油田開發(fā)動態(tài)分析的基本技術(shù)內(nèi)容和要求課件

1、油田開發(fā)動態(tài)分析的基本技術(shù)內(nèi)容和要求 二OO四年九月油藏類型開發(fā)階段油藏開發(fā)動態(tài)分析所涉及的技術(shù)內(nèi)容影響開發(fā)效果的地質(zhì)因素不同油藏類型不同，地質(zhì)條件不同不同油藏類型不同開發(fā)階段開發(fā)特征不同調(diào)整治理內(nèi)容不同目錄一、油藏類型分析二、油藏低含水開發(fā)階段三、中含水開發(fā)階段四、高含水、特高含水開發(fā)階段五、油藏開發(fā)效果評價與趨勢預(yù)測幾何形態(tài)及邊界條件儲層物理性質(zhì)流體性質(zhì)埋藏深度壓力、溫度組成油藏地質(zhì)因素油藏類型塊狀砂巖油藏多油層層狀砂巖油藏透鏡體狀砂巖油藏小斷塊砂巖油藏幾何形態(tài)及邊界條件一、油藏幾何形態(tài)及邊界條件塊狀砂巖油藏油層厚度大，面積與厚度的比值相對小。油藏的頂?shù)捉缗c流體接觸，頂界與氣體接觸（帶氣頂

2、），底邊界與水接觸（底水）。有統(tǒng)一的油水界面，有統(tǒng)一的油氣界面，有統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)。天然能量充足，開發(fā)過程易形成水錐和氣錐。層狀砂巖油藏油層層數(shù)多，單層厚度相對小。油層頂?shù)捉缡遣粷B透的邊界。油藏的外邊界是斷層、邊水、或巖性尖滅。有油水邊界、油氣界面(帶氣頂)，油水過渡帶寬度與地層傾角有關(guān)。(1)有統(tǒng)一的油氣水界面，屬同一壓力系統(tǒng)。 (2)無統(tǒng)一的油水界面。有邊水和氣頂能量，氣頂易形成氣竄，層間水驅(qū)動用不均。透鏡體狀砂巖油藏為巖性圈閉油藏，平面上儲層分布不連續(xù)，分布面積小。小透鏡體形成獨立的油氣小系統(tǒng)，縱向多個透鏡體疊加，表現(xiàn)為油水關(guān)系復(fù)雜。平面投影疊加連片，開發(fā)井均鉆遇油層，但不連通，形不成注采

3、井網(wǎng)。井距大有可能對比成假連通，把油藏類型搞錯了。難形成注采井網(wǎng)，主要靠天然能量開發(fā)（彈性、溶解氣），縱上油層多，最好不要一次性全射孔，采取逐層上返開發(fā)。穩(wěn)產(chǎn)難度大，采收率低。小斷塊油藏（復(fù)雜斷塊油藏）斷塊油藏一般是被斷層復(fù)雜化了層狀砂巖油藏斷層面傾向與地層傾向同向，形成滾動背斜，或形成牙刷狀斷塊油藏。斷層面傾向與地層傾向相反，形成反向屋脊油藏，該類斷裂形成的油藏比前者更復(fù)雜。斷塊類型小斷塊油藏（復(fù)雜斷塊油藏）一口井縱向可鉆遇各個斷點，斷點之間深度差值小，斷塊面積小，油水井井數(shù)多。油藏內(nèi)部小斷層認識時間長，注采井網(wǎng)只能逐步完善。斷失油層多，細分層系難度大。作好注采動態(tài)分析，加強動態(tài)認識構(gòu)造，新

4、鉆調(diào)整井多測RFT。初期注水見效井少，產(chǎn)量遞減快?？紫抖?、滲透率對注水開發(fā)的影響儲層潤濕性對注水開發(fā)的影響儲層敏感性對注水開發(fā)的影響儲層物理性質(zhì)二、儲層物理性質(zhì)孔隙度、滲透率對注水開發(fā)的影響達西非達西孔隙結(jié)構(gòu)影響驅(qū)油效率層間非均質(zhì)影響水驅(qū)動用狀況滲透率高、低影響流態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)影響驅(qū)油效率孔隙半徑均勻，孔喉比小壓汞曲線呈粗歪度坐椅形 孔隙半徑分布不均勻，孔喉比大?？讖酱蟮目紫墩嫉娜莘e百分數(shù)小，對滲透率的貢獻值大。壓汞曲線向右偏移呈細歪度孔隙結(jié)構(gòu)均勻孔隙結(jié)構(gòu)不均勻濮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塊沙三中7-10（文10-1）文13東塊文13-85井長巖

5、芯水驅(qū)油試驗數(shù)據(jù)巖樣基礎(chǔ)數(shù)據(jù)及實驗條件單注單采實驗層間非均質(zhì)影響水驅(qū)動用狀況水退沉積的三角洲和河口壩，儲層滲透率頂高底低，注水開發(fā)過程由于重力作用，層內(nèi)波及體積大（初期不宜高速注水，后期周期注水）。河流相沉積儲層滲透率頂?shù)偷赘撸瑢觾?nèi)波及體積小，平面上高滲帶呈帶狀分布。較大型的湖泊沉積，儲層相對穩(wěn)定，注水開發(fā)效果比較好。儲層潤濕性對注水開發(fā)的影響儲層潤濕性主要受流體性質(zhì)、孔隙結(jié)構(gòu)、流體與巖石顆粒表面接觸時間長短影響。中性（潤濕）大孔隙道含油，小孔隙道含水，則形成大孔隙道親油，小孔隙道親水。儲層潤濕性大致分為親油、親水、近中性三種類型。水相相對滲透率的終點值較低（0.1-0.2），油相相對滲透率隨

6、含水飽和度增加下降慢。不易高速度、大壓力梯度注水，應(yīng)溫和注水，使注水驅(qū)和界面收縮力共同作用，提高水驅(qū)油效率。油井見水早，但含水上升速度慢。高含水或特高含水期，剩余油分布呈斑狀、滴狀、珠狀或腸狀。親水油藏：水相相對滲透率的終點值較高（0.5-0.7），油相相對滲透率隨含水飽和度增加下降快。注水開發(fā)過程，注入水不僅要克服流體的粘滯力，而且還必須克服界面收縮力，注入水是沿孔道的軸部推進。油井見水后含水上升較快。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狀。親油油藏：中性儲層油水滲流機理與親油油藏一樣。潤濕性影響注水開發(fā)全過程。關(guān)系到開發(fā)后期三采方法選擇。膠結(jié)物、粘土礦物含量及成份，在

7、注水開發(fā)過程中，對儲層滲流特征影響較大。水敏：粘土礦物中蒙脫石遇水后膨脹，使?jié)B透率下降。（隨溫度增加蒙脫轉(zhuǎn)變?yōu)橐晾梳槧罹w，使孔隙半徑變小、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜）儲層敏感性對注水開發(fā)的影響 酸敏：綠泥巖遇酸后形成鐵質(zhì)沉淀，使?jié)B透率下降。速敏：高嶺石是頁狀晶體，液體流速大易被沖碎，對低滲油藏，堵塞孔道，降低滲透率。對高滲透油藏，碎片隨液體采出，增加滲透率。若綠泥石、伊利石以分散狀充填于粒間孔隙或粘附在顆粒表面，在一定流速的流體沖擊下，易造成微粒的遷移，堵塞喉道。鹽敏：鹽敏與粘土礦物無關(guān)，主要與注入水、地層束縛水化學(xué)成分有關(guān)。儲層敏感性對注水開發(fā)的影響 低滲透儲層滲透率變的更低高滲透儲層滲透率變的更高

8、加劇非均質(zhì)影響儲層的滲流能力（k/o）影響水驅(qū)油效率（o/w）影響井筒液柱壓力，即影響油井生產(chǎn)壓差（ro）原油性質(zhì)對開發(fā)的影響溶解油氣比影響油井舉升能力原油壓縮系數(shù)大小，反映油藏彈性能量大小三、原油性質(zhì)對注水開發(fā)的影響當儲層滲透率相同，流度和油水粘度比相差倍數(shù)低滲低粘度高滲高粘度流度相同時注水開發(fā)特征注水開發(fā)效果不同油井見水后采液指數(shù)隨含水上升而上升，采油指數(shù)下降，含水上升快，水驅(qū)波及體積小 。高含水期為主要開發(fā)期，通過增加注水井點增加波及體積，加大排液量保持一定產(chǎn)量。 高滲透高原油粘度的油藏水驅(qū)油過程近似活塞驅(qū)，無水、低含水為主要采油期，高含水期排液油采油效果差。 高滲低油水粘度比、孔隙結(jié)構(gòu)

9、較好的油藏濮5-1 沙一下濮城油田沙一下油藏含水與采出程度 o ：1.4-2.0K：686年產(chǎn)油生產(chǎn)水油比含水濮城油田沙一下油藏高含水期年產(chǎn)油量、生產(chǎn)水油比 開發(fā)初期（油井沒有見水以前），油井能建立較大的生產(chǎn)壓差，是開發(fā)歷史上生產(chǎn)壓差最大階段，產(chǎn)量最高階段。油井見水后生產(chǎn)壓差變小，隨含水上升放大生產(chǎn)壓差提高產(chǎn)液量的余地很小，該階段產(chǎn)液量下降，采油量下降。低滲透低油水粘度比油藏 壓力的敏感性四、油藏壓力溫度滲透率壓力系數(shù)地飽壓差壓力對油藏的敏感性原油性質(zhì)不同開發(fā)期在高含水開發(fā)期排液采油階段，油層壓力主要受注水壓力控制，尤其是在井距較小的情況更為明顯。當老區(qū)打調(diào)整井時注水井關(guān)井（或其他原因關(guān)井），

10、油井仍然大排量生產(chǎn)，逐漸會出現(xiàn)油井供液不足，新鉆井測RFT主產(chǎn)層會出現(xiàn)壓力系數(shù)很低的現(xiàn)象，正常注水生產(chǎn)時主產(chǎn)層的壓力系數(shù)，比RFT測示高。 高滲透油藏對壓力的敏感性低滲透油藏對壓力的敏感性 低滲油藏，原油從儲層滲流到井底，滲流過程壓力損耗大，造成井底流壓低，生產(chǎn)差大。生產(chǎn)中的表現(xiàn)有： 初期生產(chǎn)壓差（為開發(fā)史上）最大，產(chǎn)量也最高。隨生產(chǎn)時間增加，泄油半徑擴大流壓變低，生產(chǎn)壓差變小，油井產(chǎn)量下降，并且下降較快，這時不能誤認為是地層能量不足，是低滲油藏對壓力敏感性的一種反映。 油井見水流壓增加，生產(chǎn)壓差變小，產(chǎn)油層數(shù)、厚度變小，生產(chǎn)上表現(xiàn)為產(chǎn)液量下降，產(chǎn)油量下降。 低滲油藏導(dǎo)壓能力低，水井要高壓注水

11、，注采井距要小。異常高壓油藏對壓力的敏感性根據(jù)異常高壓油藏形成機理可知，異常高壓油藏常具有低滲、高溫、原油性質(zhì)好等特性。初期生產(chǎn)壓差大（2030MPa），產(chǎn)量高，日產(chǎn)油100噸以上。生產(chǎn)過程具有低滲油藏特點，產(chǎn)量下降快。當?shù)貙訅毫ο陆岛?，受圍巖壓力作用，孔隙壓縮，滲透率變小，而且不可逆，造成油井產(chǎn)能下降，注水壓力升高。該類油藏應(yīng)確保合理地層壓力。靜覆壓力與儲層物性 （石油大學(xué)秦積舜，西安石油學(xué)院學(xué)報，2002年） 儲層開始受到靜覆壓力作用時，滲透率下降倍數(shù)的速度很快；滲透率越小，滲透率下降倍數(shù)越大。 靜覆壓力與儲層物性 中科院滲流所劉先貴，重慶大學(xué)學(xué)報，2000年 滲透率下降后，逐漸解除靜覆壓

12、力作用，滲透率下降倍數(shù)逐漸恢復(fù)，但只恢復(fù)了原始的0.13倍 。地飽壓差大（或?。┑挠筒貙毫Φ拿舾行缘仫枆翰钚〉挠筒貙α黠枆翰罘浅Ｃ舾?，可通過系統(tǒng)試井研究流飽壓差、生產(chǎn)壓差與產(chǎn)量、采油指數(shù)的關(guān)系。注水開發(fā)要保持合理地層壓力，生產(chǎn)過程中控制合理流壓。采油指數(shù)生產(chǎn)壓差地飽壓差大的油藏，對地層壓力、油井流壓、生產(chǎn)壓差限制不嚴，可以高速開發(fā)。 地層溫度及地層水礦化度地層溫度大于100、地層水礦化度大于10萬ppm的油藏，化學(xué)驅(qū)采油目前還不適應(yīng)，限制了開發(fā)中、后期調(diào)驅(qū)和三次采油。當?shù)貙訙囟?20-150時，水井分注不適應(yīng)。目錄一、油藏類型分析二、油藏低含水開發(fā)階段三、中含水開發(fā)階段四、高含水、特高含水開

13、發(fā)階段五、油藏開發(fā)效果評價與趨勢預(yù)測不同開發(fā)階段不同油藏類型影響因素不同資料豐富程度油藏認識程度動態(tài)特征不同調(diào)整內(nèi)容不 同調(diào)整效果不同地震資料探井開發(fā)準備井試油試采井取芯井初步開發(fā)方案油藏低含水開發(fā)階段PVT資料認識程度局限性開發(fā)方案風(fēng)險性資料較少儲量變化情況開發(fā)層系注采井網(wǎng)開發(fā)方式采油方式對初步開發(fā)方案適應(yīng)性分析油井產(chǎn)能符合程度一、儲量重新計算地質(zhì)儲量計算：分砂層（分小層更好）計算含油面積、油層有效厚度、含油飽和度和換算系數(shù)。新儲量與原儲量對比分析，明確新儲量增減的構(gòu)造部位和內(nèi)容。可采儲量計算：本階段可采儲量計算一般不用驅(qū)替特征曲線，而是用類比法和經(jīng)驗公式法（經(jīng)驗公式法僅作參考）。1、在低含

14、水和特高含水階段不能用，因為驅(qū)替特征曲線基本理論是 kro/krw=a e-sw，在低含水飽和度和特高含水飽和度時kro/krw=a e-sw不是直線。在低含水飽和度時使驅(qū)替特征曲線下彎，在特高含水飽和度時使驅(qū)替特征曲線上翹。2、必須是全部人工注水開發(fā)的油藏、不適用邊水驅(qū)油藏。應(yīng)用驅(qū)替特征曲線應(yīng)注意的幾點濮城沙一相對滲透率曲線（K=735）濮城沙一油水相對滲透率比值與含水飽和度關(guān)系曲線(K=735)Kro/Krw = 9442.8e-17.236SwR = 0.9996當Sw=0.62時fw=94.2%濮沙一段可采儲量計算結(jié)果 從濮沙一多種方法計算結(jié)果比較，除甲型曲線之外的其他四種方法計算結(jié)果

15、與實際生產(chǎn)狀況比較吻合，但其值遠低于目前應(yīng)用最廣泛的甲型水驅(qū)曲線計算值。在甲型水驅(qū)特征曲線的應(yīng)用上應(yīng)引起注意。 3、對復(fù)雜斷塊油藏應(yīng)用時要認真分析注水儲量與未注上水儲量占的比例。4、不適用排狀注水井開發(fā)的油藏（隨水線推進關(guān)高含水井）。5、開發(fā)單元越小越不好用，關(guān)一口高含水井、高產(chǎn)液井對曲線影響很大。6、開發(fā)單元太大，反映籠統(tǒng)效果，往往好壞抵消或出現(xiàn)假象。二、開發(fā)層系劃分適應(yīng)性靜態(tài)重點研究內(nèi)容：同層系內(nèi)油層分布范圍及邊界條件是否相近一套開發(fā)層系是否有一定油層厚度（單井控制儲量、產(chǎn)能）同層系內(nèi)各小層沉積相是否相同同層系內(nèi)各小層滲透率級差（一般不超過5倍）各層系之間泥巖隔層的穩(wěn)定性剖面水驅(qū)動用狀況動

16、態(tài)分析油井產(chǎn)能動態(tài)重點研究內(nèi)容：動態(tài)分析水驅(qū)動用狀況應(yīng)用資料1、帶有微觀性的測試資料生產(chǎn)測井剩余油測井水井測分層啟動壓力新鉆井測的RFT巖芯水驅(qū)油試驗按時間排序分析主（產(chǎn)）吸層、非主（產(chǎn)）吸層分層啟動壓力大小封隔器是否適用2、帶有宏觀性的油水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)曲線動態(tài)分析水驅(qū)動用狀況應(yīng)用資料油井單井含水與累計產(chǎn)油量關(guān)系油藏含水與采出程度水驅(qū)指數(shù)與采出程度累計存水率與采出程度階段存水量與采出程度累計存水占儲量地下體積百分數(shù)與采出程度關(guān)系曲線根據(jù)油藏類型分析：含水與采出程度匹配情況根據(jù)測試資料分析：剖面上水驅(qū)動用狀況根據(jù)油井單井含水與累計采油量關(guān)系分析：來水方向 平面水驅(qū)動用程度剖面水驅(qū)動用程度見效油水井

17、數(shù)見效方向（相帶）驅(qū)油效率單層生產(chǎn)試油試采相帶、構(gòu)造部位多層生產(chǎn)，生產(chǎn)壓差大投入開發(fā)多層生產(chǎn)層間干擾注水未見效井產(chǎn)量低生產(chǎn)壓差限制油井產(chǎn)能分析采油指數(shù)偏大三、注采井網(wǎng)適應(yīng)性分析油藏幾何形態(tài)描述，重點構(gòu)造及邊界條件，特別是影響注采井網(wǎng)的油藏內(nèi)部小斷層描述。儲層分布穩(wěn)定性，現(xiàn)注采井距條件下的連通率。沉積相及屬性描述，現(xiàn)注采井網(wǎng)條件下油井、水井所處的相帶。靜態(tài)重點分析研究的內(nèi)容動態(tài)重點分析研究的內(nèi)容油井壓力恢復(fù)曲線水井激動油井測壓資料判別油藏的邊界條件內(nèi)部斷層 水井壓降曲線儲層導(dǎo)壓能力示蹤劑測試資料來水方向注水壓力、油井流壓連通情況結(jié)合相帶分析結(jié)合相帶分析油井見效井數(shù)單井產(chǎn)量、控制儲量、井深是方案優(yōu)

18、化的重要依據(jù)，所以層系、井網(wǎng)要綜合優(yōu)化分析。先劃層系，再定井網(wǎng)，可能選出的不是最佳層系井網(wǎng)組合。對敏感性問題和一時搞不清的問題，難做決斷，可以暫不對開發(fā)層系井網(wǎng)進行調(diào)整，先開展先導(dǎo)試驗。層系井網(wǎng)綜合分析四、開發(fā)方式適應(yīng)性分析開發(fā)方式分析：能量保持利用方式和驅(qū)動方式人工補充能量：注水、注氣天 然 能 量：邊水、底水、彈性能量和氣頂能量分析邊水能量利用應(yīng)注意問題： 1、利用邊水的條件邊水體積大油區(qū)與水區(qū)砂層滲透率相近油水邊界無稠油帶2、利用油藏條件高滲的小油藏。高滲的中、大型油藏，只有油藏邊部的油井可利用邊水能量，由于受邊部油井的截流，邊水能量很難傳導(dǎo)到油藏中、頂部。油藏中、頂部仍然需要人工注水開

19、發(fā)。邊水活躍條件3、油水邊界油井應(yīng)注意問題（注水點壓、邊水面壓）儲層均質(zhì)油藏，油水邊界附近的油井生產(chǎn)壓差應(yīng)相近，避免邊水局部突進。平面上物性變化大的油藏，控制高滲帶（高產(chǎn)井）油井的生產(chǎn)壓差，盡量避免邊水突進。部分利用邊水能量的油藏，油藏中、頂部一定要控制好注采比，合理利用人工注水和邊水能量。 分析底水能量利用應(yīng)注意問題： 1、地質(zhì)條件：油層中沒有低滲夾層或薄泥巖夾層，沒有垂直或近似垂直裂縫，并且水平滲透率遠大于垂向滲透率。2、原油性質(zhì)條件：原油密度小，粘度小。3、生產(chǎn)條件：油層射孔時避射一定厚度?？刂坪侠淼纳a(chǎn)壓差，注意流壓梯度變化。（面壓與點壓差值?。┻叺姿钴S程度水層試水資料：反映的是水層

20、的生產(chǎn)能力；不反映水體的大小、及水體與油藏之間壓力傳導(dǎo)能力。 應(yīng)用系統(tǒng)試井資料：確定合理的工作制度Qo(D)P(D)油（logD）2。應(yīng)用井口生產(chǎn)數(shù)據(jù)：分析Qo(t) D2（2P油(t)）1/2與時間的關(guān)系。分析流動狀態(tài)。累計采油量與壓降數(shù)據(jù)：可以分析判別邊水、底水的活躍程度，同時還可以計算邊水的入侵量。油井合理工作制度油嘴（mm)油壓(Mpa)日產(chǎn)油(t)自噴系數(shù)92.85145.9456.683.4130.8545.374.15119.1692.164.499.8731.4塔河油田試采資料油井合理工作制度塔河油田試采資料油嘴（mm)油壓(Mpa)日產(chǎn)油(t)自噴系數(shù)410.579.8480

21、4.359.4103.151032.85.57.7124.61220.8彈性能量利用 原油壓縮系數(shù)彈性能量大小地飽壓差二者乘積為理論彈性采油量生產(chǎn)壓差、流飽壓差彈性能量利用原油收縮力對壓力的敏感性影響水驅(qū)采收率氣頂能量利用1、小氣頂、大油環(huán)油藏 利用氣頂能量開發(fā)，氣頂氣隨油環(huán)油采出，氣頂區(qū)壓力下降，油環(huán)油入侵到氣頂，要損失一部分可采儲量。2、氣頂與油環(huán)體積相近 氣頂氣與油環(huán)油同時開發(fā)，開發(fā)過程中很難控制氣頂區(qū)與油環(huán)區(qū)壓力平衡，由于兩區(qū)壓力不平衡造成油、氣、水互竄，降低油、氣采收率。 氣頂先不開發(fā)，油環(huán)注水保壓開發(fā)，油環(huán)采出程度較高再開發(fā)氣頂氣。油環(huán)整體保持壓力平衡很難做到，會局部產(chǎn)生低壓區(qū)或高

22、壓區(qū)，同樣會造成油、氣、水互竄。氣頂投入開發(fā)，隨氣頂壓力下降，油環(huán)區(qū)油水混合物竄到氣頂，降低氣井產(chǎn)能及氣頂采收率。目錄一、油藏類型分析二、油藏低含水開發(fā)階段三、中含水開發(fā)階段四、高含水、特高含水開發(fā)階段五、油藏開發(fā)效果評價與趨勢預(yù)測儲層非均質(zhì)影響水驅(qū)動用狀況油水粘度比影響驅(qū)油效率復(fù)雜斷塊油藏內(nèi)部斷層影響注采井網(wǎng)完善低滲油藏儲層導(dǎo)壓能力低影響注水效果影響注水開發(fā)效果主要矛盾中含水開發(fā)階段本階段油藏動態(tài)分析主要任務(wù)是分析研究主要矛盾，提出解決矛盾，改善注水開發(fā)效果的注采調(diào)配方案、油水井措施方案、調(diào)整方案。靜態(tài)資料： 分層系、分砂組的構(gòu)造井位圖，分砂層組油層對比圖、柵狀圖，主要構(gòu)造部位油藏剖面圖，分

23、小層砂層厚度、有效厚度等值圖，分小層沉積相圖，分小層孔隙度、滲透率等值圖?；?、實驗分析資料： 分砂層組（有條件到小層）孔隙度、滲透率分布圖（最好歸到相帶上），相對滲透率曲線、壓汞曲線（歸到相帶上），儲層敏感性、潤濕性， PVT資料（包括多次分泌曲線）。油藏動態(tài)分析必備資料測井資料： 裸眼測井RFT、水淹層解釋，套管測井剩余油飽和度，生產(chǎn)測井兩個剖面等。測壓及測試資料： 油井靜壓、流壓、壓力恢復(fù)，水井測壓降、測分層啟動壓力。示蹤劑測試，水井激動油井測壓資料。應(yīng)用油水井生產(chǎn)資料繪制曲線、圖（11條）采油曲線 開發(fā)曲線產(chǎn)量構(gòu)成曲線 產(chǎn)量衰減曲線驅(qū)替特征曲線 單井含水與累計產(chǎn)油量曲線含水與采出程度

24、階段存水率與采出程度累計存水率與采出程度 水驅(qū)指數(shù)與采出程度累計存水量占儲量地下體積百分數(shù)與采出程度中、高滲低粘度油藏可采儲量在低、中含水期采出，含水與采出程度曲線呈凹形。曲線呈“S” 形或凸形 孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜水驅(qū)油效率低 水驅(qū)動用程度低 兩者皆低 吸水厚度壓汞曲線注水見效油井數(shù)油井含水與累積產(chǎn)油量水驅(qū)剖面動用平面水驅(qū)動用驅(qū)油效率分析水驅(qū)動用的方法對油井的驅(qū)替方向上調(diào)控注水量提高分層水驅(qū)動用狀況按相帶轉(zhuǎn)換注采井別（高滲相帶注、低滲相帶采），增加水驅(qū)波及體積提高水驅(qū)動用狀況的做法封隔器分層注水一套半井網(wǎng)動用二、三類層二、三類層單獨一套注采井網(wǎng)應(yīng)用一套半井網(wǎng)的條件相對均質(zhì)的中高滲油藏中滲油藏滲透率偏

25、高100-500md對非均質(zhì)嚴重的中滲油藏和低滲油藏不能用對儲層敏感性強的中滲油藏不能用油井各類層啟動流壓、生產(chǎn)壓差不同 合采井只有一個流壓，且是高滲層流壓，限制了中低滲層的啟動。 各類層生產(chǎn)壓差靠分層地層壓力來調(diào)空，分層地層壓力只能通過注水井水量調(diào)控。注水井已經(jīng)高壓注水，調(diào)控余地很小 。低滲層水井到油井壓力損耗大。儲層敏感性影響，低滲層滲透率變的更低應(yīng)用一套半井網(wǎng)的條件與低粘度油藏相比，油水粘度比大，當水驅(qū)波及體積相同時，水驅(qū)油效率低、含水高、采出程度低，含水與采出程度曲線呈S形，水驅(qū)波及體積中剩余油較多。中含水階段為主要采油階段，到中含水后期不要封堵高含水層，該期封堵高含水層將損失一部分可

26、采儲量。 中、高滲中粘度油藏特點：原油粘度高，大大降低了（k/）滲流能力，油水粘度大，水驅(qū)油效率低。含水與采出程度曲線呈凸型 做法：保壓排液采油增加注水井點，增加波及體積化學(xué)驅(qū)提高驅(qū)替粘度，提高驅(qū)油效率高滲高粘度油藏特點：油水相對滲透率曲線兩相可動飽和度區(qū)間窄油藏見水后隨含水上升采液指數(shù)下降 產(chǎn)量穩(wěn)不住到中含水末期采液指數(shù)開始回升儲層敏感性強，導(dǎo)壓能力下降做法：一是縮小井距，降低壓力損耗 增加油井生產(chǎn)壓差 （受井深和單井儲量限制）二是油水井壓裂改造 增加導(dǎo)流能力。油井要重壓、分壓，水井壓寬短縫。關(guān)鍵要保證壓裂技術(shù)整體先進性低粘度低滲油藏層間非均質(zhì)： 儲層底部含礫，層間滲透率級差大，油井一旦見水

27、馬上形成水道。含水與采出程度不匹配，高含水低采出。曲線呈凸形。 封隔器分注和水井調(diào)驅(qū)不起作用，只能封堵非均質(zhì)嚴重油藏層內(nèi)非均質(zhì)： 塊狀厚油層，層內(nèi)有平面分布不穩(wěn)定的低滲夾層或薄泥巖夾層 如：濮城南區(qū)沙二上2+3油藏，油層單層厚度4-30米，內(nèi)部含有夾層，夾層厚度3-38mm,孔隙度24%，滲透率143md，滲透級差36倍，含水96.7%，采出程度僅27%。 周期注水、深部調(diào)驅(qū) 、打加密調(diào)整井（在油藏精細描述基礎(chǔ)上） 非均質(zhì)嚴重油藏層內(nèi)非均質(zhì)： 正韻律厚油層 油層底部物性好、頂部物性差，在油層頂部低滲透部位打水平井采剩余油。勝利油田已經(jīng)取得成功經(jīng)驗。非均質(zhì)嚴重油藏特點：1、被斷層復(fù)雜化的多油層油

28、藏2、注采井網(wǎng)完善時間長3、注采井數(shù)多，井網(wǎng)不規(guī)則，單井控制儲量少， 油井含水上升快，措施有效周期短4、油層斷失多，細分層系受限，層間矛盾突出做法：1、動態(tài)認識構(gòu)造早介入（應(yīng)用RFT測試、激動試井、油井探邊測試、油水井生產(chǎn)動態(tài)資料 ） 2、靜態(tài)不間斷認識構(gòu)造 3、利用一井穿多塊的特點，在有利于完善注采井網(wǎng)和層系組合時，油井跨塊采油，水井跨塊注水。 復(fù)雜斷塊油藏目錄一、油藏類型分析二、油藏低含水開發(fā)階段三、中含水開發(fā)階段四、高含水、特高含水開發(fā)階段五、油藏開發(fā)效果評價與趨勢預(yù)測高、特高含水開發(fā)期動靜態(tài)資料更加豐富不同油藏類型剩余油分布狀況不同不同油藏類型挖潛措施不同高、特高含水開發(fā)期包括中含水期

29、應(yīng)用的各類資料 密閉取芯檢查井 油、氣、水性質(zhì)變化資料 應(yīng)用資料一、應(yīng)用資料1、分析含油飽和度 。逐層試油，分析含油飽和度與含水的關(guān)系。2、分析巖樣的潤濕性變化（飽和度）。3、做不同潤濕性巖樣相對滲透率曲線。4、分析膠結(jié)物含量、成分變化對注水開發(fā)的影響。5、作孔隙度、滲透率變化（同相帶取芯井對比）6、作壓汞、退汞曲線。分析孔隙結(jié)構(gòu)變化。7、作薄片、掃描電鏡密閉取芯檢查井分析化驗項目濮城油田南區(qū)沙二上2+3不同含水期油層潤濕性變化 1、原油粘度、密度變化（與多次分泌資料對比）。2、氣頂氣、溶解氣組分變化。3、地層水礦化度、水型變化?；灧治瞿壳坝?、氣、水性 高、特高含水開發(fā)期沉積微相與沉積微相配

30、伍的屬性微構(gòu)造：正向微構(gòu)造（小高點）、斜坡型微構(gòu)造及小斷層遮擋構(gòu)造。油藏描述二、研究內(nèi)容濮53塊正向微構(gòu)造高、特高含水開發(fā)期1、不同相帶要有不同相滲曲線,同一相帶如有多塊樣品。應(yīng)歸一化處理。2、要有不同注水開發(fā)時期的孔隙度、滲透率、地下高壓物性等資料。3、研究區(qū)所有單井累計油量與油藏累計油量數(shù)據(jù)符合程度達90%以上，單井累計注水量與油藏累計注水量數(shù)據(jù)符合程度達95%以上。4、對于簡單構(gòu)造油藏，90%的油井要求歷史擬合，歷史擬合井符合程度要達到80%以上；對于復(fù)雜構(gòu)造油藏，80%的油井要求歷史擬合，歷史擬合井符合程度要達到80%以上。5、對生產(chǎn)測井資料的應(yīng)用要去偽存真數(shù)值模擬二、研究內(nèi)容高、特高含水開發(fā)期1、剩余油分布在主控油藏斷層附近（油藏頂部）。2、內(nèi)部小斷層遮擋部位。3、油藏內(nèi)部微構(gòu)造（小高點）上。4、水驅(qū)滯留區(qū)。5、厚層及正韻律層層內(nèi)。6、由于油水粘度比大水驅(qū)油