和方案２的计算结果107六布井方案确定开发层系计算生产井数布置开发井网开发指标计算经济指