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油田不同开发阶段原油储采比计算新方法
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油田不同开发阶段原油储采比计算新方法
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郭振海油藏动态分析方法
油田动态分析RIPED内容1.油田动态分析及主要内容 2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（采收率）及计算方法6.水驱潜力评价方法RIPED油田动态分析在
油田开发过程中，运用各种监测方法采集到的大量第一 性资料，进行深入分析、不断认识地下油水运动规律及其 发展变化，及时发现和提出解决各种问题的办法。 每年进行的改善油田开发效果各类措施，比如开发调整 （钻新井、层系、井网、开发方式）、“稳油控水”的综 合治理的重要基础之一就是油藏动态分析。 油田动态分析包括：生产动态分析、油井井筒内升举条件 分析和油层（藏）动态分析三个方面的内容。RIPED生产动态分析生产动态分析亦称单井动态分析，包括油井动态和注水井动 态分析，是油田生产管理经常性的基础工作。 油井动态分析包括：分析压力、产量、含水变化，搞清见水 层位，来水方向及井下技术状况，判断工作制度是否合理及 生产是否正常等。 注水井动态分析包括：分析井口压力、注水量及吸水能力变 化，判断井下故障等。RIPED生产动态分析生产动态分析主要指标 注水状况分析：注水量、吸水能力 油层压力状况：油层压力分布，以及油层压力与注水量、注采比之间的关系含水率变化：含水与注采比、采油速度合理界限油井生产能力：采油指数、采液指数变化，油井利用率、时率、递减率（综合递减率、自然递减率）、措施效果。RIPED油层（藏）动态分析搞清各类油层中油水的分布及其运动状况、吸水能力和产油 能力变化，地层压力及渗流阻力变化，含水率及产量变化， 油层及流体性质变化，储量动用及剩余油分布等，为挖潜油层潜力提供依据。油藏动态分析：以井组（或开发单元、区块）为单元，搞清 油层产量、压力和含水率的变化状况，吸水能力及注采平衡 状况等。油水分布及水线推进状况，储量动用及潜力分布状 况等。针对出现的问题提出各种有效措施，不断提高井组开 发效果。RIPED油层（藏）动态分析油藏动态分析主要内容 油藏地质特征再认识： 层系、井网、注水方式适应性：比如不同井网、井距下各类油层水驱控制程度、油砂体钻遇率、水驱采收率等方面分析其适应性。 油田稳产基础分析： 储量替换率、储采比状况 新井、老井及措施增油的变化RIPED油藏动态分析油藏动态分析主要内容 油层能量保持状况 储量动用及剩余油分布状况： 各类重大措施（压裂、补孔、调剖、卡堵水）对储量动用影响 储层的连通状况的分类统计，不同井网控制程度下储量的动用、 水驱控制程度及剩余油分布状况 注入水纵向、横向波及及水洗状况RIPED油藏动态分析油藏动态主要主要分析 水驱油效率分析 取心、室内做水驱油实验确定水驱油效率（微观水驱油效率）油水相渗曲线确定水驱油效率类似油藏、经验公式确定 油田可采储量及采收率： 计算可采储量（方法的实用性） 分析影响水驱采收率的因素（油藏、流体的属性，开采方式及 工艺技术以及经济）RIPED《油藏工程管理规定》有关动态分析规定1.月（季）度生产动态分析 主要应用开发动态资料分析油田生产形势和措施效果，发 现生产动态存在的主要矛盾，制定相应调整措施，确保各项开发指标的完成。主要内容：1）原油生产计划完成情况 2）主要开发指标（产油量、产液量、含水、注水量、注 采比、地层压力、递减率等）的变化情况及原因 3）主要增产、增注措施效果及影响因素分析RIPED《油藏工程管理规定》有关动态分析规定2.年度油藏动态分析主要是搞清油藏动态变化，为编制第2年的配产、配注方案和调整部署提高可靠依据。重点分析的内容：1）注采平衡和能量保持利用状况（1）注采比的变化与压力水平的关系，压力系统和注采井 数比的合理性。 （2）确定合理的油层压力保持水平，分析能量利用保持是 否合理，提出配产、配注方案和改善注水开发效果的措施。RIPED《油藏工程管理规定》有关动态分析规定2）注水效果分析 （1）分析区块注水见效情况、分层注水状况，提出改善注 水状况措施；（2）分析注水量完成情况、吸水能力的变化及原因（3）分析含水上升率、存水率、水驱指数，并与理论值进 行对比，评价注水效果、波及效率、注采比、注采对应率。RIPED《油藏工程管理规定》有关动态分析规定3）分析储量利用程度和油水分布状况 （1）应用吸水剖面、产液剖面、密闭取心等资料，分析油层 动用程度、储量动用状况。 （2）利用不同开发阶段驱替特征曲线，分析储量动用状况及 变化趋势；RIPED《油藏工程管理规定》有关动态分析规定4.分析含水上升率与产液量变化情况 （1）应用实际含水与采出程度关系曲线和理论计算曲线对比， 分析含水上升率变化趋势及原因，提出控制含水上升措施。（2）分析产液量结构的变化，提出调整措施。5.分析主要增产增注措施效果。对主要措施（如压裂、酸化、堵水、补孔、增注等）要分析措施前后产液量、产油量、含水率、注水量、井底压力的变 化和有效期。RIPED《油藏工程管理规定》有关动态分析规定6.总结油田开发重点工作的进展 1）精细油藏描述 2）（新）老区产能建设3）重大开发实验4）区块综合治理RIPED内容1.油田动态分析及主要内容 2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法 5.可采储量（采收率）及计算方法 6.水驱潜力评价方法RIPED按原油性质分（按油层条件下的原油粘度分）低粘油：μ o≤5mpa.s（吐哈、塔里木） 中粘油：μ o＞5～20 mpa.s 高粘油：μ o＞ 20～50 mpa.s 稠油：μ o＞50 mpa.s（辽河、新疆） 普通稠油：μ o＞50～10000 mpa.s 特稠油：μ o＞ 1 mpa.s超稠油：μ o＞ 50000 mpa.s凝析油：一般原油相对密度＜0.8 挥发油：一般原油相对密度＜0.825，体积系数＞1.75高凝油：凝固点＞40℃的轻质高含蜡原油RIPED按渗透性分类（空气渗透率）：特高渗透：k≥μm2高渗透：1000＞k≥500×10-3μm2中渗透： 500＞k≥50×10-3μm2低渗透： 50＞k≥5×10-3μm2特低渗透： k＜5×10-3μm2RIPED按储集层形态分类层状：上下均被不渗透地层所封隔，受固定层位控制 单层状、多层状 块状：储集层厚度大，内部没有不渗透岩层间隔而呈整体块状，顶部为不渗透岩层覆盖，下部为底水衬托。孔隙型：储集和渗流石油的空间主要为孔隙（＞90%） 双重介质型：储集和渗流石油的空间主要既有孔隙又有裂 缝（孔隙＞10%，裂缝＞10%） 裂缝型：储集和渗流石油的空间主要为裂缝（＞90%）RIPED常用的油藏分类（油藏数据手册）天然能量 中高渗透注水砂岩油藏：特高渗透：k≥1000高渗透：k≥500～＜1000 中渗透：k≥50～＜500 低渗透砂岩油藏 低渗透：k≥5～＜50 特低渗透：k＜5 复杂断块油藏 中高渗透：k≥50， 低渗透：k＜50 裂缝性砂岩油藏 砾岩油藏 裂缝性碳酸岩油藏 特殊类型油藏RIPED内容1.油藏动态分析及主要内容 2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法 5.可采储量（采收率）及计算方法 6.水驱潜力评价方法RIPED油田开发阶段的划分“开发阶段”有关： 资料信息、油藏描述、油藏地质模型、油藏动态 监测内容、原油采收率等。 一般划分（按原油产量） 产能建设上产阶段（开发初期） 产量相对稳产阶段（开发中期或开发调整阶段） 产量递减阶段（开发后期）RIPED油田开发阶段的划分开发调整（整体加密或井网调整）： 一次井网调整 二次井网调整三次井网调整阶段原来“勘探开发”阶段的划分： 勘探阶段和开发阶段，开发阶段又分开发准备阶段、投产 阶段和生产阶段。 “勘探开发一体化”阶段的划分：预探、评价、产能建设和油气生产阶段。RIPED油田开发阶段的划分按含水率的划分： 无水期开采阶段：含水率≤2% 低含水开采阶段：含水率2%～20% 中含水开采阶段：含水率20～60% 高含水开采阶段：含水率60～90% 特高含水开采阶段：含水率大于90% 按采出程度划分：RIPED内容1.油藏动态分析的定义、主要内容 2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（采收率）及计算方法6.水驱潜力评价方法RIPED主要生产技术指标及确定方法 1）主要指标（1）开采井网指标 （2）油井生产动态指标（3）注水井生产动态指标（4）注采系统指标（5）采油速度和采出程度指标（6）水驱油田开发效果指标2）确定方法RIPED主要生产技术指标及定义（1）开采井网指标 井网密度：油田（或区块）单位面积已投入开发的采油井、注水井总数。 注采井数比：水驱开发油田注水井总数与采油井总数之比。 水驱储量控制程度： 水驱储量动用程度： 平均单井射开厚度： 油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井中射孔总厚度与油水井总井数的比值。平均单井有效厚度： 油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井中有效厚度之和与油水井总井数的比值。可采储量：RIPED主要生产技术指标及定义（2）油井生产动态指标 井口（核实）产油量：日产、月产、年产、累积产油量井口（核实）日产油水平=当月井口（核实）月产油/当月日历天数 原油产量构成：新井产量和老井产量（基础产量和措施增油量）。 新井：当年投产油井 老井：上年末以前已投产的油井输差系数：核实产油量/井口产油量，按区块计算。 井口产水量： 核实产水量：井口产水量和输差系数计算。井口（核实）产液量：井口（核实）产油量+井口（核实）产水量 RIPED主要生产技术指标及定义（2）油井生产动态指标 综合含水：按月计算，月产水/月产液。有时分年均含水或年末含水。年均含水=年产水/年产液综合气油比：按月计算；月产气/月产油油井利用率（或开井率）：按月计算，油井开井总数占油井总井数之比。开井数是指当月连续生产时间不小于24h的油井井数。综合递减率：老井在采取增产措施情况下的产量递减速度 自然递减率：老井在未采取增产措施情况下的产量递减速度RIPED主要生产技术指标及定义（3）注水井生产动态指标注水量：单井日注水量是指井口计量的日注水量，开发单元和阶段时间的注水量用单井日注水量进行累加得出。吸水指数：注水井单位注水压差的日注水量。吸水强度：单位有效厚度单位注水压差的日注水量。注水井利用率（或开井率）：按月计算，注水井开井总数占注水井总数之比。开井数是指当月连续注水时间不小于24h的井数。分层注水合格率：分层注水井测试合格层段数与分注井测试层段数之比。 注水井分注率：实际分层配注井数（含一级两层分注井）与扣除不需要分注和没有分注条件井之后的注水井数之比。RIPED主要生产技术指标及定义（4）注采系统指标油井生产压差：油井地层压力与井底流动压力之差。 总压差：原始地层压力与目前油井地层压力之差。 注采比：开发单元注入水地下体积与采出液的地下体积之比。月注采比、年注采比、累积注采比地下亏空体积：油田（或区块）采出地下体积与累积注水地下体积之差。 采液（油）指数：单位生产压差的日产液（油）量；采液（油）强度：单位有效厚度采液（油）指数。生产能力：单井日产油水平：单井当月产油量与当月日历天数的比值。 单井生产时率：单井当月生产时间与当月日历时间之比。 年生产能力：开发单元月产油量折算成全年产油量。RIPED主要生产技术指标及定义（5）采油速度与采出程度指标采油速度：地质储量采油速度：油田（或区块）年采油量占地质储量的百分数。 可采储量采油速度：油田（或区块）年采油量占可采储量的百分数。剩余可采储量采油速度：当年核实年产油量占上年末剩余可采储量的百分数。 储采比：油田年初剩余可采储量与当年采油量之比。采出程度：地质储量采出程度：油田（或区块）的累积产油量占地质储量的百分数。 可采储量采出程度：油田（或区块）的累积产油量占可采储量的百分数。RIPED主要生产技术指标及定义（6）水驱油田开发效果指标含水上升率：每采出1%的地质储量时含水率的上升值。年均含水上升率=（当年年均含水－上年年均含水）/（当年底采出程度－ 上年底采出程度）水驱采收率：累积采出油量占原始地质储量的百分数。水驱储量控制程度： 水驱储量动用程度： 水驱指数：油田（或区块）注入水地下存水量与累积产油量地下体积之比。 存水率：油田（或区块）注入水地下存水量与累积注水量之比。 水油比：累积产水与累积产油之比。RIPED开发水平分级指标SY/跟油藏动态分析“密切”的参数：水驱储量控制程度（跟井网密度、油藏类型关系密切） 水驱储量动用程度（跟井网、油藏类型关系密切）油藏能量保持水平和利用程度（跟注采比、配注合理性）剩余可采储量采油速度（储采比的倒数） 年产油量递减率（综合递减率、自然递减率） 水驱状况（内容比较多，好、中、差） 含水、含水上升率（跟开发阶段关系比较大） 原油采收率（油田开发过程中不断提高）RIPED开发水平分级指标SY/跟油藏动态分析“间接”的参数：老井措施有效率 注水井分注率配注合格率油水井综合生产时率 注水水质达标状况 动态监测计划完成率 操作费控制状况。RIPED《油藏工程管理规定》开发调控指标（1）水驱油田年度调控指标（1）含水上升率（2）自然递减率和综合递减率 （3）剩余可采储量采油速度（4）油藏压力系统（5）注采比（2）水驱开发油田阶段调控指标（1）水驱储量控制程度 （2）水驱储量动用程度 （3）可采储量采出程度 （4）采收率（水驱采收率）RIPED《油藏工程管理规定》开发调控指标（1）水驱油田年度调控指标（1）含水上升率 根据有代表性的相对渗透率曲线或水驱曲线来确定，各开发阶段含水上升率不超过理论值。（2）自然递减率和综合递减率 根据油藏类型和所处的开发阶段确定递减率控制指标。 （3）剩余可采储量采油速度 一般控制在8%～11%，低渗透油藏控制在6%左右。RIPED老井综合递减率、自然递减率老井综合递减率：油田（或区块）核实年产油量扣出当年新井年产油量后下降的百分数。Dn=（1－（qob(t) Dqox(t)）／qob(t－1)）老井自然递减率：油田（或区块）老井扣出措施增产油量后年产油量下降的百分数。Dn=（1－（qob(t)DΔ qo (t)Dqox(t)）／qob(t－1)） 式中： qob(t)―第t年的核实年产油量 qob(t－1)―第t－1年标定的年产油量 Δ qo (t)―第t年老井措施增油量 qox(t)―第t年的新井年产油量RIPED开发储采比、储采平衡系数开发储采比 石油储采比是指当年末剩余开发动用石油可采储量与当年 原油核实产量的比值。 开发储采比越大，稳产基础越好。开发储采比增加、原油 产量可能上升。临界开发储采比：超过该临界值，产量就可能下降。有分析认为中石油临界开发储采比大约13左右。RIPED开发储采比、储采平衡系数储采平衡系数（储量替换率） 指当年新增可采储量与当年原油产量之比。 当年新增可采储量包括当年新区新增动用可采储量与老区新增可采储量之和。储采平衡系数（储量替换率）大于1，储采实现平衡。比如 2005年中石油股份公司储量替换率大于1。新老区新增可采合理比例，有分析认为大概为2.5：1～3.0：1。 2005年中石油股份公司新老区新增可采储量的比例2.9：1。RIPED《油藏工程管理规定》开发调控指标（1）水驱油田年度调控指标（4）油藏压力系统 水驱油田高饱和油藏地层压力应保持在饱和压力以上；低渗、低压油 藏压力一般保持在原始地层压力以上；注水压力不超过油层破裂压力； （5）注采比水驱开发油田原则上保持注采平衡；中高渗透油藏注采比要达到1.0左右；低渗透油藏年注采比要控制在1.0～1.5。RIPED《油藏工程管理规定》开发调控指标（1）水驱油田年度调控指标（1）含水上升率（2）自然递减率和综合递减率 （3）剩余可采储量采油速度（4）油藏压力系统（5）注采比（2）水驱开发油田阶段调控指标（1）水驱储量控制程度 （2）水驱储量动用程度 （3）可采储量采出程度 （4）采收率（水驱采收率）RIPED水驱储量控制程度―水驱控制程度定义：现井网条件下注入水所能够波及到的含油面积内之 储量与其总储量的比值。计算简化：与注水井连通的采油 井射开有效厚度与井组内采油井射开总有效厚度之比值。Ew―水驱控制程度，%h Ew ? ? 100 % HOh―油井与注水井连通厚度，m Ho―油层总厚度，m水驱控制程度是直接影响采油速度、含水上升率、储量动用 程度、水驱采收率等的重要因素，研究各类油层水驱控制程度是油田调整挖潜的主要依据。RIPED水驱储量控制程度―水驱控制程度井网密度与水驱控制程度的关系：水驱储量控制程度高，就意味着油水井各层间对应连通情况好，能受到注水 效果的井层多，水驱波及体积大。 中石油勘探开发科学研究院曾对此用37个 开发单元或区块的实际资料进行统计分析，按水驱控制程度对井网密度敏感性的不同分为5类：国内油田水驱控制程度与井网密度统计相关关系表类别 开发单元或油藏 个数 4 6 14 8 5 比例 10.8 16.2 37.9 21.6 13.5 回归经验相关关系式 M=98e-0.0101s M=91e-0.03677s M=101.195e-0.03677s M=94e-0.0583s M=100.93e-0.1012sIII III IV VRIPED水驱储量控制程度―水驱控制程度井网密度与水驱控制程度的关系：不同类别的油藏，同样的井网密度，水驱控制程度相差比较大。如连通性好的I类油藏，井网密度10 hm2/井时，水驱控制程度可达88.7%，而 当其抽稀至50 hm2/井时，水驱控制程度还可高达59%。 而对连通性很差的V类油藏，井网密度10 hm2/井时，水驱控制程度才36.7%，而当其抽稀至20 hm2/井时降至13.3%。同样要达到80%的水驱控制程度，I类油 藏约需20 hm2/井的井网密度，而V类油藏却需要加密至2 hm2/井。RIPED水驱储量动用程度―水驱动用程度定义：是按年度所有测试水井的吸水剖面和全部测试油井 的产液剖面资料计算，即总吸水厚度与注水井总射开连通 厚度之比值，或总产液厚度与油井总射开连通厚度之比值。Ew―水驱动用程度，%h Ew ? ? 100 % HOh―水井总吸水厚度，m Ho―注水井总射开连通厚度，m水驱动用程度比水驱储量控制程度小。RIPED水驱开发油田调控指标―中高渗透注水油藏《开发水平分类》类别 序号 1 2 项目 水驱储量控制程度、% 水驱储量动用程度、% 一 ≥85 ≥75 二 &85~≥70 &75~≥60 三 & 70 & 60《油田开发管理纲要》和《油藏工程管理规定》 水驱储量控制程度：一般要达到80%，特高含水期达到90%以上； 水驱储量动用程度：一般要达到70%，特高含水期达到80%以上； 可采储量采出程度：低含水期末达到15%～20%；中含水期末达到 30%～40%；高含水期末达到70%；特高含水期再采出30%。 水驱采收率：不低于35%。RIPED水驱开发油田调控指标―低渗透油藏《开发水平分类》类别 序号 1 2 项目 水驱储量控制程度、% 水驱储量动用程度、% 一 ≥70 ≥70 二 &70~≥60 &70~≥50 三 & 60 & 50《油田开发管理纲要》和《油藏工程管理规定》水驱储量控制程度：一般要达到70%以上；水驱储量动用程度：一般要达到60%以上； 可采储量采出程度：低含水期末达到20%～30%；中含水期末达到50%～60%；高含水期末达到80%以上。水驱采收率：不低于25%，特低渗透不低于20%。RIPED水驱开发油田调控指标―断块油藏《开发水平分类》类别 序号 1 2 项目 水驱储量控制程度、% 水驱储量动用程度、% 一 ≥60 ≥50 二 &60~≥50 &50~≥40 三 &50 & 40《油田开发管理纲要》和《油藏工程管理规定》 水驱储量控制程度：一般要达到60%以上； 水驱储量动用程度：一般要达到50%以上；水驱采收率：不低于25%。RIPED内容1.油藏动态分析的定义、主要内容 2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（水驱采收率）及确定方法6.水驱潜力评价方法RIPED可采储量与原油采收率1）影响采收率（水驱可采储量）的主要因素2）采收率或可采储量确定常用方法 3）老区水驱采收率的常用标定方法 4）老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段RIPED1）影响水驱采收率（或可采储量）的主要因素（1）水驱采收率基本公式水驱采收率等于水驱油效率与注水波及体积系数之积：ER ? Ed ? Ev（2）水驱采收率主要影响因素水驱油效率：储层物性（渗透率）和流体性质（油水粘度比）波及体积系数：注采井网（井网部署、层系划分）、储层宏观非均质性（砂体的规模与砂体间的相互关系、韵律性等）和采油工艺 技术。RIPED可采储量与原油采收率1）影响采收率（水驱可采储量）的主要因素2）确定采收率或可采储量常用方法 3）老区水驱采收率的常用标定方法 4）老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段RIPED2）可采储量或水驱采收率确定方法开发早期： 一般先通过确定采收率，计算可采储量，主要方法有经验公式 法（规范方法和油区自己统计的公式）、类比法和静态方法。开发中期：一般先通过标定可采储量，反算采收率。主要方法有水驱特征曲线、数值模拟、井网密度等方法。开发后期： 一般先通过标定可采储量，反算采收率。主要方法递减曲线法。RIPED2）可采储量或水驱采收率确定方法开发早期： 1）储量规范经验公式（注意适用范围和单位） 公式一：水驱ER ? 0.274 ? 0.1116 lg ? R ? 0.09746 lg K ? 0.0001802 hoe f? 0.06741Vk ? 0.0001675 T公式二：水驱ER ? 0.05842 ? 0.08461 lg Ka?o? 0.3464 ? ? 0.003871 fRIPED2）可采储量或水驱采收率确定方法开发早期： 1）储量规范经验公式（注意适用范围和单位） 公式三：溶解气驱E R ? 0.2126? ? ? ? (1 ? S w i ) ? Bob ? ?0.1611?(Ke? ob) 0.0979 ? S wi0.3722?(Pb 0.1741 ) Pa公式四：弹性驱Cf ? ? Co ? ? S w i (C w ? C o ) ? ? ? ? ( Pi ? Pb ) ER ? ? ? (1 ? S wi )?1 ? ( Pi ? Pb )C o ? ? ? ? ? ?RIPED2）可采储量或水驱采收率确定方法开发早期： 1）储量规范经验公式（注意适用范围和单位） 公式五：全国储委油气专委1985年利用200多个水驱程度大于60%的砂岩油田资料，统计分析得出采收率与流度有关的公式：ER=21.4289(μo/κ)0.1316 2）辽河油区根据67个区块统计的水驱砂岩采收率计算公式： ER=0.177+1.0753φ+0.08522log (μo/κ)RIPED2）可采储量或水驱采收率确定方法开发早期： 3）大庆油区低渗透油田的六种经验公式： 公式一：E R ? 0.3634 ? 0.089 lg K?o? 0.011146 ? ? 0.0007 f公式二：E R ? 0.3726 ? 0.0893 lgK?o? 0.011235 ?公式三：E R ? 0.1957 ? 0.0508 ? lgK?ORIPED2）可采储量或水驱采收率确定方法开发早期： 3）大庆油区低渗透油田的六种经验公式： 公式四：ER ? 0.3778 ? 0.0966 lg k ? 0.0715 lg ? o ? 0.013035 ? ? 0.0002 f公式五：E R ? 0.1893 ? 0.075 lgK?O? 0.01264 ? ? 0.0005 f ? 0.3355W f公式六：E R ? 0.0343 ? 0.0498 lgK?o? 0.291W fRIPED2）可采储量或水驱采收率确定方法开发中期： 1）童宪章经验图版法 水驱油田含水―采收率有如下关系lg fw ? 7.5?R ? E R ? ? 1.69 1 ? fw用累积产油和地质储量可计算出采出程度R，根据对应的 含水fw计算出采收率。也可根据水驱油藏含水率、采出程 度和最终采收率得到的统计关系图版，用对应的查出相应 的采收率ER。 RIPED2）可采储量或水驱采收率确定方法开发中期： 2）水驱特征曲线法（大庆）①普通坐标累积液油比（Lp/Np）与累积产水量（Wp）关系曲线计算NR：NR1 ? 1? b?0.0204 ( a ? 1)?②半对数坐标中累积产油量（Np）与累积产水量（Wp）的关系曲线计算NR ：NR ?1 21.28 (lg ? a) b bRIPED2）可采储量或水驱采收率确定方法开发中期： 2）水驱特征曲线法（大庆）③普通坐标中累积液油比（Lp/Np）与累积产液量（Lp）关系曲线计算NR ：NR ?1 ? 1 ? 0.02 a b??④半对数坐标中累积产液量（Lp）与累积产油量（Np）关系曲线计算NR：NR ? 1 21.72 (lg ? a) b bRIPED2）可采储量或水驱采收率确定方法开发中期： 2）水驱特征曲线法（辽河）水驱特征曲线有多种形式的统计关系式。辽河的稀油和高凝油筛选出四种水驱特征曲线形式。选用水驱曲线汇总表 方法 甲型 乙型 丙型 丁型 粘度 mPa?s 3～30 &30 3～30 &30 表 达 式 可采储量计算公式N ?R适用条件lgW ? a ? b ? Npp1 b21.2830 ? )? ?lg( b ?? a? ?lg L ? a ? b ? NppNR?1 ? 2 1 .7 1 5 0 ? lg ( ) ? a ? b ? b ? ?层状油藏L Np?a?b?LpN ?Rp1 1? b?0.02 ? a??层状和灰岩 底水油藏L Np? a ? b?WpN ?Rp1 1? b?0.0204 ? ( a ? 1)RIPED2）可采储量或水驱采收率确定方法开发后期（处于产量递减阶段）： 1）指数型递减（n=∞） 可采储量计算公式：N R ? (Qi ? Qa ) / Di2）双曲型递减 （ 1＜n＜∞）可采储量计算公式：Qi Qi 1? n NR ? ? ? Qa ?1 ? n ?Di ?1 ? n ?DinRIPED2）可采储量或水驱采收率确定方法开发后期（处于产量递减阶段）： 3）调和递减规律 （n=1） 可采储量计算公式：2 Qi ? ? Qa ? ? ?1 ? ? NR ? ?Q ? ? 2 Di ? ? i ? ? ? ? ?4）衰减曲线型递减 （ n=0.5）可采储量计算公式：N R ? a ? bQaRIPED2）可采储量或水驱采收率确定方法开发后期（处于产量递减阶段）： 符号说明：Qi ―t=0 时刻产量，t/a；Qt ―t 时刻产量，t/a；Qa―油藏废气产量，t/a；Di ―初始递减率，1/a；t―生产时间，a； ―指数； 一校正系数。 ―系数；n ca,bRIPED可采储量与原油采收率1）影响采收率（水驱可采储量）的主要因素2）确定采收率或可采储量常用方法 3）标定老区可采储量（采收率）的常用方法 4）老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段RIPED3）老区水驱采收率的常用标定方法对于处于开发综合调整阶段的油田或区块，目前各油 区针对实际情况，修正和统计了适合各自油田采收率的标 定公式。常用的可采储量（采收率）标定方法为：水驱特征曲线、递减曲线法和童宪章图版法，其次数值模拟法、井网 密度法。 特别是大庆油区针对调整阶段的采收率标定方法作了 很多探索性工作，以该油田为例：RIPED（1）水驱曲线类：（包括甲、乙、丙、丁等各种曲线和童宪章图版法）――大庆油田的动态跟踪预测法 前提： 为提高油田的水驱开发效果，往往采取加密调整、 注采系统调整、压裂、补孔等调整措施。导致开发单元 的水驱曲线发生变化，不能直接用于测算可采储量。 方法依据：动态跟踪预测法是基于喇萨杏油田加密及综合调整阶段老井水驱曲线变化趋势得到的，用于加密调整及综 合调整阶段老井可采储量预测。RIPED大庆油田的动态跟踪预测法统计二次加密调整较早区块基础井水驱曲线的变化，二次 加密调整后，在经历一段时间稳定开采后，逐渐趋于稳定，形 成了一条与原直线段基本平行的稳定直线段。喇嘛甸纯油区南块老井水驱特征曲线1.5 1 0.5北二区东部基础井水驱曲线4 log(Wp) 3 2 1 0 LOG(F)0 -0.5 -1 -1.5 -2 0 00 8000 NP，10 t4稳定阶段二次加密 调整阶段1000005001000150020002500 4 Np,10 t3000RIPED大庆油田的动态跟踪预测法动态跟踪预测法示意图100B1 B210105累计产油，104t10方法应用： 对仍处在调整期间逐年的数据点作与原直线平行的逼近直线，用该直线预测调后逐年新增可采储量。RIPED（2）调整注采关系增加可采储量公式单项措施或调整注采关系提高水驱采收率的公式或解析解比较少（基本没有），大庆油区有过这方面的探索。 大庆勘探开发研究院周学民等人在《大庆石油地质与 开发》1991年第三期发表“喇、萨、杏油田注采系统调整 的研究和探讨”，即调整注采关系增加可采储量公式。RIPED（2）调整注采关系增加可采储量公式根据对各注采系统调整试验区的可采储量变化的初步测算， 再通过注采系统调整前后水驱控制程度变化，结合水驱特征曲 线，综合分析可采储量的增加幅度，得到调整注采系统增加的可采储量计算公式：?N R ? ( N R1 / W1 ) ? ?W ? C?N R―调整注采系统增加的可采储量，104t； ―调整前的可采储量，104t；N R1W1 , ?W ―调整前的水驱控制程度和调整后增加的水驱控制程度，%；C ―可采储量换算系数。RIPED（2）调整注采关系增加可采储量公式根据调前调后水驱控制程度及调前采收率，确定油田加密调 整增加可采储量测算结果： EＲ2＝ＥR1?f2/Wf1 W式中：EＲ1――调前采收率，%； EＲ2――调后采收率，%； Wf1――调前水驱控制程度，%； Wf2――调后水驱控制程度，%；RIPED（3）井网密度法图460杏十-十二区井网密度与采收率关系采收率，%50 40 30 20 10 0 0 10 20 30 40 50 井网密度，口/KM 2ＮＲ＝Ｎ?ＥD?ｅ－ｂ/fR 2 = 0.9571预测井网加密增加可采储量采用井网密度法，增加可采 储量预测结果代表整体调整结果。RIPED老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段主要手段大致可以分为三类： （1）钻新井（整体加密、局部、分散加密）； （2）完善注采井网：补孔改层、细分注水、水井分注、 油井转注、更新、大修、测钻等； （3）油水井综合措施（卡堵水、调剖、调驱、酸化压裂、提液等长停井恢复生产；老区提高采收率主要是新钻井和完善注采关系。RIPED老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段某一油区2005年增加技术可采储量占老区新增技术可采储量的 比例： （1）钻新井51.7％；（2）完善注采井网提高注采对应率占33.3％；（3）油井综合措施占6.7％； （4）长停井恢复占3.6％； （5）三次采油占4.7％。 新钻井和完善注采关系增加的可采储量的比例达到85%。RIPED内容1.油藏动态分析的定义、主要内容 2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（水驱采收率）及确定方法6.水驱潜力评价方法RIPED水驱潜力评价方法（砂岩水驱油藏）1）水驱采收率潜力定义2）前期研究结果调研 3）目标水驱采收率确定方法RIPED1）水驱采收率潜力定义（1）水驱采收率潜力 水驱采收率潜力是指目标水驱采收率与目前采收 率（最新标定技术可采储量反算）之间的差值。（2）目标水驱采收率是指技术经济条件下可能达到的最大水驱采收率。RIPED水驱潜力评价方法（砂岩水驱油藏）1）水驱采收率潜力定义2）前期研究结果调研 3）目标水驱采收率确定方法RIPED2）前期研究结果调研（1）我国注水油田常规注水潜力宏观评估 1997年，俞启泰等人在《注水河流相储层波及评价与挖潜 宏观决策系统》中对我国注水油田用常规注水方法提高采收率的最大幅度进行了评估。评估结果我国注水砂岩油田的采收率从1997年的O.355，用常规注水方法，采收率最大可提高到O.405。RIPED2）前期研究结果调研其中： ①延长含水率界限，即含水率从O.98延长到O.99，可提 高采收率1.7个百分点；②钻加密调整可提高采收率1.8个百分点；③降低油水井数比可提高采收率O.6个百分点；④注采井距均匀化可提高采收率O.4个百分点；⑤各种井下措施可提高采收率O.5个百分点。RIPED2）前期研究结果调研评估应用的主要方法①钻加密井：应用的是谢式公式； ②降低油水井数比，注采井距均匀化：主要应用经验公式； ③各种井下措施：主要应用的是经验统计； 所有评估结果，基本上是大平均、一个计算结果。RIPED2）前期研究结果调研（1）不同油藏类型最终采收率（注水开发的长远潜力） 年期间，贾文瑞等人编制“改善二次采油技术发 展纲要”中，按油藏类型统计的驱油效率及标定采收率。主要方法各类油藏的驱油效率大多在50-60%之间。 根据理论分析与实践表明，注水波及体积大体在0.6-0.9之 间。据此，对各种油藏类型最终采收率做了一个粗略的估计。RIPED（2）估算结果不同油藏类型最终采收率（注水开发的长远潜力）油藏 分类 中高 渗透层 注水砂 岩油 藏 低渗透 砂岩油 藏 裂缝性 砂岩油 藏 复 杂断 块 油藏 中高渗 透 低 渗透 标定采 收 驱油效 率 率 （%） （ %） 波及 效率 （ %） 可采 储量 目 前平均 估 计最终 水 最终 波及 采出 程度 含水 驱采 收率 效率 （%） （%） （ %） （%） 采收率 增加值 （ %）40.8 22.3 24.4 23.3 21.5 27.1 29.3 28.0 18.360.0 45.0 42.0 55.0 45.068.0 49.4 58.0 42.4 47.776.4 46.9 61.0 64.5 50.7 56.187.8 49.7 75.3 79.7 73.3 70.6 71.0 89.8 49.245.0 30.0 26.0 33.0 28.0 30.0 35.0 32.0 22.075.0 66.7 61.9 60.0 62.24.2 7.8 1.6 9.7 6.6 2.9天然 能量开 发油 藏 砾岩油 藏 裂 缝性碳 酸盐岩 油藏 特 殊类型 油藏48.0 52.0 40.061.0 53.8 45.871.3 93.6 57.472.9 61.5 55.05.7 4.0 3.7RIPED2）前期研究结果调研（3）胜利油田“十五”期间的油田开发趋势分析①整装构造油藏：预计含水98%时，驱油效率50%，体积 波及系数0.84，最终采收率预计42%，目前采收率34.5%， 水驱采收率的潜力7.5个百分点； ②低渗透油藏：极限水驱采收率预计28.5%，目前采收 率21.2%，水驱采收率潜力7.3个百分点。RIPED水驱潜力评价方法（砂岩水驱油藏）1）水驱采收率潜力定义2）前期研究结果调研 3）目标水驱采收率确定方法RIPED（1） 谢尔卡乔夫公式的修正公式谢尔卡乔夫公式 谢式修正公式：ER ? Ed eE R ? Ed ? e?a / Sc? a?S o h1 M 0.5 k e .5 Ac S c该公式概括了目前与水驱波及体积系数有关的井网密度、注采井数比、井网参数、油层物性等因素。RIPED① 谢尔卡乔夫公式的修正公式令：1 ? ? a?S o h / k e .5??公式变为：E R ? Ed ? eR 0.5 Ac S cAc―井网参数，小数R―注采井数比，小数β―跟油藏参数有关的常数Sc―井网密度，口/km2。RIPED水驱油效率确定方法：a.室内水驱油试验结果 室内水驱油实验水驱倍数达到1.5～2.0时的水驱油效率或含水 98%时的水驱油采收率。 b.油水相对渗透率曲线 根据油水相对渗透率曲线计算水驱油效率：1 ? S or ? S wi Ed ? 1 ? S wiRIPED水驱油效率确定方法：c.水驱油效率经验公式 俞启泰等人根据25个油田岩心水驱油实验资料回归得到水驱油 效率与油水粘度比，绝对渗透率的相关公式：Ed ? 0.4787 ? 0.08873 ? lg ?r ? 0.09783 ? lg k根据25个油田油水相对渗透率曲线计算的驱油效率相关公式：Ed ? 0.5757 ? 0.1157 ? lg ?r ? 0.03753 ? lg k各 参 数 变 化 范 围 ： Ed=0.5 ～ 0.769 ， μ r=1.9 ～ 162.5 ， k=69～μ m2。RIPED水驱油效率确定方法：根据岩心水驱油试验实际数据统计研究的河流相与三角洲 相的水驱油效率Ed。 河流相：Ed=0.0388lgk-0.0801lgμ r+0.5366 三角洲相：Ed=0.0467lgk-0.0847lgμ r+0.5539陆上油田主要沉积类型驱油效率或根据陆上油田不同沉积 类 型 ，选 择 平 均驱沉积相 河流相 三角洲相 扇三角洲 湖底扇（浊积）相 冲积扇相 滩坝驱油效率（％） 最小 52.1 58.2 50.6 50.3 44.2 平均 60 60.4 58 58 58.2 53 61.8 最大 68.1 69.3 61.5 65.3油效率。RIPED注采井数比―R确定合理注采井数比的方法： a.流度比平方根法 在面积注水条件下，最佳的油水井数比可近似的等于流度比的平方根。1/ R ?M?M? w K ro ( swi )?o?K rw (sw ) ? K ro ( sw )?式中：M―流度比；RIPED注采井数比―Rb.吸水采液指数比平方根法 根据油藏的注采能力，从注采平衡角度考虑对油水井数 比的要求。1/ R ? I w J LIw、JL―地下体积计算的吸水指数、产液指数,m3/MPa.d。RIPED注采井数比―Rc.根据井网形式确定注采井数比不同面积注采井网的特征参数（均匀布井）井网 单元几何形 状 正方形 等边三角形 等边三角形 正方形 正方形 正方形 正方形 正方形 正方形 注采井 数比 R 1：1 1：1 1：1 2：1 1：2 2：1 1：2 3：1 1：3 注水井单井控制 面积（km2/口） 井网面积 （km2/口） 井网参数F2a2 1.a2 1...5a2 3a2 1.a2Ac0.5 0.1 0.1 0.2 0.0Sca2 0. 0.. a2 a2 a2直线正对 直线错对 五点法 七点法 四点法 方七点法 斜四点法 九点法 反九点法RIPED胜利采油厂地质研究所提 纲一、油田概况及面临问题 二、动态分析主要内容与方法 三、应注意的几个问题中国石化上游科技工作会议油田基本情况采油厂开发基本情况胜利采油厂管理着胜坨、宁海、王庄三个油田，截止目前探明含油面积 95.6km2，动用地质储量t，标定采收率39.95%。 分油田基础数据表油田 动用储量（万吨） 含油面积 （k m 2 ) 开油井数 ( 口） 日液水平 （t ） 日油水平 （t ） 含 水 （% ） 动 液 面 （m ） 开水井数 （口） 日注水平 （m 3 ) 采出程度 (%) 采油速度 (%) 总压降（兆帕） 胜坨
695 927 .1 0.61 7.76 宁海
31 .71 690 18
0.49 4.61 王庄坨8 2 474 2.03 39 424 199 53.07 869.1 合计
699.7 945 .6 0.6 7.613.14 1.97 1.8面临的问题1、剩余可采储量采油速度高，高含水井不断增加胜坨油田剩余可采储量采出程度与采油速度曲线35可 采 储 量 采 油 速 度30252015 坨142 105 坨11南东二 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 可采储量采出程度 100目前胜坨、宁海两油田可采储量采出程度已高达89%，经研究论证在采出程度 大于70%以后，合理的剩余采油速度为8-11%，实际胜采厂目前剩余可采储量采油速 度达14%，稳产的难度极大。面临的问题1、剩余可采储量采油速度高，高含水井不断增加含水大于97%的油井数450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 98 01 04
335 325 347 354 371 375 391 403含水大于97%的油井数达到了403口，日产液量4.11万吨，日产油量986吨， 平均含水97.6％，其产液量占全厂的30.67％，而产油量只占12.3％。面临的问题2、层间、平面均已严重水淹，层内水淹厚度增加，剩余油分布认识难度大。83-5单元水淹图平面上 除断层附 近外没有 明显潜力 区。面临的问题3、套损井不断增加，井网基础变差，注采对应率降低，损失储量增加“十五”以来套管损坏情况表套损井数 年月 03 06 合计 油井 38 47 39 35 36 64 259 水井 42 42 34 32 41 35 226 合计 80 89 73 67 77 99 485套损井增加造成了注采井网的破坏2006年套 坏井造成储量失控486万吨特高含水期仍然存在平面、层间和层内的开采不均衡55 50驱油效率(%)45 40 35二区3-6单元112 11330122131132212212222312322412422512523113123213223313323413423513524153657478韵律层二类油砂体三类油砂体弱水淹厚度图一类油砂体通过动态分析，研究平面、层间、层内的开采不均衡状况，从差异中 寻找潜力，采取相应的治理手段， 改善油藏开发效果。汇 报 提 纲一、油田概况及面临问题 二、动态分析主要内容与方法 三、应注意的几个问题中国石化上游科技工作会议
动态分析方法动态分析的三个层次和 “五步曲” 基础资料的收集整理 单井分析 阶段调整效果评价三 个 层 次井区分析五 步 曲现阶段动态形势分析存在的主要问题分析 油藏分析 调整对策及经济评价动态分析“五步曲” 单井分析的主要资料 ?分层厚度 ?分层物性参数：孔隙度、渗透率、饱和度等?分层电性参数：电阻率、感应电导率等等?井况（包括射孔状况）?开采历程?历次作业情况 ?钻井相关资料动态分析“五步曲”单井动态分析主要内容注入系统注水水质 注入井动态注日 分 入注 层 压水 流 力量 量 吸 水 指 数 吸指 水示 剖曲 面线生产系统生产井动态日日 产产 液油 量量 综动 合液 含面 水产出液分析出矿 原 油 砂化 油 气 状度 粘 比 况 度地 层 压 力饱 和 度 测 井压注 示 降入 踪 曲倍 剂 线数动态分析“五步曲”第一步、基础资料的收集分析主要包括地质、开发、动态监测三大方面的资料单井 单砂体 单层 单元（一）油藏地质方面：油藏开发的内在决定因素---战争中的综合国力 储层分层状况和储量分布状况。构造形态、断层展布、断层产状。储层物性：孔隙度、渗透率在平面和纵向上分布特征、岩石成份、分 选系数、粒度中值、磨圆度、胶结类型、胶结物含量及其成份、沉积类型等储层的分布状况及非均质性特征和岩石润湿性及“五敏”特征等。 流体性质在平面和纵向上的分布规律，油水界面变化状况。压力和温度系统：原始地层压力、饱和压力、油层温度、体积系数、压缩系数、原始油气比等。动态分析“五步曲”（一）油藏地质方面 1、储层分层状况和储量分布状况101 23 32 4 111 233-5-435分 类层位 10 22 10 23 10 31 10 32 10 33 10 34 6 10 1面积 (Km 2 ) 1.25 1.25 0.98 1.05 1.05 0.86 1.25 1.3 1.01 0.45 1.03 1.3厚度 m 2.1 2.2 3.4 3.9 1.3 2.6 16 2.3 2 2 5.2 11.5地质储量 占总储量 (10 4 t) 51.5 53.9 35.7 42.9 15.6 23.9 223.5 33.4 37.5 8.9 47.5 127.3渗透率渗透率级 差（%） （10 -3 um 2 ） 14.7
10.2 12.2 4.4 6.8 63.7 9.5 10.7 2.5 13.5 36.3 56 24 301.0 682 490 719.6 548.2主 力1.53-4-441124113非 主 力10 21 10 24 10 4 42.4114动态分析“五步曲”（一）油藏地质方面 2、构造形态、断层展布、断层产状。101顶面构造图3-4-9 3-2-4 3-3-62 3-2-7 T381号 3号 2号141号0100200 300 400 500除胜北断层外，内部还有主断层、次一级断层共14条，走向大多北西西，倾角40~70? 。 1级：是坨30断块构造发育的主控断层，如（1号）胜北断层，落差300~500米。 2级：划分断块的边界或位于断块的内部，使断块内部构造复杂化，落差在17~85米； 3级：主断层的派生断层，落差在4~20米。 通过对本区现有的地质、地球物理资料以及开发动态生产、监测资料的综合分析证实，1级断层完全封闭， 2级断层均有一定封闭性，3级断层不封闭，但对油气运移具一定遮挡作用。动态分析“五步曲”（一）油藏地质方面3、 储层物性：孔隙度、渗透率在平面和纵向上分布特征、岩石成份、 分选系数、粒度中值、磨圆度、胶结类型、胶结物含量及其成份、沉积类 型等储层的分布状况及非均质性特征和岩石润湿性及“五敏”特征等。832
0 3 36x236
37x281 37288 Y574-144 5-167 4-135 54n161 13 5-189 5-194 6 6-208 5-218 5x198 5x184 6-194 6x237 5-21372382515x203 6-2247x258 6-258动态分析“五步曲”（一）油藏地质方面913沉积微相图 渗透率图平面上沉积微相的变化控制了砂体物性的变化，8-10砂层组中河口坝沉积微相渗透率最高，分布范 围0.46~4.6μm2，席状砂次之，渗透率分布范围0.4~2.8μm2；远砂坝、近岸砂坝、河口坝侧缘等微相渗 透性最差，平均渗透率范围0.02~0.8μm2动态分析“五步曲”（一）油藏地质方面坨七断块10砂组沉积相剖面图(南北向)3-4-144 近岸滩砂 3-3-113 3-4-158南河口坝 席状砂 远砂坝 远岸滩砂纵向上各韵律层沉积差异明显动态分析“五步曲”（一）油藏地质方面流体性质在平面和纵向上的分布规律，油水界面变化状况。 T142块沙二15砂体近南北向油藏剖面图-2400T142-27T142-3T142-15T142-19T142-29-2500151油水界线：-2625m154油水界线：-2758m-26001-27004-28003 526156未见边水-2900152油水界线：-2755m155油水界线：-2760m-3000153油水界线：-2764m-3100X69动态分析“五步曲”-65 X64 X48 -49 X67 P5 -47 -43 X66 P14159550项目单位取值原油地下粘度X51 -52 X53 P2 -57 X34 -19 X31 -10 -54 -5 -56 -15 -36 -12 -17 X26 P3 -310000mpa.smpa.s g/cm315.7-56.7138--0.95-29-28原油地面粘度-18X68 4159050原油地面密度 原始地层水矿化 度 目前地层水矿化 度 油水粘度比 原始地层压力 饱和压力X23-11 -59 X6 X22 -8ppmppm64328 39-14250003000-16 P4 X9
-2 X20500 1000-3920004-216 X21400MPa MPa27 10.23004157550X4X14200-1X55150-35 X4410050不同原油粘度的部位开发特征不同 50 0200400600800动态分析“五步曲”（一）油藏地质方面压力和温度系统：原始地层压力、饱和压力、油层温度、体积系 数、压缩系数、原始油气比等。油层原始地层压力：19.8―22.2MPa 饱 和 压 力：10.4―11.2MPa目 前 地 层 压力：13.64―14.45 MPa 油 层 原 始 温度：80―87℃动态分析“五步曲”一、基础资料的收集分析（二）开发方面：开发效果的外在决定因素和反映---战争中的武器装备 1、试油试采情况及投产、转注时间、开发方式。 2、开发简历：按不同含水阶段或按开发生产重点工作划 分开发阶段。分阶段简述其重点工作和开采特点。 3、开发现状：包括油井总数、油井开井数、产液量、产 油量、含水、采油速度、剩余可采储量、采油速度、采 出程度、水井总数、水井开井数、日注水量、注采比、 累积注水量、累积亏空、地层总压降、油井动液面等。 4、开发分析基础资料：井网演变、分层累积注采状况、 现井网控制程度、流线分布、历史上射孔、注采、卡封、 打塞、井况等资料；近年开发数据、提液、补孔、改层 等主要措施效果对比数据、新井多功能测井、投产情况。动态分析“五步曲”含水 10090 80 70 60 50 40 30 20 10 0 12 12 12 12天 然 能 量 开 采 阶 段全 面 注 水 开 发 阶 段20%加 密 井 网 扩 建 阶 段35%T28断块下油组开发简历细 分 层 系 73.4% 开 发 阶 段86.8%60综 合 调 整 井 网 阶 段94.9% 5040 30 20 10 0年 产 油时间1、天然能量开采阶段（65-68）划分为1-6和7-13两套层系。阶段末采油速度0.5%,采出程度0.9%。 2、全面投入注水开发阶段（68-71）该阶段以500米井距面积注水方式投入开发。但7-8砂层组干 扰9-13砂层组，含水上升率达12%，阶段末综合含水达20%，采出程度仅5%。 3、加密井网扩建生产能力（71-73） 4、细分层系开发调整（73-88）划分为7-8、9-103、104-13三套层系。1980年-1988年期间，下油 组改层系频繁，基础井网遭到破坏，注采比由1.0降到0.7，含水上升加快、产油量递减加大，阶 段末采油速度为0.47%，采出程度21.7%，综合含水86.8%。 5、综合调整，完善层系井网（89年一目前）该阶段89年和91年进行了两次综合调整，通过钻新 井、补孔、改层、转注、攻欠增注等措施完善层系井网，协调了注采关系。调整后含水上升率由 0.5%下降到0.21%。动态分析“五步曲”一、基础资料的收集分析（三）动态监测方面：战争的预警侦察系统，是地质工作者的眼睛动态监测的目的掌握油藏储层参数，流体性质、地层压力、油、气、水分布状况等在油藏开采过程中的变化情况，从而为动态分析提供基础资料。动态分析“五步曲”动态监测的内容A、吸水剖面和生产剖面监测。 掌握注水井分层和层内分段的吸水状况，生产井分层产液、产油和 含水状况。 B、油层压力和温度监测――掌握油层压力和温度的变化。 C、水驱油状况和剩余油分布监测 包括C/O测井、多功能测井、密闭取芯等等，用来分析水驱油状况和 剩余油分布规律。 D、流体性质监测――掌握流体密度、粘度、含量等等随开采 过程 的变化。 E、示踪剂井间监测――掌握油层平面连通情况，注水井与生产井对 应情况。 F、井下技术状况监测 包括井下电视、声波变密度、多臂井径测井等了解油水井井况。动态分析“五步曲”第二步、阶段调整效果评价：阶段战斗的总结1、新投产井数及效果。 2、老区井网层系调整工作量及效果。3、老区注采调整工作量及效果。4、 主要增产措施（大泵提液、补孔改层、堵水、压裂、酸化、 防砂等）工作量及效果。 5、 重点开发试验的开展情况及效果。目的：总结成功的做法和分析失败的原因，为下步工作提供借鉴动态分析“五步曲”2-3-1112-2N10 S2-8623164井测井图2-3-152 2-32-3-155 121 2-3-159 2-4N13 2-3-164 N2-17 2-3-162 2-2-202 2-3-209在深入分析的基础上，依次对沙一14层实施了不同部位的剩余油挖潜。2007年以来补孔改层14层油井8口， 平均单井日产油7.9吨。2-3-251XN2-2714序号 1 2 3 4 5 6 7 8 井号措施时间措施内容2-3-251
2-3-209 207.4.27 S2-86
合计补孔改层 补孔改层 大修后补孔改层 补孔改层 补孔 补孔 补孔 补孔改层措施后 层位 参数 日液 日油 S114 56*4.2*4 62 11 S114-15 56*3.6*4.5 60.2 5.6 S114 56*4.2*2.5 32 7.3 S112-14 70*4.2*3 9.2 1.6 S114 螺杆泵 31.6 5.6 S114 70*3*4.8 68.2 1.2 S114 70*5*2.5 32.2 13 S114-31 70*5*2.5 42.2 18 337.6 63.3含水 动液面 81.4 276.8 90.6 76.9 82.3 991.0 82 604 98.1 58.4 56.5 350 81.25 555动态分析“五步曲”22126测井曲线无效井例分析：22126――堵漏未堵住21N104微电极4米梯度感应电导率自然电位2212622N19651 52 53 55 22126井措施：全井堵漏堵炮眼补孔 潜力层51、52、53、55层合采。动态分析“五步曲”分析清楚是剩余油认识问题还是其他原因导致挖潜措施的失败，制定下步对策。2006.3月验套1.54米漏失，1月20日作业堵炮眼，米注 灰，开井后含水100％，动液面440米，分析认为未堵住。动态分析“五步曲”对于水井调整工作量效果，主要从与 油井的对应状况和分层注水量上分析 见效或为见效的原因。动态分析“五步曲”第三步：现阶段动态形势分析---战术研究 主要包括：1、开发指标的变化分析2、井网适应性评价3、注水状况和地层能量状况分析4、剩余油分布状况分析（储量动用状况分析）5、开发效果评价动态分析“五步曲”1、开发指标的变化分析包括开井数、产液量、产油量、含水、递减率等的构成、变化趋势及原因分析。胜坨 “十五”不同含水级别老井液量变化对比曲线（以2000年12月份的井为基础，分不同含水级别分析井数、液量变化趋势）月 产 2500000 液 吨000027918670-90 90-95 95-100208175500005627255000006911942822220 112480336106112206212306312406412特高含水油井液量呈下降趋势，而且含水级别越高，液量下降幅 度越大；含水95％以下油井液量稳中有升。动态分析“五步曲”1、开发指标的变化分析包括开井数、产液量、产油量、含水、递减率等的构成、变化趋势及原因分析。“十五”老区老井按含水分级井数及液量构成图井数27%333&90 90-95 &95液量8%329 626&90 90-95 &95616277331415%50%23%77%含水大于95%的油井，井数占总开井50%，液量占总液量77%。动态分析“五步曲”1、开发指标的变化分析包括开井数、产液量、产油量、含水、递减率等的构成、变化趋势及原因分析。开 井 600 数 口500 400 300 200 100 0 02 05 700616“十五”老区老井不同含水级别井变化规律523 483 437 433&90 90-95 95-100426-183333317302277270263-63 -54277263249232223214年 产 液 量 万 吨3500331445 2469&90 90-95 95-100300025002357-844200015001000626718758764806792180 1975000329200036620014362002464200352620045642005动态分析“五步曲”1、开发指标的变化分析包括开井数、产液量、产油量、含水、递减率等的构成、变化趋势及原因分析。含 水 ％120 100 80 60 40 20 0 200112单 井 日 液t/d 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 208 312 504 200512“十五”老区老井不同含水级别井的单井变化规律97 93.3 77.8 97.1 95.3 92.6&90 90-95 &952002082003042003122004082005042005121460-90 90-95 95-10015510065.5 57.4 27.3特高含水期，含水级别高的油井含水基本保持稳定。含水大于95％的油井，含 水稳定在97％左右；含水90-95％的油井含水略有上升；含水小于90％的油井，含水 上升较快。动态分析“五步曲” 1、开发指标的变化分析包括开井数、产液量、产油量、含水、递减率等的构成、变化趋势及原因分析。分区 一区 二区 三区 全厂合计停产井影响 液量下降井影响 含水上升井影响 合计 影响油量(t) 影响油量(t) 影响油量(t) 影响油量(t) 12.8 42.1 02.0 37.4 30.4 184.9 45.2
不含热采单元，影响自然12.2%。动态分析“五步曲” 1、开发指标的变化分析包括开井数、产液量、产油量、含水、递减率等的构成、变化趋势及原因分析。停产井影响：套坏、高含水、井下事故等等；产液量减少影响：注采不对应、水井问题 、管柱及下 井工具问题、油层出砂等等； 含水上升：注采失调、油水井套坏、问题水井、封窜、 低含水井、上年度新井及措施递减等等。动态分析“五步曲” 1、开发指标的变化分析包括开井数、产液量、产油量、含水、递减率等的构成、变化趋势及原因分析。日产液量运行曲线13.50 13.45 13.40 13.35 13.56 13.30 13.25 13.43 13.20 13.15 13.35 13.10 13.34 13.28 13.31 13.05 13.00 12.95 13.05 13.02 12.94 12.86 12.8713.50 13.30 13.10 12.90 12.70 12.50规划 实际123456789 10 11 12尤其是自6月份以来开展了降低产液量专项治理。月份累计实施电改抽井50口，日产液量降低9639吨，日产油量下降178吨，累计减少产油量2.8万吨。动态分析“五步曲”2、井网适应性评价（一定要分析细分韵律层的井网适应性）坨七断块1-7层系细分前后对比90.2% 89.7% 71.9% 46.2% 32.7% 70.6%细分前细分后注采对应率双向注采对应率水驱储量控制程度动态分析“五步曲” 2、井网适应性评价（一定要分析细分韵律层的井网适应性）254-119 4-116 4-144 5-146 3-119 5-167 4-135 54-150 4n161 136 5-189 5-194 6-208 5--193 5x184 6-6 4-205 5-213 5x203 6-224
5xx206 4-205 5-2132514-144 5-167 4-135 54n161 13 5-189 5-194 6 6-208 5-218 5x198 5x184 6-194 6x237 5-213 5x203 6-224 4-119 4-144 5-146 3-119 7x258 6-258 4-150723 8252细分前后对比7x258 6-258注采对应率由85.2%下降到67.8%，双向及双向以上对应率由42.9%下降到33.7%，水驱储量控制程度由87.8%下降到70.6%。动态分析“五步曲” 2、井网适应性评价（一定要分析细分韵律层的井网适应性）1-7层系注采对应率柱状图100 80 60 40 20 0 42.5 32.8 82.21-7层系储量控制状况饼状图31452.4主力 非主力主力非主力柱子39.7 19.614%34315% 39%85832%719单向双向及以上合计完善注采对应率（%） 双向及 以上 45.7 35.5 39.7 19.6 32.7不完善弹性损失储量控制状况（%） 不完善水 驱 34.4 41.5 38.1 38.9 38.39井网 112-122 2-3 主力合计 1-7非主力 小计储量 661 706 5单向 43.6 38.9 42.5 32.8 39.2合计 89.3 74.4 82.2 52.4 71.9完善水驱 53.6 31.8 42.3 16.2 32.19水驱合计 88 73.3 80.4 55.1 70.58弹性 5.8 14.3 10.2 23.5 15.36损失 6.2 12.4 9.4 21.4 14.06动态分析“五步曲” 2、井网适应性评价（一定要分析细分韵律层的井网适应性） 要分析到单砂体的注采对应状况和储量控制状况434-119 5n147 4-157 5-177 5-171 5-219 4-178 4-146 4-169 3-N15844+57x2256-2086x233 7-238 7-238沙二 1-7 非主力油砂体分类表油砂体面积 （Km2 ） 0.15-2.4 0.05-0.18 ＜0.05 砂体地 质储量 范围(× 10 t) 5-78 1-10 ＜1.54分类 一类 二类 三类地质储 占总 量 储 个数 (×104 t) 量% 23 73 212 483 298 87 55.6 34.3 10.1油井井网完善程度 能形成完善注采井网 能形成单向注采井网 不能形成注采井网水井动态分析“五步曲”3、注采压力系统适应性分析 阶段注水量变化、注采比变化及原因分析。 分析油藏分层注水状况、注水对应情况。分析吸水指数、驱动压力变化的趋势及原因。分析地层能量保持状况。 分层采液状况、采液指数和采液强度分析；泵径构成及能量利用状况分析。3、注采压力系统适应性分析要充分结合静态资料，要充分利用动态监测资料0 K 3?m2 6x218 3-7x215-20910.48% 16.8%917-187-20756x218-210091(1) 91(3) 91(4)91-21257x2150.78%7-209254.2101 102(1) 103(2)1.18% 2.79%101.5 690583.86%28.6 9 日产液t12日产油t含水%动液面m3、注采压力系统适应性分析要分析注水水质对不同类型油层的影响主力层压汞曲线特征和孔喉分布曲线特征图 非主力层压汞曲线特征和孔喉分布曲线特征图主力层主要为中、细砂岩，渗透率主 要分布范围600~μm2，根据压 汞资料孔喉半径集中于10-40?m，主峰值 位于16-25?m附近，&25?m的孔喉体积占总 孔喉体积的20%-40%，&10?m的孔喉体积占 总孔喉体积的60%-80% 。非主力层岩性主要为粉砂岩及泥质粉砂岩，渗透率分布范围180~590×10-3μ m2，孔喉半径集中于2.5-4.3?m，主峰值位于4.3?m 附近。3、注采压力系统适应性分析要分析注水水质对不同类型油层的影响欠注层变化统计表项目 主力层 非主力层 合计 总层段数 (个） 184 76 260 91年的欠注层数 (个） 12 20 32 目前欠注层数 (个） 20 44 64 欠注层增 欠注层增减 加百分数 (个） （%） 8 24 32 4.3 31.6 12.3根据91年与目前水井吸水状况的对比分析，主力油层欠注层数所占比例基本保持稳定，吸水指数有所升高，由7.4m3/d.Mpa.m增大到7.9m3/d.Mpa.m；非主力油层欠注层 数所占比例明显增大，吸水指数明显下降，由 2.8m3/d.Mpa.m下降到1.6m3/d.Mpa.m。3、注采压力系统适应性分析压力和动液面匹配关系提掖潜力？ 泵深是否合适？韵律层 1 2 3 4 5 6 7 8 9目前地层压 力 （ Mpa） 14.81 13.01 13.64 15.1 12.8 14.45 14.95 12.91 14.08总压降 （ Mpa） 5.69 7.49 6.86 6.4 8.7 7.05 6.01 8.09 6.92坨七1-7非主力井网地层压力变化曲线 20压力（MPa)? ? ? ? 7-8±? ? ± ± ??±? ?? ?í±? ? ?à? ? 44 ? ? ? 56 ? ? ? ? 70 ? ? ± ? 95 ? ? ?? ?? 100 ? 150 ? 200 250 ± 320 ? ?? ?? ?? ?? ?°? ?ú? 3-5 4 1 7 -8 8 7 -8 83-5 6 5 180 87.1 22 3 919.1 107.5 2 1 162.5 96.3 2 0 219.3 32 9
1 0 124.1 3 1 277.3 108.6 0 1 158.9 1 2 325.7 558.4 15 8 3.9 20 12 9.84 115 1014.89 12.46 7.56 9.83 7.69 10.49 8.89 压力 压降5 05.1904年05年 年度06年07年?°? ?ú? 7 -8 83-5 24.9 40.3 73.4 12.5 5.9 3.2 9.4 113.6 56.0 13.4 15.5 5.1 13.2 13.0 17.1 157 68.2 216.4 103.64 1?? ?? 7 -8 86.1 92.0 96.4 95.7 86.9 89.2 94.4 91.7 96.0 96.9 96.54 1??? ??? 8 53.7 88.4 96.7 80.7 95.3 91.7 96.9 97.4 97.03-57 -8 931 758.3 658 528 770.0 541.7 870.4 580.1 748.0 747.64 183-5
.1 750.1 799.4 764.0 812.04、开发效果评价总体的开发趋势动态分析“五步曲” 常用水驱开发效果评价方法含水率与采出程度关系曲线评价：7-8? ? ? ? ° ± ± ? ? ? ? ? ? ? ? è ? ? ? ? ? ? ú ? 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 0 20 ? ? ? ? ° ± ± ? 40 R? %? ¨ ? 60 í ? ? ? ? ? ? ?9-103? ? ? ? ° ± ± ? ? ? ? ? ? ? ? è ? ? ? ? ? ? ú ? 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 0 20 40 60 ? ? ? ? ¨ ? ° ± ± ? ? %?104 以下含水率与采出程度关系曲线1? ? ? ¨? ? ? ? ? ? ? ? ? ???? ? ? ? fw? ? ? ? ¨? ? ?í ? ? ? ? ? ? ?初期含水率曲线明显高于理论 （ 值，初期开发效果较差，细分层系 小 数 f 4以下层系 ） 后，层间矛盾减缓，10 含 w 开发效果较好。进入特高含水期后，水 率 经过不断的完善调整和综合治理， 三套层系的开发效果均得到改善。0.80.6理论 实际0.4 0.20 0 10 20 30 40 50采出程度（% ）动态分析“五步曲”存水率与采出程度关系曲线评价：7-8存水率与采出程度关系曲线119-103存水率与采出程度关系曲线存水率 C（小数）0.8存水率 C（小数）理论 实际0.80.6 0.4理论 实际0.60.40.20.20 0 10 20 30 40 50 600 0 10 20采出程度 R（%）采出程度 R（%）30405060104以下存水率与采出程度关系曲线10.8理论 实际0.60.40.20 0 10 20采出程度 R（%）304050601、开发初期由于三套层系合采，且部分 时间依靠天然能量开采（104以下层系）， 造成一定的地下亏空，使注水利用率较 低。 2、开发中期由于注采井网不完善，实际 存水率仍与理论值有较大差距。 3、开发后期经过对各单元攻欠增注、综 合治理，使开发效果趋于好转。存水率 C（小数）动态分析“五步曲”含水与含水上升率曲线评价74-81单元含水与含水上升率曲线6 4? ? ? ? ? ? ? ? ? ?2 0 -2 -4 -6 0 20 40 60 800.68% -0.85%í ? ? ? ? ? ? ?100 ? ? ¨ ? ? ? ? %?动态分析“五步曲”驱替特征曲线评价动态分析“五步曲”第四步：归纳存在的主要问题根据前面的分析，总结归纳出单元（井区）开发面临的主要问题 井网问题 注采对应问题 平面层间层内干扰问题 油水井井况问题 油水井工况问题 井下管柱及工具问题 注采协调问题 工艺问题 水质问题 ……………………动态分析“五步曲”第五步：调整对策的制定、指标预测、经济评价：作战方案制定与优选动态分析的最终目的就是要围绕解决平面、层间、层内三大矛盾问题， 采取相适应的治理对策。井网调整 注水产液结构调整 新井、措施、转注、调配、堵水、重分层、检管、大修等等。 要进行相关的论证动态分析“五步曲”第五步：调整对策的制定、指标预测、经济评价 前苏联谢尔卡乔夫公式 井网密度的测算 -a. S ER=Ed.e 式中：ER―油藏的最终采收率，％； 根据马成国公式得到的最佳合理经济井网密度计算公式： Ed―油藏的驱油效率，％； ? K ? a ―井网系数，取决于油层物性和其中流体的性质；S―井网密度，km2／井。 ? NP ? ? ? ? ? K ? ? ? ?K? ??0.253 ?0.253式中 V ――单位面积储量，104t/km2； Np ――经济合理产量，t； M ――单井基本建设总投资； C ――单井年经营费，； ? L ――原油价格，元/t； ?胜二区沙二74-81单元井网密度与采收率关系曲线 (1 ? i ) t ? 1? ? t ? ?M ? C ? t ?? t ――投资回收期，a； 60 ? i (1 ? i ) ? ? Np ? ? i ――贴现率，分数。 ? (1 ? i ) t ? 1? L? 50 t ? ? i (1 ? i ) ?V??? ? ? 0.698 ? 0.166251 g ? ? 0 ? ?e ? ? ?0.792 n ?1 ?? ? ?0 ??e0.792 n ?? ? ?0 ?? ? ?40Er30 20 10 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23ER=0.5227.e-2.011Ss利用以上公式测算沙二74-81 单元极限井网密度为18.6口/ km2 ,经济井网密度 为14.5口/ km2.第五步：调整对策的制定、指标预测、经济评价Arps递减常用的产量 预测方法： 定液求产法（水驱特征曲线法） 剩余速度法 产量构成法 功能模型法地质所近期已经在采油矿进行过讲座汇 报 提 纲一、油田概况及面临问题 二、动态分析主要内容与方法 三、应注意的几个问题中国石化上游科技工作会议三、应注意的几个问题1、对油藏实施标准化管理，不断提高老区开发水平资料的标准化分析的标准化方案的标准化（所有油水井工作量，包括效益评价） 跟踪分析、监督检查及考核的标准化 系统整合的规范化三、应注意的几个问题在开发模版建立的基础上，实施标准化管理和 考核，可以对油藏管理人员起到有效的约束和激励， 从而促进油藏管理水平的提高。突出四个精细，循环不止，不断提高老区开发水平建立起精细、完整的基础资料开展深入、全面、精细的研究 提出精细的调整对策 进行精细的跟踪评价三、应注意的几个问题新增停注井统计表单元 序号 井号 作业日期 停注时间 停注原因 详细说明 泵压 油压 停住前注水状况 套压 层位 水嘴 配注 实注 下步措施正作业 地面流程问题停注 新增 套坏停注 其它停注 日度对比 可修复 累积 不可修复 层段报废 全井报废 地面报废 无措施 有措施三、应注意的几个问题2、努力搞好四个结合（1）静态和动态的结合 （2）单井、井区、油藏分析的结合 （3）地质、工艺、工程、地面、监测的结合。 （4）不同单元、矿、队横向上的结合。三、应注意的几个问题3、要努力保持井网的稳定 减少储量损失减缓递减保证液量三、应注意的几个问题4、大力强化三项技术学习，使动态分析工作在细化的基础上进一步深化（1）油藏建模技术 （2）油藏工程技术 （3）数值模拟技术
油藏动态分析经验方法 64页 5财富值喜欢此文档的还喜欢 油田开发动态分析方法 54页 免费 油田动态分析基础理论---... 18页 免费 油田开发动态监测(10.10下.....关于油藏动态分析的通知各相关单位: 进入雨季以来,自营区原油产量(井口)下降趋势明显,各采油 单位要高度重视本单位产量变化,做好产量变化分析、找准问题、确 定目标...(三)油田动态分析方法 油藏动态变化是从油 (汽) 井的变化上表现出来的。 因此, 油藏动态分析必须从油(汽) 井各种生产参数的变化入手,采取去粗取精、去伪存真...本标准是在参照中国石油天然气总公司1988年3月颁布的《油藏工程管理规定》中有关技 术规定和全国主要油田动态分析中目前普遍采用的方法的基础上制定的。 本标准由...基础上,对油藏动态分析预测方法的重新划分。 经过对方法的总结和对比,可以初步判断在动态分析预测方法上的研究趋 势主要表现在以下几点: 1. 类比法和经验公式仅仅...2006 年夏季《 油田动态分析 》模拟试卷(C 参考答案)适用:采油工大赛班 单位:准东、陆梁、二厂、重油、石西 3.分析回答问题( 45 分) 1) 油藏类型?(2 分...第四章 油藏动态分析方法 油藏投入开采以后,其地下流体(油、气、水)的分布及状态将发生激烈的变化。这 些变化是遵循一定的规律进行的,并且是受到某些因素的控制和...法、类比法、数值模拟法等方法对收集的资料数据整理分 析,进行油水井单井动态分析、注采井组动态分析、油田(区块)生产 动态分析和油藏动态分析四个层面的动态分析...目前,各油田油藏动态分析人员使 用的方法、软件和标准不统一,成 油藏动态分析管理平台建设探讨 摘要 各油田在生产油田数量规模剧增,油气开采难度不断加大,对油藏动 ...油田开发生产动态分析的内容 A、注水状况分析 1)分析注水量、吸水能力变化及其对...一定的采 油速度时,可由人工向油藏中注水或注气补充能量以增加采油量的方法。...
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