油藏工程基础

油藏工程基础一、油藏的驱动方式及开采特征：1、弹性驱动-----油藏无边水或底水，又无气顶，且原始油层压力高于饱和压力时，随着油层压力的下降，依靠油层岩石和流体弹性膨胀能驱油的方式。一般为封闭油藏和断块油藏。2、溶解气驱-----在弹性驱阶段，当油层压力下降到低于饱和压力时，随着油层压力的进一步降低，原处于溶解状态的气体将分离出来，气泡的膨胀能将原油驱向井底。其弹性能主要来自气泡的膨胀，而不是来自液体和岩石的膨胀。在开采过程中，随着井底流压的急剧下降，井底附近严重脱气，油层孔隙中很快形成混合流动，随着压力的进一步降低，逸出的气体增加。由于气体的流度大于原油的流度，气体抢先流入井底，使驱油的动力很快丧失。同时，原油中的溶解气逸出后原油的粘度增加，使流度进一步恶化。表现为生产气油比急剧上升，当能量极大的消耗后生产气油比很快下降，同时产量下降。3、水压驱动----当油藏与外部的水体相连通时，油藏开采后由于压力下降，使其周围水体中的水流入油藏进行补给。分刚性水驱和弹性水驱。刚性水驱是以油藏压力基本保持不变为其特征，驱动能量主要是边水的重力作用，水侵量完全补偿了采液量，总压降越大采液量越大。形成条件是：油层与边水或底水连通性较好，有良好的供水水源，油水层有良好的渗透性。通常也将注水开发看成刚性水驱（当注采比等于1时）。油藏进入稳产期，由于有充足的边水、底水或注入水，能量消耗得到及时补充，压力基本保持不变。当边水、底水或注入水推至油井后，油井开始见水，含水不断增加，产油量开始下降，但产液量可保持不变。弹性水驱主要依靠含油区和含水区压力降低而释放的弹性能量进行开采。当压降范围扩大到水体边界后，没有充足的能量供给，整个水动力学系统将呈现拟稳态流动，整个系统的压力降落与采液量的增加成正比关系，直到油层压力低于饱和压力而转为溶解气驱为主。形成条件是：有边水或底水，但活跃程度不能弥补采液量，人工注水的注水速度小于采液速度开发看成刚性水驱。即使在刚性水驱的油藏，在开发初期不可避免地出现一个弹性驱动阶段。4、气压驱动----当油藏存在一个较大的气顶，从油藏中采出的油量由气顶中气体的膨胀而得到补充。气压驱动时或多或少地伴随着一定程度的溶解气驱，但主要的驱动力是气顶的膨胀能。分刚性气驱和弹性气驱。刚性气驱是在人工向地层（或气顶）注气，注入量足以使开采过程中油层压力保持稳定时才出现，但如果气顶体积比含油区大得多，使开采过程中油层压力基本保持不变或下降很小是可视为刚性气驱。开采特征与刚性水驱相似。弹性气驱是气压驱没有外来补给，随着采液量的不断增加，气顶压力不断下降，油井无法保持稳产，产量缓慢递减。同时随着油层压力的下降，从原油中分离出一部分溶解气，使开采过程中气油比逐步上升。弹性气驱油藏开采到一定阶段将会转化到溶解气驱。5、重力驱动----靠原油自身的重力将油驱向井底。重力是一种比较弱的力，只有当油藏开采到末期，其它驱动力都比较微弱时重力才显示其主要作用，并且在油层倾角大、厚度大及渗透率好的前提下才可能发挥作用。6、驱动方式的转换每一个油藏，都存在着一定的天然驱动能量，这种驱动能量可以通过地质勘探成果及原油高压物性试验来加以认识。油田投入开发并生产了一段时间，可以依据生产特征来区别和判断是哪一种驱动能量起主要作用。在整个开采过程中随着开发的进行和开发措施的改变，使油田开采方式和油藏驱动方式保持好的驱动方式，朝着有利于提高采收率的驱动方式转化。二、开发层系划分与组合（一）多油层油田非均质特点1、储油层性质间差异：同一油田在纵向上可以有多个储油层，在这些储油层之间，油层性质可能差异很大。主要表现在岩性之间差异、储油空间和渗流通道（孔隙、裂缝和孔道）存在差异，而渗透率的差异是储油层物性非均质中最重要的一种。2、各层油水关系的差异：在油田油气水的关系以油气水层的关系很不相同，如底水油藏和边水油藏、带气顶油藏和纯油藏、边水活跃和不活跃油藏等，特别是水夹层、气夹层是油田开发中认真研究的问题。3、各层间天然能量驱动方式的差别：一个油田在不同油层，或不同区域，可能有不同的天然能量，或起主导作用的天然能量不同，且能量大小也可能差异较大，在这种情况下，开发这类油田就要采用不同的开采方式，充分利用天然能量。4、各油层油气水的性质、压力的差异：各油层原油粘度、压力系统可以存在较大差异，对待这类油田采取不同的措施开采。所以，开发多油层油田必须重视对开发层系的划分与组合。在注水开发条件下，多油层的储量动用程度和水驱采收率与开发层系的划分有极大的关系。（二）划分开发层系的意义1、合理地划分开发层系有利于充分发挥各类油层的作用：划分开发层系就是把特征相近的油层组合在一起，用单独一套开发生产井网进行开发，并以此为基础进行生产规划、动态研究和调整。在同一油田，由于诸多油层在纵向上的沉积环境及其条件不可能完全一致，油层特征自然会有差异，开发过程中不可避免的出现层间矛盾。如高渗层与低渗层合采，由于低渗层的油流阻力大，生产能力受到限制，高渗层过早水淹或水窜，形成强水洗带，最终降低注水利用率和注水开发效果；高压层与低压层合采，低压层往往不出油，甚至高压层的流体有可能窜入低压层。在注水油田，主要油层出水后，流动压力不断上升，全井生产压差越来越小，注水效果差的油层压力可能与全井的流压相近，出油不多，或根本不出油。在某些情况下高压含水层的水和油向低压层中倒流，称为见水层与含油层间的倒灌现象。2、划分开发层系是部署井网和规划生产设施的基础：确定了开发层系，一般就确定了井网套数，使研究和部署井网、注采方式以及地面生产设施的规划和建设成为可能。开发层系划分主要解决层间矛盾，通过层系的合理组合，使同一开发层系内各个层之间的矛盾较小，干扰较小；井网部署主要调整平面矛盾，通过井网的部署，减少平面矛盾和井间干扰。（三）划分开发层系的原则1、把特征相近的油层组合在同一开发层系，以保证各油层对注水开发方式和井网具有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾。油层特征相近表现在：沉积条件相近，属于相近的沉积环境；渗透率相近，组成层系的基本单元的平均渗透率及渗透率在平面上的分布差异不大；组成层系的基本单元内油层的分布面积接近；层内非均质程度相近；各主要油砂体的几何形态相差不大。2、一个独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油田满足一定的采油速度，并具有较长的稳产时间和达到较好的经济指标。3、各开发层系间必须有良好的隔层，以便在注水开发条件下，层系间能严格地分开，确保层系间不发生串通和干扰。4、同一开发层系内，油层的构造形态、油水边界、压力系统和原油物性、驱动方式应比较接近。5、在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层系的划分不宜划分过细，以利减少建设工作量，提高经济效益。划分开发层系时，要考虑目前的工艺技术水平，充分发挥工艺措施的作用，少钻井，便于管理。三、井网与注水方式（一）注水时间1、早期注水----在油田投产的同时进行注水，或是在油层压力下降到饱和压力之前就及时进行注水，使油层压力始终保持在饱和压力以上，或是保持在饱和压力附近。由于油层压力高于饱和压力，油层内不脱气，原油性质较好，油井有较高的产能；由于生产压差的调整余地大，有利于保持较高的采油速度和实现较长的稳产期；但投资较大，回收期较长，对地饱压差较大的油田不是经济合理的。2、晚期注水----油田利用天然能量开发时，天然能量枯竭以后进行的注水，这时的天然能量将由弹性驱动转化为溶解气驱，在溶解气驱以后的注水称为晚期注水，也称二次采油。原油严重脱气，粘度增加，注水后虽油层压力回升，但一般只是在低水平上保持，少量游离气重新溶解到原油中，但溶解气和原油性质不能恢复到原始值，采油指数不会有大的提高；对原油性质好、面积不大且天然能量比较充足的油田可以考虑。3、中期注水----投产初期依靠天然能量开采，当油层压力下降到饱和压力以后，在生产油气比上升到最大值之前进行注水。一般有两种情况（1）使油层压力保持在饱和压力或略低于饱和压力，在油层压力稳定条件下，形成水驱混气油驱；（2）通过注水逐步将油层压力恢复到饱和压力以上，此时脱出的游离气可以重新溶解到原油中，但原油性质却不能恢复到原始值，由于生产压差可以大幅度提高，使油井获得较高的产量，从而获得较长的稳产期。中期注水经济效益较好，保持较长稳产期，不影响最终采收率，对地饱压差较大、天然能量较大的油田是经济合理的。（二）注水方式1、边缘注水----把注水井按一定的形式部署在油水过度带附近进行的注水。适用于油田面积不大、构造比较完整，油层分布比较稳定、含油边界位置清楚，外部和内部连通性好。局限性在于注入水利用率不高，一部分注入水向外部扩散，能受注水井排有效影响的生产井排数一般不多于三排。2、切割注水----利用注水井排将油藏切割成若干区块，每个区块可以看成一个独立的开发单元，分区进行开发和调整。两排注水井之间可部署3-5排生产井。适用于油层大面积稳定分布，连通性好，渗透率较高，流动系数较高；局限性在于不能很好地适应油层的非均质性，注水井间干扰较大，油层压力不总是一致。3、面积注水----将注水井和油井按一定的几何形状和密度均匀地分布在整个开发区上进行注水和采油的系统。一口注水井和几口生产井构成注采井组，又称注采单元。适用于油层分布不规则，连通性差，渗透率差，流动系数低，油田面积大，构造复杂。根据油井和注水井相互位置的不同，布井系统以正方形井网为基础的分为：（1）直线排状系统，一排注水井和一排生产井相互间隔，注水井与生产井相互对应，井排中井距与排距可以不等，在此系统下m=1：1；（2）五点系统，油、水井均匀分布，相邻井点构成正方形，油井在注水井正方形的中心，构成一个注水单元，m=1：1，是常用的强注强采方式；（3）反九点系统，每个注水单元为一个正方形，其中有一口注水井和八口生产井，注水井位于注水单元中央，四口生产井布在四个角上（称为角井），另外四口生产井布在正方形四个边上（称为边井），m=3：1；（4）九点系统，每个注水单元为一个正方形，其中有八口注水井和一口生产井，生产井位于注水单元中央，八口注水井布在四角和四边，m=1：3；（5）反方七点系统，注水井的井点构成三角形，生产井布于三角形中心，生产井构成歪六边形，m=2：1；（5）方七点系统，生产井在中心，注水井构成歪六边形，m=1：2。布井系统以三角形井网为基础的分为：（1）反方七点系统，注水井的井点构成正三角形，生产井布于三角形中心，生产井构成正六边形，m=2：1；（2）七点系统，每个注水单元为一个正六边形，生产井在中心，注水井布在正六边形的六个顶点，m=1：2；（3）交错排状系统，一排注水井和一排生产井相互间隔，注水井与生产井呈交错排状布井m=1：1；（4）蜂窝状注采系统，井距是不等边三角形，每个注水单元生产井不等。四、油田开发调整1、层系调整：在油田开发过程中，一个层系中的各个单层之间，由于注采的不均衡而产生了新的不均衡，为了更合理的开发需进一步划分；在相邻的开发层系之中，把开发效果较差的单层组合在一起，形成一个独立的开发层系。2、井网调整：在油田投产初期，往往采用较稀的井网来开发储量较集中、产能较好的一些层位，因而用加密井来进一步划分开发层系和更好地开发那些水驱较差的油层是必要的；一般油田投产初期应钻生产井的合理井数不应超过最终开采井数的80%，而余留的20%在开采中后期作为开发调整用；一个开发区，随着井数的增加，经济效益开始增加很快，当到达合理井数之后，再增加井数经济效益却增加很少。3、驱动方式调整：油田投入开发初期，证明边水活跃，油藏又由单一油层组成的，可以先不考虑注水，直到开发后期为了利用那些与边水连通较差的层位时才考虑内部注水；对于底水驱动的油藏采用向底部注水效果比较好。4、工作制度调整：指水驱油的流动方向及注入方式的调整。例如间歇注水在停注期，注入井与生产井附近的油层压力降低，这样在低渗层与高渗层段间形成附加压差，使低渗层中的油被挤入高渗层段，在一个注水周期中被驱替到生产井中，扩大低渗层的注水波及体积，提高低渗层、非均质层的原油采收率；水气循环交替注入减少气或水的窜流