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油田开发方案设计-8油田动态监测与开发调整

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油田 开发 方案设计 动态 监测 调整
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陈民锋陈民锋办公室:基础楼办公室:基础楼230 电电话:话:89733096中国石油大学中国石油大学(北京北京)2课程计划课程计划学时章节 重点内容2 第 1章-绪论油藏开发概述;中国油气田的基本特点。4油田勘探开发各阶段任务;油藏评价技术;开发方案的内容,设计方法、步骤,方案优化过程油藏开发模型的建立,数值模拟的应用;油藏二维、三维地质模型的建立方法、程序。油气地质储量的分类、分级,计算方法及参数确定;天然气藏、凝析气藏地质储量的计算方法。开发方式选择--油藏压力、温度,流体、驱动能量;油藏储层非均质性评价,开发层系划分与组合。常规油藏、裂缝油藏,水平井井网部署;油藏技术、经济合理/极限井网密度;影响油藏水驱波及系数的主要因素。4直井、水平井产能预测,复杂结构井产能预测;不同完井方式井的产能预测;油藏配产配注方法第 2章-油田勘探开发程序方案设计程序,经济评价;开发方案的实施要求;开发效果评价,动态监测,阶段调整内容、方法。第 7章-油气井产能预测4 第 3章-油藏地质模型建立4 第 4章-储量计算及储量评价6 第 5章-油藏非均质性与开发层系6 第 6章-油藏开发井网部署2 第 8章-实际油藏开发方案设计※考试总成绩=平时成绩 20%+考试成绩 80%油田生产动态监测油田生产动态监测时期 阶段 针对问题 建立检测系统开发初期早期注水开发阶段‹ 搞清油井主要见水层位和来水方向‹ 建立以主力油层动用状况为主的动态检测系统中含水期同井分层开采调整阶段‹ 搞清层段开采动态和增产措施效果‹ 建立以层段开采状况为主的动态检测系统高含水期细分层系开发调整阶段‹ 搞清低渗透率油层动用状况‹ 建立以低渗透单油层动用状况为主的动态检测系统高含水后期加密井网开发调整阶段‹ 搞清纵向、平面分散分布的低、薄、表外层动用状况‹ 建立以低、薄、表外层动用状况为主的动态检测系统特高含水期不均匀加密层系互用调整开发阶段‹ 寻找局部未动用和剩余油较富集的地区‹ 油田生产动态监测油田生产动态监测一、动态监测的内容一、动态监测的内容1、产量监测‹ 包括油、气、水产量 ,应以单井计量为基础,连续计量,误差不超过5%。‹ 通常矿场液体的测量是在油气计量站油气分离器或测量容器中进行,含水比由取样化验确定,伴生气由涡轮流量计或孔板流量计测定。2、油水井压力监测‹ 为了了解整个油藏动态,需选四分之一至三分之一具有代表性的采油井作为定点测压井;这批井也可称为关键井 ,每半年测一次地层压力。‹ 在正常情况,此压力测量应在关井后某一固定时间,如 24地层压力由 压力恢复试井 推断出来;与此同时,还要测定流动压力 ,监测生产压差 和产油、产液指数 的变化。‹ 观察井每月测一次,注水井要有 30%的井每年测一次地层压力,以监测注采压差和吸水指数的变化;其他油水井要求二、三年内测一次地层压力 。油田生产动态监测油田生产动态监测一、动态监测的内容一、动态监测的内容3、油井产出剖面的监测‹ 通过生产测井、深井流量计、井温仪来测定。自喷为主大油田需有 30~ 40%以上测试井点,机械采油为主油田要有 20~ 30%行测试井点,复杂小断块及岩性油藏可分单元选少量井测试。‹ 选定井点每年应测试一次,以确定不同产层注入或返入量的分布及变化。4、注水井吸水剖面的监测‹ 用同位素测井每年测一次吸水剖面,测定分层吸水量和吸水厚度。5、井下技术状况的监测‹ 套管损坏地区选 10~20%井每半年测试一次,查清套管损坏 原因和状况。‹ 出砂 严重的油田应有15%~20%的井,每半年测一次井径。‹ 重大增产措施 井应在措施前后测试压力恢复曲线,以便分析了解效果。油田生产动态监测油田生产动态监测6、对于特殊类型的油田‹ 稠油、高凝油田 :需有 10%~ 15%的井,每半年测一次地层压力和温度,有10%~20%的井,每个注水周期测一次流体产出剖面和吸气剖面。‹ 有气顶油藏 :在油气边界区确定观察井定期测压,监测压力平衡状况;定期进行中子伽马测井,测流体产出剖面,观察分层气窜情况。‹ 边底水油藏 :在油水界面附近确定观察井,每季度测一次流体产出剖面,确定分层的含水变化;进行脉冲中子测井,定期测油水界面的变化。‹ 凝析油气藏 :应有 20%~ 30%的井,每半年做一次凝析油含量分析,观察随着地层压力的下降凝析油含量的变化情况等。7、其他监测‹ 区块 10%的油水井,每年压力恢复或压力降落试井,了解地层情况。‹ 示踪剂试井以确定井间连通、油藏中剩余饱和度的情况。‹ 重点区块作碳氧比测井、 解剩余油分布及流体性质的变化。‹ 中、高含水期钻密闭取心井,研究分层水淹、水洗状况及物性参数变化等。油田生产动态监测油田生产动态监测二、监测资料的录取二、监测资料的录取1、生产井‹ 产能资料 :包括日产液、油、气、水量;分层油、气、水量,以及反映油井生产能力及其分层构成的状况。‹ 压力资料 :包括全井及分层的地层压力、流动压力、井口油压、套压、集油管线的回压。反映驱油能量、并筒耗损、剩余压力、不同油层驱替能力。‹ 水淹状况资料 :包括生产井的产水率、分层含水率、开发检查井及开发调整井录取的分层含水率和分层驱油效率 等;由此可窥视地下剩余油的分布及储量动用状况。‹ 流体性质资料 :产出物的物理、化学性质,以了解它们在开发过程的变化。‹ 井下作业资料 :包括施工名称、内容、主要措施参数、完井管柱结构等,以了解井的增产措施效果,井内及井底状况。油田生产动态监测油田生产动态监测二、监测资料的录取二、监测资料的录取2、注水井‹ 吸水能力资料:包括日注入量、分层注入量,以了解全井及分层吸水能力及实际注水量。‹ 压力资料:内容及目的与生产井同。‹ 水质资料 :包括注入及洗井时供水、井口及井底水质,分析水中含铁、氧、油、悬浮物等项目,以反映注入水质的好坏和井筒的清洁程度。‹ 井下作业资料:内容与生产井同,但还要注意分层配注井的分层段,封隔器的位置,每个层段所用水嘴等。3、观察井、检查井‹ 根据资料井设计要求,完成规定的录取资料和试验工作。油藏开发动态分析油藏开发动态分析项目 目标 主要内容月度生产状况分析通过分析月度油田开发指标变化及其影响,提出保持高产、稳产及改善生产形势 所要采取的基本措施。‹ 月(季)产油、产液、注水、含水、压力变化及其影响;‹ 产量构成、老井自然递减和综合递减变化;‹ 月(季)注水量、注采比、分层注水合格率状况。‹ 分析综合含水及产水量变化和原因;‹ 分析主要增产措施的效果,尽可能延长有效期。年度油藏动态分析全 面系统地进行年度油 藏 动 态分析,搞清油藏动 态 变 化趋势 ,为编制第二 年 的 配产、配注方案和调整部署提供可靠依据。‹ 注采平衡和能量保持利用状况的分析评价;‹ 注水效果的分析评价;‹ 分析储量利用程度和储层油水的分布状况;‹ 分析含水上升率与产液量增长情况;‹ 分析新投产区块和整体综合调整区块的效果;‹ 分析主要增产措施的效果;‹ 分析一年来油田开发上突出的重要变化;‹ 分油田编写开发一年来的评价意见。阶段开发效果分析针 对油田开发过程中的 问 题 ,进行专题分析研究 , 为 制订不同开发阶段的 技 术 政策界限 ,进行综合 调 整 、编制开发规划提供依据。‹ 油藏注采系统的适应性;‹ 阶 段的重 大调整 (如层 系、井网注采系统、开发方式、 配产配注的调整等)和增产措施的效果;‹ 现有工艺技术适应程度评价,开发的经济效益;‹ 储量动用状况潜力的分析,油藏潜力评价等;‹ 油藏储量的评价--修正原有储量;采收率的修正。油田开发动态分析油田开发动态分析需需编编制制的的主主要要图图表表⑴ 开采曲线(含阶段划分曲线)⑵ 产量构成曲线⑶ 所有井开采曲线⑷ 各种增产增注效果曲线图⑸ 典型井产液剖面、吸水剖面⑹ 油层压力分布⑺ 流动压力等值图⑻ 注采压力剖面变化图⑼ 注采比与压力变化关系曲线⑽ 层系平面含水分级图⑾ 含水率与采出程度及含水上升率关系曲线⑿ 含水率与采液指数、吸水指数关系曲线⒀ 采出程度与水驱指数、存水率关系曲线⒁ 油田开发动态分析油田开发动态分析050100150200197812 198412 199012 199612 200212总井数 开井数井数(口 )050010001500200025003000197812 198412 199012 199612 200212日产液 日产油 核实日产油日产液(油 )(t/d)020406080100120197812 198412 199012 199612 200212含水比 油气比含水 (%)油气比(m3/t)010002000300040005000197812 198012 198212 198412 198612 198812 199012 199212 199412 199612 199812 200012 200212日注水平日注水平(m3/d)油藏综合开发曲线油藏综合开发曲线14产油量变化规律产油量变化规律0204060801001977 1981 1985 1989 1993 1997 2001 2005时间( 年)年 产油量(104t)全区Ⅰ +ⅡⅢ +ⅣⅠ~ Ⅳ建产阶段产量上升阶段稳产高产阶段投产时间 递减类型初始产量(104t/年)递减率(1/ 年)1990年前 双曲递减 曲递减 曲递减 和递减 数递减 数递减 曲递减 数递减 减类型 初始产量( 104t/年) 递减率(1/ 年) 递减指数曲线递减 曲线递减 曲线递减 --油田开发动态分析油田开发动态分析61210287661921236502720105701020304050602+3井网 区井数 (口)40% 40%≤ 60%60%≤ 80% 80%6103191115430191894613 13430448163126527010203040502+3井网 区井数 ( 口)2+3井网 区井数(口)油田开发动态分析油田开发动态分析3234363840421988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004时间(年)地层压力(1234采油、液速度&注采比地层压力 采油速度年注采比 采液速度051015202040608010含水率( %)吸水指 数& 采液 指 数吸水指 数采液指 数10203040501990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004时间(年)压力 (始地压 饱和压力水井流压 040608010含水率 ( %)注采井 数 比压力变化注采比170510152025302040608010含水率 ( %)生产 压差 (测压差实际压差253035400 2040608010含水率( %)地层压力(测实际101520253035400 2040608010含水率 ( %)油井流 压(测流压实际流压合理注采压力系统分析合理注采压力系统分析油井流压地层压力051015200 20 40 60 80 100含水率( %)水 井流压 (际预测水井流压生产压差18030609012015020 25 30 35 40 45地层压力(注水量&产液量(t/d)含水率 60%井底流压13003715%‹ 目前含水率为 65%,地层压力为 达到注采平衡,平均油井井底流压保持在 井口注入压力要 10~15井平均日注水量需要 力系统平衡分析压力系统平衡分析压力系统平衡分析‹ 随着含水率的增加,注入水 量 和 产液量逐渐增加的;‹ 而在达到注 采 平 衡点时,油藏 地 层 压力是逐渐降 低 的 ,这主要是因 为 高 含水期,油藏 采 液 指数升高的缘故。合理注采压力系统分析合理注采压力系统分析19油水井生产能力分析油水井生产能力分析04812160 102030405060含水率( %)采油、采液、吸水指数吸水指数产液指数产油指数04812160 102030405060含水率( %)采油、采液、吸水指数吸水指数产液指数产油指数04812160 102030405060含水率( %)采油、采液、吸水指数吸水指数产液指数产油指数全区南区北区油藏初期采油指数随含水率递减较快,油藏吸水指数随含水率的变化在含水率为 20%左右时,吸水指数下降;当含水率达到40% 后,采油指数、采液指数趋于相对稳定,一般采液指数是采油指数的 油田开发动态分析油田开发动态分析油藏水油藏水驱油效驱油效果评价果评价‹ 不同性质油层的生产能力;层间非均质性对采油井开采状况的影响;‹ 不同性质油层的吸水能力;层间非均质性对注水井吸水状况的影响;‹ 平面非均质性对油水运动的影响;油藏水驱采收率评价。含水率与含水饱和度关系曲线 水 率 ( % )含水饱和度( f)水 率 ( % )驱油效率& 波及系数(f))驱油效率波及系数水驱区采出程度全区采出程度21油藏水驱特征变化规律分析油藏水驱特征变化规律分析储量( 104t) 采收率(%)地质 可采 地质 可采目前 ⅣⅣⅡ )水驱波及系数( %)含水率阶段产油量( 104t)区域根据甲型水驱曲线预测,到极限含水 98%时,04t;而分析结果看, 水驱波及系数不高(目前全区约为 是影响油藏整体开发效果的主要因素。油田开发动态分析油田开发动态分析22油藏增产措施效果分析油藏增产措施效果分析0204060801978 1982 1986 1990 1994 1998 2002时间(年)年产油量(104t)措施产量新井产油老井产油036912151986 1989 1992 1995 1998 2001 2004时间(年)措施年产油量(104t)压裂 酸化 补孔 卡堵水 转抽改层 换大泵 下电泵 其它合计措施产量构成主要有三个特点:‹ 1991~ 1994年油藏措施主要以油井补孔压裂为主 ;‹ 1996~ 1998年措施产量主要由转抽产量构成,其中主要措施为油井堵水;‹ 2000年后, 措施主要为大泵和电潜泵 ,其措施产量占年措施产量的 40%左右 。油田开发动态分析油田开发动态分析2301020304050601991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005井数(口)020406080100分注率(%)分注井数 总井数 分注率‹ 通过分层注水,油藏的吸水不 断改善,说明分层注水是成功的。‹ 截止2005 年 12月,全油藏共有注水井 56口,开井53 口,其中分层注水井已经达到39 口,分注率为 近几年由于各种因素的影响,导致井下管柱和工具腐蚀严重,降低了分层注水合格率,影响了分注效果。油田开发动态分析油田开发动态分析24纵向上小层的注采状况纵向上小层的注采状况相对吸水量 相对产油量 相对产液量 5Ⅳ- 4Ⅳ- 3Ⅳ- 2Ⅳ- 1Ⅲ- 7Ⅲ- 6Ⅲ- 5Ⅲ- 4Ⅲ- 3Ⅲ- 2Ⅲ- 1Ⅱ- 4Ⅱ- 3Ⅱ- 2Ⅱ- 1Ⅰ- 6Ⅰ- 5Ⅰ- 4Ⅰ- 3Ⅰ- 2Ⅰ- 5Ⅳ- 4Ⅳ- 3Ⅳ- 2Ⅳ- 1Ⅲ- 7Ⅲ- 6Ⅲ- 5Ⅲ- 4Ⅲ- 3Ⅲ- 2Ⅲ- 1Ⅱ- 4Ⅱ- 3Ⅱ- 2Ⅱ- 1Ⅰ- 6Ⅰ- 5Ⅰ- 4Ⅰ- 3Ⅰ- 2Ⅰ- 5Ⅳ- 4Ⅳ- 3Ⅳ- 2Ⅳ- 1Ⅲ- 7Ⅲ- 6Ⅲ- 5Ⅲ- 4Ⅲ- 3Ⅲ- 2Ⅲ- 1Ⅱ- 4Ⅱ- 3Ⅱ- 2Ⅱ- 1Ⅰ- 6Ⅰ- 5Ⅰ- 4Ⅰ- 3Ⅰ- 2Ⅰ- 5Ⅳ- 4Ⅳ- 3Ⅳ- 2Ⅳ- 1Ⅲ- 7Ⅲ- 6Ⅲ- 5Ⅲ- 4Ⅲ- 3Ⅲ- 2Ⅲ- 1Ⅱ- 4Ⅱ- 3Ⅱ- 2Ⅱ- 1Ⅰ- 6Ⅰ- 5Ⅰ- 4Ⅰ- 3Ⅰ- 2Ⅰ- 1主力层系和次主力层系测试次数较多,相对产液量也较大, 主力层的相对产液量就占到历年测试总产液量的一半以上 ,为 含水率大于50% 的层共有 3层,分别为Ⅳ- 1、Ⅳ- 2和Ⅳ- 5。油田开发动态分析油田开发动态分析25注采动态对应状况注采动态对应状况--吸水(产液) 5Ⅳ- 4Ⅳ- 3Ⅳ- 2Ⅳ- 1Ⅲ- 7Ⅲ- 6Ⅲ- 5Ⅲ- 4Ⅲ- 3Ⅲ- 2Ⅲ- 1Ⅱ- 4Ⅱ- 3Ⅱ- 2Ⅱ- 1Ⅰ- 6Ⅰ- 5Ⅰ- 4Ⅰ- 3Ⅰ- 2Ⅰ- 1产液百分数 5Ⅳ- 4Ⅳ- 3Ⅳ- 2Ⅳ- 1Ⅲ- 7Ⅲ- 6Ⅲ- 5Ⅲ- 4Ⅲ- 3Ⅲ- 2Ⅲ- 1Ⅱ- 4Ⅱ- 3Ⅱ- 2Ⅱ- 1Ⅰ- 6Ⅰ- 5Ⅰ- 4Ⅰ- 3Ⅰ- 2Ⅰ- 1Ⅰ-6 、Ⅲ- 2、Ⅲ- 3和Ⅳ- 4这 4个小层产液吸水对应状况较好,其它小层对应较差。整体上讲,油藏产液、吸水剖面对应较差。油田开发动态分析油田开发动态分析260204060801001985 1990 1995 2000 2005时间(年)储量动用程度(%)油井产液剖面水井吸水剖面1998年前,吸水剖面和产液剖面统计结果波动较大 ,而且两种资料统计结果也相差较大;产液剖面表明油井储量动用程度较高 ,而吸水剖面表明油层动用程度低。主要原因: 在开发前期,小层产出对注水依赖性相对较弱,而各层均有一定天然能量,动用较差的高压层易产出、难吸水,导致产液、吸水剖面显示动用程度不同。1998年后,两种剖面资料统计结果趋于一致 。 油藏储量水驱动用程度约75%,表明油藏开发已进入注入控制产出的阶段,改善注水是提高油藏开发效果的前提。油田开发动态分析油田开发动态分析27层间剩余油分布特征层间剩余油分布特征主要潜力层:Ⅰ- 4、Ⅰ- 6、Ⅲ- 2、Ⅲ- 4、Ⅲ- 7、Ⅳ- 4、Ⅳ- 5。次要潜力层:Ⅰ- 5、Ⅱ- 1、Ⅱ- 2、Ⅱ- 4、Ⅲ- 3、Ⅳ- 1、Ⅳ- 3。地质储量 累积产油量 采出程度 剩余储量—— 5Ⅳ- 4Ⅳ- 3Ⅳ- 2Ⅳ- 1Ⅲ- 7Ⅲ- 6Ⅲ- 5Ⅲ- 4Ⅲ- 3Ⅲ- 2Ⅲ- 1Ⅱ- 4Ⅱ- 3Ⅱ- 2Ⅱ- 1Ⅰ- 6Ⅰ- 5Ⅰ- 4Ⅰ- 3Ⅰ- 2Ⅰ- 5Ⅳ- 4Ⅳ- 3Ⅳ- 2Ⅳ- 1Ⅲ- 7Ⅲ- 6Ⅲ- 5Ⅲ- 4Ⅲ- 3Ⅲ- 2Ⅲ- 1Ⅱ- 4Ⅱ- 3Ⅱ- 2Ⅱ- 1Ⅰ- 6Ⅰ- 5Ⅰ- 4Ⅰ- 3Ⅰ- 2Ⅰ- 5Ⅳ- 4Ⅳ- 3Ⅳ- 2Ⅳ- 1Ⅲ- 7Ⅲ- 6Ⅲ- 5Ⅲ- 4Ⅲ- 3Ⅲ- 2Ⅲ- 1Ⅱ- 4Ⅱ- 3Ⅱ- 2Ⅱ- 1Ⅰ- 6Ⅰ- 5Ⅰ- 4Ⅰ- 3Ⅰ- 2Ⅰ- 5Ⅳ- 4Ⅳ- 3Ⅳ- 2Ⅳ- 1Ⅲ- 7Ⅲ- 6Ⅲ- 5Ⅲ- 4Ⅲ- 3Ⅲ- 2Ⅲ- 1Ⅱ- 4Ⅱ- 3Ⅱ- 2Ⅱ- 1Ⅰ- 6Ⅰ- 5Ⅰ- 4Ⅰ- 3Ⅰ- 2Ⅰ- 油田开发动态分析油田开发动态分析28主要潜力小层:Ⅰ- 4、Ⅰ- 6、Ⅱ- 4、Ⅲ- 7、Ⅳ- 4、Ⅳ- 5。次要潜力小层:Ⅰ- 1、Ⅰ- 5、Ⅲ- 6、Ⅲ- 3、Ⅲ- 4。——油藏南区层间剩余油分布特征层间剩余油分布特征地质储量 累积产油量 采出程度 5Ⅳ- 4Ⅳ- 3Ⅳ- 2Ⅳ- 1Ⅲ- 7Ⅲ- 6Ⅲ- 5Ⅲ- 4Ⅲ- 3Ⅲ- 2Ⅲ- 1Ⅱ- 4Ⅱ- 3Ⅱ- 2Ⅱ- 1Ⅰ- 6Ⅰ- 5Ⅰ- 4Ⅰ- 3Ⅰ- 2Ⅰ- 5Ⅳ- 4Ⅳ- 3Ⅳ- 2Ⅳ- 1Ⅲ- 7Ⅲ- 6Ⅲ- 5Ⅲ- 4Ⅲ- 3Ⅲ- 2Ⅲ- 1Ⅱ- 4Ⅱ- 3Ⅱ- 2Ⅱ- 1Ⅰ- 6Ⅰ- 5Ⅰ- 4Ⅰ- 3Ⅰ- 2Ⅰ- 5Ⅳ- 4Ⅳ- 3Ⅳ- 2Ⅳ- 1Ⅲ- 7Ⅲ- 6Ⅲ- 5Ⅲ- 4Ⅲ- 3Ⅲ- 2Ⅲ- 1Ⅱ- 4Ⅱ- 3Ⅱ- 2Ⅱ- 1Ⅰ- 6Ⅰ- 5Ⅰ- 4Ⅰ- 3Ⅰ- 2Ⅰ- 5Ⅳ- 4Ⅳ- 3Ⅳ- 2Ⅳ- 1Ⅲ- 7Ⅲ- 6Ⅲ- 5Ⅲ- 4Ⅲ- 3Ⅲ- 2Ⅲ- 1Ⅱ- 4Ⅱ- 3Ⅱ- 2Ⅱ- 1Ⅰ- 6Ⅰ- 5Ⅰ- 4Ⅰ- 3Ⅰ- 2Ⅰ- 油田开发动态分析油田开发动态分析29平面剩余油饱和度分布特征平面剩余油饱和度分布特征Ⅰ+Ⅱ层系 Ⅲ+Ⅳ层系 油藏全区油藏北区剩余油相对富集,高含油饱和度区域面积大,连片性好油藏南区剩余油呈孤立、Ⅱ层系 Ⅲ+Ⅳ层系 油藏全区剩余油丰度大于50×104t/ 部呈连片分布南部及东部地区 剩余储量丰度一般小于40×104t/ 加)平均剩余储量丰度为65×104t/ 多油层油田开发部署程序多油层油田开发部署程序多油层油田的多油层油田的开发部署开发部署阶段 开发对象 研究内容‹ 油田开发的前期准备工作开发早期高~中渗透率主力层‹ 基础井网适应性的研究和部署‹ 开发层系细分及井网加密调整的研究‹ 改善和提高油田注水开发效果研究‹ 深化储层地质研究,动静结合、综合分析剩余油分布规律‹ 井网不均匀加密开发调整研究开发后期难采的低渗透薄层和表外储层‹ 高含水期三次采油提高采收率研究开发中期 中~低渗透率油层① 制定合理的油田开发次序;② 层系的组合与划分;③ 油田开发井网的部署。33制制定定合合理理的的油油田田开开发发次次序序1、 开发次序 :就是把多油层油田的开发过程分成几个阶段,把对油田的认识和深入地开发有机地结合起来,不断地加深对油田的认识, 实行“ 早期注水、分阶段布井、分层调整、接替稳产 ”的开发方法,提高油田的开发水平。2、 层状砂岩非均质油藏开发◆ 采用早期内部注水,保持油层压力开采 ;◆ 逐步提高注采速度 ,保持中高含水期油田稳产;◆ 分阶段多次布井 进行开发调整,以接替方式延长油田稳产期;◆ 不断进行分层调整 ,扩大注水波及体积;◆ 不断深化储层地质研究,动静结合、综合分析剩余油分布 ;◆ 针对油田开发实际需求,进行先导性开发试验;应用三次采油技术 提高采收率。多油层油田开发部署程序多油层油田开发部署程序34层系的组合与划分层系的组合与划分‹ 开发层系划分与组合的基本单元应具备:在平面上是油水运动的独立单元,在地质上容易识别和追溯,具有一定稳定性,单元内部砂体的油层性质差异较小。划分与组合层系时应遵循以下原则:① 一套层系内油层的分布形态和分布面积 应大体接近;② 一套层系内的油层渗透率 应接近;③ 一套层系上下要有比较可靠的隔层 ,以保证层系具备独立开采的条件;④ 一套层系内的油层的井段比较集中 ,对开采方式最好具有相同的要求;⑤ 一套层系内的油层层数不宜过多 ,以利于充分发挥分层调整的作用;⑥ 一套层系内的油层应具有一定的储量和单井产量 。多油层油田开发部署程序多油层油田开发部署程序35油田开发井网的部署油田开发井网的部署‹ 井网部署的核心任务 :使注采井网最大限度地适应油砂体的分布状况,获得尽可能大的水淹面积,保证尽可能多的油水井能对应连通,使更多的油井受到有效的水驱效果。‹ 在不同开发阶段,井网部署的原则和方法也不同 ,但每种井网的部署都要通过对油层特点和开发状况的分析, 不同注采井网对油层的适应性分析,不同经济技术指标的综合对比后才能确定,且各阶段的井网部署应相互衔接,保证产量的稳产接替。‹ 井网部署按开发阶段可分为 :基础井网、层系细分井网、加密调整井网。‹ 井网部署与层系划分的关系 :每套层系必须要有自己完全独立的注采系统,这样才能充分发挥层系细分的效果;各套注采井网在保证自身层系合理开发的前提下,要充分考虑各套层系注采井网的相互配合和衔接,布井在总体上要比较均匀,尽量避免不同层系的注水井和采油井在同一井场。多油层油田开发部署程序多油层油田开发部署程序36‹ 对一个全面投入开发的油田来说,当开采条件不变、生产一段时间后,产油量必然会出现递减;为确保油田长期稳产高产,就必须依据油田实际情况, 分阶段搞好开发调整 。‹ 油田开发调整的内容包括:1、油藏开发调整的可行性2、开发方式调整3、开发层系调整4、注采井网调整5、注采压力系统的调整6、油田开发调整方法油田开发调整方法37油藏开发调整的可行性油藏开发调整的可行性项目 研究内容1、对油田地质特征的再认识‹ 构造、断层和油藏类型的再认识,原始地质储量核实;‹ 储层性质及其分布规律,油藏水动力学系统的再认识。2、油田开发状况的分析‹ 油田开发(调整)方案的执行情况及调整措施效果分析;‹ 油田地层压力、注采压力系统变化和注采平衡的分析;‹ 储量动用状况及油藏剩余油分布、开发潜力的分析;‹ 油气、油水界面的分析;油田开发试验的效果分析。3、 层 系 、井网、注水方式适应性分析‹ 不同类型油层性质、组合、动用状况及对开发效果影响;‹ 不同注水方式对油层储量控制、动用,开发效果的影响;‹ 不同井网的适应性、井网密度与最终采收率的分析等。4、采油工艺适应性的分析‹ 油井转抽条件的分析--开发初期、中后期;‹ 主要增产措施增产效果评价、适应性分析。5、 油 田 地面装置及流程适应性的分析‹ 工艺限制 :注水方式,生产井数及布井方式、投产程序;‹ 技术限制 :地层压力系统,油井举升装置,油气集输系统,原油处理系统,污水(伴生水)净化、利用、收集系统。‹ 计 划 经 济限制 :年度产量计划安排,选择合理调整方法所依据 的 经 济指标(成本、基建投资)、最低油井产量、油藏开发年限及其他。38油藏开发调整基本方法油藏开发调整基本方法调整类别 具体作法1 、不改变开发 层 系 及注水 方 式 和注入 井 , 不钻新井‹ 提高 井的水动力学完善性 ,改善 井底附近 渗流阻力 。方法有补充射孔、水力压裂、水力喷射射孔,不同方式的酸处理,使用表面活性剂等。‹ 油井 产水层堵水 。可使用不同方法挤水泥,建立各种人造屏障,采用化学堵水等。‹ 调整油层 出油和吸水剖面 。采用选择性化学溶剂封堵、注惰性气体,注稠化水等。‹ 改变油井 工作方式及制度 。提高 或限制油 井产液量 直到关井,强化采液,周期性的改变产量,自喷井转抽、气举等。‹ 改变 注水井的工作制度 。提高或 限制注水 量、重新 配水、周期注水或循环注水,提高注水压力等。‹ 采用同井分注( 分层注水 )或同井分采( 分层采油 )或合注分采等采油工艺措施。2 、开发层系、 井 网 、注采 方 式 的调整‹ 钻 加密调整井 ――补充开发井、层系调整井、加密调整井、更新调整井等。‹ 注水方式调整 ― ―完善 注采系统 ,提高储 量控制程 度和水驱动 用程度,以便提高 油层注水的波及程度,改善油田开发效果。‹ 补孔或封堵油层、调整层系 ― ― 对 划分为 多套井网 层系的油田 ,采取层系互补, 油水综合利用,同时也可采取原层系封堵的措施(水泥封堵、化堵或机械堵)。39正方形井网加密调整示意图正方形井网不仅在注采系统调整方面具有 很大的灵活机动性,而且在井网密度调整方面也具有较大的余地。正方形井网可以在排间加密,总的井网密度增加一倍。三角形井网、四点井网要均匀加密就得增加三倍井数,经济上极不合适。加密后注采系统原注采系统调整后注采系统原注采系统三角形井网加密调整示意图一、注采井网调整一、注采井网调整井网井网形式的调整形式的调整40反九点五点纵向线状横向现状正九点大量油田生产实践说明,油 田开发初期,采用 正方形井网、反九点面积注水 方式确实比较机动灵活,便于后期调整。反九点井网有四种调整方式:五点、纵向 线状、横向线状及正九点等。而 三角形井网 注采确定后基本上没有调整的余地。一、注采井网调整一、注采井网调整井网井网形式的调整形式的调整41井网密度的选择井网密度的选择‹ 油藏合理井网密度:油藏开发特点及潜力分布,必须从整体上测算该油田开发中的各项技术经济指标。‹ 合理井网密度就是判断该井网下是否能在投资回收期内尽已快收回投资,获得最佳效益。‹ 当油田井网达到极限井网密度时,则从整体上讲不宜再钻井,但对于小断块和断层遮挡潜力区带可通过边际生产能力来具体分析。‹ 井网密度与油藏水驱控制 程度的关系 :在井网密度不变的情况下,随着采 注井数比的增加,油藏水驱控制程度逐渐减少, 在进行井网加密时,井网密度不能超过密度极限 ,同时应选择合理的注采井数比。井 网 密 采井网调整一、注采井网调整42合理注采井距的确定合理注采井距的确定‹ 油藏实际开发过程中,油、水渗流时的启动压力现象普遍存在,尤其是对低渗油藏的表现更为突出,造成油、水井中部分低渗油层动用较差甚至未能动用。‹ 低渗透率油层的启动压差和生产压差 均高于高渗透率油层,随着含水率的增加,油藏生产所需的生产压差随之增大。‹ 在油田 进入中高含水期后 ,需要通过提高注水量或进行井网加密才能保持油田的稳产。‹ 极限注采井距可随油层渗透率的增大而提高。当油藏性质即油藏渗透率确 定后,极限注采井距可随注采压差的增大而提高 ,但对低渗油藏而言,仅靠增大注采压差可增大的注采井
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本文标题:油田开发方案设计-8油田动态监测与开发调整
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