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综合调整方案的编制技术要求(油藏工程)_图文

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综合 调整 方案 编制 技术 要求 油藏 工程 图文
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综合调整方案编制技术要求(油藏工程),河口采油厂地质研究所2004年5月,油田开发综合调整方案是针对已开发油田(单元)存在的问题,采取以调整井、完善注采关系等为主进行调整所编制的方案。它是一项油田开发过程中重大的技术改造和油田建设工程,涉及到油藏工程、钻采工程、地面工程、经济评估等方方面面。,就油藏工程而言,综合调整的类型主要有:,开发层系细分调整:针对开发初期油藏认识程度低,开发层系粗,井网对储量控制程度低,层间干扰严重,而开展的分层开采调整。井网加密调整:主要针对低渗透油藏井距过大,注采连通状况差,水驱效果差,采取整体加密,改善油田开发效果而开展的综合调整。注采系统调整:油田开发中后期,由于种种原因,初期的注采井网会出现注采比例失调的矛盾。为减缓产量递减,需钻新的油、水井或采取油井转注等方式,完善注采关系而进行的综合调整。转换开发方式:根据生产需要,需转换驱动方式而编制的综合调整方案,如水驱转热采、蒸汽驱等。,综合调整方案编制的一般程序方法,一、油藏概况二、开发状况分析及效果评价三、油田开发过程中存在的主要问题四、剩余油分布规律研究五、调整的潜力分析六、调整方案设计七、方案实施要求,一、油藏概况,首先简要概括油藏的总体情况:地理位置、构造位置、主力油层、含油面积、探明储量、可采储量、发现井、试采时间、投入开发时间等。,(一)油藏地质特征(二)油藏开发简历(三)油藏开采现状,(一)油藏地质特征描述,1、构造特征2、储层特征3、流体性质4、油藏能量及压力温度系统5、油藏类型6、储量综合评价,1、构造特征,主要描述油藏总体的构造特征、断层的组合与展布等。所需图件: 构造井位图,2、储层特征,包括地层层序、储层岩矿特征、储层划分和沉积特征,主力油层和非主力层的分布情况、储层的连续性、层内及层间夹层的稳定性分析;储层物性及分布,储层的非均质性分析(层内渗透率级差、渗透率变异系数等),储层的孔隙结构特征;储层的渗流物理特性,如岩石表面润湿性、毛管压力曲线特征、油水相对渗透率特征、粘土矿物敏感性分析、油水关系等。所需图件:沉积微相图、油层等厚图、小层平面图、夹层分布图、孔渗饱等值图、油藏剖面图、毛管压力曲线、相对渗透率曲线等。所需表格:油藏基本参数表等,(一)油藏地质特征描述,1、构造特征,2、储层特征,3、流体性质,调整单元油、气、水等的常规物性和高压物性,及地面原油性质在平面、纵向上的分布特点。所需图件:流体性质分布图,4、油藏能量及压力温度系统,5、油藏类型,6、储量综合评价,调整单元(或层系)探明储量情况,本次复算储量的多少及变化,各小层及砂体的大小、多少,主力油层储量分布状况等。,油藏原始温度、压力,温度梯度、压力梯度,油水系统划分,边底水体积大小及水侵状况,油藏驱动类型等。所需图件:油藏剖面图,(二)油藏开发简历,主要对油藏投入开发后不同开发阶段及重大调整措施的简要总结。包括各阶段的储量、井网、层系情况,阶段的开发动态特点,历次方案的主要目的及实施效果、问题等进行系统概括的总结。所需图件:开发曲线,(三)油藏开采现状,所需图件:开采现状图等,,综合调整方案编制的一般程序方法,一、油藏概况二、开发状况分析及效果评价三、油田开发过程中存在的主要问题四、剩余油分布规律研究五、调整的潜力分析六、调整方案设计七、方案实施要求,(一)开发状况分析,1、储量动用状况分析,主要分析单元及各小层,甚至不同部位储量的控制程度(损失储量),动态储量,采出状况,储量剩余状况等,注水开发油藏,边水油藏,弹性开发油藏,储量的控制程度分析,通常为方便计算,注水开发油藏用注采厚度对应率表示水驱控制程度,储量动用状况分析,调整单元分层动用状况表,根据分层开采状况分析:,根据水驱动态储量分析:水驱动态储量即根据水驱特征曲线方法1的斜率b,利用公式7.5/b计算得到。它可以用来评价水驱油藏地质储量动用状况、水驱程度进而分析其层系划分与注采系统的适应性。,另外,应用注入、产出剖面、C/O测试、井间剩余油饱和度监测、检查井网密闭取芯、新钻井的水淹层解释、分层测试、数模等资料,分析注水纵向及平面的波及和水洗状况,进而评价储量的动用状况。例如,用注入、产出剖面评价,即油井中产液厚度或注水井中吸水厚度与射开总厚度之比,用百分数表示。,2、注采井网状况分析,主要统计数据:注采井距:目前井距、合理井距(公式计算、压力恢复等);单井控制储量大小、水驱控制程度;水驱储量分析(注采完善区、不完善的水驱储量、天然水驱储量、弹性开采储量、因井网不完善损失的储量);静、动态注采井数比、套损等井下状况对井网完善的影响;油水井连通状况,注采对应状况等。,通过以上数据的统计,根据不同井网密度条件下各类油层的水驱控制程度、油砂体钻遇率等数据,分析井网的适应性;依据油层水驱控制程度、油层动用程度、注入水纵向和平面波及系数等资料,分析井网密度与最终采收率的关系;应用注水能力、扫油面积系数、水驱控制程度等资料,分析注水方式的适应性。,井网完善程度标准:(一般砂岩油田),合理井网密度的计算:,,,△ER-采收率增量 % △ER= V-单位面积储量 104t/Km2 μo-原油地下粘度 mPa .s K-有效渗透率 μm2 Np-单井经济合理产量 104t/well m-单井总投资 *104元 取值280万元L-原油价格 元/t P-油单井年生产经营费 104元/a 取值80万元n-生产井网密度 well/km2 t-投资回收期6年 i-贴现率12%,①根据采收率计算公式结合工业经济学原理,确定井网密度公式如下:,,②井网密度交会法:,,,式中:,,-最终采收率,小数,,-驱油效率,小数,,-比例系数,可根据目前已知的井网下的参数反求,S-井网密度,公顷/井,N-地质储量,吨K-原油价格,元/吨F-含油面积,公顷B-平均每口井的投资额,万元/井,计算井网密度为8.8公顷/井,即11.3口/ Km2。,另外,通过油井压力恢复测试确定的泄油半径、或水井压降测试的波及半径,可以确定井间实际的合理井距,从而确定井网密度。,3、能量保持与利用状况分析,分析边底水水侵速度与压力、压降及水侵系数、水侵量大小的关系;对弹性驱、溶解气驱、气顶驱开发的油藏,分析相应驱动能量大小及可利用程度;对于注水开发的油藏,分析注采比变化与油层压力水平的关系和油藏目前所处开发阶段合理的压力剖面、注水压差和采油压差(或动液面及泵合理沉没度),根据油藏开发的要求,确定油层压力保持的合理界限;分析地层能量利用是否合理。,天然能量开发油藏能量大小判断,某油藏不同层位压降变化曲线,计算水侵速度、水侵系数,根据油藏开发的要求,泵合理沉没度等,确定油层压力保持的合理界限,从而确定合理的注采比与合理的天然能量利用。,(二)开发效果评价,1、含水随采出程度的变化-与理论曲线对比,,理论曲线的制作:油水相对渗透率比值与含水饱和度关系:lg Kro/Krw=A+B Sw采出程度与含水饱和度的关系:R=(Sw-Swi)/Soi分流量公式:fw=1/(1+μw Kro /(μo Krw),相渗处理,,流管法:,-同类油藏对比,2、注水利用率等水驱指标,,,,,,,水驱指数:,,3、驱油效率、波及系数,驱油效率计算方法:,驱油效率指被水淹油层体积内采出的油量与原始含油量之比,表示水驱油的程度和层内矛盾的大小,,,或,水基泥浆岩芯分析法:,,式中:β́ ---常数,取值0.02-0.03,实验室及矿场计算方法,水驱油试验法:,,,,,,油水相对渗透率法:,,,,张锐等人水驱砂岩油藏经验公式法:,,A--校正系数,强亲水加9-10%,亲水岩石加5-6%; VR—地下油水粘度比, VP—注入水孔隙体积倍数,与空气渗透率K有关的经验公式:,,波及体积系数计算方法:,,现场常采用面积波及系数*厚度波及系数计算体积波及系数面积波及系数=注入水波及面积/原始含油面积厚度波及系数=水淹厚度/油层总厚度,岩芯分析法计算:,,Vk—正态概率分布中渗透率变异系数,M—油水流度比,矿场经验公式(适用于油水粘度比070%)开采期后进行。),4、采收率评价,综合调整方案编制的一般程序方法,一、油藏概况二、开发状况分析及效果评价三、油田开发过程中存在的主要问题四、剩余油分布规律研究五、调整的潜力分析六、调整方案设计七、方案实施要求,存在问题重点针对需要开展综合调整的层间、平面、层内矛盾。如可完善注采的注采矛盾;可补充完善的井网完善程度低、动用状况差;可更新侧钻的井况影响;可完善井网的停产井恢复,可分层开采的层间矛盾等。,综合调整方案编制的一般程序方法,一、油藏概况二、开发状况分析及效果评价三、油田开发过程中存在的主要问题四、剩余油分布规律研究五、调整的潜力分析六、调整方案设计七、方案实施要求,运用各种监测资料、取芯资料、调整井资料、井况资料、动态资料,以及油藏数值模拟等资料,分析平面、层间、层内剩余油分布状况(含水分布图、累采累注图、吸水剖面、饱和度测试、剩余油饱和度分布等图表),实例:埕东西区剩余油分布规律研究,-平面剩余油分布规律,埕东西区Ng331层含水分布图,从含水分布看,Ng331层调整井测井资料统计表,从调整井情况看,从数模结果看,含油饱和度较高的区域主要分布在注采井网不完善,早期内部注水形成油水边界附近,开采时间较晚的河道边缘相带等。,底水油藏平面剩余油分布,根据历年新钻井资料,油水界面基本没有变化,表明由于底水锥进,井间剩余油富集。,根据油藏数模结果,局部构造高部位,夹层发育区剩余油富集。,如Ng34由一个砂体分为4个砂体后,局部高点由一个变为4个,东部小高点无井生产,2004年设计水平井1口,投产日油13t,基本不含水。,有效厚度图,,局部高,油藏动态分析法,根据油藏开发历程分析,初期平面水淹规律受微构造控制,目前主要受沉积微相的控制。,,,,埕东西区Ng7砂组含水分布图,Ng7砂组主体部位,采出程度15%以上,多数井特高含水返走,河道边部采出程度不到8%,剩余油相对富集,河道间埕24-14井区,采出程度只有4%,几乎不含水,-层间剩余油分布规律,C24-106井2002.9硼中子测试,历年吸水剖面测试情况统计表,-层内剩余油分布规律,Ng331层历年吸水剖面统计,注水开发油藏,西区Ng331层层内剩余油分布油藏数模定量描述,底水油藏层内剩余油分布受夹层控制的影响,主要分布在夹层的上部。,底水油藏,综合调整方案编制的一般程序方法,一、油藏概况二、开发状况分析及效果评价三、油田开发过程中存在的主要问题四、剩余油分布规律研究五、调整的潜力分析六、调整方案设计七、方案实施要求,根据各油藏的开发状况,存在的问题,剩余油分布规律研究等,找出适合本区调整的潜力所在。,井距过大,具有加密调整的潜力,由于层间干扰严重,开发效果越来越差,采收率由22.9%降至19.75%。具有细分层系,提高层间动用程度的潜力。,层间干扰严重,具有细分层系的潜力,E118块主体部位吸水剖面成果统计表,注采井网不完善,具有完善注采的潜力,井网控制程度低,具有提高储量动用程度的潜力,具有钻水平井的潜力,综合调整方案编制的一般程序方法,一、油藏概况二、开发状况分析及效果评价三、油田开发过程中存在的主要问题四、剩余油分布规律研究五、调整的潜力分析六、调整方案设计七、方案实施要求,1、调整方案设计所遵循的原则,①开发层系的合理组合。组合应遵循层间干扰的程度减小到最低,充分发挥各类油层的生产潜力。一般情况下,在开发初期主要以主力层或相类似的好油层进行组合开发,在高含水和特高含水期,主要考虑中低渗透油层和差油层的生产潜力。,一个独立的开发层系应具有一定的储量,以确保油井能有一定的生产能力和经济效益;所划分的开发层系之间应有可靠的水动力屏障,即不渗透隔层,以防止不同层系的窜通和干扰;同一开发层系内的各油层性质应当接近,最主要的是渗透率、延伸分布状况等不能相差太大;同一开发层系内,构造形态、油水分布、压力系统和原油性质应接近一致,开采层段不宜过长,以免造成开发过程的复杂化;划分开发层系,要充分考虑采油工艺水平,但不要划分的过细,否则不能保证较好的开采效果和经济效果。,开发层系的组合要满足以下条件:,②要有合理的完善注采井网。要求多向对应率高,有利于强化开采,扩大波及体积系数,获得较长的稳产期和较高的采收率。③方案能够控制和减缓含水上升率,发挥低产水层和区域的潜力,提高驱油效率。④保证地层能量能满足生产需要。⑤要有一套与油藏特点相适应的配套采油工艺和地面设施,确保方案的实施。⑥要遵循少投入、多产出,获取最佳经济效益和较高采收率。,2、调整方案设计的内容,主要针对存在的问题,根据剩余油分布规律和调整方式,设计调整工作量,地层能量保持水平的设计,以及为确保调整方案实施效果等而进行的动态监测工作量的设计。一般设计多套不同的调整方案进行优选。(方案部署图、工作量汇总表),3、调整方案设计指标测算,①新增产能的确定:新增产能的确定主要是新钻井生产能力的确定,新增原油生产能力=新增采油井总数×平均单井日产油量×生产天数 。平均单井日产油量:可根据采油指数测算,也可根据近年新钻调整井生产情况预测。生产天数:一般自喷井330天,抽油井300天。 其它措施可根据近年实施情况测算或因无投资不计算在新增产能之内。新水井、油井转注引起的生产能力减少以及递减的减缓可根据具体情况计算。,根据采油指数确定新井单井产能的方法:,根据近几年新井生产情况,确定新井含水,求得对应的无因次采油指数,根据原始采油指数即求得该含水条件下的采油指数。生产压差根据老区生产井情况确定,有效厚度根据设计井实际情况确定有效厚度平均值,qo=ao*△P*he,②井网指标的测算:主要是油水井数,新钻井数,老井归位井数,注采井数比,井距和井网密度,布井方式,单井控制储量和可采储量,水驱控制储量,注采对应率,采收率等指标的测算。,③主要开发指标的测算:为便于经济评估,需要进行不调整和调整后两套15年的指标预测,主要的指标有:各类井数、日产液、日产油、含水、采油速度、采出程度、含水上升率、日注水量、注采比、年产量、累产量等指标的测算,一般要求调整方案前三年稳产。,不调整方案产量测算:,①递减规律法:,②产量构成法:,根据以往油田自然递减变化情况,确定今后几年自然递减的变化。因无调整工作量,自然递减即油田递减,测算自然产量即油田产量,如果有调整,自然产量与新井、措施产量总和即油田产量。,另外还有定液求产法,剩余可采储量采油速度法,油藏数模指标预测法等。,调整方案产量测算:,可以在不调整指标预测的基础上,将调整后新增产量加上,如果有注采完善,要考虑完善后自然递减减缓。一般新增工作量(新井、措施)指标预测初期递减较大,具体要根据本油田情况确定。,含水的确定,根据理论含水上升率确定:,根据实际含水上升率变化规律确定:,根据采出程度与含水变化确定:,根据含水随时间的变化确定:,根据水驱特征曲线确定:,,注水量的确定,根据井组生产情况,设计要求,需要保持的压力水平,做出井组、单元压力平衡预测图,确定井组的注采比及注水量,进而确定油藏的注水量。也可根据近年的注采比情况,确定单元调整前后的注采比。或根据油藏的注采比与压力统计关系,求得要保持所设计的压力水平需要的注采比。,,,①A方向。泵深不变,沉没度一定,泵压可变,某一液量下合理的注水量。 ②B方向。地层压力不变,泵深可变,泵压可变,某一液量下合理的注水量。③C方向。保持注入压力不变,泵深可变,地层压力可变,某一液量下所需要的注水量。,,4、调整钻井工作量所需投资估算,钻井工作量、单井进尺、总进尺、每米投资、总钻井投资等。,综合调整方案编制的一般程序方法,一、油藏概况二、开发状况分析及效果评价三、油田开发过程中存在的主要问题四、剩余油分布规律研究五、调整的潜力分析六、调整方案设计七、方案实施要求,根据本油藏特点,对方案实施过程中钻井、采油、地面等各方面提出的要求。如:钻井过程中应用随钻测试,严格按钻井设计施工。加强固井质量把关。整体部署,分批实施。钻井、完井、作业过程中,加强油层保护。加强方案实施跟踪分析工作,取全取准各项资料。 投产需早期防砂或压裂改造等。,请各位领导专家批评指正!,谢谢!,
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