石油开采动态分析及开发调整

油田开发动态分析及开发调整

第一节经验方法1、产量递减规律2、油田含水规律及预测第二节物质平衡方法第三节油田开发调整第一节经验方法一、油田产量递减规律1、产量递减率定义定义式：单位时间内单位产量的变化，通常用小数或百分数表示。经验式：2、产量递减规律的类型1、指数型递减规律（n=0）2、双曲线型递减规律（0<n<1）3、调和型递减规律(n=1)3、指数型递减规律

(1)基本公式

（1）递减指数：（2）递减率：（3）产量随时间的变化关系：（4）累积产量随时间的变化：（5）累积产量与瞬时产量之间的关系：(2)推导过程定义式：经验式：由于：所以（2）式可以写为：（3）即：（4）由（1）式和（3）式，得：（2）（1）上式分离变量，积分得：又由于：（5）所以：（6）产量递减后，在时间0～t内的累积产量为：（7）将（6）式代入（7）式，得：积分整理得：由（6）式得：（8）（9）将（9）式代入（8）式得：（10）4、双曲线型递减规律基本公式（1）递减指数：（2）递减率：（3）产量随时间的变化关系：（4）累积产量随时间的变化：（5）累积产量与瞬时产量之间的关系：5、调和型递减规律基本公式（1）递减指数：（2）递减率：（3）产量随时间的变化关系：（4）累积产量随时间的变化：（5）累积产量与瞬时产量之间的关系：6、三种递减规律的比较指数型：双曲线型：调和型：因为：产量递减速度主要决定于递减指数n和初始递减率Di。在初始递减率和递减期初始产量相同时，以指数递减产量下降最快，双曲线型递减居中，调和型递减最慢。在递减类型一定时，初始递减率越大，产量下降越快。7、产量递减规律的应用-以指数递减规律为例产量变化规律：累积产量变化：对（1）式两端取对数，得累积产量：最大累积产量：（1）（2）（3）（4）（5）例1

某油田开发区的产量变化数据见表15-1。从表中可以看出该油田产量自1962年起开始递减，试求：1）该开发区的递减率；2）预测1970年的产量；3）年产量为0.2×106时的开发时间；4）预测油藏的最终采油量。表15-1某油田产量变化数据

解：（1）判断递减类型将年产量随时间变化的数据绘制于半对数坐标系下，如下图。确定属于指数型递减，递减起始时间为1965年。递减期初始产量为：（2）计算递减率将直线同时向两端方向延长，其上端与纵轴交于1.0106t处，下端与过纵轴0.1106t的水平直线相交，两交点在横轴上的坐标差t=11年，所以有：（3）预测1970年的产量（4）预测年产量为0.2106t时的时间查图得年产量为0.2106t的时间为1969年10月。（5）预测油藏的最终采油量

二、油田含水规律及其预测一个天然水驱或人工水驱的油藏，当它已经全面开发并进入稳定生产阶段后，含水率达到一定高度并逐渐上升时，在半对数坐标纸上，以对数坐标表示油藏的累积产水量Wp，以普通坐标表示油藏的累积产油量Np，做出两者的关系曲线，常出现一条近似的直线段，称为水驱规律曲线。1、水驱规律曲线的概念预测产水量预测含水率预测最终采收率2、水驱规律曲线的用途3、实例在半对数坐标下，以累积产油量为普通坐标，以累积产水量为对数坐标，绘制出水驱规律曲线为一直线，如图所示，其斜率为：将直线段延长与纵轴相交，得截距b。求出常数a和b就可进行动态预测。例15-3：已知某油田L油层注水开发，其生产数据见表15-4。油田地质储量为2409×104t。试根据水驱规律计算与累积采油量对应的含水率，并求含水率达98%时的最终采油量和采收率。序号时间年份生产数据计算数据累积产油104t累积产水104m3含水率%累积产水104m3含水率%采出程度%11959388.732.920.842.72916.0921960434.458.235.166.038.818.0331961465.782.043.389.04619.3341962490.2105.749.01124920.4351963508.9125.651.31355621.1261964526.9151.0[58.61596021.8771965544.1180.963.41866522.5981966]562.4214.564.92246823.3491967581.1249.264.92697224.12101968599.9281.463.028262.524.90111969621.2316.662.33166525.79121970644.1360.765.83636826.74131971666.3407.768.04177127.66141972]687.6460.471.34687328.54151973709.4527.675.552576.629.44161974730.1600.377.86007830.30171975751.9696.981.66938031.21181976762.6729.183.57258131.65表15-4某油田L层生产数据及计算结果表解:（1）根据给出的累积产油量Np和累积产水量Wp，在半对数坐标纸绘制出水驱规律曲线如图15-16所示。（2）确定描述直线段的常数a和b，给出直线方程。由图中看到，直线在1968年出现拐点，因此需要分段进行计算。1968年以前：查图得b1=1.023,lgb1=0.01,因此第一直线段方程为：1968年以后：查图得b2=8.185,lgb2=0.913，因此第二直线段方程为：（3）计算累积产水量Wp和含水率fw。第一直线段取1959年：第二直线段取1975年：

全部计算结果见表15-4。

（4）根据后一直线段计算最大累积产油量和最终采收率第二节物质平衡法一、油藏的类型及驱动类型Pi>PbPi≤Pb二、物质平衡方法原理三、物质平衡方程的应用1、地质储量2、压力变化3、天然水侵量4、油气藏采收率一、油田开发调整的必要性（1）适应油田开发阶段及开采条件的变化。

（2）不断加深对油层认识。

第三节油田开发调整

二、油田开发调整的原则

1、对于平面上具有均质结构的单层层系、低原油粘度油田，或低原油粘度、区域性非均质结构的单层层系油田，合理的调整原则是加速其高产区的开采。

2、多层系大油田一般采用边内注水，开发调整的最好原则是在其含油边界和注入水前缘均匀推进的情况下，在剖面上以均匀速度开采所有小层。

3、对于具有很高储油高度的块状油藏，当主要靠底水驱油或者采用注水提高油水边界时，合理的调整原则是在整个油藏面积上相对均匀地提高油水界面。4、气顶油田在天然边水活跃或边缘注水条件下，可采用下列原则：保持气油界面位置不动，并尽可能均匀提高油水界面和含油边界的推进，保持油气界面不动，可以通过调整气区采气量、油区采液量来维持油气区压力平衡，或在界面处注入流体形成屏障的方法实现。5、在对气田开发调整时，应考虑到其开采时的驱动类型。在气压驱动下，调整主要目的是最大限度地降低地层中压力的非生产损失。

三、油田开发调整的内容（一）层系调整

一是在一个开发层系的内部，更进一步划出若干个开发层系；一是在相邻的开发层系之中，开发得较差的单层组合在一起，形成一个独立的开发层系。

（二）井网调整

1、井网密度平均单井控制的开发面积，km2/井；开发总井数除以开发面积，即每平方千米开发面积所占有的井数，井/

km2.2、注采系统和井网形状

（三）驱动方式调整

驱动方式调整要根据油藏的地质条件建立技术上有效的、经济上可行的驱动方式，同时也要考虑到产能的需要。（四）开采工艺调整

开发中无天然能量补给或补给不充足的油田，随着油层压力下降，油藏能量将不能把油举至井口，需要人工举升。

第五章

油水井增产增注技术2023/4/21.第一节水力压裂第二节酸化压裂技术是改造储油层结构的重要措施。对特低渗透薄互层油藏，因储层物性差、非均质性严重等特点，造成区块无自然产能；因此必须压裂才能投产。第一节水力压裂当地面高压泵组将液体以大大超过地层吸收能力的排量注入井中时，在井底附近蹩起的压力超过井壁附近地层的最小地应力及岩石抗张强度后，即在地层中形成裂缝。随后将带有支撑剂的液体注入缝中，裂缝逐渐向前延伸，这样，在地层中形成了具有一定长度、宽度及高度的填砂裂缝。1、水力压裂的概念

水力压裂自1947年在美国堪萨斯州试验成功至今已有50多年的历史，其发展过程有以下几个阶段：

20世纪60年代中期以前：以研究适应浅层的水平裂缝为主；

20世纪60年代中期以后：随着产层的加深，以研究垂直裂缝为主，这一时期的压裂目的是解堵和增产，通常称之为常规压裂；

20世纪70年代：进入改造致密气层的大型水力压裂时期；2、水力压裂的发展历程

20世纪80年代：进入对低渗油藏改造的时期，压裂规模从加液量只有1.9m3控制短小裂缝的小型压裂到加液量5830m3、用砂量2857t、裂缝长1km多、耗资110万美元的大型水力压裂，其工艺技术在很多方面都得到了发展，除主要用于压裂低渗透层来提高原油和天然气产量之外，水力压裂还可用于包括水源井、注水井等辅助井；还可对二次采油方案的生产井和注入井进行压裂。在进行大型压裂之前进行小型试验压裂，确定被压裂层及周围地层的应力梯度。经过50多年的发展，水力压裂技术从理论研究到现场实践都取得了惊人的发展：裂缝扩展模型从二维发展到拟三维和全三维；压裂井动态预测模型从电模拟图版和稳态流模型发展到三维三相不稳态模型，且可考虑裂缝导流能力随缝长和时间的变化、裂缝中的相渗曲线和非达西流效应及储层的应力敏感性等因素的影响。

压裂液从原油和清水发展到低、中、高温系列齐全的优质、低伤害、具有延迟交联作用的胍胶有机硼压裂液体系和清洁压裂液体系。

支撑剂从天然石英砂发展到中、高强度人造陶粒,并且加砂方式从人工加砂发展到混砂车连续加砂;

压裂设备从小功率水泥车发展到大型压裂车。单井压裂施工：从小规模、低砂液比发展到超大型、高砂液比压裂作业;压裂应用的领域：从特定的低渗油气藏发展到特低渗和中高渗油气藏并举。同时,从开发井压裂拓宽到探井压裂,使压裂技术不但成为油气藏的增产增注手段,如今也成为评价认识储层的重要方法。增产原理：油气向井的径向流从地层裂缝从裂缝井底作用连通地层深处解除近井地带污染由径向流变为两个单相流，节约了能耗。3、压裂增产原理降低渗流阻力，增加渗流面积是水力压裂增产的基本原理。压裂增产原理

1）前置液：作用是破裂地层并造成一定几何尺寸的裂缝以备后面的携砂液进入

2）携砂液：作用是将支撑剂带入裂缝中并将砂子放到预定位置上去。

3）顶替液：作用是打完携砂液后，用于将井筒中全部携砂液替入裂缝中。4、压裂液（1）根据压裂液的作用分类压裂液：压裂施工中所使用的全部液体的总称。（2）根据压裂液的物理、化学性能分类a.水基压裂液

水基压裂液主要是用水溶胀性聚合物作为成胶剂，制成能悬浮支撑剂的稠化溶液。优点：粘度高、摩阻低及悬砂能力强。缺点：热稳定性和机械剪切稳定性较差。b.油基压裂液矿场原油或炼厂粘性成品油

稠化油，稠化油=油（原油、汽油、柴油、煤油、凝析油）+稠化剂（脂肪酸铝皂、磷酸酯铝盐）c.多相压裂液1）泡沫压裂液外相：水、水基溶胶或水基冻胶内相：气体优点：对地层伤害小、携砂能力和造缝能力强、易于返排、摩阻低等特点。缺点：所需注入压力高。2)乳化压裂液

乳状液是用表面活性剂稳定的两相非混相液的一种分散体系。优点：携砂能力强、粘度高、热稳定性好、对地层损害小、排液快。缺点：摩阻大、成本高d.酸基压裂液

用植物胶或纤维素稠化酸液得到稠化酸或用非离子型聚丙烯酰胺在浓盐酸溶液中，以甲醛交链而得到酸冻胶。酸基压裂液适宜于碳酸盐类油气层的酸压。不同类型压裂液发展趋势对比1）滤失少压裂液的滤失性主要取决于它的粘度与造壁性，粘度高则滤失少。在压裂液中添加防滤失剂，能改善造壁性并大大减少滤失量。2)悬砂能力强压裂液的悬砂能力主要取决于粘度，压裂液只要有足够高的粘度，砂子即可完全悬浮，这对砂子在缝中分布是非常有利的。（3）压裂液的性能要求3)摩阻低压裂液在管道中的摩阻愈小则在设备功率一定的条件下，利用造缝的有效功率愈大。摩阻过高不仅降低了有效功率的利用，且由于井口压力过高，排量降低。4)稳定性压裂液应具有热稳定性，不能由于温度的升高而使粘度有较大的降低；液体还应有抗机械剪切的稳定性，不因流速的增加而发生大幅度的降解。5)配伍性压裂液进入地层后与各种岩石矿物及流体相接触，不应产生不利于油气渗滤的物理—化学反应。6)低残渣要尽量降低压裂液中水不溶物的数量，以免降低岩石及填砂裂缝的渗透率。7)易返排施工结束后大部分注入液体返排出井外，排液愈完全，效果愈好。8)货源广便于配制，价钱便宜。第二节酸化2023/4/21.

酸化：是靠酸液的化学溶蚀作用以及向地层挤酸时的水力作用来提高地层渗透性能的工艺措施。酸化有两种基本类型：1）常规酸化（孔隙酸化）：注酸压力低于地层破裂压力的酸化，简称酸化；酸液主要发挥其化学溶蚀作用，扩大与之接触岩石的孔、缝、洞；2）酸化压裂：注酸压力高于油(气)层破裂压力的酸化，简称酸压；酸液将同时发挥化学作用和水力作用来扩大、延伸、压开和沟通裂缝，形成延伸远、流通能力高的油气渗流通道。1、酸化的基本概念

储层：碳酸盐地层、砂岩层。

碳酸盐地层：储集空间为孔隙、裂缝；矿物成分是方解石(CaCO3)和白云石[CaMg(CO3)2]，碳酸盐地层的酸处理，就是要解除孔隙、裂缝中的堵塞物质，扩大沟通地层原有的孔隙、裂缝，提高地层的渗透性能。

砂岩由砂粒（石英和长石）和胶结物（硅酸盐和碳酸盐类）构成。

2、酸化增产原理

2HCl+CaCO3==CaCl2+H2O+CO27310011118441m3,28%32043848679193(kg)

液重1140kg被溶解的碳酸钙，相当于0.162体积（1）碳酸盐岩地层的盐酸处理酸处理后，地层的渗透性能否得到改善，不仅取决于所溶解的碳酸盐岩，还取决于反应生成物的状态。如果反应生成物都沉淀在孔隙里或裂缝里，或者即使不沉淀，但粘度很大，在现有工艺条件下排不出来，那么，即使岩石被溶解掉了，但对于地层渗透性的改善仍是无济于事的。砂岩地层的酸处理：就是通过酸液溶解砂粒之间的胶结物和部分砂粒，或者溶解孔隙中的泥质堵塞物，或其它结垢物以恢复、提高井底附近地层的渗透率。砂岩地层的酸处理多采用土酸进行处理。（2）砂岩地层的土酸处理土酸：由10%～15%浓度的盐酸和3%～8%浓度的氢氟酸与添加剂按不同比例所组成的混合液,通常之称为土酸(MudAcid)。

依靠土酸液中的HCl成分溶蚀碳酸盐类，并维持酸液较低的pH值，依靠HF溶蚀石英和泥质成分，恢复和增加近井地带的渗透率。第六章提高原油采收率知识点：波及系数；

洗油效率；

影响波及系数的因素。第一节影响采收率的因素原油采收率：为采出原油的数量与油藏原始地质储量之比，一般用百分数表示。油层采收率不仅与其天然条件如油层能量类型及其大小、油层岩性变化及其非均质状况、地层原油物性等有密切关系，而且也与油田开发、开采的技术措施及生产管理方法有很大关系。影响油层采收率的因素是错综复杂的、多方面的。对于注水开发的油田来说，油层采收率的高低，主要取决于两个因素，即波及系数和洗油效率。（一）波及系数和洗油效率1.波及系数波及系数：就是注入工作剂在油层中的波及程度，也就是说被工作剂驱洗过的油层体积(或面积)占油层总体积(或面积)的百分数。η1为体积波及系数。如果油层厚度上的波及程度一样，即hsw=h，则：此时的η1称为面积波及系数或扫油面积系数，又称为宏观波及系数。(10-1)2.注入工作剂驱洗过的孔隙中的洗油效率洗油效率：是指被工作剂前缘驱过的单位体积岩石中驱出油量与驱动前储量的比值。

如果油层中含油饱和度为So，被工作剂驱替过后残余油饱和度为Sor，那么洗油效率η2为：洗油效率有时也称为微观波及系数。整个油层的采收率应是η1和η2两者的乘积。也可以说采收率是注入工作剂的宏观波及系数与微观波及系数的乘积。(10-3)(10-2)（二）影响波及系数的因素1.油层性质及流体性质的影响

油层性质对波及系数的影响，主要是由于油层的非均质性所引起的，尤其以油层渗透率和油层有效厚度分布不均匀的影响最大。

对于渗透率来说，油层的非均质性表现在两个方面：一是方向上的非均质；二是油层剖面上的非均质。

原油粘度是影响油田采收率的一个重要因素。

在开发计算中，常把油、水的粘度与岩石的渗透率联系在一起来考虑，用流度比来表示。油的流度为：水的流度为：油水流度比为：(10-4)对于均质油层，实验表明，油、水流度比M越小，油、水界面推进越均衡，这样水的波及系数越大，驱油效率就越高。2.油田开发和采油技术的影响(1)井网和油井工作制度。

根据井网分布和驱动类型的不同，在不同时期内将会出现一个不流动的死油区，从而造成原油的损失。当周围油井的工作制度不同时，将会导致不同的压力分布和流线的变形，最后造成不同程度的原油损失。

(2)完井方法和开采方法。

完井方法和开采方法，不仅直接影响着单井的产量，而且也影响着流体在地层中的流动状况，从而影响油层波及系数。油井技术状况良好、生产正常，将会改善流动状况，提高波及系数。反之，就会降低波及系数，从而影响整个油层采收率。（一）改善油层水驱采收率的技术方向1.注活性水活性水：是指溶有活性剂的水。注活性水的依据是设想将洗涤剂的洗涤作用推广应用于洗涤多孔性岩石中的油，以改善水驱效果，提高采收率。

活性水的驱油能力取决于地层微观非均质程度、岩石表面性质、束缚水含量、地层油的物化性质(如粘度、活性物质的含量)、流动压差与毛管压差的比值、活性水的类型及浓度等因素。活性水的粘度比较小，对改善流度比，从而提高宏观波及系数几乎无能为力。而且活性剂在岩石表面吸附量相对较大，且无法回收。由于这些原因，用活性水提高采收率在现场大规模应用并不多。第二节提高采收率的方法

国内外多采用注水开发方式，以达到油层有较高的采收率。2.注稠化水

由于原油粘度较高，故在水驱时，注入水将沿高渗透孔道窜流，从而降低了波及系数。利用粘度增大的水溶液提高采收率的机理，就是通过增大驱油液的粘度，使油水流度比下降，从而减弱粘性指进，扩大扫油面积，即提高宏观波及系数，从而提高采收率。

稠化水是在水中添加适量稠化剂配制的，如加入部分水解聚丙烯酰胺。包括：聚合物驱。碱-聚合物二元复合驱油。碱-表面活性剂-聚合物三元复合驱油。3.注泡沫水

泡沫水：是在水中加入少量的活性剂而能大量地产生泡沫。这种活性剂称起泡剂。

在注入水中掺入气体，利用气阻效应使水不能任意地从微观大孔道、宏观的高渗透层或高渗透区窜流，以提高波及系数，这种方式称混气水。泡沫水驱油的机理在于：(1)提高洗油效率。进入地层的泡沫液先窜入大孔道，由于膜层异常粘度和孔道半径改变，大孔道发生塞阻，阻力不断增大，使泡沫依次进入较小孔隙驱油。泡沫通过变形孔道时，它也能变形，并携带残留、分散的油珠一起前进，从而提高了洗油效率。

(2)提高了波及系数。在地层中注入一定体积的泡沫液，就可以在随后的驱动剂的前头形成一条有较高达西粘度的段塞，缩小了与地层油的流度比，削弱了粘性指进，从而提高了宏观波及系数和采收率。4.胶束液驱油微乳液：是油在水中或水在油中高度分散的体系。改善注入工作剂驱动效能的另一途径是采用微乳液。依靠活性剂在油水界面的吸附降低体系的表面能，并形成吸附膜层，从而阻碍液滴的进一步撞合。作为驱动液的乳液，希望依靠它的液阻效应和异常粘度，消除或削弱粘性指进，从而提高微观波及系数(即洗油效率)和宏观波及系数。胶束溶液驱油效果在于：胶束分散体是一种混溶剂，它既可以与油互溶，又可以与水互溶。用它作为驱油剂时，就可以消除原来油水间的明显界面，从而也消除了毛管阻力。因此，其波及系数也高。另外，因它可以与油完全互溶，所以洗油效率也高，从而实现提高采收率的目的。5.二氧化碳驱动法

二氧化碳极易溶于水和油，在水驱中应用时有两种形式：水驱二氧化碳段塞法和二氧化碳水驱油法。注二氧化碳能够提高采收率的原因是：

(1)降低原油粘度。

(2)二氧化碳溶于油中，使油的体积膨胀，从而增大油水前缘地层油的饱和度，改善油流条件。同时也降低了残余油饱和度，提高了原油采收率。

(3)在注入二氧化碳液化段塞时，在一定的条件下，二氧化碳与油互溶，可以达到混相，使界面消失；同时二氧化碳又和水互溶，因此在段塞前缘将形成一个没有界面张力、没有毛管力的混相带。由于二氧化碳与油互溶，可以消除微观粘性指进，进人大小不同的孔道中把油洗出，从而使微观波及系数，即洗油效率得到提高。二氧化碳水驱的主要特点是，二氧化碳对设备腐蚀，结垢比较严重，来源比较困难。更主要的是由于油水流度比在宏观上仍然较大，所以宏观波及系数改善不多，从而影响了采收率的进一步提高。（二）稠油热驱法

主要针对高粘度原油，提高地层原油的温度，粘度就会大大下降，从