油藏工程原理与方法

油藏工程原理与方法第一章油藏工程设计根底油田开发方案报告编写油田勘探开发程序油藏评价开发层系划分与组合井网与注水方式复杂油田开发油田开发调整1.1油田勘探开发程序油田勘探开发是个连续的过程。将整个油气田勘探开发过程划分为三个阶段，即区域勘探〔预探〕阶段、工业勘探〔详探〕阶段和全面开采阶段。区域勘探〔预探〕区域勘探是在一个地区〔指盆地、坳陷或凹陷〕开展的油气田勘探工作。主要任务：从区域出发，进行盆地〔或坳陷〕的整体调查，了解地质概况，查明生、储油条件，指出油气聚集的有利地带，并进行油气地质储量的估算，为进一步开展油气田工业勘探指出有利的含油构造。工业勘探〔详探〕

工业勘探是在区域勘探所选择的有利含油构造上进行的钻探工作。其主要任务是寻找油气田和查明油气田，计算探明储量，为油气田开发做好准备。工业勘探过程可以分为构造预探和油田详探两个阶段。

构造预探简称预探。它是在详查所指出的有利含油构造上进行地震详查和钻探井。其主要任务是发现油气田及其工业价值，初步圈定出含油边界，为油田详探提供含油气面积。油田详探简称详探。它是在预探提供的有利区域上，加密钻探，并加密地震测网密度。其主要任务是查明油气藏的特征及含油气边界，圈定含油气面积，提高探明储量，并为油藏工程设计提供全部地质根底资料，其中包括油气田构造的圈闭类型、大小和形态，含油层的有效厚度，流体物性参数及油层压力系统、油井生产能力等油藏参数资料。1.2油藏评价1.2.1油气藏类型及其模型1.2.2储量计算方法1.2.3油藏的驱动方式及其开采特征1.2油藏评价油藏是指油在单一圈闭中具有同一压力系统的根本聚集。如果在一个圈闭中只聚集了石油，称为油藏；只聚集了天然气，称为气藏。一个油藏中可以有几个含油砂层时，称为多层油藏。1.2.1油〔气〕藏类型及其模型1)油〔气藏〕的表征参数油藏由含油岩石和油藏流体两局部组成。其中油藏流体—油、气、水—在油藏中是按密度大小呈有规律的分布。油藏规模和流体在平面上的分布如图1－1所示。2)油田开发模型油藏开采过程〔流体渗流〕模型分为气藏模型、黑油模型和组分模型。气藏模型主要是描述气田开采动态特征。黑油模型描述了油质较重的油藏类型模型，通常认为在油藏开采过程中相的变化只在油、气两相之间进行，如包括气溶于油或气从油中逸出现象。组分模型是指油质较轻、气体较富的油气藏类型模型，如挥发性油藏〔轻质油〕或凝析气藏。另外还有一种经验统计型油田开发模型，它是建立在对生产数据和实验资料进行整理的根底上的。经验统计模型可用来估算油田稳产年限、产量递减规律、含水变化规律、采收率等。这是一种实用而又简便的分析油田动态的方法。相对于开发模型，还有地质模型，地质模型是指描述油藏特征的数据体，包括油藏的各个方面，例如构造、岩性、沉积环境、流体特征等等。1.2油藏评价1.2.1油气藏类型及其模型1.2.2储量计算方法1.2.3油藏的驱动方式及其开采特征油气藏的储量是一个非常重要的参数，它关系到油藏的规模、投资、建设以及开发效果评价等各个方面。储量是一个确定的数值，但是是随人们对油气藏的认识而逐步的加深的。1.2.2储量计算地质储量的概念指油气藏内所包含油气的量。绝对的地质储量：但凡有油气显示，包括不能流动的原油的储量。可流动的地质储量：但凡相对渗透率大于零，可以流动的原油，即在最大的生产压差下〔井底压力为0.1Mpa〕，也可以流动的原油，包括只见油花的地质储量。可能开采的地质储量：在现有的技术经济条件下，有可能开采的原油的地质储量，随技术经济条件而发生改变。前苏联的平衡表内储量、美国的净厚度储量，我国目前的计算的储量都是这种情况。2)储量的分级远景储量概算储量主要分为三级储量：三级储量：概算储量，一个含油气构造在有3口以上的探井发现工业油流后，在根本掌握油藏类型、含有范围以后，利用钻井、地震、区域地质研究的根底上计算三级地质储量。与远景储量相比概算储量具有工业储量的性质，与二级和一级相比具有推测的性质。该储量是进一步详探的依据，不能作为开发使用，与一级储量相比具有50%的精确度。二级储量：探明储量，在探井和资料井到达一定的密度以后，取得相当的试油试采资料以后，计算的储量，与一级储量相比具有80%的精度。一级地质储量：开发储量。开发井网钻完以后，依据岩心资料、测井资料和开采资料确定的储量，它要求油藏类型清楚、含油面积准确、有效厚度可靠，各项参数落实，是制定生产方案和编制开发调整方案的依据。储量估算方法通常分为三类噗比法；容积法；动态法。各种计算方法的优缺点：类比法：经验确定容积法：比较准确，但是参数难取动态方法：比较准确，方法多，需要资料多。物质平衡、产量递减、数值模拟、水驱曲线、试井。资源量推测潜在远景储量探明储量开发储量类比法容积法动态方法3)容积法地质储量的计算油藏气藏凝析气藏凝析气藏中天然气的原始地质储量假设凝析气藏在稳定生产条件下的生产气油比为GOR，即在地面产生1m3凝析油时，所产生天然气的体积是GORm3。因此地面产生GORm3天然气的物质的量为ng，在凝析气藏中，采出1m3凝析油的物质的量为no。凝析油的相对分子质量，可由如下相关经验公式确定：地面产出天然气的摩尔分数为：在总的原始地质储量中，天然气的原始地质储量由下式计算：凝析气藏中凝析油的原始地质储量1.2油藏评价1.2.1油气藏类型及其模型1.2.2储量计算方法1.2.3油藏的驱动方式及其开采特征1.2.3油藏的驱动方式及其开采特征在自然地质条件和开采条件下，在油藏中驱油的力一般有以下几种：〔1〕油藏中流体和岩石的弹性能。〔2〕溶解于原油中的天然气膨胀能。〔3〕边水和底水的压能和弹性能。〔4〕气顶气的膨胀能。〔5〕重力能。〔6〕人工注水注气的压能和弹性能量。驱动方式：油藏中驱动流体运移得动力能量的种类及其性质。30年代即有了油藏的驱动能量学说。不同的能量方式决定了油藏的开采方式，开采特征、采收率、布井方式等油藏的重要措施。表征油藏动态的指标：油藏的平均地层压力：指油藏全区域的地层压力的平均。测取方式多样。日产油量：日产能力和日产水平之分。日产液量：日液能力和日液水平。综合含水率：有体积含水率和质量含水率之分累积产油量，累积产液量，累积产水量，累积注水量。注采比：瞬时注采比和累积注采比。采出程度，采收率。存水率：。采油速度，采液速度，剩余储量的采油速度。生产气油比：瞬时生产气油比，累积生产气油比。描述条件：单一的驱动能量，井底的流动压力保持不变。弹性驱动溶解气驱动水压驱动气压驱动重力驱动形成条件：没有边底水，无气顶，无注水，地层压力大于饱和压力。弹性驱动能量释放：地层压力降低，油藏岩石和流体释放能量。适用油藏：封闭油藏、断块油藏，一般油藏再地饱压差比较大的开发前期〔应该注意油藏岩石物性的改变〕。在海上油田和复杂地貌及注水条件差的地方采用。油藏压力不断降低日产油量不断降低瞬时生产气油比不变一般处于无水采油期，变化很小弹性驱动溶解气驱动水压驱动气压驱动重力驱动溶解气驱形成条件：没有边底水，无气顶，无注水，地层压力等于饱和压力。能量释放：地层压力降低，原油脱气，气体膨胀，释放能量。适用油藏：封闭油藏、断块油藏，一般油藏再地饱压差比较大的开发前期〔应该注意油藏岩石物性的改变〕。在海上油田和复杂地貌及注水条件差的地方采用。油藏压力不断降低日产油量不断降低瞬时生产气油比变化剧烈一般处于无水采油期，变化很小ABCDA：开始溶解气驱B：气体开始运移到达可动气饱和度C：气体的脱出速度到达最大D：气体的脱出速度逐渐的减小例子青海冷湖油田1958年投入开发，采用溶解气驱动，到1984年地层累积亏空1355万方。大港油田西区两个断块油藏，边水不活泼，地饱压差比较小0.58Mpa，1970年8月投入开发，采用溶解气驱动，开发2月后生产气油比从21方/吨,上升到134方/吨。三年半后80%的油井停喷。1974年4月开始注水，1975年底恢复到原始地层压力。生产控制措施及时关闭高生产气油比的生产井，降低采油速度，实现均衡开采，或者转入注水开发。但是注水以后，即使地层压力得到恢复，地层原油的粘度由于脱气的原因，逐渐增大，降低最终的开发效果。弹性驱动溶解气驱动水压驱动气压驱动重力驱动水压驱动水压驱动分刚性水驱和弹性水驱形成条件：油层与边水或底水相连通；水层有露头，且存在着良好的供水水源，与油层的高差也较大；油水层都具有良好的渗透性；油水区之间连通性较好。或者注水开发当注采比为1时。能量释放：边底水依靠重力作用的侵入。产液速度等于水侵入的速度或者注水的速度。适用油藏：适用于有敞开供水系统的油藏，或者一般注水开发油藏。油藏压力不降低日产油量见水前保持不变，见水后不断降低，液量保持不变瞬时生产气油比不变见水后，含水迅速上升条件油水的粘度相同弹性水压驱动形成条件：有边水，但其活泼程度不能弥补采液量，一般边水无露头，或有露头但水源供给缺乏；采用人工注水时，注水速度小于采液速度。。能量释放：含油区和含水区压力降低而释放出的弹性能量进行开采，但是相比之下，水区的弹性能量释放的要多于含油区能量释放。适用油藏：适用于无敞开供水系统的油藏，或者一般注水开发油藏。油藏压力不断降低，速度慢日产油量见水前缓慢下降，见水后降低迅速，液量逐渐下降瞬时生产气油比不变见水后，含水迅速上升弹性水压驱动，当水体比较大时，在油藏的开发初期都要采用天然能量进行开发，在开发的中后期由于注水不及时就会产生这种的驱动方式。例如孤岛油田中一区，在75年前后的进行强采试验，注采比小于1，弹性能量发挥了很大的作用，甚至局部区域出现了溶解气驱动的特征。弹性驱动溶解气驱动水压驱动气压驱动重力驱动气压驱动分刚性气驱和弹性气驱两种气压驱动形成条件：有良好的气源供给，气顶压力不变，或者注气保持压力。无边底水，无人工注水，地层压力等于饱和压力。能量释放：依靠气顶的膨胀驱油，或者注入气体的能量驱油。适用的油藏：具有无限大的气顶，气顶的压力能够保持不变。避射油层的底部保持各个部位采出量均衡控制生产压差和采油速度注水的部位要根据具体的情况分析油藏压力不降低日产油量见气前保持不变，见气后先上升后下降瞬时生产气油比逐渐升高根本处于无水采油期弹性气驱形成条件：有较大气顶，但是气顶的能量缺乏，或者注气不能保持压力。无边底水，无人工注水，地层压力等于饱和压力。能量释放：依靠气顶的膨胀驱油，或者注入气体的能量驱油。适用的油藏：具有较大的气顶，气顶的压力不能保持不变。油藏压力逐渐降低日产油量逐渐瞬时生产气油比逐渐升高根本处于无水采油期是否气顶的膨胀量等于采出油量的体积？弹性驱动溶解气驱动水压驱动气压驱动重力驱动重力驱动形成条件：无边底水，无人工注水，无气顶，只有重力在起作用。能量释放：依靠重力，形成压差，驱动流体运移。适用的油藏：油层具备倾角大、厚度大及渗透率好等条件。1.3开发层系的划分与组合什么是开发层系的划分与组合为什么要进行开发层系的划分开发层系划分的意义开发层系划分的原那么将性质相同或者相似的油层组合在一起，采用单独一套井网进行开发，并在此根底之上进行生产规划，动态研究和调整，以便于更好的开发各种储层。为什么进行开发层系的划分各个油层之间具有差异。开发层系划分与组合1河流相储层，沉积相变化复杂，导致形成的油藏不同，不同的油藏开采机理，驱动方式都不同，需要分层系进行开发。2即使油藏类型相同，不同层系之间的油水关系可能不同。3各个油层的油气水性质，地层压力可能不同。。4储油层的物性有差异，主要表达在油砂体的几何形态、分布面积，渗透率上。物以类聚人以群分，田冀赛马实际上即使划分在同一套开发层系内的油层的差异液是存在的，在开发的中后期就会表现出来。因为对于渗透率不同的油层编制在同一套开发方案中时，渗透率的计算是按各个油层厚度的加权平均计算得到的，因此这样得到的井距、排距、生产压差等参数都主要是反映主力油层的。油层见水以后，井底压力主要反映的是高渗透层的数值，低渗透层位需要的井底压力更低，产生层间的干扰。大庆东区：调整前的采油强度调整后的采油强度渗透率：小于1000.8t/d.m2.64t/d.m300-5002.4t/d.m4.8t/d.m胜坨2区：2-3-19井1-2小层7400mDP=17.5Mpa1.64t/d.m2-2小层3000mDP=19.2Mpa11.11t/d.m主要是非均质性的问题相关概念：各向同性，各向异性非均质性：在空间的任一位置上，参数性质都具有各向异性。分为宏观非均质和微观非均质。垂向非均质和平面非均质。主要讲宏观非均质性，即储层的非均质性，例如孔隙度、砂层厚度、渗透率等参数，其中主要指渗透率的分布。根据以上参数将储层分为3类；对于厚度分布，可以做出有效砂层系数〔有效厚度/砂层厚度〕来说明平面的非均质性，做出等值线分布图。在开发上所用的渗透率非均质变异系数的统计计算方法不同与地质上的方法，在开发上一般有Dystra-Parsons方法和Lorenz系数L方法。Dystra-parsons方法该方法是对一组数据非一致性的统计度量，对于符合对数正态分布的可以采用。步骤：1按渗透率递减的顺序排序岩样数据。2对每个样品计算渗透率大于这一样品的厚度百分比。3以渗透率值为对数轴，厚度百分比为概率轴，将上述样品的参数点到坐标系。4通过这些点作一条最正确的直线。5读取直线上厚度比例为50%和84.1%对应的渗透率值。6计算渗透率变异系数。〔6〕多油层油田当具有以下地质特征时，不能够用一套开发层系开发：a．储层岩性和特性差异较大，因为渗透率的差异程度是影响多油层油田开发效果的根本原因。b．油气的物理化学性质不同。如原油粘度的差异，将造成注水开发时油水流度比差异大、使得油井过早见水，无水采油期短；C．油层的压力系统和驱动方式不同；d．油层的层数太多，含油层段过大。不同的油田应该有不同的标准，不能遵循统一的规那么，可以有不同的标准。此外海上油田划分的标准与陆上油田不同。孤东油田划分开发层系的标准1同一套开发层系的主力油层不超过3-4个，小层数目不超过10个，有效油层的厚度不超过15m，井段不超过30m，具备良好的隔层。2同一套开发层系的渗透率差异不超过2倍，层间非均质系数不超过1.9。3层间的采油指数相差不大于2倍。4高渗、低渗、高粘、低粘油藏应该分开。5同一套开发层系的油层压力应该接近，具备相同的驱动类型。一套开发层系；扶余油田，杏树岗油田二套开发层系；克拉玛依油田、喇嘛甸油田三套开发层系；老君庙油田、萨尔图北一区四套开发层系；胜坨二区1.4井网和注水方式油田的注水注水时机确实定注水方式注采井网的面积涉及系数井网密度研究1.4.1油田的注水为什么采用注水的方式：1〕一般都有可供利用的水资源，2〕注水是相对容易的，因为在注水井中的水柱本身就具有一定的水压，3〕水在油层中的涉及能力较高，4〕水在驱油方面是有效的。油田注水的原因：补充保持地层的能量。中国90%以上的油田需要注水开发，这与具体的沉积环境有关。天然能量充足的只有1.3亿吨占2-3%，97%的需要注水开发。此外天然能量局限性大，发挥不稳定，初期快，后期慢，采油速度小，采油效率低。保护油层及流体性质。提高驱替效率，降低生产本钱。便于开发调整。注水也有缺点：使油藏见水早，生产本钱升高。1.4井网和注水方式油田的注水注水时机确实定注水方式注采井网的面积涉及系数井网密度研究1.4.2油田注水的时间和时机根据注水相对于开发的时间，分为早期、中期、晚期注水。早期注水开采初期即注水，保持地层压力处于饱和压力以上。优点：能量足，产量高、不出气，调整余地大。缺点：初期投资大，风险大，投资回收的时间比较长。适用油藏：地饱压差小，粘度大，要求高速开发的油藏。晚期注水开发后期，利用天然能量以后注