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油气田开发名词解释

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油气田 开发 名词解释
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油田开发 一、采油量占地质储量的百分数。 (油田从勘探到投入开发的过程分为几个阶段,合理的安排钻井、开发次序和对油藏的研究工作,指导油田逐步投入开发。 (布比较稳定、渗透率比较高、储量比较丰富的油层。主力油层为目标而首先设计的基本生产井和注水井。(布置基础井网开始,直到完成注采系统,全面注水和采油的整个过程中每一步的具体做法。田达到所需要的采油速度后,以不低于此采油速度生产的期限。稳产期末,累计采油量占地质储量的比值。水开发油田,油田见水前累计采油量占地质储量的比值。井含水率达到98%,水驱开发结束时,累计采油量占地质储量的比值。何种能量将原油从油层驱替到井底 层在开采过程中,主要依靠哪种能量来驱油。些独立的、上下有良好隔层、油层物性相近、驱动方式相近、具备一定储量和生产能力的油层组合而成。 (田开发过程中,产量、地层压力、生产气油比等开发指标随时间的变化特征。靠油层岩石和流体的弹性膨胀能量驱油的油藏。油层压力低于饱和压力以后,油藏存在气顶时,靠原油自身的重力将原油驱动的井底的油藏。水井在油藏中所处的部位和它们之间的排列关系。(注水井和生产井按照一定的几何形状和一定的密度均匀的布置在整个开发区上。入水波及到的面积占井网面积的比值。采出百分之一地质储量含水率的上升值。高渗透层的渗透率与开发层系内的厚度加权平均渗透率的比值。 (于有限伸展,均称布井的任何面积注水系统,均可按以注水井为中心,划分成有限个即相互独立有相互依存的“单元” 。面积注水方式下,根据注采井数比的大小,将面积注水系统单元划分成更小的单元。用科学的方法测出含油面积和可采储量。成单位产能(万吨)所花费的投资。目在整个计算期内各年净现金流量现值等于零时的折现率。净现值算,项目的净收益抵偿全部投资所需要的时间 目达到设计生产能力后的一个正常生产年份的年利润率总额与项目总投资的比率。目达到设计生产能力后的一个正常生产年份的年利税率总额或项目生产期内的年平均利税总额与项目总投资的比率。债总额与全部资金总额的比率。目各年流动资产总额与流动负债总额的比率。动资产总额与存款的差值与流动负债总额的比率。位时间内单位产量的变化率。田含水率达到一定数值后,累计产水量的对数值与累计产油量呈现近似的直线关系,该类曲线称为水驱规律曲线。位体积单位压力下地层油体积的变化值。层油在一定的温度和压力下进行脱气,脱气后折算为在该压力下单位体积地面油所溶解天然气的体积,其单位为标准 。3/是指地然水驱采出的累积液量占总累积液量的百分数。性驱动采出的累积液量占总累积液量的百分数。筒周围很小的区域内由于各种原因,其渗透率与油层渗透率有着很大的差别,产生一个附加压降,这种效应叫表皮效应。征一口井表皮效应的性质和严重程度的系数,称表皮因子。位压降井筒内可压缩原油弹性释放或收缩的体积。层压力低于饱和压力的油藏。层压力高于饱和压力的油藏。层压力低于饱和压力时,一生产阶段内累积采油量与地质储量的比。减率为常数的油田产量递减规律。二、下能量和补充和利用,稳产年限,经济效果以外,还要考虑(采收率大小)探和开发试验) 均质多油层)生)) 道砂岩体)、( 分流河道砂岩体)、( 河口砂坝砂岩体)、( 前缘席状砂岩体)庆萨中以北的主力油层为(河道砂岩体)庆油田萨南地区的主力泊层和萨中以北地区非主力泊层大都为(分流河道砂岩体)口砂坝砂岩体主要在(杏北地区)出现。席状砂岩体) 庆油田从上到下分为(萨尔图),葡萄花,区钻资料井),部署基础井网,田概况和分布趋势),而不能掌握油层的详细变化规律和开采特征。一步认识油田的(地质特点和开采特征) 。量)及分布是油田开发物质基础。署和范围)对全油田应具有代表性。立性),把实验区对全油田合理开发的影响减小到最小程度。(渗透率高)的油层在油田上变化趋势。验邻近地区)集中钻探、然后再根据逐步开发需要逐步向外扩大钻探。一套正式开发)井网。能),还要兼探开发区其它小层。井底采采至地面)发方式是指利用何用能量将原油(从油层驱到井底)动方式). 层)一开发层系的泊层应具有相近的驱动方式和(油层物性) 。产能力) 。套独立井网)开发,署基础井网)开始,一直到完成注采统全面注水全面采泊的整个过程中所必经的阶段和每步的具体作法。闭主要受(断层)控制的油藏。油特征)水界面)油连片性)差,即使是不同层位的泊层,勘探开发)交叉并举,层物性较好,但油的(粘度和比重)性膨胀能) 高)于地层压在饱和压力以上,所以其生产油气比(不变) 。降)于)饱和压力时,随压力下降,溶解气从泊中分离出来形成气泡,气顶且地层压力(低于)饱和压力。于原泊中溶解气逸出后原油(粘度)增加,流动阻力增大,因而产量下降。压力下降(生产油气比)性水压驱) 。开发过程中地层压力(不变) 。开发过程中,生产油气比(不变) 。开发过程中,当油井见水后,产液量(上升) 。水速度(小于)顶中压缩气为驱泊的主要能量,该驱动方式称为(气压驱动) 。性气压驱)和弹性气压驱。变) 。油气界面到达井底后(生产油气比)增加。度、倾角)大,渗透性好。断改变)的。面)非均质。然能量)开采。次采油) 。田最终采收率 (低) 。稳定)且控制调整不易。持地层压力) 。泊效率高,控制较容易,(采收率高)水采收率低) 。0%)左右。水井)部切割,注水(面积注水),点状注水。缘上注水),田面积不大,构造完整分布稳定,流动系数高)。收率较高)。量丰富,油层性质稳定的油田一般采用(内部切割注水) 。71 大庆油田在开发初期采用了(内部切割注水)口注水井控制其中之一,同时一油井同时受(多口注水井)影响74 对于面积大,构造完整断层分布复杂油田适合用(面积)注水方式。75(点状 )注水是一种辅助性注水方式,它可适用于面石京的透镜体状砂岩。度)),水驱油波及系数大。油效率) 。流方向应与主渗透率方向(成一定角度)。80.(面积)注水方式比其它注水方式,具有较高采油速度,生产井易受到注水井影响。西定律)。计油水之间相差异,把水驱泊的两相渗流情况简化成单相渗流,这种驱泊方式叫(活塞式驱油)驱油单相渗流条件下油田开发指标计算采用(等值渗流阻力法)。84 根据等值渗流阻力法,要把实际液流看成由两部分组成,一是从注水井排流向生产坑道的单向流,另一是从生产井周围某一假想供给边缘流向生产井井底的(假想平面径向流)产坑道和假想供源的压力必须(相等) 虑油水之间相差异水驱到的坦言玉不能把油全部驱走,而是形成油水两相流动区,这种驱油方式叫(非活塞式驱油)维两相渗流条件下行列注水油田开发指标计算采用(流管法)。直) 井排的流管,占面积形状(相同) 。把面积注水单元划分成更小单元叫(比单元)地质评价)是工程评价、经济评价的基础。个经济评价的中间过程) 。终阶段),资回收期) 。资利税率)本利润率)资利润率)动比率) 。产负债率) 。动资金,建设期利息与(投资方向调节税)之和。本金) 。降)三个阶段。减率) 。数型递减和(调和型)递减。数递减速度(大于)指数)采储量) 。数坐标上以对数坐标表示累积产水,以普通坐标表示累积产泊,画出两者关系曲线一为一直线,这种直线叫(水驱规律曲线) 。收率) 。体力学计算法,驱替特征曲线法,经验法和(岩心实验法) 。111.用普通泥浆进行常规取心时,岩心被泥浆不同程度冲洗,同时,岩心从井底取到地面,因压力下降,原泊中的气体分离出来使得通过岩心测得的残余油饱和度(小于)实际油藏水驱泊残余油饱和度。藏在开发过程油藏内所含物质总量不变,这里所说的油量的总量是用(体积)衡量的。层油)体积的岩心,当压力变化一个单位时,地层油、水、岩石颗粒膨胀量之和。面脱气后)体积之比。藏可分为饱和油藏和(未饱和油藏) 。性水压驱)油藏。于)于或等于)饱和压力。顶气和(溶解气) 。性产率)时水侵速度与采出速度相等,这种水侵叫(定态水侵) 。水区压力比较稳定,但油藏压力未达到稳定状态,这时水侵叫(准定态水侵) 。水侵是(非定态水侵)位压降下的水侵量叫(水侵系数) 。藏可分为正常压力系统气藏和(异常高压气藏) 。水压力)之比。相)的气藏。藏可分为普通气藏和(凝析气藏)产压差) 。量丰度) 。外储层)期注水) 。拟法) 。理模拟和(数值模拟) 。值模型和(计算机模型)。层)两部分组成的。质储量)百分比。积产油量占地质储量百分比叫(采收率) 。一口探井所测得的油层中部压力叫(原始地层压力) 。积权衡法和(体积权衡法) 。前地层压力)减去原始地层,采比) 。143 单位有效厚度油层的日注入量叫(注水强度)油强度) 。水率) 。146 一个(油田)单位时间内含水率上升的大小叫(含水上升速度) 。147.每采百分之一地质储量含水率上升的大小叫(含水上升率)述油藏内气泊水三相同时存在,且认为泊气之间存在质量交换,气、水, 油与水之间不存在质量交换的数学模型叫(黑油模型)149 如果根据油藏形成时间分类,油气藏分为原生油藏和(次生油气藏)。150 三次采油主要包括化学剂驱,(聚合物驱)和碱水驱三、 开发主力泊层,认识非主力油层)质性较好) 年产油量与地质储量的比值)C 累积产油量与地质储量的比值) 采出液中水占的体积百分数) 含水率在一年内上升的数值) 每采出 1%地质储量时含水率上升的数值) 原油依靠哪种能量从地层深处流到地面)从地层深处流到井底) 有代表性和相对独立性的地区)) 油田面积不大,边缘与内部连通好) 油田开发后期和其它能量已枯竭的情况下)程评价与经济评价的关系是(C 地质评价是基础,经济评价给出结果,工程评价居中) 一个单项工程投入和收益相等时产出界限的数字) C n=1) C 单位瞬时产量的递减量) (作(A 最终采收率) 目前平均地层压力 之差)压差为正值,表示 (B 欠注) 油井正常生产时所测得的油层中部压力)层油中分离出第一个泡时的压力,叫(B 泡点压力) 目前地层压力与流动压力之差)C 目前地层压力与饱和压力之差)饱压差是指(D 目前流动压力与饱和压力之差)水压差是指(A 注水井注水时井底压力与地层压力之差)采比是衡量注采平衡情况的指标,它等于( A 注入剂在地下所占的体积与采出物(油气、水)在地下所占体积之比)水强度是指(B 单位有效厚度的日注水量)A 单位有效厚度的日采油量) 单位注水压差下的日注水量)内切割注水方式适用于(A 面积大,形态规则,非均质程度不严重)流管法〈又称概算法〉计算开发指标适用于(D 一维两相行列注水) 一口具有经济效益的生产井产量的最低界限) 产量及油气比、压力、含水)给制校正衰减曲线时,校正常数C 的单位 (D 与时间相同)减曲线是指(D 递减期累积产量同递减时间的乘积与递减时间的关系曲线)驱规律曲线是指(A 以累积产水量的对数为纵坐标,以累积产油量作横坐标所得到的关系曲线)正水驱规律曲线的校正常数( 水驱开发结束时的采出程度)性产率是指(A 封闭油藏弹性开采期,累积采油量与地层压力下降值之比) 期呈现明显的直线关系,则((A 不能用来 预测动态指标)水驱规律曲线后期出现明显直线段,则(C 可用后期直线段预测动态指标). 大于饱合压力)合泊藏的原始地层压力(的实质是( C 质量守恒)质平衡方法可以应用于( 料井的试油试采资料能够提供(B 油井生产能力)解气驱油芯,生产气油比的变化特征是(C 下降、上升、下降). 反韵律效)工注水开发油田的优点是(D 长期高产稳产)缘注水适用于(D 面积小、内部连通性好)七点法注水井网的基本形状是( (D 无水采收率低)经验公式ao+a 3c 中(B 、a 2负)积波及系数 流度比 M 的关系是(B M 大则 )值渗流阻力法中,油井周围一段想住向流的( C 周长等于井距)发方式又称(A 驱动方式)有工业开采价值的油田,应有(高的产能、较高的最终采收率)均质多泊层储量整装油田的合理开发程序按先后顺序排列应为(区钻开发资料井、布署基础井网、正式开发方案编制与实施)块油田的合理开发程序应为(价性详探,详探与开发相结合、开发主力油气藏,持续滚动勘探开发)置基础井网的目的是 (C 开发主力油气层,认识非主力油气层)井底压力一定的条件下,弹性驱动泊藏开发特征是(D 地层压力,产油量均下降,生产油气比不变)井底压力一定条件下,溶解气驱泊藏的开采特征是地层压力下降,产油量生产油气比先升后降(A 下降). 性水压驱动的开采待征是地层压力不变、生产油气比产油量先不变,见水后下降(A 不变)底流压一定条件下,弹性水压驱动油藏的开采特征是地层压力量下降,生产油气比不变,产油量下降. (D 降)性气压驱动油藏的开采特征是地层压力不变,产油量下降,生产油气比(A 上升)井底流压一定条件下,弹性气压驱动泊藏的开采特征是地压力下降,生产油气比下降,产油量(B 下降)力驱动泊藏的开采恃征是地层压力下降,生产油气比不变,在泊藏内液面到达泊井射开井段以首产池量不变,以后产油量(B 下降)田面积小,边部与内部连通好,构造完整,应选(A 边缘注水注水方式开发). (D 分析地质风险并估算储量)保持油田稳产,可以采取(A 降低生产井流压或提高注水井注入压力一措施)田产量变化的一般规律是(A 上升一稳产一下降)发稠泊泊藏一般需 (D 热采)个原始地层压方等于流体饱和压力的油藏,采用溶解气驱动方式开发的最主要采收率(B 低于 水驱开发的最终采收率)顶泊藏,采用气顶一溶解气驱方式开发的最终采收率( A 低于气顶一溶解气一水联合驱动方式开发的最终采收率)定渗流状态时,各处流体流动要素一 B. 处流体的流动要素(A 随时间变化 )定试井的目的是(C 确定井的产能)用不稳定试井资料能确定(B. 流动系数、表皮系数、井筒储存系数及边界)评价工作中,经济评价是整个评价工作的(C 最终阶段)评价工作中,地质评价是整个评价工作的( B 基础)评价工作中,工程评价(包括开发评价及为经济评价提供勘探,开发工程量所需的数据)用经验方法进行动态分析及预测时,需注意(A 油井的开采条件变化时,经验公式需随之改变)气藏动态分析中所用的物质平衡方法的基本原理是( A 质量守恒). 层岩石及束傅水的弹性能量(B 必须考虑). 常油气界面(C 保持不动)1)深刻认识油田的地质特点(2) 核实油田储量计算(3)研究油层对比方法和各种油层参数的解释图版(4)研究不同类型油层对开发部署的要求(5)1)生产试验区开辟的位置和范围具有代表性(2)具有相对的独立性(3)解决油田开发的关键问题具有一定的生产规模(4)建设速度快、1)查清各种天然能量 (2)井网密度、布井公式、注水方式(3)采油工艺(4)增产、增注措施效果(5)1)目的:研究解释单油层物性参数的方法,全面核实油层参数;了解不同部位、不同油层的生产能力和开采特点;掌握主力油层的变化趋势.(2)原则:布井对象主要是组成比较单一、分布比较稳定的油层组;井位布置到油田构造的不同部位;务:(1)合理开发主力油层,建成一定的生产规模;(2)1) 基础井网的布置应在开发区总体开发设想的基础上进行,考虑与其它层系井网的配合(2)基础井网完钻后,暂不射孔,在进一步油层对比分析的基础上,1)合理划分与组合开发层系(2)确定不同层系合理的注水方式(3)确定不同开发层系合理的井网密度(4)确定开采方式(5)确定油水井的合理工作制度(6)预测油田的开发趋势(7)提出实施开发方案的需求和步骤(8)1)油气藏主要受断层控制(2)断层多、断块多(3)断块之间含油特征差异大 (4)油层含油连片性差(5)断块之间,1)立足于二级构造整体部署探井、深浅兼顾(2)详探井钻断一块的高点,发现高产富集区块(3)重点取芯,中途测试,分组试油,1)先编制布井方案,对已基本探明储量的区块确定井网密度,编制一定开发方案(2)编制注水方案,根据小层对比、断块划分和油田地质研究成果,确定注采井别,提出射孔方案和注水方案(3)调整完善方案,根据生产动态分析,部署调整井,1)地层压力 于没有外来能量补充,随着采出量的增加地层压力不断下降(2)产油量 原油井溶解气的脱出,油相渗流阻力增大,而生产压差,逐渐减小,故产油量下降(3)生产油气比 Rp:a 段:溶解气驱刚开始时,溶解全以气泡形式存在不参与流动,生产油气比等于溶解油气比,呈下降趋势;b 段:溶解气量达到一定程度时,形成连续气相参与流动,产出气由自由气和溶解组成,生产油气比上升;c 段:1)地层压力 采平衡,持不变②产油量 Qo;a 段:油气前缘到达井底前,整个渗流段的渗流阻力逐渐减小,产生奢差恒定,产量上升;b 段:油气前缘到达井底后,油相渗透率下降,产油量下降③生产油气比Rp:c 段:油气前缘到达井底前,持恒定;d 段:油气前缘到达井底后,产出气由自由气和溶解气组成,升. 1)把油层特征相近的油层组合在一起(2)具有一定的储量(3)具有良好的隔层(4)油层的构造形态、油水边界、压力系统和原油物性应比较接近(5)开发层系不要过粗和过细,点:(1)持续高产(2)驱油效率高(3)控制调整容易(4)采收率相对较高(5)1)无水采收率低(2)不适合稠油油田(3)类:缘外注水,缘上注水,积小;构造完整;油层稳定,内部连通性好;积大;储量丰富;油层分布稳定,均质强度较高;内部连通性好,1)油层分布不规则,延伸性大(2)油层渗透率差,流动系数低(3)油田面积大,构造不完整,断层复杂(4)油田后期强化开采(5)1)与油藏的物理特性相适应,获得较高的水驱控制程度(2)连通层数多、连通厚度大,多向连通的井层多(3)满足采液量要求,达到注采平衡(4)建立合理的压力系统(5)1)内部切割行列注水油田的每个切割区看成一个带状油田(2)注水井排和生产井排分别视为注水坑道和采液坑道(3)液体具有单向、线性流动特点(4)根据非活塞式水驱油理论,计算油水饱和度分布(5)考虑渗透率分布,1)非均质油层由无数根渗透率不同的流管组成,每根流管渗透率是常数(2) 对每根流管应用一维两相流动理论研究水驱油过程(3)全油田油水两相流动是所有流管流动状况的总和(4)将渗透率分布规律表达式代入平均渗透率下的产量公式,程评价、1)地质评价: a 地质风险分析 )工程评价: a 开发评价,即估计单井产量和高峰期产量 b 为经济评价提供参数,可采储量,开发井数及相关数据,钻机数及钻井工作量,地面建设工作量,油田生产期限,调整工作量,队伍装备(3)经济评价: a 勘探阶段经济评价 b 地质评价是基础,其结果的可靠程度直接影响到工程评价和经济评价的精确程度;工程评价居中,为经济评价提供各项参数;1)完善注水系统,提高水驱动用程度 a)增加注水井 b 改变注水方式 d 移动注水线(2)提高注水压力,增加吸水层数和厚度(3)调整井网(4) 提高采液速度 (5):特点:(1)含水大于 20%以后出现直线段(2) 1)判断对比油田开发效果(2) 判断油层出水层位及来水方向(3) 1)地质因素 a 油藏的地质构造形态 b 油藏天然能量类型 c 油藏岩石的物理性质 d 油藏流体特征.(2)开发条件 a 开发方式,层系划分及压力保持水平 b 布井方式 c 开采方式 d 调整措施 e 增产措施 f 1)原始地层压力;(2)地层压力、产量、生产油气比、含水率等生产动态资料;地层油体积系数,溶解气油比、弹性压缩系数等高压 数;油、气、水的地面相对密度;(5)地层水和岩石的压缩系数。:(1)弹性水驱油藏的物质平衡方程式记)(2)计算不同时刻的 X、Y 值(3) 绘制Y~X 的关系曲线,呈直线关系(4)直线的截距为油藏的原始储量 N(5)直线的斜率为水侵系数 B. :气顶驱油藏的物质平衡方程式 001)]([1)计0算不同时刻 、 的值. 01F(3)在直角坐标系中作 ~ 0直线关系(4)直线的截距为原始储量 N(5)直线的斜率为 G,气顶系数 :(1)储气层看作定容储罐(2)整个气藏内压力平衡(3)室内高压物性资料应用于平衡压力的储气层(4)综合压缩系数及水中溶解的气量忽略不计(5)1)确定原始储量(2)判断驱动类型,计算驱动指数(3)计算水侵量(4)预测油藏动态(5):(1)地层压力很难取准(2)地层油体积系数及溶解气油比室内测定不准(3)生产气油比计量不准(4)1)注意矿场资料的完整性及可靠程度,高压物质参数的代表性(2)高压物质参数进行误差处理和均整化(3)选择合适的水侵方式和表达式(4)计算过程和结果采用列表法,便于检验和发现问题(5)1)加速高产区的开采(2)对于多层系大油田,以均匀速度开采所有小层(3)对于块状油藏,相对均匀的提高油水界面(4)对于天然边水活跃的气顶油田,保持气油界面位置不动,均匀提高油水界面(5)对于气田,1)开发层系调整(2)井网调整(3)驱动方式调整(4)1)原井网排间加排、井间加井的布井方法(2)原井网水井排上井间加井(3) 调整井采用方形井网、全面加密(4) 调整井部署在原三角形井网三口井中间的分流线上(5)调整井部署方式为在原四点法面积井网水井连线中点的主流线上(6)注水井旁布注水井,采油井中间布采油井(7)九点法面积井网油井中间布置油井(8)九点法面积井网油水井间布置相同的井别(9)调整井部署在四口井的对角线的交点处(10)调整井为⑧与⑨常规试井曲线并解释其形状。答:(1)混合层段,或形状不对称泄区(2)封闭边界消耗效应或水驱边界效应(3)半对数直线段(4)增产处理(5)1)确定原始地层压力(2) 确定地层压力、渗透率、油藏流动特性等参数(3)确定井筒附近压裂、酸化效果(4)确定井筒附近污染程度(5)推中期段直线到,并读出外推压力1/)()估计泄油面积的形状(3) 按泄)由查 (5)计算:直接法优点:(1)直观 (2)1)有一定局限性(2)成本高,周期长(3)1)能重复进行(2)时间短,成本低(3)1)油层参数和生产数据不准,将导误差较大(2)模型本身有一定的假设条件,计算机上进行,不需要专用设备;具有广泛的适应性;便于反求地层参数;软件应用方便快捷。缺点:计算结果对油层实际参数具有很强的依赖性,输入数据不准确,输出结果将具有很大的偏差。1)建立数学模型 (2)建立数值模型a 偏微分方程离散化 b 非线形系数线形化 c 线性方程组求解(3) 1)选择模型 (2)资料输入 (3)灵敏度检验(4) 历史拟合 (5)动态预测 1)绘制渗流的电路图(2)求综合阻力(3)根据电路图,列产量与压降方程组(4)解方程组求产量 (5)内阻:外阻:Ge4
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