砂岩油藏水驱开发规律变化特点
2008年开发室培训教案
砂岩油藏水驱开发规律变化特点
第一节、水驱特征曲线的基本关系式 一 、甲型水驱特征曲线
1、甲型水驱特征曲线表述累积产水量与累积产油量成半对数线性关系。
2.关系式
式中：
N
N R P
=
——采出程度；
p W —— 累积产水量，104t 或104m 3; p N —— 累积产油量，104t 或104m 3; N —— 油田的地质储量，104t 或104m 3;
o μ、w μ —— 分别为原油和地层水的粘度，mPa.s;
o B 、w B —— 分别为原油和地层水的体积系数；
o ρ、w ρ —— 分别为地面脱气原油和地层水的密度，t/m
3
;
wi S 、oi S —— 分别为地层束缚水饱和度和原始含油饱和度，
f; LgW p
P P N B A LgW 11+=R b a LgW P 11+=()()606
.4131321
-++-=or wi wi o w w w o o S S m S B mn B N Lg A ρμρμN
mS B oi
606.431=
1
1
A
a =606
.431
1oi
mS N B b ==
m 、n —— 取决于储层润湿性和孔隙结构的相对渗透率曲线
的常数， mSwe
rw
ro
ne K K -=
ro K 、rw K —— 分别为油相和水相的相对渗透率，f; we S —— 岩心出口端的含水饱和度，f.
在甲型水驱曲线关系式中，特征直线段截距1A 的大小主要取决于油田的地质储量和油水粘度比；而直线段斜率1B 的大小主要取决于油田的地质储量。对于地质储量相同而地层油水粘度比不同的油田，甲型水驱曲线特征直线段的斜率相同，但地层油水粘度比大的油田，具有较大的截距。
B1与N 的统计关系式
1500032
.110459
.8N B =童宪章：
N
B 5
.71=陈元千修正式：
{
二 、乙型水驱特征曲线
1.曲线 乙型水驱特征曲线表述水油比与累积产油量成半对数线性关系。
2.关系式
p N B A L g W O R 22+=
或 R b a LgW OR 22+= 式中：303
.22E
B n B Lg A o w w w o o +
=ρμρμ N
mS B oi 606.432=
22A a =
1/B1
N
(10 t)
41000
10000
606
.4322oi mS N B b ==
W OR ——水油比o
w Q Q = ;
R ——采出程度N N p = ()132
-+=
or wi S S m
E 乙型水驱曲线的水油比（W OR ）与累积产油量(p N )在半对数坐标纸上呈直线关系，直线的斜率主要取决于油田的地质储量，直线的截距主要取决于地层油水粘度比，当地质储量相同时，地层油水粘度比大的油田，具有较大的截距。 3.甲型与乙型水驱曲线之间的关系
比较甲型和乙型水驱曲线的关系式可以得到： ()112
303.2B Lg A A +=
N
mS B B oi
606.4312==
112303.2lg B A A +=
三 、丙型水驱特征曲线
1.曲线
2.关系式 ()???
? ??--+=w w w f f Ln f b a R 1133 其中: wi
wi o
w S S n Ln m a --=113μμ
()wi S m b -=11
3
()w w f f WOR -=1 ??
? ??+++=L n W O R W O R b a R 1133 四 、新型水驱特征曲线
1.曲线 累积产液量和累积产油量的一种新型水驱特征曲线关系式。
2.关系式
p p N B A L g L 44+=
或 o L R b a LgR 44+=
式中 p L ——累积产液量，t 410,
p p p W N L +=； 4A ——截距；
大庆油田南二、三区的水驱曲线
4B ——斜率，N mS B oi 303.24=； N A a lg 44-=; 303.24oi mS b =;
L R ——采液程度，N L R p L =，%； o R ——采油程度，N N R p o =，%。
第二节、实际的lgWp ——Np 关系曲线 一、三段式水驱曲线
一般来说，半对数坐标关系图上的累积产水量和累积产油量呈现出三个线段区间.
I.前期线段
曲线向累计产油量轴弯曲，反 映的是油田开发初期，油井逐 渐投产，陆续受效 见水，水驱动力还不够稳定的情况。（低含水阶段非特征直线段） II.特征直线段
反映油田进入全面水驱状态 （表示水驱动力作用阶段） I II.后期阶段
反映油田开发后期产水量大幅 度增长的情况。（产水量突然升高的情况）
前期线段
特征直线段
后期线段
Np lgWp
二、水驱曲线特征直线段出现的条件 1.必须为水驱开发的油田 2.油藏开发已进入稳定生产阶段 3.含水率达到一定程度并正在逐步上升中 4.必须绘制在半对数坐标系中 三、水驱曲线特征直线段出现时间
一般来说，水驱曲线特征直线 段均出现在水油比WOR>1之后，或含水率大于或等于50%之后。 WOR 与fw 换算关系
当fw=50%时，WOR=0.5/（1-0.5）=1
四、lgWp ——Np 曲线特征直线段A1和B1含义 1.斜率B1:(若A1=constant 时)
所以：
()
w w
f f WOR -=
1或
WOR
WOR f w +=
1o
w w
w Q Q Q f +=
o
w
Q Q WOR =
①根据油藏工程专家统计得出:
N=7.5/B1
所以N与B1是成反比的，若B1’
②因为最大采出程度公式为：
R max=(1.69-A1-lg2.303B1)/7.5
=(constant-lg2.303B1)/7.5
从此公式可知，R max与B1成反比，若B1’
说明系数B1（斜率）是一个直接反映水驱动态地质储量（N）大小的值，同时，它也影响着以动态地质储量计算的最终采收率。2.截距A1:(若B1=constant时)
根据水油比WOR 含义得：
o
o o ro w
w w rw o w B K B K Q Q WOR μρμρ==
(1) 其中：
ro K 、rw K ——分别为油和水的相对渗透率,f;
o ρ、w ρ —— 分别为地面脱气原油和地层水的密度，t/m 3
;
o μ、w μ —— 分别为原油和地层水的粘度，mPa.s; o B 、w B —— 分别为原油和地层水的体积系数；
(1)式两边取对数：ro
rw o w w w o o K K
Lg B B Lg
LgWOR +=ρμρμ（2）
又由乙型水驱曲线数学表达式得知：
p p N B B Lg A N B A LgWOR 11122)303.2(++=+=（3）
（2）=（3）：
=+ro
rw o w w w o o K K
Lg B B Lg
ρμρμp N B B Lg A 111)303.2(++
)303.2(111B Lg N B B B
Lg Lg K K Lg
A p w
o o w w o ro rw --++=ρρμμ )303.2(111B Lg N B B B
Lg Lg K K Lg
A p w
o o w w o ro rw --++=ρρμμ 从上式可看出： ①A 1受ro rw K K 影响，当ro
rw K K
增大，则A 1增大；反之， 当
ro
rw
K K 减小，则A 1减小。 ②A1受w o μμ影响，当w
o μμ
增大，则A 1增大；反之， 当
w
o
μμ减小，则A 1减小。 总之，对于地质储量相同而地层油水粘度比不同的油田来说，甲型水驱曲线特征直线段的斜率相同，而地层油水粘度比大的油田，具有较大的截距。另外A 1也受
ro rw K K 影响，而ro
rw K K
反映油藏对水驱过程传 导性，由相渗透率曲线知道，随ro
rw
K K 增大，水驱油的传导性增强，油饱和度减少。
第三节 水驱特征曲线的应用
一、应用水驱特征曲线的工作步骤
获取实际生产数据→绘制半对数坐标散点图→选取特征直线段→列直线段回归方程→动态开发指标计算 二、水驱特征曲线的应用
利用水驱特征曲线的回归方程，可以预测水驱油田的地质储量、可采储量、采收率、综合含水率以及地层平均含水饱和度等
1.预测水驱油田的地质储量(N)
此处指的为水驱动态地质储量N,即水驱动力影响范围内的地质储量。
2.求水驱油田的可采储量和采收率 I.甲型水驱曲线
确定可采储量的关系式为：
()()1
11m ax 303.2B B Lg A WOR Lg N R +-=
当最终含水率取为%98)(m ax =w f 时，最大水油比为49)(m ax =W OR ,则：
()111303.26902.1B B Lg A N R +-=
()N
B B Lg A E R 111303.26902.1+-=
II.乙型水驱曲线
p N B A LgWOR 22+=
所以可采储量的关系式为：
()2
2
max max )(B A WOR Lg N N P R -=
=
当最终含水率取为%98)(m ax
=w f 时，最大水油比为49)(m ax =W OR ,则：
2
2
6902.1B A N R -=
III.新型水驱曲线
童宪章：1
5
.7B N =969
.01
5422
.7B N =陈元千修正式：
{
p p N B A LgL 44+= ()[]4
443367.1B L g B A N R +-=
()[]N
B L g B A E
R
4443367.1+-=
IV.双对数水驱曲线
P P mLgN LgB LgW += 1
1-?
?
?
??=m p Bm WOR N
当最终含水率取为%98)(m ax
=w f 时，
最大水油比为49)(m ax =W OR ,则： ()1
1
1
1m ax m ax 49)(--??
????=?
?
?
???==m m p R Bm Bm WOR N N
3.预测油田的综合含水率
综合含水率与累积产油量的关系式为：w B f 110303.21
11
+
=
4.求储集层的平均含水饱和度
储集层平均含水饱和度与累积产油量有如下关系
p oi
wi w N N
S S S +
= 而w S 与W OR 有如下关系 LgWOR B A S S S w +=
()3623.0111++-
=LgB A N
B S S A oi
wi S N
B S B oi S 1=
5.利用油田生产数据求Kro/Krw
w
o
rw ro WOR K K μμ.1= 第四节、甲型水驱曲线直线段的校正方法 一.甲型水驱曲线直线段的校正意义
甲型水驱曲线的有效应用，有赖于直线段的出现，根据我国大量水驱油田经验和理论上的研究表明，油田一般在含水率达到50%之后
水驱曲线才出现有代表性的直线段，而在此之前则是一条曲线。为了扩大水驱曲线的应用范围，需要对甲型水驱曲线进行校正。
()p p N B A C W Lg 11+=+ 当油田开发进入中期，含水率达到50%以后，且
的数值比较大，常数 的影响可以忽略不计。因此，如果要在油田开发早期，能够应用甲型水驱曲线求解问题，就要确定常数 二.甲型水驱曲线直线段的校正方法 I.利用早期生产数据求C 值法
在未校正的水驱曲线上，取两个端点的数值为（1p N , 1p W ）和(2p N ,
2p W ),第三点的p N 值由算术平均确定：()2132
1
P P P N N N +=
在校正后的水驱曲线直线上,上述三点的相应数据为(1p N ,
C
W p +1) ,(2p N , C W p +2)和(3p N , C W p +3)根据求直线斜率的两点法,
得:
()(
)()()1
3131
212p p p p p p p p N N C W Lg C W Lg N N C
W Lg C W Lg -+-+=-+-+
II.曲线位移法
()C
W bLg a N p p ++=
式中: 11B A a -= ，11
B b =
III.利用水油比与累积产油量的关系确定C 值法
b
a C ''=
b C a 303.2=
' b
b 303
.2=' 三种校正方法的优缺点
第一种方法受随机因素的影响较大，易人为地产生误差； 第二种方法易于操作，但需要大量做图运算，易于漏掉的最优值，另外试凑的初值不易确定
第三种方法简单、适用，但是该方法必须要在水油比和累积产水量有良好线性关系的条件下才行
三.利用校正水驱曲线估算油田可采储量和采收率
()[]969
.03280.1lg 1326.0b b b a E R ++=
第五节、利用水驱曲线推出的规律 一.水驱油藏的水驱曲线近似叠加规律 近似的曲线叠加规律说明：
⑴在多油层合采的情况下，应用总的油、水产量绘制的水驱曲线基本上代表了各层的总和
(2)不同的水驱开采油藏，只要它们各自的曲线都具有代表性的直线段，它们的叠加曲线一般也会出现直线段，其值近似地等于各个单独值的总和。
二.水驱油藏含水率随采出程度变化规律
当水油比为49时，即含水率为98%时，由乙型水驱曲线得：
)(69.111M w
w
R R N B f f Lg
-+=-)(5.769.1M R R -+≈
不同类型的水驱油藏，含水率与采出程度的关系有以下规律： ⑴所有曲线都是S 形，当改变一个数值时，相应曲线沿着水平方向平移一段和相当的距离；
⑵曲线的形态表现为两端平缓，中间陡峭，这一点为曲线的中心点， 通过这一点所作切线为曲线最大斜率，
其斜率值为4.3%。它代表每采出1%地质储量含水率上升的最大值，对每个水驱油藏都是这一个常数。
水驱油藏采出程度与含水率关系曲线
⑶ M R 值较低的油田，开始产油后在最初一个短时间内,w f 值很快升到一定值，然后循 曲线上升
⑷如果以%30=M R 作为一般油藏的采收率下限，那么从%25=w f 开始，所有油藏的w f 值随R 值的变化是一样的,值的差异，主要是在
%25=w f 以前形成的
三.水驱油藏含水率上升率随含水率的变化规律
含水率上升率又称为含水上升率，指每采出1%地储w f 值上升百分数，油田通常采用含水上升w f 率来标志水驱油田开发效果。
通过数学推导，可以得到含水上升率与含水率的关系式：
)21)(1(95.22
2w w w w
f f f dR
f d --= 通过数学推导，可以得到含水上升率与含水率的关系式：
)21)(1(95.22
2w w w w
f f f dR f d --= 应用含水上升率与含水率的关系，在水驱曲线出现直线段后，可 以从含水率值估算出含水上升率的变化趋势，从而估计出油田的开发 形势。
第六节、水驱油藏开采过程中分段规律 一、第一阶段——低含水阶段
这一阶段含水率较低，一般不会因为产水而显著影响油井的产油能力；总产水量和总产油量相比不会很大,油藏的稳产不致受到威胁。油藏采收率的差别主要在这一阶段显示出来，具体表现在这一阶段末的总采出程度上，它和最终采收率
M
R 的大致关系如下： %29%25-==M f R R
上式说明，%25=w f 时的采出程度，直接反映了油藏最终采收率的
高低，也就是说，此时的采出程度加上29％，即大致等于该油藏的最终采收率。这一阶段的含水上升率R
f w ?? 受到很多因素影响，不容易
用简单的规律说明。
二 、第二阶段——中含水阶段
不管是什么样的水驱油藏，一般情况下，在这一阶段，R f w 曲线
都表现为相同斜率的近似直线.
总的讲，这一阶段的总采水体积大致和采油体积相等，这对油田开采来说，是一个不小的负担。 三、第三阶段——高含水阶段
与前一阶段相比，这一阶段的产水量和产油量的比值要大得多，同时，注水量也要大量增加，最后造成采油成本的上升。 四 、 第四阶段——特高含水阶段
这一阶段为水驱油的晚期，进入了水洗油的阶段。虽然含水率只上升8%，但总的采出程度却达到9.8％，对于一个最终采收率只有3O ％的油田来说，几乎占了全部可采储量的三分之一。这种现象一般常发生在原油粘度很高的油田，很大一部分原油必须在高含水阶段采出。这一阶段的生产特点是含水率高而稳定，但平均每采出一吨油所需采水量达到23.7吨。
第七节、水驱油藏油井含水产油动态规律 一.水驱油藏油井含水产油的动态规律
1.基本概念
(1)采油指数——单位生产压差下的日产油气量。 (2)单位采油指数——采油指数与地层生产厚度之比。 (3)无因次采油指数——油井不同含水率时采油指数 (4)采液指数——与无水期采油指数的比值。
单位生产压差下的日产液量。JL=QL /ΔP Jo=Qo /ΔP (5)井底流动压力 f m o wf P P P P ++= 式中:wf P ——井底流动压力； o P ——井口压力（油管压力）; m P ——井筒里流动流体柱压力； f P ——井筒里流体流动所损耗的压力.
(6)井口压力——井口压力又称为油压。它是表示油气从井底流到井口后的剩余压力，可以通过井口油压表测出。油压在数值上的表示为油压=（流动压力）-（油气混合液柱重力）-（摩擦阻力） (7)原始地层压力——原始地层压力是指油层在未开采前，从探井中测得的油层中部压力。用它可以衡量油田驱动能力大小和油井自喷能力的强弱。原始地层压力一般随油层埋藏深度的增加而增加，即原始地层压力与油层的海拔位置大体上成正比例关系。油层投入开发以后，由于地层压力的变化，原始地层压力无法直接测量，但知道了油层中部海拔，就可以求出。
(8)油层压力——是指油井在关井后，待压力恢复到稳定状态时，所测得的油层中部的压力，简称静压。在油田开发过程中，静压是衡
量地层能量的标志。静压的变化与注入和采出油、气、水体积有关。如果采出的体积大于注入体积时，油层产生了亏空，静压就会比原始地层压力低。
(9)静水柱压力——指井口到油层中部的水柱压力。
(10)生产压差——又称为采油压差或工作压差。油井关井时，油层压力处于平衡状态，当油井开井生产后，井底压力下降；静压与流压之差就形成了生产压差。
流度（λ）是油层对某一流体的渗透率除以该流体的粘度（
k）。它
μ
是反映流体流动性能力的一个参数。
2.水驱油藏油井含水产油的动态规律
(1)随着油井含水率上升，造成井底流压（
P）上升
wf
(2)随着油井含水率增加，产油量递减
(3)随着油井含水率上升，采油指数（Jo）下降
(4)井周围油层内渗滤阻力的变化
实验资料表明，上述油水混合物的流动性，当含水饱和度大于30—40%之后，随着含水饱和度的增大而增大，也就是说渗滤阻力随之减少。因而油井见水后，采液指数逐渐增加，而采油指数则由于油相渗滤阻力的加大而逐渐减少。
(5)水油比随油层内含水饱和度的变化油井见水后，水油比随油层内含水饱和度的增加而增加。
二.放大生产压差，提高产液量，保持油田稳产
1.放大生产压差，提高产液量的意义
SYT 5594—93水驱砂岩油田开发规则编制方法
中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 5594—93水驱砂岩油田开发规划编制方法解读 1 主题内容与适用范围
本标准规定了水驱砂岩油田开发规划编制的方法、内容和要求。 本标准适用于大中型水驱砂岩油田开发规划的编制。小油田、复杂断块油田、其它类型的砂岩油田，可根据具体情况增减内容使用。 2 引用标准 GBn 269 石油储量规范 GBn 270 天然气储量规范 SY 5155 油气藏工程常用参数符号及计量单位 SY 5154 油气藏流体取样推荐作法 SY 5336 常规岩心分析推荐作法 SY 5367 油田可采储量标定方法 3 开发规划目标确定 3.1根据国家对原油产量的要求和技术政策确定。 3.2 根据油田地下资源状况，开发、开采工艺技术，客观生产规律和经济效益确定。 4油田开发状况分析 4.1 油田概况 4.1.1概述油田地理位置、交通状况、气候、水源及经济状况，地面海拔高度、油层埋藏深度及油田含油层位。 4.1.2 阐述油田投入开发时间、开采层位、开采方式、层系划分、井网密度、注水方式、产能建设情况，以及层系、井网调整情况。 正确统计油田目前的油、水井总数，开井数、日产油量、日产液量、日注水量、地层压力、采油指数、吸水指数、综合含水率、采油速度和采出程度，按可采储量计算的采油速度和采出程度、剩余可采储量采油速度、累积采油量、累积采水量、累积注水量等指标。 4.2 油田开发规划实施情况检查 4.2.1 原油生产任务完成情况的检查内容包括老井未进行措施的产量，老井压裂、转抽、下电泵、抽油井换泵换型增产油量，新井增产油量以及全区产量。 4.2.2 增产措施工作量实施检查内容包括已钻油、水井数，基建油、水井数及建成生产能力、自喷井转抽、下电泵井数，油井压裂井数和抽油井换泵换型井数。 4.2.3 各项开发指标检查内容包括油田产液量、注水量、含水、含水上升率、产量递减率、储采比，以及新井投产后增加的可采储量、单井产能、含水、老井措施后单井增产效果等。 中华人民共和国能源部1993－03－27批准1993－09－01实施 1
砂岩油田合理注水压力的确定
大庆石油学院学报第28卷第4期2004年8月 JOURNA L OF DAQING PETRO LE UM INSTIT UTE V ol.28N o.4Aug.2004 砂岩油田合理注水压力的确定 梁卫东,姜贵璞,王丽敏,于凤林 (大庆油田有限责任公司第四采油厂,黑龙江大庆 163511) 摘 要:为防止砂岩油田超压注水时引起套管损坏,通过实验,分析了岩石破裂的影响因素,得出了油层破裂的压力 计算公式,并根据射孔顶界油层特征和注水压力损失状况,确定了合理注水压力公式.研究结果表明:油层破裂压力与油 层本身物性条件及围压大小有关;注水井合理的注水压力受其射孔顶界油层埋深、物性及构造特征的影响;注水过程中 水嘴的压力损失及油管的沿程压力损失与单位时间内的注入量、水嘴直径大小和射孔顶深有关. 关 键 词:超压注水;注水压力;岩石强度;套管损坏;合理注水压力 中图分类号:TE357.62 文献标识码:A 文章编号:1000-1891(2004)04-0042-03 合理注水压力是指在套管和水泥环以及油层不受伤害的情况下,为保证配注量的完成,注水井可以达到的最高井口压力.过高的注水压力是导致套管损坏的主要因素之一,特别是因超压注水,导致注入水窜入嫩二段标准层后引起成片套损,因此,合理注水压力的确定是保护好油水井套管的关键.笔者经过室内实验、理论推导及现场实测,确定了杏北地区砂岩油田合理的注水压力界限. 1 基本情况 1977年,杏北地区基础井网平均注水压力比破裂压力低2.000MPa,全区仅有2口注水井套损;1978年,部分注水井的注水压力超过射孔顶界油层的破裂压力,共有超破裂压力注水井85口(占注水井总数的37.28%),平均注水压力超过破裂压力0.540MPa,其中套损井10口,年套损率为1.09%;1979年,超破裂压力注水井达到199口(占注水井总数的75.17%),平均注水压力超过破裂压力1.000MPa,年套损率达到1.55%;1980年以后,发现的套损井数进一步增多,其中1986年达到套损最高峰,年套损率为8.00%.随着近年来对注水压力的进一步控制,套损发生井数得到了有效控制[1]. 2 岩心实验 2.1 油层物性与抗张强度 (1)矿物组成和结构构造.实验表明,组成岩石矿物的硬度越高,岩石的强度越大;块状岩石的强度大于各向异性结构岩石的强度,如层理构造发育的岩石易于沿层理面产生裂隙,从而降低岩石的强度. (2)先存裂隙.实验表明,岩石中的先存裂隙,特别是微裂隙,对岩石强度的影响大,这是因为在裂隙的端部应力集中,使岩石的强度降低,甚至接近于0;所以在存在先存裂隙和先存软弱面(如层理、片理等)的情况下,所有的强度指数均无实际意义. (3)孔隙度、渗透率和流体压力.实验表明,孔隙度大的岩石渗透率一般较高,同时强度也低,即孔隙度与岩石强度成反比;但由于孔隙度大的岩石渗透性好,渗透率低的岩石在流体压力下产生破裂时,渗透率高的岩石并不破裂.只有当其围限流体压力足够大时,岩石才破裂;而围限流体压力的大小,不仅取决于原始状态,而且与注水时的水驱波及体积相关.围限流体压力的增大导致注水时渗透阻尼增大,压力增高,岩石被破坏;流体压力的增高导致岩石孔隙间的压力增高,岩石的整体强度变低,从而产生破裂. 收稿日期:2004-03-18;审稿人:艾 池;编辑:关开澄 作者简介:梁卫东(1971-),男,工程师,主要从事油田开发方面的研究.
砂岩油藏水驱开发规律变化特点
砂岩油藏水驱开发规律变化特点 第一节、水驱特征曲线的基本关系式 (1) 第二节、实际的lgWp ——Np 关系曲线 (6) 第三节水驱特征曲线的应用......................................... 1..0..第四节、甲型水驱曲线直线段的校正方法.............................. 1..2第五节、利用水驱曲线推出的规律.................................... 1..4.第六节、水驱油藏开采过程中分段规律................................ 1 (6) 第七节、水驱油藏油井含水产油动态规律.............................. 1..8
-可编辑修改-
砂岩油藏水驱开发规律变化特点 第一节、水驱特征曲线的基本关系式 、甲型水驱特征曲线 1、甲型水驱特征曲线表述累积产水量与累积产油量成半对数线性关 系。 LgW p LgW p A i B i N P LgW P a 1 bR Lg 2N o B o w m 3S wi % 1 Bl 沁 g 3mn w B w o 1 S W i 4.606 4.606N A i b B i N 3mSzL 4.606 R 山一一采出程度； N Wp ---------------- 累积产水量，104t 或104m 3; N p ――累积产油量，104t 或104m 3; N ------ 油田的地质储量，104t 或104m 3; 分别为原油和地层水的粘度，mPa.s; Bo 、Bw ——分别为原油和地层水的体积系数; Wp ――累积产水量；Np ――累 积产油量 2.关系式 式中：A a 1
水驱油田开发效果评价方法综述及发展趋势_张继风
第24卷第3期2012年6月 岩性油气藏 LITHOLOGIC RESERVOIRS Vol.24No.3 Jun.2012 水驱油田开发效果评价方法综述及发展趋势 张继风 （中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆163712） 摘要：对国内外水驱油田所应用的开发效果评价方法，包括状态对比法、系统动态分析法、模糊综合评判法、灰色系统理论法等进行了评价，分析了各种方法存在的优点和不足，指出状态对比法及模糊综合评判法比较适合油田应用，并对各种评价方法在应用与研究过程中存在的问题和将来的发展趋势进行了较深入的探讨。研究成果对水驱油田开发效果评价方法优选及研究具有一定的指导意义和参考价值。 关键词：水驱油田；开发效果；评价方法；发展趋势 中图分类号：TE341文献标志码：A 0引言 油田开发效果评价贯穿于油田的整个开发过程，是明确挖潜方向、确定调整措施的重要手段。合理而正确地评价油田开发效果，总结经验，吸取教训，以指导油田更加合理、高效地开发，具有极为重要的意义。 综合考虑注水开发油田的开发合理性可以追溯到20世纪50年代初。1955年美国Guthrie等［1］利用多元回归分析法得到预测注水油田的水驱可采储量的经验公式；1967年美国石油学会（API）提出了预测注水油田的水驱可采储量的经验公式，并得到广泛的应用［2］。前苏联从20世纪50年代开始考虑注水油田开发合理性的研究，并与美国油田开发的主要指标进行对比，提出了本国油田注水开发的指标变化范围，同时根据多因素线性相关分析理论，对开发效果的影响因素进行了分析，得出了很多实用的经验性结论，为后来油田开发效果评价奠定了基础。我国从20世纪50年代以来，也开始进行水驱开发效果研究，经过几十年的发展，形成了多种评价方法，大多通过确定一个或多个评价指标并与给定的评价标准进行对比，或者采取将几个评价指标联立并运用数学方法进行综合评判等手段来评价开发效果。当前较为明显的发展趋势是运用各种数学方法，如模糊数学、运筹学、多元统计分析、系统分析等对各种指标或参数进行综合评价，以期得到合理、正确的评价结果。 1评价方法 1.1状态对比法 所谓状态对比法［3］是指将理论（标准）曲线与实际的生产曲线进行对比，根据两者之间偏离情况来进行评价。常用的对比曲线有含水率与采出程度关系曲线、存水率与含水率关系曲线、含水上升率与含水率关系曲线、存水率与采出程度关系曲线等。不同的研究者常常会选择一个或多个指标进行评价分析。其理论曲线的确定主要采用理论计算法、矿场单层注水开采试验分析法、密闭取心检查井资料统计法和国外油田开发资料统计对比法等方法。由于状态对比法简单、明了，得到了广泛的应用［4-6］。 对该方法的改进之一是提出了新的评价指标，如王国先等［7］提出的即时含水采出比或累积含水采出比（用任一时刻的综合含水比或累积综合含水比除以与之相对应的采出程度）；卢俊［8］提出的注入倍数增长率（采出单位地质储量的注入孔隙体积倍数增长值），从注水角度来评价和预测油田调整挖潜的效果；王文环［9］提出的应用理想系数、实际采出程度和含水关系曲线与理论采出程度和含水关系曲 文章编号：1673-8926（2012）03-0118-05 收稿日期：2012-03-08；修回日期：2012-04-25 第一作者简介：张继风，（1977-），男，硕士，工程师，主要从事开发规划和油藏工程研究工作。地址：（163712）黑龙江省大庆市让胡路区勘探开发研究院开发规划室。电话：（0459）5095336。E-mail：zhangjifeng@https://www.wendangku.net/doc/cf10496732.html,
砂岩油藏水驱井网密度计算
水驱╱聚合物驱井网密度 当前国内外还没有直接给出普适性的聚合物驱合理井网密度的公式。相对较成熟的技术是预测聚合物驱的产油量及较水驱的增油量问题。因为水驱井网技术较成熟，所以本文尝试在水驱井网密度基础上推导出普适性的聚合物驱井网密度公式。 井网密度问题是油气田开发界长期讨论的一个热点问题，无论是投入开发之前还是正式投入开发之后，都必须对井网密度进行论证，井网密度直接关系到开发井网对油藏的水驱控制程度和油藏的水驱采收率，因而直接影响油藏的开发效果，同时它对油田的经济效益也至关重要。在对国内近年推导油气田水驱井网密度的有关文献进行了调研之后，现对近年水驱井网密度的确定进行初步的总结。 所谓井网密度，是指单位面积内的井口数。同样，也可以用一口井所控制的开发面积的大小开表示井网密度。国外油田常用后一种表示方法，而国内则沿用前一种表示方法。确定井网密度是油气田开发的一种投资决策行为，因为井网密度是油气田开发方案设计中的一个重要参数。一方面，井网越密，对提高原油采收率越有利;另一方面，却使得油气田开发总投资明显上升。因此，如何选择一个合理的井网密度，既可以提高原油的采收率又能获得较高的经济效益，这是当前研究的重要问题。在实际应用中，井网密度细分为合理井网密度（或称经济合理井网密度）和极限井网密度（或称经济极限井网密度）。通常，人们会用曲线交会法，迭代法，试算法等来求极限井网密度。求合理井网密度时，通常使用微分方法用公式中的利润对井网密度求导，然后使用与求极限井网密度相同的方法。他们的计算公式各有不同，结果准确度也不一样，原因在于各自针对的油气藏类型不同，开发时期不同或者是否考虑利息和税收等因素。 A．水驱极限井网密度 所谓极限井网密度是指在一定的开发及地质条件下，开发井网密度的设置使得油气田在主开发期内的总投入等于总产出，达到盈亏平衡，这时的井网密度就称为极限井网密度。经过文献调研，确定经济极限井网的公式较多，在80年代，张素芳提出了单井极限控制储量法，首先求出油藏面积下每一口生产井在盈亏平衡时，理论上能控制的最大储量，进而求出极限井网密度。但是该方法并不完善。单井极限控制储量法只考虑了开发投资的利息却忽略了逐年操作费用的利息和逐年销售收入的利息，经济评价参数显然并不完善。所以，97年凌建军等对该方法进行了修正并提出了“修正的单井极限控制储量法”。新的方法在原来理论的基础上考虑进了逐年操作费用的利息和逐年销售收入的利息，使得该理论在经济评价中更合理。以后有人在新方法中又考虑进了税金的问题加以完善。在1986年，北京勘探开发研究院的俞启泰首先把前苏联
稳油控水技术在大庆油田中的应用
稳油控水技术在大庆油田中的应用 摘要：大庆油田目前已经进入高含水后期开发阶段。在油田综合含水率高、采出程度高和剩余可采储量采油速度高的情况下，油田开发稳产难度明显加大。针对这种状况，大庆油田在开发的实践中开创了“稳油控水”的采油模式。“稳油控水”是高含水后期控制油气生产成本，提高油田开发效益的必由之路。实现“稳油控水”的关键是深化油藏认识，明确调整挖潜方向，精细搞好油田开发调整。通过开展精细的地质研究，综合各种动态监测资料，提高了对油藏地质和开采特点的认识，有效地进行了油田精细开发调整，控制了产量递减的速度。 关键字：高含水；稳油控水；结构调整；水驱 0 前言 大庆油田进入高含水后期开采以后，随着含水升高、采出液体的液油比将迅速增大，要保持稳产就必须采取科学有效的调整措施，控制好含水上升速度，控制好液油比的增长，这就是提出“稳油控水”开发调整方案的基本思路。 1 大庆油田现在的状况 大庆油田多油层，油藏严重非均质性，不同油层的储量动用状况差异大；油田分区、分层系、分井开采不平衡；仅靠单一老井提液措施难以实现油田稳产；油田多次井网调整后单砂层的注采关系复杂化，形成新的剩余油分布；认识深化所挖潜的过渡带潜力，都是油田继续稳产的有利条件。因此，为了提高油层储量动用程度，改善油田水驱开发效果，实现油田高含水后期稳油控水目标，必须全面进行油田开发结构调整，通过注采结构的调整，协调油层的注采关系。 2 搞好油田注水结构调整，提高注入水利用率 注够水，注好水是改善油层水驱开发效果，控制油气生产成本上升的一项重要基础工作。由于油层非均质性的存在，油层水淹的不均匀性也始终存在。大庆油田稳油控水的实践表明，搞好油田注水，根据不同油层的水淹状况合理配置注水量，对稳油控水具有十分重要的作用。 2.1 笼统注水井改分层注水 油田开发初期，对注水井均采用笼统注水的方法。但为了解决主力油层与中、低渗透油层之间的矛盾，发展了主要以砂岩组或油层组来划分分层注水层段的分层注水技术。进入高含水期，为了适应油井提高液量的需要，部分注水井又由分层注水改为笼统注水。油田进入高含水后期以后，层间矛盾在新的压力系统条件下重新出现，因此，部分笼统注水井又重新开始进行分层注水。这一阶段的分层注水更加细化。对于特高含水层实行控制注水或平面调整；对于潜力层实行加强注水，以提高油井液量来实现油井产量的稳定。
砂岩油藏防砂适应性比较与应用实践
砂岩油藏防砂适应性比较与应用实践 发表时间：2014-09-15T09:34:02.153Z 来源：《科学与技术》2014年第4期下供稿作者：郁登朗 [导读] 通过作业发现，出砂属细砂（粒度中值106um），占总砂量的93%，充填砂与地层砂粒径不匹配，挡砂效果差。 中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院郁登朗 摘要：针对油田部分单元存在不同程度的出砂现象，结合出砂油藏地质特点，找出影响出砂的主要因素，开展防砂适应性研究与效果评价，通过完善防砂技术，攻关防砂工艺提高出砂油藏的开发水平。 关键词：防砂；应力状态；抗剪切应力；无因次采液指数前言砂岩油藏砂粒胶结物以泥质为主，胶结疏松，成岩性差，取出的岩芯多为散砂，平面上储层变化较快。构造简单，主力油层馆陶组大面积分布，构造内无明显断层，储层岩性主要为细-粉细砂岩和粉砂岩，粒度中值0.15mm。由于采取注水开发，水侵等作用影响，粘土遇到水后膨胀，砂砾之间胶结物破坏，尤其是开发中后期加上提液开采，流速加快，携砂能力增强，出砂加剧。为解决油井防砂与提液、增油之间的矛盾，创新防砂工艺思路，集成研究、应用防砂提液增产增效技术，从单纯治砂转变为进攻性的增产的防砂措施，由单独重视工艺到油藏和工艺并重；由单纯管内低压循环充填到与改造地层高压充填相结合；由全井防砂到选择性防砂；由单一防砂措施到与防砂配套技术相结合；配套解堵技术、射孔技术、压井技术、携砂液配制技术、入井液过滤技术等，大幅度提高新老井单井产量。 改善油藏开发效果。 1 防砂历程与存在问题开发初期：以单一绕丝筛管管内砾石充填防砂工艺作为主导。开发中期：引进并采用了涂料砂防砂和复合防砂工艺。目前以复合防砂工艺为主导工艺，同时采用高压充填、压裂防砂等新工艺。在应用复合防砂技术的同时，不断地进行改进和创新，包括解堵防砂一体化技术，分层射孔充填、采用高粘溶液作为携砂液等，有效地提高了充填砂量和加砂比，扩大了改造半径，提高防砂效果。与总体防砂效果相比，砾石充填防砂有效率高、有效期长，但平均单井液量低。传统的常规砾石充填防砂技术遵循防砂后采出流体含砂量小于0.03%的行业标准，以较彻底防止地层出砂为技术指导，形成了一整套以维护、防御为主要特点的防砂技术体系。受常规防砂技术限制，防砂与提液增油之间的矛盾越来越突出。部分油井，特别是高泥质、粉细砂区块油井防砂后低液低效，产量下降快；大厚层及多层合采井笼统防砂导致增液不增油等问题还普遍存在，影响开发效果。 2 防砂工艺改进针对常规防砂工艺存在的主要问题，在充分分析影响防砂效果因素的基础上，打破常规防砂技术桎梏，以充分解放油层为目的，创新防砂工艺思路，开展低液井防砂提液增产增效技术的研究与集成，强化防砂工艺由防御维护型到进攻增产型的转变。 2.1 采取高砂比充填压裂防砂提高渗流能力压裂防砂适用范围：地层深部堵塞井、地层渗透率相对较低、低产油井的防砂。加砂时，地面携砂比由15%提高到100%，导流能力可以达到2000md·m，平均铺砂浓10-15kg/m2，，提高了原油渗流能力。以某油田为例，采用压裂防砂工艺共施工7口井，有效率86%，初期单井平均日产液27.0 吨，日产油10.6吨，目前单井日产油5.6 吨，累计增油29211 吨，平均单井增油4173 吨。取得了良好的防砂、增油效果，解决了油井防砂有效率较低，防砂后产能较低的状况。 3 提液潜力3.1 提液机理分析油藏开发的目的是最大限度的提高采收率，而采收率＝平面波及系数×纵向波及系数×驱油效率。提高平面波及和纵向波及的有效手段是放大生产压差，扩大泄油面积和减少层间差异，而要想提高驱油效率，最有效的手段是有效增加过水倍数，提高单井液量，因此提液措施是有效提高油藏采收率的重要手段。 平面压力分布从径向流压力分布曲线上可以明显的看到，压降面呈现漏斗状曲面，习惯称为“压降漏斗”；平面上等压线呈现以井轴为中心的同心圆分布，平面径向流遵循从高压区流向低压区的规律。水锥或舌进形成后，有效放大生产压差，可有效扩大波及。油藏开发过程中不同的层段的渗透率对应的启动生产压差不同，在低含水到含水90%以上的过程中，启动压力变化规律为：低含水时期启动压差变大，高含水初期启动生产压差由小变大，待高含水后，低渗透层的启动压力变化不大，中高渗透层的启动生产压差变化减小。 3.2 分级砾石充填。为保持近井地带充填层较好的完整性和导流能力，达到“远防近排” 效果。调整传统的砾石充填防砂参数，实施地层、近井分级充填。通过不同粒径充填砾石优化组合，达到减少砂砾互混、增加环空、炮眼和近井地带导流和排砂能力的目的。设计遵循逐级挡砂原则，尽可能提高砾石排砂层渗透性，也就是要采用较大粒径的砾石。考虑油田地层情况，结合现场施工设备能力，确定四种组合。 表1 分级充填渗透率实验结果表组合方式0.3-0.6+0.4-0.8 0.4-0.8+0.6-1.0 0.3-0.6+0.6-1.0 0.6-1.0流量mL/s9.10 10.8 10.2 11.3压力MPa0.2 0.2 0.2 0.2出砂情况很少泥质砂较少泥质砂少量泥质砂少量泥质砂3.3 放大筛管缝隙。环填砾石尺寸由0.3-0.6mm、0.4-0.8mm增至0.4-0.8mm、0.6-1.0mm，对筛缝优化调整。根据公式计算，结合现场应用情况，将割缝管由0.3mm 放大到0.4mm，绕丝由0.2 放大到0.3～0.4mm；提高筛管的泄油面积，增强其导流能力，实现平稳流动。从试验结果看，在相同的条件下，0.4mm割缝流量明显较高，有利于提高液。 4 应用实例油井产量递减遵循无因次采液指数递减规律；为保证合理开发必须提液，提液幅度参考无因次采液指数，根据**油藏无因次采液曲线，含水<80%可以有杆泵小幅调参，80%<含水<90%可以有杆泵大幅调参，含水>90%可以电泵大幅提液。同时根据井型和开发状况优化防砂工艺：机械防砂，初期控制采液强度在8m3/（m.d）以内，尽可能低参数生产，待生产1 个月稳定后，再逐步放大生产参数；化学防砂，初期控制采液强度在6m3/（m.d）以内，待生产1 个月稳定后后，再逐步放大生产参数。但不要轻易洗井，对油田的高油气比井不
高含水后期油田“稳油控水”技术初探
高含水后期油田“稳油控水”技术初探 目前，我国东部油气田的开发普遍进入了高含水、特高含水开发阶段，稳油控水作为一项关键技术，主要通过细分层系开发和聚驱等三次采油技术得以实现。本文结合油田生产实际情况，对两项技术进行了分析和阐述。 标签：稳油控水；分层开采；聚合物驱油 1 分层注采技术 “注好水、注够水”是搞好油气动态开发的关键环节。搞好注水与搞好分层注水，协调好注、堵、采的关系是实现“稳油控水”方针的关键。在高含水后期要全面控制含水上升速度，必须把分层注水、油井分层堵水，分层采油综合分析，协调研究注、堵、采的相互关系，使它的综合效应反映在实现稳油控水的各项指标上来。 1.1 特高含水油层测试技术 堵水首先需要解决的问题就是高含水层的准确判断。这几年，通过测试、模拟和综合分析水平的提升，对于高含水层位有了更充分的认识。 对于日产液在100方以下的机采井，采用常规泵与环空测试井口配套直接进行测试找水，对于日产量在100-250方左右的机采井应用长冲程抽油机与与大泵相结合的方式解决环空测试空间问题，基本上能够满足日常对机采井的环空测试需要。 1.2 机械堵水工艺技术 通过高含水层位测试，明确了高含水层位，利用分层系、桥塞隔离等方式对多层开采过程中已经高含水层位进行处理。在实践中，针对常规机械堵水无法调整层位的问题，研制了可调节堵水孔径的装置，保证随时可以对出水层位采液量的控制调整，使得机械堵水具有了更为灵活的特性，机械堵水工艺向经济、实用、多功能方向发展。对井下更层位通过开关随意调节的方法，大大增强了机采的灵活性，降低了成本，实现了一次下入找水、堵水全部解决，同时降低了作业次数，降低了劳动强度。 1.3 化学剂堵水技术 化学法堵水，说到底就是利用已经得知的高含水层位情况，通过对地层的配伍性认识后，利用化学封堵剂等材料，对高含水层位进行必要的堵水施工作业，这当中分为完全堵死封堵剂还有就是堵水疏油堵剂。完全堵死封堵剂就是利用堵剂对高含水层位进行完全性的封堵，后期不采取其他措施的话，这个层位将不再产生任何的地层液。而堵水疏油堵剂并不是完全封堵地层，而是利用了油水的不
砂岩油藏开发制约因素与调整技术对策
砂岩油藏开发制约因素与调整技术对策 发表时间：2014-09-28T15:36:42.343Z 来源：《科学与技术》2014年第8期下供稿作者：董静 [导读] 由于含油层系多、储层非均质严重，油田已进入高含水开发后期。 中石化胜利油田孤东采油一矿十六队董静 摘要：油田进入高含水开发后期，剩余油分布非常复杂，措施挖潜难度越来越大，提高采收率是油田是油藏后期开发工作中的一项重要内容。本文重点从分析水驱开发油藏采收率现状入手，找出制约因素并对水驱提高采收率方法进行调研，阐述了改善单元水驱开发效果的可行性措施。实践表明，措施实施后单元的存水率和水驱指数明显好转,单元的综合含水下,动液面回升,单元的自然递减率也得到了有效控制，进一步提高了采收率。 关键词：高含水期；采收率；剩余油潜力；挖潜措施 前言 由于含油层系多、储层非均质严重，油田已进入高含水开发后期，在加强剩余油分析的基础上进行井网调整，提高采收率，是高含水油田的必经之路。目前单元状况突出表现在：（1）单元普遍高度水淹，高含水储量比重大，调整经济效益低。（2）油水井井况复杂，由于储量品位低、工艺复杂，调整难度大，更新比例低，套损井增多。（3）注水系统与开发稳产、提高采收率的形势不适应。利用数值模拟方法与油藏工程方法对油藏开发现状和开采特征进行深入研究 , 针对开发过程中暴露出的储层物性差、注采井距不合理,注采井网适应性差等问题，提出相应调整策略，以储层分类刻画为基础，把“完善注采井网、做好层系归位”提高采油速度作为开发的主要方向，加快分层系开发和注采井网的完善，按层系归位要求,进行充分技术论证和准备,积极做好注水井的层调及分注工作。 1 影响开发的因素 注水开发中影响采收率的因素分动态因素和静态因素。动态因素有采液强度、注水强度和井网等,主要表现为平面水驱控制程度较低;静态因素有构造特征、沉积特征和储层物性等,主要表现为层间层内水驱差异较大。（1）沉积环境的影响。由于各韵律层所处沉积环境不同,造成层间吸水差异较大。（2）层内非均质性的影响,层内非均质性导致注水井层内差异加大,造成水驱油效率低。（3）平面流线的影响。强注强采的状况及平面非均质性导致油水井之间已形成固定的注水流线,致使低渗区、非主力层潜力得不到发挥。（4）井网完善程度的影响。单元井况变差,停产停注井增多,造成注采井网完善程度降低,注采对应率降低,造成单元有效注采比低。综上所述,由于多种原因造成的平面及层间的矛盾,导致单元水驱效果变差,水驱控制储量降低,开发形势恶化。 2分类技术对策 （1）最小理论含油面积。最小含油面积模型：只要能注水开发，构造油藏开发效益就能显著提高。而注水开发的必要条件是砂体至少钻遇2口井，形成水驱控制。假设油藏的面积为长方形，则形成一注一采最小含油面积计算模型为：S=4x（3x+L）×10-6；形成注采井网模型为：S=（4x+L）×（3x+0.866L）×10-6；根据实际钻井成功经验，x最小为25注采井距为200米：形成“一注一采”的最小面积0.03km2；形成注采井网的最小面积：0.07 km2。（2）最小经济储量规模： 图1 不同油价不同井深经济极限累油 注水开发采收率20-50%，以20%计算，当钻井井深2000米时，形成一注一采时砂体储量为5.1万吨。形成一注两采（两注一采）时砂体储量为9.8万吨。 3 调整挖潜措施 3.1深化精细油藏描述和剩余油分布规律研究，明确油田调整挖潜方向 运用精细油藏描述技术，已逐步形成了针对油田油藏特点的油藏精细描述及剩余油分布规律研究的关键技术、基本程序和研究侧重点。对油田的沉积特征进行了精细研究；对储层非均质特征进行了研究；运用数值模拟、油藏工程、动态监测技术，对剩余油分布特征进行了整体评价研究。开展剩余油分布定量研究，系统研究不同类型油藏调整挖潜技术重点研究开发后期渗流机理，井网控制理论，进一步研究油田剩余油分布模式,定量描述不同类型储层剩余油分布，寻找剩余油富集区，建立油藏动态模型。 3.2优化细分注水调整，促进注水量向动用较差部位转移 细分注水是水驱开发中减缓层间、层内注入矛盾的主要手段。在深化认识各结构单元动用差异、小层吸水状况等基础上，通过层内细分、层段重组、压后细分，提高低渗透部位的注水量，控制高渗透部位的注水量，减缓注入矛盾，努力实现油层注好水、注够水。一是多期河道迭加的厚砂体，由于上部受底部无效循环层干扰动用相对较差，利用沉积单元间较稳定界面的渗流遮挡作用，封堵无效循环部位，加强吸水差部位注水。二是由于低弯曲分流河道砂体底部与周围井连通较好，无效循环严重，而顶部连通较差，油层动用较差，利用较稳定侧积夹层进行层内细分，封堵底部无效循环部位，加强顶部注水。三是点坝砂体是由于侧向迁移加积形成，层内沉积夹层具有上部多底部少且倾斜分布的特点，顶部剩余油富集而底部无效循环严重。因此，在搞清不同点坝砂体内部沉积特征、夹层发育状况的基础上，分析剩余油油与无效循环部位，利用长胶筒封堵无效循环部位，提高油层动用程度。 3.3合理重组层段，减缓层间干扰 为减缓层间干扰，控制高含水层吸水量、提高低含水层吸水量，加大重组层段力度。首先，结合单砂体平面的注采关系，将需要控注（停注）的层组合为一个层段，通过平面调整进行重新配注，减少无效注水；其次，根据沉积类型相似、水淹特征相近、油层性质差异小的砂体沉积规律，尽量把“相同吸水能力”砂体组合在一个层段内，减少层间干扰。对平面分布范围大、剩余储量相对集中的富集区挖潜对策纵向细分乃至单层开发；平面通过直井加水平井的方式进行规则加密。对平面分布范围小、储量相对零散的富集区挖潜对策纵向上打破层
葡北三断块高含水期稳油控水技术研究
石油地质与工程 2011年3月P ETROLEUM GEOLOGY AND ENGI NEERING第25卷第2期 文章编号:1673-8217(2011)02-0052-04 葡北三断块高含水期稳油控水技术研究 张福玲 (中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆163712) 摘要:葡北三断块油田位于大庆长垣沉积体南部,由于砂体窄小、分布零散、层间、层内、平面非均质性严重,稳油控水难度很大。在储层精细描述和剩余油研究的基础上,组合实施油水井双向调剖、长胶筒细分调整以及注水井酸化等多项措施,使得开发指标得以好转,改善了油田开发效果。该套技术对水下窄小砂体油田高含水后期的开发具有一定借鉴意义。 关键词:葡北三断块;剩余油;稳产;降低含水率;措施 中图分类号:TE313.3文献标识码:A 葡北三断块位于大庆长垣大型河流-三角洲沉积体系南部,开发储层是白恶系姚家组一段葡I组油层,以水下窄小砂体沉积为主,砂体窄而薄,呈条带状分布,油层埋藏深度为800~1000m,砂体宽度一般在50~200m,其含油面积55.3km2,地质储量4113104t,原始地层压力11.26MPa,饱和压力6.28MPa[1-2]。葡北三断块年产油量占葡萄花油田年产油的五分之一左右,其开发历程可代表葡萄花油田,因此研究其稳油控水对葡萄花油田的开发具有指导意义。 1油田开发历程及现状 葡北三断块于1979年投人开发,基础井网采用600m600m反九点面积注水井网。1983年以前主要以自喷方式开采,到1984年地层压力下降开始全面转抽。1987至1994年实施井网一次加密调整,调整后为反九点法和四点法相结合的注采井网,井网加密到300m300m。1997至1998年进行井网非均匀二次加密调整,局部井网加密到210m 井距。综合治理前葡北三断块共有油井342口,正常开井321口,注水井182口,正常开井166口。累计生产原油1328.21104t,累计产水2014.92 104m3,累计注水4703.96104m3,累积注采比1. 31,年注采比1.40,采油速度0.9%,采出程度32. 29%,综合含水86.42%。 油田开发中存在的主要问题 产量递减速度及含水上升速度快 葡北三断块以窄薄砂体沉积为主,油层物性差异大,层内、层间、平面矛盾突出,油层水淹不均匀。随着储采不平衡的状况日益加剧,老井措施潜力、补产能力不足,使得油田递减速度加快。平面调整难度大,纵向上由于低含水或不含水的薄差层吸水差造成层间接替能力差,导致产量递减及含水上升速度较快,控制难度大。 2.2水驱控制程度低 受砂体沉积条件及注采井网完善程度影响,葡北三断块水驱控制程度仅为77.6%,其中单向连通所占比例为30.1%,二向连通比例为28.9%,三向连通比例为18.5%,单向连通比例高,尤其是以内前缘水下分流河道沉积为主的葡I1-5砂岩组,单向连通比例高达36.0%,制约了剩余油的动用程度。 2.3局部注采关系不够完善 葡北三断块目前共有油水井数为524口,其中正常生产井数为486口,油水井数比为1.93,虽然经历了两次加密调整,但受沉积环境及注采井网局限性的影响,造成局部井区整个条带上仍然存在有注无采(如图1)、有采无注(如图2)或由于条带状砂体的一边靠近砂体变差部位,只有一个来水方向,造成油层动用不好或根本未动用等注采关系不完善的情况,影响了区块的整体开发水平。 2.4欠注井较多 葡北三断块有40口欠注井、57个欠注层段,日配注1205m3,日实注仅为316m3,日欠注水量889 收稿日期;改回日期 作者简介张福玲,助理工程师,年生,6年毕业于大庆石油学院石油工程专业,现从事油田地质开发研究工作。 2 2.1:2010-10-04:2010-12-07 :1974200
砂岩油藏储层构造对比与分类治理对策
砂岩油藏储层构造对比与分类治理对策 发表时间：2014-12-15T13:48:56.827Z 来源：《科学与技术》2014年第10期下供稿作者：刘红芬 [导读] 把“完善注采井网、做好层系归位”提高采油速度作为开发的主要方向。 胜利油田鲁胜石油开发有限责任公司刘红芬 摘要：砂岩油藏储层构造体系控制了成藏过程，还控制了油藏的富集程度，影响开发后期剩余油的分布，影响注水开发部署，决定了调整效果。因此，对砂岩油藏的精细刻画是构造岩性油藏注采调整首要工作。利用数值模拟方法与油藏工程方法对油藏的开发现状和开采特征进行深入研究，分析存在问题，提出相应开发调整策略。 关键词：构造油藏；储层分类刻画；评价；对策 砂岩油藏主要特征为含油井段长,油层跨度长,储层纵横向非均质极强,油层"薄、多、散、杂","四性"特征复杂多变,油气富集规律不清。利用数值模拟方法与油藏工程方法对油藏开发现状和开采特征进行深入研究,分析存在的主要问题, 针对油田开发过程中暴露出的储层物性差、注采井距不合理,注采井网适应性差等问题，提出相应调整策略，以储层分类刻画为基础，把“完善注采井网、做好层系归位”提高采油速度作为开发的主要方向，加快分层系开发和注采井网的完善，按层系归位要求,进行充分技术论证和准备,积极做好注水井的层调及分注工作。按照地质配注量的要求,狠抓注水井的管理和维护，按照开发方案要求，根据研究结果完成对注水井挤注防膨剂的粘土防膨工艺，进行水井防膨，通过以上一系列开发措施实现了产量良性开发。 1 精细构造刻画 1.1 低序级断层的测井识别 （1）相控对比.五、六断层落差较小，易与正常地层相变相混淆，因此在断层对比时，要与沉积相紧密结合，常用两种方法。①如果小断层出现在标准层或标志层（多为湖相泥页岩）中间，可用“数韵律”和“厚度突变法”对比断层，这种情况可落实大于3米的断层；②如果小断层出现在砂体中间，为了与相变区分，可通过研究砂体相变规律确认断层，在单井上突然缺失则要开断层。（2）应用倾角和成像测井描述低序级断层。倾角测井可以准确识别、落实小断层。成像测井对小断层可以准确定位、定向。 1.2低序级断层的地震解释 （1）断点标定。在有井钻遇断点的情况下要以钻井资料为基础，井震结合，落实断层。骨干剖面要进行多井标定，落实层位和断点。在钻井较密的工区，可以用拟合速度准确落实井遇断层和井间断层。（2）相控判识。在无井钻遇断点的情况下，由于低序级断层在地震上多解性强，要充分与地震相相结合，综合判识断层，有以下三种情况。①标准反射层一般是稳定泥页岩、灰质岩的反射，它的错动、扭动、产状变化多是小断层造成的。②对于稳定地层，反射层多个相位错动、扭动、产状变化往往是小断层造成的。③对于不稳定地层（如河流相），不好区分小断层同相轴的正常变化，只能解释为可疑断层，要经过后期钻井、生产动态资料进行验证。（3）相干体和倾角方位角技术。除以上方法外，还可通过相干体和倾角方位角技术识别、组合低序级断层。 2 分类技术对策 （1）最小理论含油面积。最小含油面积模型：只要能注水开发，构造岩性油藏开发效益就能显著提高。而注水开发的必要条件是砂体至少钻遇2口井，形成水驱控制。假设油藏的面积为长方形，则形成一注一采最小含油面积计算模型为：S=4x（3x+L）×10-6；形成注采井网模型为：S=（4x+L）×（3x+0.866L）×10-6；根据实际钻井成功经验，x最小为25注采井距为200米：形成“一注一采”的最小面积 0.03km2；形成注采井网的最小面积：0.07 km2。（2）最小经济储量规模： 图1 不同油价不同井深经济极限累油 注水开发采收率20-50%，以20%计算，当钻井井深2000米时，形成一注一采时砂体储量为5.1万吨。形成一注两采（两注一采）时砂体储量为9.8万吨。 3 开发对策 构造油藏断裂复杂、非均质强，可谓“块块有别、层层有异”。在精细研究的基础上，实施“一类一法、一块一案”的精细调整，建立并完善与潜力相适应的注采井网，不断提高注水储量比例、提高水驱控制程度和水驱动用程度。 3.1分块治理、优化组合，提高Ⅰ、Ⅱ类油藏水驱动用程度 这两类油藏含油面积0.2～0.5km2,能形成注采井网。开发中存在着以下问题：一是储层非均质强，层间干扰严重，储量动用不均衡。二是注采井网（二次）不完善。针对这些问题，我们对这两类油藏在精细储层研究的基础上，深化层间、层内及平面剩余油分布研究，“一块一案”对层系井网进行了优化。主要采取了三种治理对策：一是层系细分重组，对油层多、储量大、层间差异大的油藏，进行开发层系的合理细分和组合。二是注采井网调整，对层系划分比较合理，但注采井网不完善的砂体，进行完善井网和注采系统的调整。三是补充完善调整，对层系、井网比较完善，但局部地区油层多、潜力发挥差，采取局部加密单采单注或工艺分注分采，提高水驱动用程度。 3.2精雕细刻、精细注水，提高Ⅲ、Ⅳ类油藏水驱控制程度 在对构造精雕细刻的基础上，采取层系细分、工艺细分、射孔细分，依据其构造形态，充分利用大角度斜井、侧钻井及低产低效井形成与剩余油潜力相适应的“一注一采”注采井对或“一注两采”注采井组，尽最大努力提高水驱控制程度。 3.3 层系井网的优化组合 （1）层系优化。同一开发层系渗透率级差应控制在5以内、油层厚度不超过12米、各小层剩余油面积叠合性好且宽度相近，有足够的物质基础和良好隔层且主力小层不超过3个；同一层系内剩余油厚度较大层间矛盾突出的局部区域进行加密。（2）井网优化。优化原则：
砂岩油藏注水开发效果评价方法
一、砂岩油藏注水开发效果评价的目的 砂岩油藏注水开发效果评价的主要目的是研究砂岩油藏内油水运动规律，揭示油藏注水开发的主要矛盾和潜力，为编制油藏年度开发规划、长远开发规划和综合调整方案制定科学合理的技术方法和技术措施，确保砂岩油藏获得最高的、经济合理的水驱采收率。 二、砂岩油藏注水开发效果评价的主要内容 1、注水方式和注采井网的适应性评价 2、注采压力系统的适应性评价 3、综合含水率及耗水量大小的分析评价 4、注水利用率分析 5、注入水波及体积大小的评价 6、自然递减率和剩余可采储量采油速度评价 7、可采储量评价 8、注水开发效果综合评价 三、砂岩油藏注水开发效果评价的方法 1、注水方式和注采井网适应性评价 注水方式和注采井网适应性是衡量油藏所采取的技术方法和技术措施是否得当，油藏潜力是否得到充分发挥的一项重要内容。通常从以下几个方面进行分析评价： （1）从水驱储量控制程度和水驱储量动用程度高低分析评价注水方式和注采井网的适应性 水驱储量控制程度用现井网下和注水井连通的采油井射开有效厚度与采油井射开总有效厚度之比值来表示： H h R c 式中： R c —水驱储量控制程度，％； h —与注水井连通的采油井射开有效厚度，m ； H —采油井射开总有效厚度，m 。 水驱储量控制程度本质上是注入水体波及系数的反映。 水驱储量控制程度与井网密度的大小和注采系统的完善程度有关。 水驱储量动用程度用注水井总的吸水厚度与总的射开连通厚度之比值或油井的总
产液厚度与总的射开连通厚度之比值来表示： i i P H h R = 或 o o P H h R = 式中：Rp —水驱储量动用程度，％； h i 、h o —注水井总吸水厚度、油井总产液厚度，m ； H i 、H o —注水井、油井总射开连通厚度，m 。 水驱储量动用程度还可以用丙型（西帕切夫）水驱特征曲线来确定： p p p BL A N L += B N mo 1= R mo mo NE N R = 式中：L p —累积产液量，104t ； N p —累积产油量，104t ； N mo —水驱动用储量（可动油储量），104t ； N —石油地质储量，104t ； E R —由油藏地质特征参数评价出的油藏最终采收率，f 。 水驱储量动用程度直接反映注水开发油藏的水驱效果。一般情况下，水驱储量动用程度随着开发程度的加深而提高，其值越大，说明水驱油藏的注水开发效果越好；反之，则说明注水开发效果越差。 通常用丙型水驱曲线计算出来的水驱储量动用程度值应小于1。但有时也可能大于1，这除了反应水驱效果较好外，主要是地质储量偏小所至。 计算出油藏的水驱储量控制程度和水驱储量动用程度后，参照行业标准（SY/T 6219—1996）即可衡量该油田或区块的这两个指标在油田开发水平分级表中属于哪一类。 (2) 从产能大小和采油速度高低分析评价注水方式和注采井网的适应性 a. 油井产能和注水井吸水能力变化规律 油井产能的变化主要指采油、采液指数的变化规律。通常用本油藏的实际资料作出无因次采油指数和无因次采液指数随含水而变化的关系曲线（用相对渗透率曲线作理论曲线，用单井的采出指数资料作实际曲线）。
会议日程-石油工程学院-中国石油大学华东
三、报告安排 大会报告1（8月8号全天，逸夫楼二楼会议厅） 时间 发言人 内容 主持人 8:30-8:50 李兆敏 中国石油大学（华东）副校长 开幕式致辞 刘先贵 8:50-9:30 郭尚平 中国科学院院士 页岩储层多孔介质和物质运移的一些基础问题 9:30-10:00 鲜学福 中国工程院院士 对于影响煤体瓦斯渗透率的几个参数的探讨 10:00-10:30 大会合影、茶歇及墙报交流 10:30-11:00 韩大匡 中国工程院院士 数值模拟快速解法研究-多阶段预处理求解技术 杜志敏 11:00-11:30 葛家理 中国石油大学（北京） 中国实施非常规油气藏能源主体换代战略中开发 渗流“机理-规律-应用”研究的新发展 11:30-12:00 黄延章 中科院渗流力学所 关于渗流规律的一些思考 12:00-14:00 午餐、墙报交流及休息时间 14:00-14:20 Xudong Jing 壳牌公司 Recent advances and challenges in modelling flow in carbonate reservoirs 14:20-14:40 张东晓 （北京大学） 新一代非常规油气开采模拟器 14:40-15:00 杜志敏 高含硫气藏渗流基础理论与应用研究进展
西南石油大学校长 15:00-15:20 Dr. John L. Shafer SCA2010达西奖获得者 Experimental Difficulties In Measuring How Porosity And Permeability of Oil Reservoir Rock Respond To Pore Pressure Change At Very High Pore Pressures (>120Mpa) Yushu Wu 15:20-15:40 Dr. Jos G. Maas SCA2011达西奖获得者 How numerical simulation of fluid flow experiments may change significantly our interpretation of these experiments 15:40-16:00 Prof. Craig C. Douglas 美国怀俄明大学 A Fast Method for Predicting Moisture Movement through Porous Media 16:00-16:20 茶歇及墙报交流 16:20-16:40 Prof. Y ushu Wu 美国科罗拉多矿业大学 Non-Darcy Flow in Porous Media 郁伯铭 16:40-17:00 Prof. Mingzhe Dong 中国石油大学（华东） Flow of heterogeneous fluids in porous media 17:00-17:20 赵阳升 太原理工大学 演变多孔介质的问题 17:20-17:40 姚军 中国石油大学（华东）页岩气多尺度运移机制及流动模拟 许友生 17:40-17:55 A. Gu, J. Gelb ZEISS公司 Ultra-High Resolution 3D X-ray Microscopy for Porous Media Applications 19:00-21:00 大会晚宴暨渗流力学杰出贡献奖颁奖仪式 地点：蓝海金港大饭店一楼燕喜堂 姚军 大会报告2（8月9号上午，逸夫楼二楼会议厅）时间发言人内容主持人8:00-8:20 郁伯铭低渗透油气藏渗流的研究热点及其基础理论赵阳升