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黄炳光教授的开发方案调整资料 4 人为控制

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黄炳光 教授 开发 方案 调整 资料 人为 控制
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444 人为控制因素分析及评价方法在前一章节中已经提到:“一个油藏在某一开发时期的实际水驱开发效果不仅取决于油藏自身的基础地质条件,而且还取决于开发人员的技术水平。 ”和“在不同的人为因素控制下(开发层系划分、井网密度、注采井网布置、注采强度、开采方式、开发速度等方面的差异)所产生的水驱开发效果也不一样” 。此外,在研究“提高注水开发油田水驱开发效果的各种人为控制因素”时,不仅需要考虑技术上的可行性,同时还要照顾到人们在经济上的承受能力。因此,在对一个具体油藏制定开发方案时,应以提高注水开发油田水驱开发效果为目的,在深入研究各种人为控制因素的基础上制定出合理的技术界限是十分重要的。同样,对于一个正在开发过程中的油藏,结合水驱开发效果评价结果,仔细分析每一个“人为控制因素”的合理性,指出某些“人为控制因素”的不合理之处,为开发调整方案的制定和油藏下一步挖潜的设计与优选提供科学依据也是十分重要的。本章着重讨论关于影响水驱开发效果的人为控制因素的指标体系及评价方法。为控制因素分析影响水驱开发效果的人为控制因素比较多,例如开发层系划分、井网密度、注采井网布置、注水时间、注水方式、注采强度、开发速度、开采方式等等均会从不同侧面影响注水开发油田的水驱开发效果。针对一个具体油藏,如果能够合理地划分储集层的开发层系,可以减小层间矛盾,使各层的注入水均匀地推进,进而可以提高注水开发油田的水驱开发效果;相反,如果没有合理地划分储集层的开发层系,就会增大层间矛盾,使各层的注入水不能均匀地推进,进而就会降低注水开发油田的水驱开发效果。井网密度的合理性不但会影响注水开发油田的水驱开发效果,而且还会影响注水开发油田的经济效益。合理地布置注水开发油藏(或区块)的注采井网可以提高平面波及系数,充分地利用注入水驱替原油,进而可以提高注水开发油田的水驱开发效果;相反,没有合理地布置注水开发油藏(或区块)的注采井网可能会大大地减小平面波及系数,就不可能充分地利用注入水驱替原油,进而就会降低注水开发油田的水驱开发效果。开始注水时间的合理性不但会影响注水开发油田的水驱开发效果,而且还会影响注水开发油田的天然能量的充分利用程度及经济效益。注水方式的选择直接影响着注水开发油田的水驱控制程度,进而影响着注水开发油田的水驱开发效果。注采强度的合理性决定着油藏压力的维持水平、注入水在平面和纵向上的均匀推进程度以及油藏综合含水率上升速度等,45进而影响着注水开发油田的水驱开发效果。选择合理的开发速度不但会提高注水开发油田的水驱开发效果,而且还会提高注水开发油田的经济效益。综上所述,影响注水开发油田水驱开发效果的人为控制因素主要应包括:(1)开发层系划分、 (2)注水时间、 (3)注水方式与注采结构、 (4)老井措施、 (5)井网密度、(6)开发速度等六个方面。通过以上六个方面综合评价可以对油藏水驱开发系统的优劣作全面系统的研究。前三个方面主要是以地质资料为依据,它们决定了开发系统设计的基础,在很大程度上决定了开发系统的合理性。后四个方面着重反映了在认清地质情况的条件下人们在开发设计中的技术水平。尤其是井网密度、开发速度和注采结构之间的联系比较紧密,相互影响程度大。因此,鉴于以上这种情况,我们将对这些指标作详细说明。为控制因素评价指标的计算方法 针对上述的影响注水开发油田水驱开发效果的六个方面,我们研究或筛选出了 23 个评价指标。这 23 个评价指标比较全面而科学地反映了上述六个方面的人为控制因素对注水开发油藏的水驱开发效果的影响程度。下面分别介绍每一个指标的估算方法及评价标准。发层系划分及评价由于我国所发现的大部分油田是属于陆相沉积的非均质多油层油藏,油层的物性变化大,分布很不均匀。如果对各个单油层用一套独立的井网开发,则难以保证其工业性开采价值;如果对这类油田笼统地用一套井网开发,则又将对提高油藏采油速度和采收率带来一定的定困难。为此,把一些性质相近、特征相似的小油层组合在一起,采用与其相应的注水方式、井网和工作制度分别开发。我们把这种小油层的组合称为开发层系划分。分开发层系的目的油田开发层系的划分是提高多油层油藏水驱开发效果的一项根本性措施。划分开发层系的目的在于:(1) 油田采收率和产能在不同程度上受油层物性差异的干扰和影响。如果把渗流物性、原油性质、油层原始压力、驱动条件、构造特征等因素差异较大的油层分开开采,就会46减缓层间矛盾,充分发挥各个油层的作用。从而有效地提高注入水纵向波及系数和油藏水驱开发效果。 (2) 划分层系后有利于采用先进的分层注水采油工艺技术,从而有利于油田的开发与管理,提高油藏整体的注水开发效果。(3) 有利于遵循合理的开发程序,按照国家对原油产量的要求,将不同开发层系分期投入开发,为保持油田长期高产稳产创造有利条件。(4) 划分层系后有利于加快油田开发速度,缩短开发年限,从而提高资金的投资周转率和油田开发经济效益。分开发层系应遵循的原则(1) 一套独立的开发层系应具有一定的储量,以保证油井具有一定的生产能力,达到较好的技术经济指标,并使得油井具有高产稳产的储量基础。(2) 一套开发层系上下必须有良好的隔层,以便在注水开发条件下可以与其它层系严格分开,防止不同层系之间的窜流和干扰,以免造成开发动态的复杂化。(3) 同一开发层系的油层性质应相似,主要是各砂体的渗透率和延伸分布状况不能相差太大,以保证层系内各油层对注水方式和注采井网具有共同的适应性。(4) 同一开发层系内的油层构造形态、油水分布、压力系统和原油性质应接近一致。(5) 开发井段不宜过长,相邻油层尽可能组合在一起,避免层系划分过细,保证目前采油工艺技术水平的适应性,以免造成开发阶段的复杂化,减少投资和建设工作量,提高综合经济效益。价指标及评价标准为了较好地评价“开发层系划分”的合理性,我们特引入了单井控制有效厚度、隔层的稳定性、渗透率比值、压力比值等评价指标。井控制有效厚度单井控制有效厚度是指各油井钻遇的总的有效含油气厚度之和与总井数之比。单井控制有效厚度不能过大,也不能过小。单井控制有效厚度过大,油层纵向上非均质性增强,层间矛盾突出;单井控制有效厚度过小,油田挖潜潜力小,不易于后续措施开展。前苏联砂岩油田层系内单井控制有效厚度一般在 10~20 米之间,美国为 15 米;罗马尼47亚为 10 米左右 [19]。结合我国油田的地质情况,建立如表 单井控制有效厚度评价标准:表 井控制有效厚度评价标准表评 语 特 厚 较 厚 合 适 较 薄 特 薄Hc(m) >20 15~20 10~15 5~10 藏天然能量众所周知,油藏开始注水的时间与油藏的天然能量充足程度密切相关。就一般而言,对于天然能量充足的油藏,开始注水的时间一定较晚;对于天然能量不充足的油藏,开始注水的时间一定较早。这里所言的油藏的天然能量充足程度可以引用第二章所阐述的两个物理量来描述(“无因次弹性产量比”与“单储压降” ) ,具体的确定方法可以参见第二章的 。这里所言的开始注水的时间的早与晚是一个相对概念。为了较好地描述这一个相对概念,我们特引入一个描述物理量(或称为一个评价指标)—开始注水时的原油采出程度,其数学表达式为:(式中:N 因次弹性产量比,由(确定;α—开始注水时对应的原油采出程度与无因次弹性产量比的一个关系系数。考虑到不同油藏的天然能量的差异,在深入分析与研究基础上,我们认为:当α=时,是油藏的合理注水时机,即可以以原油采出程度在数值上为 开50始注水为合理注水时机。因此, 然能量与合理注水时机的评价标准表评 语 太 早 较 早 合 适 较 晚 太 晚) 藏压力水平对于边底水天然能量不充足的油层,维持地层压力对后期高含水时期提高油田产液量有着重要的作用。如果地层压力保持在较高的水平,就可以获得较大生产压差,尤其是对中高含水期通过增加产液量获得油田稳产不失为一种可行的办法。开始注水时的压力水平与合理注水时机的关系,应据油藏不同类型确定不同的价标准。对中、高渗透性油藏,按油藏的压力水平可将油藏分为三类:第一类:饱和压力接近或等于原始地层压力。该类油藏应采取早期注水开发,避免油藏出现溶解气驱方式而影响油藏水驱开发效果。对于这一类油藏,我们可以以注水时地层压降与饱和压力比值 P/为评价标准(其中, P=注水时的压力 P 地 b),如表 示。表 力比与合理注水时机的评价标准表评 语 太 早 较 早 合 适 较 晚 太 晚. 8 需要根据油藏的地质条件等因素进一步研究注水方式与注采结构的问题。注水方式大致可分为边缘注水、内部切割注水、面积注水和点状注水,其中面积注水又细分为正对式排状注水、斜对式排状注水、四点井网、五点井网、七点井网、九点井网等。对于一个具体油田选择何种注水方式,必须根据本油田的实际开发情况,以保证油层受到充分的注水效果,控制较多的储量,实现合理的注采强度,以达到提高采收率的目的。在油田开发历程中,一般都能根据油藏具体的地质条件等因素选择出较合理的注水方式。因此,对于一个具体的油藏而言,注水方式的适应性主要体现在注采结构的适应性。采取合适的注采强度与注采结构是油田开发过程中维持地层压力不可缺少的措施,其目的是根据油田开发的总体要求,确定出合理的油田注采井数比和注采层位对应关系,以使地层压力保持在一个较高水平上,或使地层压力尽快回升,保持油层具有足够的驱油能力,以实现油田开发高产稳产。种注水方式分析在注水开发油田中,油气开发工作者们常常根据具体油藏的地质条件的差异选择出较合理的注水方式。选择注水方式的基本原则是根据各种注水方式的适应条件和分析其利弊关系而进行的。缘注水在边缘注水条件下开发的油藏,其注水井排位于构造上油水边缘附近的等高线上。适合于边缘注水开发的油藏条件是:造比较完整,油层稳定;层的流动系数较高;保证压力的有效传播,使油田内部受到良好的注水效果。采用边缘注水方式的优点是:注水井排与油水边缘平行,易控制水线且能较好使水线向油区均匀推进,面积波及系数可接近 100%,驱油动态较好,采收率较高;采用边缘注水方式的缺点是:受效井排少、注入水容易外溢。部切割注水在内部切割注水条件下开发的油藏,其注水井排将油藏分割成若干个相对独立的较小单元,每一块面积(切割区)可以看作是一个独立的开发单元(可以进行独立的开发和调整) 。适合于内部切割注水开发的油藏条件是:于采用内部切割注水开发的油藏,需要论证的内容有:距大小; 用内部切割注水方式的优点是:造形态) ,选择切割井排形式、方向和距离;井网具有可调性;层次将物性好、中、差的油带先后投入开发。实现整个油藏长期高产稳产。积波及系数较大。采用内部切割注水方式的缺点是:水井排两侧的地质条件不一致,会出现区与区之间的不平衡;水能力降低;积注水在面积注水条件下开发的油藏,其注水井是按一定几何形状和一定的密度均匀地布53置在整个开发区上。适合于面积注水开发的油藏条件是:伸性差,多呈透镜状分布;动系数低;造不够完整,断层分布复杂;用面积注水方式的优点是:采油速度和产液能力高,这是因为注水井到生产井距离较近,所有生产井均可受到注水井的直接影响;采用面积注水方式的缺点是:生产井生产见水时间早,井网可调性较差。价指标及评价标准对于注水方式及注采结构适应性分析评价,主要应从平面上、纵面上和总体上考虑影响水驱开发效果的相关因素。因此,注水方式及注采结构适应性分析评价应包括注水方式与注采井数比,水驱储量控制程度与水驱储量动用程度,注采比与油层盈余率,存水率与注入水水驱指数,能量保持水平和能量利用程度与见效井数百分比等几个方面。水方式与注采井数比注采井数比是在根据油藏具体的地质条件等因素选择出较合理的注水方式下总注水井数与总采油井数之比。该指标是从平面上反映注采井网对水驱开发效果的影响,主要体现在水驱面积波及系数的大小上。水驱面积波及系数:一般在水驱开采结束时,经过钻加密井、层系细分、完善注采井网等措施后,水驱面积波及系数可达到 更高 [20]。因此,考虑到不同类型砂岩油藏的地质条件的差异,其水驱面积波及系数(价标准如表 油藏水驱面积波及系数评价标准表评 语 好 较 好 一 般 较 差 差) 90 85~90 80~85 75~80 75对于边缘注水开发油藏,驱油水线易控制且能较好地使水线向油区均匀推进,面积波及系数可取 90%以上。对于内部切割注水,在根据裂缝的主要方位对切割距大小、井距、排距大小和生产井排数充分论证的基础上,确保面积波及系数达到 90%以上是可能的。对于面积注水,面积波及系数(E p)可由下述方法计算。(654321 54式中:f w—油藏综合含水率,小数;为了对比分析均取 8%;M—油藏的油水流度比(式(实用条件为:090 80~90 60~80 40~60 90 80~90 60~80 40~60 明油层总体上已经在超注采平衡下开发。定义如下:(10)( p—油层盈余率,%;计注水量,10 4i—累计产水量,10 49计产油量,10 4o—地层原油体积系数,无因次;层有效孔隙体积,10 4层盈余率 评价标准如表 4示。表 4层盈余率评价标准评 语 大 较 大 合 适 较 小 小) >3 1~3 0~1 0% >40 40~30 30~20 20~10 60 60~50 50~40 40~30 70 70~60 60~50 50~40 80%评价标准>80 80~70 70~60 60~50 80 80~70 70~60 60~50 12 12~10 10 10~8 8 8~6 5 5~3 3 3~2 4 2~4 2 发速度评价标准评 语 较 大 合 理 较 小开发速度(%) > 为控制因素评价指标层次分析通过对开发层系的划分、开始注水合理时间、注水方式、注水强度、开发速度、井网密度六个评价方面分析,我们建立了影响水驱开发效果的人为控制因素评价指标汇总图。该指标体系与反映水驱开发效果的指标相结合,不仅反映出开发效果的好坏,而且通过分析找出开发效果好坏的原因。67水 驱 开 发 设 计开发层系的划分注水方式及注采结构合理注水时机单井控制有效厚度隔层的稳定性渗透率比值压力比值油藏天然能量值见效井数百分比油藏原油物性(粘度)有效厚度射开率开发速度 采出程度压降值稳产期油层盈余率井网密度油藏压力水平射开厚度有效率注采比水驱面积波及系数地层压力维持程度注水利用率 施井有效率老井措施率图 为控制因素评价指标体系图
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