油气藏动态分析(唐教授).

油气藏动态分析技术西南石油大学：唐海联系方式：Tel:[phone]Email:[e-mail]2009年3月1.油气藏开发动态分析的目的2.油气藏开发动态分析的内容及要求3.油气藏开发动态分析理论与方法主要内容一、油气藏开发动态分析目的开发动态分析：采用一定的方法和手段研究整理开发过程中获得的各种数据资料，逐步提高对油气藏地质特征和油气自身运动规律的认识程度，以便不断修正地质模型和开发方案，使开发工作不断得到改进并在严密的控制之下良性运行。早期油气藏评价研究与设计开发方案的实施和油气井投产动态资料的缺乏概念模型暴露油藏问题与地质认识缺陷地质特征再认识与精细地质描述开发动态分析储量复核调整方案试井二、油气藏开发动态分析内容及要求1.开发历程及现状分析2.开采特征分析3.地质特征再研究及储量与可采储量核算4.开发效果评价5.剩余油分布研究6.目前开发中存在的主要问题及潜力研究7.开发调整方案设计老油田研究七大内容动态分析目标包括：开发调整技术政策研究、调整方案设计与优选、推荐方案工作量、开发指标与经济指标预测、实施要求二、油气藏开发动态分析内容及要求2.1开发历程及现状分析（1）开发阶段划分：一般按油田（断块）日产油量分产量上升阶段、稳产阶段、产量递减阶段，加试采阶段共四个阶段；每个开发阶段可根据产量变化和主要开发措施划分为若干个开发亚段。稠油油藏的开发历史一般按照开发方式、大的调整措施划分，也可以按照含水划分。按照开发方式划分：如冷采阶段、注蒸汽吞吐阶段、吞吐＋蒸汽驱阶段、蒸汽驱阶段、蒸汽驱后水阶段等。按大的调整措施划分：开发试验阶段、工业化蒸汽吞吐阶段、一次加密调整阶段、二次加密调整阶段等。依照含水情况划分：划分为低含水、中高含水、高含水。也可根据实际油藏开发划分。（2）分析每个阶段井数、开井数、日产液、日产油、单井日产油、含水、动液面、采油速度、阶段产油、含水上升率的变化。（3）分析每个阶段的生产特点及影响因素。（表观现象，不设计本质）（4）分析每个阶段主要开发措施及效果。（统计表、图）二、油气藏开发动态分析内容及要求2.1开发历程及现状分析（常规统计表）开发现状分析：主要包括目前的总油水井数、开油水井数、断块日液能力（水平）、日油能力（水平）、日注能力（水平）、平均单井日液能力、平均单井日油能力、平均单井日注能力、综合含水、平均动液面、累积产油量、累积产水量、累积注水量、采出程度、采油速度、月注采比、累积注采比、地层压力、地层总压降、地下亏空等。2.2开采特征分析（五个方面）2.2.1产液、产油能力分析2.2.2含水上升规律研究2.2.3措施效果研究2.2.4注水能力分析2.2.5影响开发效果因素分析二、油气藏开发动态分析内容及要求2.2开采特征分析（三个方面）2.2.1产液、产油能力分析2.2.1.1无水期每米采油指数研究（1）统计每口井每个层段的产能资料，为便于对比，把每米采油指数用相渗曲线所做的无因次采油指数与含水关系曲线，换算成无水期的每米采油指数。（2）结合构造、储层物性进行平面上和纵向上产能（比采油指数）分布规律研究，并进行评价。二、油气藏开发动态分析内容及要求J2x4油藏无因次采油、采液指数K1h23-4油藏无因次采油、采液指数白马中区无因次采液、采油指数曲线0.000.100.200.300.400.500.600.700.800.901.000102030405060708090100含水(%)无因次采液指数无因次采油指数DP3井区无因次采液、采油指数曲线0.000.100.200.300.400.500.600.700.800.901.000102030405060708090100含水(%)无因次采液指数无因次采油指数王窑区无因次采液（采油）曲线0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.00102030405060708090100含水率（%）无因次采液（采油）指数董志区无因次采液、采油指数曲线0.000.100.200.300.400.500.600.700.800.901.000102030405060708090100含水(%)无因次采液指数无因次采油指数2.2开采特征分析（三个方面）2.2.1产液、产油能力分析2.2.1.2产液能力研究（1）统计油井投产初期和目前（或末期）生产情况。（2）分别对油井投产初期和目前日产液进行分类评价。（3）结合构造、储层物性对日产液进行平面上和纵向上分布规律研究，评价（4）利用综合开发数据所计算的平均单井日产液，做平均单井日产液与时间关系曲线，分析其变化规律及影响因素。二、油气藏开发动态分析内容及要求2.2开采特征分析2.2.1产液、产油能力分析2.2.1.3产油能力研究（1）统计油井投产初期和目前（或末期）生产情况。（2）分别对油井投产初期和目前日产油进行分类评价。（3）结合构造、储层物性对日产油进行平面上和纵向上分布规律研究，并进行评价。（4）利用综合开发数据所计算的平均单井日产油，做平均单井日产油与时间关系曲线，分析其变化规律及影响因素。（5）做平均单井日产油递减规律曲线，分析其递减规律，确定递减类型和递减率。（6）统计油井周期内、周期间产量和油汽比变化。（7）热采产能评价。二、油气藏开发动态分析内容及要求J2x4油藏无因次采油、采液指数采油速度0.35%0.40%0.45%0.50%0.55%井底流压5MPa0.9650.9470.9400.9430.9347.5MPa0.9390.9240.910.8950.8789.7MPa0.840.8040.750.6950.64乌尔禾极限产水率强排合理生产压差二、油气藏开发动态分析内容及要求乌尔禾油藏不同采油速度下产水率与所要求的合理注水量的关系曲线0.0200.0400.0600.0800.01000.01200.000.20.40.60.81fw，f合理注水量，104m3vo=0.35%vo=0.40%vo=0.45%vo=0.50%vo=0.55%2.2开采特征分析2.2.2含水上升规律研究（1）统计采油井无水采油期的采油情况，分析不同时间投产的无水采油井所占比例、无水采油期、投产初期日产油量、无水采油量的变化规律，判断油层水淹状况。（2）统计油井投产初期和目前（或末期）生产情况。（3）分别对油井投产初期和目前含水进行分类评价。（4）结合构造、储层物性对含水进行平面上和纵向上分布规律研究评价。（5）利用综合开发数据所计算的综合含水，做综合含水与时间关系曲线，分析其变化规律及影响因素。（6）做含水与采出程度关系曲线，分析其含水变化规律及含水上升率。（7）做含水与采出程度理论与实际对比曲线，分析实际曲线与理论曲线的差异及影响因素。（8）统计不同含水阶段采出程度、可采储量采出程度、含水上升率，分析其变化规律。二、油气藏开发动态分析内容及要求二、油气藏开发动态分析内容及要求2.2开采特征分析2.2.3措施效果研究统计措施井（酸化、压裂、防砂、水平井、测钻水平井、不稳定注水等）措施情况和生产情况，对措施效果进行分析，为调整方案采取措施提供依据。2.2.4注水能力分析注水井油套压、单井日注能力（水平）、吸水指数、启动压力变化规律等。2.2.5影响开发效果因素分析（1）稠油原油流变性、渗流特征。包括原油粘温关系、流变性；储层原油渗流特征。（2）统计有效厚度、净总比、出砂、注汽强度、边底水、原油粘度、避射扩射、排液量等因素，对措施效果进行分析，为调整方案采取措施提供依据。二、油气藏开发动态分析内容及要求响应参数法wm1211措施调整前综合含水率最大水驱开发潜力下措施调整前对应的理论综合含水率措施调整后最小综合含水率二、油气藏开发动态分析内容及要求2.3地质特征再研究及储量与可采储量核算2.3.1地质特征再研究2.3.2储量复算及可采储量核实（容积法，动态方法）。二、油气藏开发动态分析内容及要求概念模型容积法储量复核油气藏评价大量间接资料有限钻井及试采资料生产井数动态资料修正错误认识补充空缺地质特征再认识与精细地质描述动态法地质储量与可采储量开发动态分析2.4开发效果评价（七个方面）2.4.1产量构成与增产措施和地层改造效果分析2.4.2采收率评价2.4.3层系划分合理性评价2.4.4注采井网状况评价2.4.5水驱效果评价2.4.6油层能量状况评价2.4.7开发综合分折二、油气藏开发动态分析内容及要求2.4开发效果评价2.4.1产量构成与增产措施和地层改造效果分析通常将油气产量分成三组曲线：(1)产量构成曲线：老井日产水平，措施井日产水平，新井日产水平(2)生产综合曲线：日产油气水平、日产液水平，日注入水平，综合含水，综合汽油比；(3)递减曲线：自然递减曲线，综合递减曲线。二、油气藏开发动态分析内容及要求了解油气田目前的开发状况，预测油气田末来的开发动态。并能提出减缓递减和稳定油气产量的措施和建议。目的2.4开发效果评价2.4.1产量构成与增产措施和地层改造效果分析二、油气藏开发动态分析内容及要求①开发过程中经常进行增产、增注和改造油气层的各种措施；②在每次增产措施施工之前，进行措施的可行性分析；③措施之后要进行措施的效果分析（增产增注数量和有效期，对油气田稳产和控制递减的影响）。2.4开发效果评价2.4.2采收率评价（2方面）2.4.2.1理论采收率分析（1）相渗曲线法计算理论采收率由平均相对渗透率曲线，应用流管法绘制出油田采出程度与含水关系曲线。（2）在采出程度与含水关系曲线上，取目前原油价格情况下经济极限含水时对应的采出程度为油田理论最终采收率。（3）水驱油试验与油藏工程方法由水驱油试验确定驱油效率，由油藏工程方法计算波及体积，确定理论采收率。（4）蒸汽驱油试验与油藏工程方法由蒸汽驱油试验确定驱油效率，由油藏工程方法计算波及体积，确定理论采收率。二、油气藏开发动态分析内容及要求对本油田相对渗透率资料进行筛选，选取构造较高部位纯油层且曲线变化特征相近的相渗资料进行标准化处理，求取油田平均相对渗透率曲线。根据单井总投资、生产经营费、单井日产液量计算不同原油价格情况下的经济极限含水，做经济极限含水与原油价格关系曲线。2.4开发效果评价2.4.2采收率评价2.4.2.2目前开发状况下采收率分析（1）水驱特征曲线法：适合于进入高含水开发阶段的油田。（2）经验公式法：适合于低含水开发阶段的油藏二、油气藏开发动态分析内容及要求选取合适的水驱曲线，取极限含水率或极限水油比时的累积采油量为油田目前开发状况下的可采储量，对应的采出程度就是油田目前开发状况下的最终采收率。水驱规律不明显，应用适合于该油藏类型的各种经验公式计算目前开发井网下的采收率，并根据各计算数值标定较为合适的采收率。（3）稠油注蒸汽开发可采储量预测方法稠油注蒸汽开发可采储量预测方法主要包括注采关系曲线法、油汽比曲线法、产量递增率法、水驱特征曲线法和产量递减法等5种方法。注1：对具有充足的边底水能量的稠油油藏，原油在油藏条件下原油粘度低，在油藏条件原油流动性好，注蒸汽吞吐生产周期长，周期油汽比高，蒸汽吞吐作用主要是吞吐引效或井筒降粘，这类油藏适用水驱曲线法、注采法为辅。注2：对于注蒸汽作用大于天然能量的油藏，原油在油藏流动性差或不能流动，只有在注蒸汽开发采具有经济效益，应以注采关系曲线法为主、其它方法为辅。（4）通过现井网下采收率与理论采收率对比，简单评价油田是否具有进一步提高采收率的潜力。（5）采收率影响因素分析二、油气藏开发动态分析内容及要求2.4开发效果评价2.4.3层系划分合理性评价2.4.3.1目前层系划分状况（1）统计区块历年来方案编制及实施情况，了解各阶段开发层系划分状况及每次层系划分发生变化时对开发效果的影响。（2）分析区块目前层系划分及油水井归位状况。2.4.3.2油水井层间干扰情况分析综合运用油水井产出、注入剖面测试、新井多功能解释、饱和度测井等各项资料，结合油水井动态分析，分析油水井层间干扰情况。2.4.3.3层系划分合理性