开发动态分析

开发动态 在可靠的动、静态资料的基础上，运用已掌握的经验和理论，得出一整套油藏动态参数的变化规律。 1 动态分析的内容 开发动态分析从开发时间角度讲分为阶段分析、年度分析和月度分析。 阶段分析：一般在5年计划末期、重大调整措施前后、一个开发阶段结束即将进入下一个阶段之前进行。分析内容有①近几年的主要做法及效果评价；②注采系统适应性评价；③油水井产液－吸水状况和最大产液能力分析；④油藏压力系统及合理界限分析；⑤现阶段采油工艺技术适应性评价；⑥井况对生产的影响；⑦地质新认识和采收率变化；⑧开发趋势分析（开发指标预测和技术经济论证）。 年度分析：①本年度的开发形势和开采特点分析；②注水状况和压力系统分析（压力保持水平及对开发形势的影响）；③采油速度指标、油井产能变化情况和措施效果；④注入水利用情况和水驱油效果；⑤储量动用状况和油水分布特点分析；⑤新举措的做法和效果分析。 月度分析：主要是生产动态分析，即压力、产量、含水的变化状况、还要对油田出现的新问题和新情况分析。 动态分析的时间跨度越短则分析的内容相应减少。 2 动态分析方法 动态分析的方法是灵活多样的，常用的有理论分析法、经验分析法、模拟分析法、系统分析方法、类比分析法等，可以多种方法综合采用、相互弥补和相互映衬。总之，要搞清油藏动态变化的特点和规律、存在问题和影响因素。 1．理论分析法 应用数学的、物理的方法，结合实验分析，对油田动态参数变化的现象，建立数学模型，同时考虑边界条件和影响因素，推导理论公式，绘制理论曲线。这样的公式和曲线有相渗公式和曲线、含水上升率公式和曲线、毛管压力曲线等。 2、经验分析方法 应用大量的现场生产数据，采用统计的方法推导出经验公式，建立两种生产现象的数量关系。如某一个油田日产水量增加多少立方米综合含水将上升一个百分点，掌握了这一点，我们在做控制含水上升的工作时，就可以选择适当的堵水井数，把这部分产水量堵掉，达到对指标预测心中有数。又如，油田输差每变化一个百分点，含水率将变化多少，掌握了这点，当输差变化时，就不会对含水造成的影响心中无数。 3、模拟分析法 主要指数值模拟软件。 4、系统分析法 有2种：一种是把井系统看作是从泄油边界（注水井）开始，井地层－井筒－地面分离器看作一个整体，成为全井系统或叫注采系统。人们把这个系统再分成几个子系统，通过选择解节点，描述各子系统的压降－流量关系模型（方程式、相关式或经验关系式），通过分析这些模型，选出最佳生产状态，称为节点分析法。另外一种是把井或油藏按开发时间顺序划分为不同阶段，系统连续分析油水井参数或油藏参数的变化，分析在不同阶段的特点从而不同阶段的规律，分析其变化的实质性因素。 5、类比分析 就是把具有相同或相近性质的油田(或区块)放在一起对比分析。常常把地质特点相近的油藏采用相同的指标来比较其开发效果的好坏，以便总结经验教训，指导开发调整。 3 油田开发专题？ 3.1 稳产期内产量递减规律研究？ 论证思路是先从理论上指出影响产量变化的因素，在理论叙述中结合现场生产数据，描述生产现（有可能是经验），然后针对这些表现结合现场做法分析开发效果及要注意的问题，最后通过注意的问题分析得到认识结论。 在注水开发过程中，油层内含油饱和度减小，含水饱和度增加，含水率逐渐升高，这一客观规律变化将使油井开采具有四项基本规律，即采油指数随含水上升而减小，井底流压随含水上升而增加，井周围油层流动阻力随含水饱和度增加而降低，水油比随含水饱和度增加而增加。 3.1.1 油井开采的基本规律 1、采油指数的变化 理想状况下，均质单层油水两相径向流，且不考虑重力和毛管力，可以看出，单位生产压差下的产量变化就是采油指数的变化，他与油相渗透率的变化是一致的。油井见水后，含水率增加油相渗透率减小，采油指数逐渐减小。 实际应用问题之一：对具体油田如何寻找采油指数与含水率的关系？ 分析：理论上，虽然采油指数随油层含水饱和度的增加而降低，同时含水率也是含水饱和度的函数。但在实践中，由于层间、平面矛盾的调整，压裂、酸化和抽油等工艺措施的作用，采油指数可以在一定时间内得到一定范围的控制或改变，有的会上升或者不变。因此在生产实践中要找出油井今后的采油指数随含水率的变化规律还是很难的。 大庆油田袁庆峰方法：根据大庆1000口见水井，按不同含水级别（含水每增加10％，作为一级，共分10级）来统计采油指数与含水率的关系。发现如下特征：在含水大于40～50％的油井中，采油指数是随含水率的增加而降低的，下降规律可用近视的数学表达式来描述。 ，也就是说当含水小于40％时，采油指数的变化是无规律的。这是大庆油田普遍的规律。实际资料表明，一个油田或一个区块的平均采油指数随含水率的变化关系也遵循这样的规律，可以按含水分级统计值的递减幅度来导出 ，只是系数不同而已。 2、井底流压的变化 忽略惯性力和游离气的影响，并假设井口压力变化不大，油井在见水前后流速变化不大（产液量不变化和变化很小），在这种情况下，油井见水前后流压的变化，只是含水率的函数，并随含水率的增加近视呈直线变化。 3、井周围油层流动阻力的变化 流体的流度是很好的描述流体流动阻力变化的参数。流度大表明流体易流动，否则不易流动，阻力大。流体流度的描述公式： 。 单相流： 油水两相流： 二者相比，可以知道，随着含水饱和度（>0.4）的增加，油层渗流阻力减小，因此一般是油井见水后采液指数增加而采油指数减小。 4、水油比的变化 油井见水后，水油比（含水率）随地层含水饱和度的增加而增加，公式如下： 其中， 一般呈指数变化规律。 在注水开发过程中，油井采油指数和生产压差不断降低，这是产量递减的根本原因，且后两项是前两项产生的内因。 3.2 储采比与递减率有何关系？ 如果储采比保持一定，则产量是递减的。根据理论推导，在储采比不变的情况下，年度产量递减率等于储采比的倒数。 －储采比； －采油速度； 由上式可知，当每年储采比保持一定时，油田产量也是递减的，而且递减率等于储采比的倒数，因此储采比与递减率呈反比。 如果产量保持稳定，根据稳产条件，可以推导出满足稳产时的当年与上一年的储采比关系 也就是要满足稳产，储采比必须越来越小。 上述公式的用途有2个，对已开发油田，可以根据目前的储采比推算稳产年限。对未开发油田，则可以根据开发的稳产要求，确定产能的控制范围。目前公认10为下限，储采比低于10，油田很难稳产。根据上述公式和下限值就可以对稳产期限作出评估。 采油速度与稳产期的关系？ 在可采储量不增加的情况下，采油速度与第一年的储采比互为倒数关系。采油速度与稳产期的关系实质是投产初期储采比与稳产期的关系。要保持稳产，储采比逐渐减小。以储采比等于10作为稳产下限来推算满足稳产年限的采油速度。 3.3 抽油条件下，地层合理压力水平研究？ 以大庆油田开发为例。一般油井转抽后，井底流压降到了饱和压力以下，近井地带由于脱气出现油、气、水三相渗流，使油的相对渗透率降低，采油指数降低。另外井底脱气程度对泵的工作特性有很大影响。 采油指数与原油物性、含水率、脱气程度、出油厚度等都有关系，现场的采油指数变化是很复杂的。 3.3.1 合理井底流压测算 3.3.2 合理地层压力测算 4 油藏压力系统的变化规律 人们在井筒内或地面上测得了不同点的压力值，这些不同压力点就油藏的压力系统。对压力系统内部压力的传递规律、分布规律和变化规律进行系统研究，是研究油田开发合理压力界限的基础。 4.1 原始地层压力分布 原始地层压力主要为上覆岩石的地静压力和边水或底水的静水柱压力，其值与油藏形成条件、油层埋藏深度、与地表的连联通状况有关。在相同水动力系统里，油层埋深越深，其压力越大。对若干个油藏的实际地层压力进行统计，地层埋藏深度每增加10米，地层压力增加0.07～0.12MPa。大多数的油田，地层深度每增加10米，地层压力增加0.1MPa左右。部分油田不符合上述规律，如前苏联的霍多诺维奇油田地层埋藏深度每增加10米，地层压力增加0.183MPa。罗马尼亚的布路界邦油田深度每增加10米，压力增加0.52MPa。这种情况称之为异常高压油田。产生压力异常的原因多与断层切割、静水压头与井至油层中部深度不相等有关。 原始地层压力在同一水动力系统内的分布符合连通器原理。如油层水平或变化平缓，油层各点的原始地层压力近视相等；如果油层很徒，各点的原始地层压力随埋藏深度而改变，油藏埋深相等的各点压力相等，即原始地层压力的等压线与构造等高线的变化一致。 4.2 地层压力分布 油藏投入开发后，原始地层压力的平衡状态遭到破坏，地层压力的分布状况发生变化。这种变化贯穿于油田开发的整个过程，这种处于变化状态的地层压力，一般用地层静止压力和井底流压来表示，也就是常说的静压和流压。 由于各井（油、水井）的工作制度不同，能量消耗或补充不同，各井点的静压和流压也不同。 4.3 压力系统的判断（判断是否为同一水动力系统） 判断的原理是在统一水动力系统内，原始地层压力保持平衡，折算压力相等。因此把各油层或同一油层不同部位所测得的压力资料，整理成压力梯度曲线，凡属同一压力系统的油层，压力梯度曲线只有一条。如果发现数条压力梯度曲线，说明这些油层或同一油层的不同部位不属于统一水动力系统。 当然还可以用油层对比、构造图、水文勘探、不稳定试井等方法判断是否有断层切割、岩性尖灭的情况存在，进行辅助判断压力系统。 4.4 不同开采条件下的合理压力界限 主要是分析井底流压、静压和采油指数的制约和影响因素。 4.4.1 自喷井稳产时流压、静压合理界限研究 4.4.1.1 产量与地层压力关系 井底流压对井筒内流体来讲,是把流体举升到地面的动力，从能量消耗的角度来讲，它是油气流入井底后剩余能量多少的标志。流体由井底上升到井口剩余能量表示为井口压力，它是克服油嘴节流和地面集输系统阻力的动力。决定自喷能力大小的关键是井底流压和井口压力。而影响井筒内阻力损耗的主要因素是原油性质、饱和压力及流体的混合密度（含水率）。 最低自喷流压需要通过垂直多相管流计算程序计算，也可从油田生产中统计出来。最低自喷流压与饱和压力大小、含水率相关：饱和压力越高，最低自喷流压较低；含水率升高则最低自喷流压增大。 自喷井最低井底流压随含水率的变化统计规律: 当某一生产压差范围内，采油指数随含水率的变化统计规律: 生产压差超出一定范围后，大庆油田总压差与采油指数的关系是当总压差大于1MPa后，采油指数明显下降，产油量并不增加。 如果要保持稳产要求,则不同含水期的合理地层压力: 或 式中: -见水前的生产压差,MPa. －见水前的井底流压，MPa. 由上式可知，在稳产条件下，合理地层压力只是含水率的函数。在中低含水期，最低自喷流压较低，地层压力保持在原始地层压力条件下，实际流压一般都高于最低自喷流压且可满足产量要求，随着含水上升，可通过逐渐降低流压的办法来放大增产压差，以达到稳产要求的产液量。但流压的下降的下限受最低自喷流压的限制，当实际流压降到最低自喷流压时，流压就只能随含水上升而上升，继续提高产液量的途径就只有提高地层压力。 例子①：萨中纯油区含水30％左右，通过降低流压，达到了大幅度提高了采油速度目的，且地层压力保持在原始地层压力附近。 例子②：萨中纯油区含水进入40％以后，逐步提高地层压力，保持了采油速度稳定。 例子③：中8－7井随着含水上升，逐步提高地层压力，到含水80％时还可保持稳产。 例子④：西6－3井进入中高含水期后，地层压力仅保持相对稳定，产油量不断递减。 随着含水率上升，自喷保持稳产所要求的地层压力要不断地升高，当升高到一定程度（一般在高含水期后）超过了注水井注水所能达到的水平后，就到了稳产阶段末期，为了继续稳产延长稳产期，就应该改变开采方式。 4.4.1.2 地层压力水平对油田开发效果的影响 从矿场提供的生产资料分析，地层压力下降，一是导致了产油量下降，自然递减率高；二是导致部分油井停喷。 从矿场提供的生产资料分析，通过改进分层注水技术，提高地层压力后，一是停喷的油井又恢复了自喷；二是增加了产量。 多油层受层间非均质的影响，通过油井笼统注水的方式保持地层压力水平过高，也会给油田开发带来不利影响。主要表现为高渗透层压力上升幅度大于中低渗透率，使层间压差进一步扩大，以致层间干扰加剧、出油厚度减少，采油指数下降； 地层压力水平高的结果使注水井启动压力升高；套管损坏速度加快；对老区钻调整井增加了困难；过渡带原油可能外流。（P85,刘丁曾） 4.4.1.3 生产压差和地层压力的测算方法 1、解析关系式方法 已知不同含水率下的抽油井最低流压、注水井最高流压的情况下，如何确定和计算生产压差和地层压力？其它参数： 如果已知不同含水率下采液、吸水指数、现有井网的注采井数比、保持注采平衡所需的注采比，就可用下式计算注采压差比： 式中：m－油井数与注水井数之比 －保持注采平衡所需的注采比 根据水井流压、油井流压、注采压差比计算地层压力，把下面两个公式带入上式求解可得。 已知地层压力后，就可以求出日产油和日注水量即单井配产和配注。 2、注采交汇图方法 上述使用了解析关系式进行求解地层压力，地层压力还可通过注采交汇图进行试算求解，稳定的压力系统只对应一定的产液量，应用注采交汇图法可以找出注采平衡时的地层压力，使得注水井－地层－油井形成稳定的压力系统，一个压力系统总的趋势就是追求稳定的压力系统，并形成唯一的产液量。如果其产液量不在稳产要求的产液量的范围内，则可以对压力系统进行调整，当然压力系统的调整也不是无限制进行的，受注水压力、井底压力、油水井数的制约。 注采比的意义？在地层压力不变的条件下，注采比是修正注水量和采液量关系的指标，现场资料表明注采比等于1不一定能满足地层压力不变条件下注入量和采出量采平衡相等，因为存在无效注水。在地层压力不满足开发要求时，调整注采比就可以改变地层压力的变化趋势。 4.4.1.4 最大采液量测算 合理的最大产液量是建立在一定的压力系统下，当注水压力、流动压力、地层压力都达到允许界限，此时压力系统还不能提供稳产要求产液量时，全区稳产期即告结束，只能通过层系井网调整（钻新井、堵水、射孔等）来进一步延长稳产期。可见在最低流压和最高注水压力下满足注采平衡时的采液量为最大采液量。当最大采液量大于稳产要求产液量时可以稳产，反之不能。最大采液量受限于压力系统（最大注水压力和最小井底流压），稳产要求产液量受含水制约，随含水率的升高而升高。 5 油井的生产能力分析 5.1 含水率的影响 在某一地层压力水平下，油井的生产能力（采液、采油指数）的变化主要是含水率的影响。在这种情况下，随着含水率的增加，油层中水相渗透率不断增大采液指数，渗流阻力减小，采液指数和吸水指数均以一定规律加速增大。因此其变化规律的数学关系式可用指数函数、二次或三次多项式描述。 采液指数： 注水指数和采液指数的变化规律相似，也可以用上述函数描述。 采油指数： 当生产井的井底流压低于饱和压力后，采液指数和采油指数受脱气的影响，不能直接使用上式预测的结果，需要进行校正。采液指数校正的方法是先将采液指数按含水率折算成采油指数和采水指数，将采油指数校正后加上原来的采水指数，就得到校正后的采液指数。 采油指数的校正方法： 地层压力大于或等于饱和压力，井底流压低于饱和压力时的产油量公式为： 式中： －校正后的日产油，t －流压降到饱和压力时的日产油，t －流压为0时的日产油，t 代入日产油校正公式： 而不经过采油指数校正的日产油为 采油指数的校正系数 可见采油指数的校正系数受地层压力、饱和压力与井底流压的制约。 采液指数校正为： 5.2 压力水平的影响 地层压力水平的不断提高会带来油田开发上的一些新问题。首先是油井生产能力的降低，即采油指数降低。根据大庆现场资料的统计，凡是高压井的采油指数和日产油都低于全区相同含水井的平均值。造成高压后采油指数下降的主要原因是层间干扰加剧造成的，在流压高于饱和压力条件下，采油指数下降的主要原因是出油厚度减小造成的。大庆油田层系划分较粗，切分层注水效果不够理想，结果是高渗透层压力上升幅度大于中低渗透层，层间压差进一步扩大。使低压层的采液指数下降、生产压差减小，导致全井开采效果变差。 5.3 生产压差的影响 当放大生产压差后，采油指数与地下原油粘度、油的相对渗透率和出油厚度有关。流压降低到饱和压力以下时，一部分原油脱气，脱气后的原油粘度迅速增大，使采油指数降低。 脱气后的气相对油相的相对渗透率影响也很大，现场资料表明，当地层压力低于饱和压力40％后，油井便主要产气。由此可见，脱气程度应控制在一定范围内。 流压下降后，使出油厚度有可能增加，在一定程度上可减缓采油指数的下降。 �？？？？？ �第1个问题主要是针对笼统注水存在的问题，后面的问题是地层压力水平高后存在的普遍问题。 �定性描述 �定性描述 _1251478475.unknown _1254385414.unknown _1255358818.unknown _1255359075.unknown _1255360054.unknown _1255360542.unknown _1255360974.unknown _1255360307.unknown _1255359420.unknown _1255358950.unknown _1255359017.unknown _1255358857.unknown _1255357514.unknown _1255357662.unknown _1255358704.unknown _1255357567.unknown _1254386023.unknown _1254386086.unknown _1254385898.unknown _1254141121.unknown _1254141236.unknown _1254141276.unknown _1254141158.unknown _1251479138.unknown _1254138914.unknown 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