油井和油藏开发动态

油井和油藏开发动态油田开发分析一般是从点到线，从线到面的分析方法。也就是我们常说的单井分析（油井、水井）、井排及排间（行列注水）分析、区块分析（不同构造部分的油藏或断块）及全油田分析。不同类别的分析其目的、要求及所取资料是不尽相同的。一、单井开采动态分析1、目的：为合理开发油田服务及更好的完成原油生产任务。2、具体要求：（1）、收集每口井的全部地质和技术资料，建立油水井井史档案；（2）、建立健全单井生产动态资料，包括产量、压力、检测资料、分析化验资料、建立油水产出、注水账目等进行单井动态分析；（3）、根据油水井目前生产情况，结合全油藏特征，对油井生产能力进行评估。分析不同工作制度下的产量变化，为配产配注提供依据；（4）、对未来油井生产动态进行预测；（5）、通过油井产状和试井资料，可以分析其周围井之间的连通情况，流层渗透率及渗流特征参数的计算；（6）根据生产特征判断油藏驱动类型，自然水驱及人工注水的必要性；（7）、为油田动态分析提供各项资料；3、油井分析所需资料油井产状分析是油田分析的基础（最小单元），也是做好油田开采工作的重要指标。因为油井产状变化受到多项因素影响。所以所涉及的资料也比较广泛。下面列举油井分析所需各项资料：1）、基础井史资料（1）、井号（类型）：（2）、开采层位及投产日期（曾经动用及目前动用）；（3）、开采层位深度及海拔；（4）、完井方法记录：油套管规格、下入深度、射孔规格、曾射后封、卡层情况；（5）、必要的图幅：井位图、构造图、剖面图、连通图、井身结构图、单井开采曲线图；2）、开采层的性质及参数资料（1）、开采层岩石性质；（储油气岩石主要是砂岩和碳酸岩即都是沉积岩）、孔隙度（岩石孔隙的总体积与岩石总体积之比）、渗透率（在一定压差作用下，储油岩石具有流体通过的的能力）、饱和度（某流体体积占岩石空隙提及的百分数）（2）、开采层油层厚度（砂层、有效厚度）；（3）、油层有效孔隙度；（4）、油层有效渗透率；（5）、油层原始油、水饱和度；3）、试油及原始压力资料（1）、开采层、油层原始压力；（2）、投产初期地层压力；（3）、初期试油成果：试油时间、方法、工作制度、参数产量、静压、油气比、原油性质、含砂等；（4）、压力恢复曲线及解释资料；（5）、投产后增产措施资料：压裂强度、压裂参数、压裂规模等，酸化液性质、配方、规模等。4）、油（气）水物理性质（1）、产油层的原始压力（油田在开发之前，整个油田处于平衡状态，这时油层中流体所承受的压力叫原始油层压力）（2）、原始油气比；（3）、地层原油粘度；（20mPa.s的为轻质原油；20-50mPa.s的为中质原油；50mPa.s则为重质原油（稠油）；沥青粘度大于104mPa.s）（4）、原始地层原油体积系数；（单位体积地面脱气油与地下所具有体积之比）（5）、原始地层原油弹性系数；（油层的油体积随压力而变化，就是说当压力改变时，石油具有改变自身体积的能力（弹性能），这一能力的大小用油的压缩系数表示即单位体积原油在压力改变1MPa时的体积变化量）（6）、地面原油性质：密度（0.85）、粘度、含蜡量、凝固点等；（7）、天然气性质；（8）、地层水性质：水的化学组分（钾、钠盐为主，钙镁盐次之）、水型（延安组：Cacl2、Na2so4，延长组：Cacl2）、含盐量、矿化度等；（矿化度：地层水中所含盐类和其他杂质的总量成为矿化度，mg/L表示）5）、生产记录资料（1）、每月统计一次井日产液、油、水，区块日产液、油、水，月产液、油、水、综合含水、油压、套压、流压、静压、油气分析等。抽油井还有工作制度、液面、功图。（2）、测压资料；（3）、井下作业记录资料；（4）、系统试井资料；（5）、分层测试资料；（6）、开采工程测井资料；归纳油井产状分析基础资料共有26项：1、井号2、投产时间3、开采层位4、油层深度5、油层海拔6、完井方法7、采油方法8、套管规格、深度9、油管规格、深度10、油层岩性11、有效厚度12、平均孔隙度13、平均渗透率14、油层原始压力15、基准面海拔16、初期地层压力17、油层温度18、地面原油密度19、天然气密度20、地面原油粘度21、原始饱和压力22、原始油气比23、地层原油密度24、地层原油粘度25、体积系数26、原油弹性系数二、井组及区块1、井组动态分析重要研究分层注水平衡，压力平衡和水线推进各项见效情况。第一种：注水效果好的，油井产量、压力稳定、无水采收率或低含水采收率高；第二种：有一定效果但不十分明显；第三种：油井过早见水、水淹、含水上升快；根据油水井动态表现，把油水井的调整措施落实到井、层上。2、区块开采动态分析1）、油田开发指标的检查（1）、与油层压力有关的指标：生产压差、总压差、地饱压差、流饱压差、注水压差等。检查各种压差的科学性及合理性；（2）、高产量有关的指标：包括生产水平、采油速度、平均单井产量。检查采油指标是否达到方案设计要求，是否科学合理；（3）、与注水及含水有关的指标：注水强度、水线推进速度、产水量、含水率和含水上升速度，必须注好水、防水患；（4）、与采收率有关的指标：必须分阶段进行计算，掌握无水采收率、低含水期采收率每采1%地质储量含水上升率等；（5）与地下原油性质有关的指标：生产油气比不能超过原始油气比太多，过高说明地下流动状态变差。2）、油田开发中三大矛盾的分析（1）、层间矛盾分析单层突进及对其他层的干扰；不同开发阶段层间矛盾变化规律；配产配注在层间的调整；对不同层系、不同井距下的层间矛盾分析注采系统对层间矛盾的影响。（2）、平面矛盾表现为：a、注水井周围各向渗透率不同对见效及配水量的要求不同；b、注水井转注时间不同，水线参差不齐；c、开采层系与井排不同，对配水量的要求不同。分析工作：a、分析注水早晚，水线推进距离；b、分析转注早晚，如何配注问题；c、分析不同注水方式、不同井网下平面矛盾的特点；d、根据压力不平衡，注采平衡，研究地下油水运动规律。（3）、层内矛盾由于油层内部的非均质性，地下油水粘度的差别，岩石表面性质及注水强度不合理等因素影响。构成单层内部的矛盾即为层内矛盾。表现在同一水淹层内部水驱效率的很大差别，非均质性严重，残余油饱和度分布差异大，可打检查井证明。不同沉积韵律地层内部残余油饱和度是不一样的，正韵律残余油主要分布在油层顶部；反韵律残余油主要分布在油层低部；正均质层多为高渗液先水洗，残余油最低。可以通过现场试验、室内试验和动态分析方法研究提高水驱油效率的措施。3）、不同开发阶段的动态分析（1）、注水初期：a、注水初期：分析油层生产变化；b、分层地层压力变化；c、分析油层驱动情况；d、分析油井、油层生产能力。（2）、全面注水开发阶段：a、分析注水井吸水特点；b、分析油井见效特点；c、分析水推进规律；d、分析油层产能变化；e、分析油井见水特征。（3）、含水采油阶段：a、分析含水上升率和采油强度；b、分析油井稳产条件（调产量、注水量）；c、研究含水期采收率。三、全油田动态分析全油田动态分析要从全局出发检查整个开发规划执行和分区开发方案实施效果，要总结经验，发展理论。1、了解油田生产概况1）、井数：总井数、分类井数；2）、采油数据：平均日产油、井日产油、累积产油、采油速度、采出程度；3）、注水数据：平均日注水量、累积注水量、月注采比、累积注采比；4）、产水数据：见水井数、平均日产水、累积产水、综合含水；5）、压力数据：地层压力稳定、上升、下降井数、分区平均压力、总压差；6）、油气比数据：符合界限井数、超过界限井数、分区综合油气比；7）、井下作业措施情况：分好的、差的统计其井数。2、研究油田动态基本特点和总趋势1）、用等压图、单层水线推进图、油田开采现状图等来研究区块动态的共同特点。如：低压区、水淹区、高压低产区、正常区与非正常区的分布和形成原因。可作为分区采取措施的依据；2）、用开采曲线可看出油田总的变化趋势。如稳定、上升或者下降都预示着油田未来的变化；3）、分析以上矛盾，采取相应措施；3、总结开发经验从井组分析，找出开采效果好的和差的井组，进行典型解剖。从区块分析中要对不同井网，不同层系、不同开采方式下的开发效果进行分析。总结出保持油田稳定，有利于提高采收率的经验。归纳出油田总的，具有普遍性的开发经验，指导油田合理开发。4）、归纳问题，抓重点，抓苗头；5）、提出阶段性措施方案；四、油田开采指标计算1、各种压差计算总压差=原始地层压力–目前地层压力月压差=上月地层压力–本月地层压力地饱压差=地层压力–饱和压力流饱压差=流动压力–饱和压力采油压差=油井地层压力–油井流动压力注水压力=注水井流压–注水井地层压力动压差=注水井流压–油井流压2、采油速度是一个油田（区块）年产油量占地质储量的百分数，反映储层资源的利用程度和可供开采的年限。采油速度（%）=年产油量（万吨）/地质储量（万吨）*100可采储量采油速度（%）=年采油量/可采储量*100剩余可采油速度（%）=年产油量/剩余可采储量*100折算采油速度（%）=月采油量/地质储量*1003、采出程度计算是指一个油田某一个开采时间内累积采油量与地质储量之比，代表一个油田储量资源总的采出情况，可检验各阶段采收率的完成情况。采出程度（%）=某一时间内累积采油量/地质储量*100含水20%时采出程度叫含水采收率；无水阶段的采出程度等于无水采收率；停止开采时的采出程度叫最终采收率。4、配产配注指标计算1）、配产首先划分单井控制面积，计算分井地质储量单层配产量=单层产量=单层储量*单层采油速度*1/330（吨/日）单井配产量=单井产量=单井储量*单井采油速度*1/330（吨/日）全区配产量=区块产量=区块储量*全区采油速度*1/330（吨/日）2）、井组配产按注采平衡井组内各采油井方向分配采出体积之和为井组要求配注量。如：三向受效益采油井：常向分产油量为g=Q*1/3=Q3-1四向受效井g=Q*1/2=Q2-1注水井配注量gw=Q1+Q2+Q3即各向分配采出体积为配注量。5、注采比计算月注采比=月注入地下体积/月采出地下体积累积注采比=累积注入地下体积/累积采出地下体积注采比可以分为三种：注采油比、注采液比和注采气液比：a、注采油比指注入水量与纯采油量的地下体积之比注采油比=注水量/采油量*体积系数b、注采液比：注入水量与产液量地下体积之比注采液比=注水量/采油量*体积系数*采水量c、注采气液比指注入水量与产气液量地下体积之比注采比是油田生产中极为重要的指标之一，用它来衡量地下能量补充程度和地下亏空弥补的程度6、油田产水量和含水率1）、含水率单井含水率=样品中水体积/样品总体积*100综合含水=汇总各井的水体积/汇总各井总液量体积*100单井产水量=单井产液量*单井含水率7、油气比计算纯油井油气比（m3/t）=油井产气量/油井产油量含水井油气比=油井产气量/（油井产液量-油井产水量）第五部分示功图在理论示功图中，A点表示抽油机驴头处于下死点位置光杆只承受抽油杆在井内液体中的质量。当光杆上行时，排出阀门关闭，柱塞以上液柱质量从油管转移到油杆上。此时抽油杆柱因增载而伸长，油管柱因减载而缩短。柱塞相对泵筒没有向上运动，到达B点时增载完毕柱塞开始上行，吸入阀打开。B1B线的长度表示冲程损失（即抽油杆伸长和油管缩短的数值）。AB线叫做增载线，表示光杆载荷增加的过程。因在活塞开始上行以前光杆载荷的增加与抽油杆的伸长成正比，所以增载线成斜直线上升。在上冲程BC过程中，光杆载荷等于抽油杆柱在井内液体中的质量加活塞以上的液体质量（即P静—P杆P液），并且保持不变，因此BC线在理论示功图上是一条水平直线。C点表示抽油机驴头处于上死点位置。此时光杆所承受的载荷为最大静载荷P静，当光杆下行时吸入阀关闭，活塞以上的液柱质量从油杆转移油管上，此时抽油杆柱因减载而缩短，油管柱因增载而伸长。活塞相对泵筒来讲没有向下运动。到达D点时减载完毕，柱塞开始下行，排出阀打开。D1D线的长度表示冲程损失（即抽油杆缩短和抽油管柱伸长的数值），CD线叫做减载线。表示光杆载荷减少的过程，因在活塞开始下行以前，光杆载荷的减少与抽油杆柱的