油藏动态分析.ppt

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油藏动态分析 我们通常进行的油藏动态分析包含两部分内容：一是开发效果分析，二是原因分析。即宏观分析和微观分析。宏观分析：一是分析开发效果好和差，二是进行开发指标的预测。微观分析：一是分析开发效果好或差的原因，二是为改善开发效果提供决策依据及提出工作内容和工作量。 宏观分析内容1、注水开发动态分指标分析：存水率、水驱指数、水驱曲线预测采收率及其他注水开发指标。2、产量递减规律分析：产量递减类型、剩余可采储量开采期、预测采收率。3、物质平衡法分析：动态计算原始地质储量（动用地质储量）、驱替类型、边底水入侵量等。 微观分析内容1、储层的物理性质分析：孔隙度、渗透率、孔隙结构、胶结成份及含量。润湿性等（包括敏感性分析）2、储层流体性质分析：原油物理性、化学性质、地质水性质。3、室内水驱的试验资料分析：相对渗透率曲线、水驱油效率。 4、地层压力分析：原始地层压力、饱和压力、目前地层压力、流压、合理生产层差、保持地层压力界限。5、现层系、井网对油藏地质特征和开发阶段适应性分析：现层系、井网对构造、储层发育分布、沉积微相、物层性质、剩余油分布适应性。6、注采比、注水结构合理性分析。微观分析内容 提出改善开发效果的工作内容和工作量1、调整思路，思路要清晰2、调整工作内容，工作量3、调整效果预测 1、阶段存水率：阶段注水量减阶段产水量比上阶段注水量，表达式：或做存水率Cf与fw（含水率），Cf与t（时间），Cf与η（采出程度）关系曲线一、注水开发指标宏观分析（一）存水率与水驱指数 一、注水开发指标宏观分析2、阶段水驱指数：阶段注水量减阶段产水量比上阶段产油量（地下体积）或从地下采一方原油要多少方体积的水来置换。当地层压力低于饱和压力注水开发时体积系数BO要用两相体积系数。 （1）童宪章图版法童宪章公式：一、注水开发指标宏观分析（二）水驱曲线1、含水率与采出程度 1、含水率与采出程度童宪章图版存在的问题：一是公式中的系数“7.5”，在不同类型油藏不都是“7.5”。二是图版在采收率低采出程度为零时，含水率就较高了，与生产实际不符。对童先生的公式进行修改得： 对公式引入初始条件：当fw=0，则R=0，得Lgc=7.5ER+1.69+a对公式引入边界条件：当fw=98%，则R=ER得Lg（49+c）=1.69+a对两个新公式联立求解得：C=49/（107.5ER—1）a=Lgc+7.5ER—1.691、含水率与采出程度 给出不同的ER可以求a、c值不同采收率对应的校正系数值ER202530354045505560c1.600120.662260.277110.116470.049050.020670.008720.003670.00155a0.014150.006030.002650.001230.000630.000380.000270.000230.000211、含水率与采出程度 （2）油田含水率变化规律有七种数学表达式，即含水率与采出程度有七种形态关系曲线。其中典型曲线有三种，其他四种为三种典型曲线之间过渡型。1、含水率与采出程度 三种典型曲线为凸型、S型、凹型。凸型：S型：凹型：1、含水率与采出程度 四种过渡型曲线Lg(1-R)=A+BLg(1-fw)（凸S型）R=A+BLg(1-fw)Lg(1-R)=A+BfwLgR=A+Bfw（凹S型）1、含水率与采出程度 应用本油田（油藏）数据按七种形式线性回归求出A和B。七种形式中选出三种相关系数较高的表达式，然后将含水率fw=98%代入求出相应的R98，最后分析判断哪个R98最接近油田实际情况就选用哪个。1、含水率与采出程度 影响含水率与采出程度关系曲线形态的理论因素有：孔隙结构、润湿性、原油粘度等。实际生产过程中影响因素除理论因素外还包括油藏平面和层间非均质影响。1、含水率与采出程度 孔隙结构、润湿性、原油粘度影响的是水驱油效率。油藏平面非均质、层间非均质影响的是波及系数。含水与采出程度的形态反映的是水驱油效率和波及系数的综合效果。1、含水率与采出程度 应用室内实验水驱的资料应该注意：一是岩样小，即相对均质波及系数大二是注入倍数高油田实际生产达不到三是实验用的原油与油藏不一致（油水粘度比不一样）四是实验温度达不到油藏实际温度1、含水率与采出程度 驱替特征曲线有六种表达式（a）纳札洛夫水驱曲线导数曲线反映的是累计产量与生产油水比的关系2、水驱特征曲线一、注水开发指标宏观分析 驱替特征曲线有六种表达式（b）马克莫夫一童宪章曲线导数曲线反映的是累计产量与生产水油比的关系2、水驱特征曲线 驱替特征曲线有六种表达式（c）西帕切夫水驱曲线导数曲线反映的是累计产量与含油率的关系2、水驱特征曲线 驱替特征曲线有六种表达式（d）卓诺夫水驱曲线导数曲线反映的是累计产量与含油率的倒数关系一、注水开发指标宏观分析2、水驱特征曲线 驱替特征曲线有六种表达式（e）张金庆水驱曲线一、注水开发指标宏观分析2、水驱特征曲线 驱替特征曲线有六种表达式（f）俞启泰水驱曲线一、注水开发指标宏观分析2、水驱特征曲线 油藏未作大的调整调整后生产状况稳定了应用水驱曲线应注意几点 不同原油性油藏选用不同的公式例如（a）公式适用于低粘度油藏，（d）公式适用于高粘度油藏；（b）公式是基于与Sw呈直线关系，实际在低Sw和高Sw时与Sw不呈直线关系。（b）公式低含水不能用，高含水计算采收率偏高。 濮城沙一相对渗透率曲线（K=735）濮城沙一油水相对渗透率比值与含水饱和度关系曲线(K=735)Kro/Krw=9442.8e-17.236SwR=0.9996当Sw=0.62时fw=94.2% 可采储量计算结果从多种方法计算结果比较，除甲型曲线之外的其他四种方法计算结果与实际生产状况比较吻合，但其值远低于目前应用最广泛的甲型水驱曲线计算值。在甲型水驱特征曲线的应用上应引起注意。 任何一种类型的油藏，无论采用什么驱动方式（或开发方式）、采油方式，从投产到退出（废弃）整个生产过程，都存在:上升阶段产量稳定阶段递减阶段二、产量递减趋势分析 产量何时开始递减取决于：油藏类型、开发方式（驱动方式）采油速度、稳产阶段采出程度（通常注水开发可采储量采出程度60%左右开始递减）开发调整工作量及采油工艺技术。二、产量递减趋势分析 某油田13个区块产量开始递减（年）时的含水采出程度区块采出程度P沙一下P沙二上1P东沙二下文明寨文10文15文25东文95文33沙二下卫95桥29卫58P沙三上5-10Q0（万吨）88.949.521.263.819.817.320.815.830.322.110.25.321.3年87878888889090898992949090Q0（万吨）59.539.517.351.115.915.414.612.828.918.99.74.515.0η地（%）36.424.815.915.418.927.620.316.314.713.616.110.110.4η工业（%）71.762.0404042.742.347.54448.733.939.24332.2ｆｗ（%）70.475.569.96865.263.877.362.165.763.258.884.163.5ｆｗ（%）77.881.470.692.682.278.477.55066.77553.3 1.中原油田大部分区块高产期只有2-3年，只有文15块达到5年；2.含水率达到60-70%产量开始递减，主力层注水见效后产量开始递减；3.油层层数少，相对均质的油藏P沙一下、P沙二上1、文15块产量开始递减时地质采出程度25-36%。P沙一下、P沙二上1工业采出程度分别为71.7%、62%，含水率分别为70.4%、75.5%。(提液条件)4.非均多油层油藏产量开始递减时地质采出程度14-18%，平均15%左右，工业采出程度40%左右，含水率63-70%。主力层处中含水末期、高含水初期，但平面仍然有水未驱到的部分。非主力层水驱动用差。 产量递减趋势分析：一是估算可采储量二是剩余生产期限三是剩余生产期限内产量随时的变化二、产量递减趋势分析 二、产量递减趋势分析（一）、产量递减经验公式1、直角坐标的关系式 （一）、产量递减经验公式2、半对数坐标的关系式 （一）、产量递减经验公式3、对数坐标的关系式Q——瞬时产量Np——从产量开始递减时算起累计产量t——从产量开始递减时算起的生产时间 （二）、阿普斯递减公式（指数）（a）产量与时间的方程式 （二）、阿普斯递减公式（指数）（b）产量与累计产量的方程式（c）递减阶段生产时间 （二）、阿普斯递减公式（双曲）（a）产量与时间的方程式（b）产量与累计产量的方程式（c）递减阶段的生产时间 1、LgQt与Lg(1+nDit)呈直线关系。2、给出不同的nDi，求出相关系数最大的一组nDi，得出相关系数最大的LgQt与Lg(1+nDit)关系式的斜率为，截距为LgQi3、可以算出n和Qi,由相应的nDi值可求出Di（二）、阿普斯递减公式（双曲）如何求n和Di （二）、阿普斯递减公式（调和）（a）产量与时间的方程式（b）产量与累计产量的方程式（c）递减阶段的生产时间 阿普斯三种递减曲线直线方程类型指数递减双曲递减调和递减备注产量与时间LgQvstLgQvsLg(1+nDit)LgQvsLg(1+nDit)直线关系产量与累计产量QvsNpLgQvsNp直线关系指数递减产量递减最快，双曲次之，调和递减产量递减较小。 不同油藏类型不同开发阶段，其物质平衡方程不同。物质平衡方程考虑五种驱动方式：弹性驱、溶解气驱、人工注水驱、边底水驱、气顶驱。三、物质平衡分析 通式是：累计采油气量（地下体积）等于油藏压力从原始压力（Pi）降到目前地层压力（p）的过程中原油弹性膨胀量、束缚水膨胀量、孔隙体积减小量加边底水入侵量、人工注水量、气顶体积膨胀量、从原油中分逸出气体的膨胀量。三、物质平衡分析 油藏同时存在几种驱动方式与油藏类型和开发阶段有关，大多数是同时存在2-3种驱动方式。物质平衡分析解决问题：动态方法计算油气藏储量，分析判别油藏驱动机理，计算天然水入侵量，预测油藏动态。三、物质平衡分析 （一）封闭的无边底水弹性驱油藏物质平衡方程NPBO=NBOiCe△P△P=NPBO/NBOiCeN=H·S·φ·Soi·BoiNBOiCe△P=(H·S·φ·Soi·Ce+H·S·φ·Swi·Cw+H·S·φ·Cf)BOi△P1、 （一）封闭的无边底水弹性驱油藏物质平衡方程2、用图解法求储量N变量△P/Bo,BOiCe为常数，斜率为储量N，截距为零，Bo随△P变化。纵坐标Np，横坐标oeoiBPCBD （二）封闭断块油藏人工注水开发（弹性水压驱动）物质平衡方程1、2、计算油藏压降 （二）封闭断块油藏人工注水开发（弹性水压驱动）物质平衡方程3、图解法计算油藏储量N,截距为储量N，斜率为注水量Wi纵坐标,横坐标 （三）溶解气驱油藏物质平衡方程饱和压力作为初始条件1、Np[Bo+(Rp-Rs)Bg]=N(Bo-Bob)+N[(Rsb-Rs)Bg] （三）溶解气驱油藏物质平衡方程(a)Bo+(Rp-Rs)Bg：双相体积系数(b)Rp＞Rs：Rp包括目前地下溶解气和在地下脱出的气体中采到地面那部分，此时生产油气比大于溶解油气比。(c)Bob＞Bo：饱和压力条件下的体积系数大于低于饱和压力条件的体积系数 （三）溶解气驱油藏物质平衡方程(d)Rsb＞Rs：Rsb为原始溶解油气比（Rsi=Rsb）,Rs为目前溶解油气比。(e)N[(Rsb-Rs)Bg]：P＜Pb之后某时间，原来是溶解在原油中，因P＜Pb从原油中分逸出来的累计气量占地下体积 （三）溶解气驱油藏物质平衡方程(f)N(Bo-Bob)：P＜Pb之后某一时间原始储量缩小的体积。(g)公式中省略了，考虑油藏体积是常数，当P＜Pb时岩石、束缚水的膨胀量与从原油中分逸出的天然气的膨胀等相比是很小的，故溶解气驱物质平衡方程右边省略该项。 （四）有边底水弹性水压驱动物质平衡方程 储量N边（底）水入侵量We，横坐标纵坐标截距为储量N，斜率为水侵量We2、图解法（1）求 3、图解法（2）得到斜率b值后（因为BoiCe是已知数），故可求得储量N值；有了截距a值，可求出水侵量We。 （五）气顶驱加弹性驱物质平衡方程NBoiCe△P—油区压降△P时原油、束缚水、岩石孔隙体积变化量G(Bg-Bgi)—压降△P值时气顶气体积变化量—压降△p值时气顶区束缚水、岩石孔隙体积变化量 （六）气顶驱加溶解驱物质平衡方程 （七）溶解气驱加人工注水驱油藏物质平衡方程式 (八)弹性、人工注水、边水驱物质平衡方程 1、图解（1），横坐标截距为储量N，斜率为边水侵量We纵坐标为 2、图解（2）纵坐标为ΔP，横坐标为（NpBp+Wp）截距为，斜率为BoiCe和BoiCe△P为已知数，Wi也是已知数，故可求得N和We 应用物质平衡方程应注意的几点：a油藏是统一的水动力学系统。在同一时间内油藏压力是平衡的（油藏内各井区压力不一定均衡）b油藏相对均质，各向（同性）SWi、φ基本相同c油藏内流体性质相对均值d开发过程中不存静复盖压力的压实作用（使孔隙压缩）e高压物性（PVT）资料齐全准确，生产数据准确 1、毛管压力曲线形态分析四、储层、孔隙结构影响水驱油效率通常大都应用毛管压力曲线，分析孔隙结构。毛管压力曲线形态分三部分:初始段中间相对平缓段未端的上翘段。 初始段：初始段为麻皮效应，初始段Pc越小说储层渗透率越高。中间平缓段：中间平缓段越长，说明孔隙喉分布越集中，平缓段位置越靠下（Pc越小），说明孔喉道半径越大。末端上翘段：末端曲线几乎平行纵坐标轴，未端曲线越靠纵坐标轴，说明束缚水饱和度越小。 濮5-1沙一下 濮1沙二上1 文明寨沙二上、下（明1、36、49） 文中油田文10块沙三中7-10（文10-1） 2、毛管压力曲线特征参数阈压(Pt)：对应的是连通孔隙的最大喉道半径rmax。饱和度中值压力（Pc50）：Pc50越低，rmax越大，说明物性越好，反之则油层物性不好。退汞效率（WE）：，代表亲水油藏驱油效率，SHgmin大小反映孔隙结构复杂程度，其值越小说明盲孔多，且直径大。 文13东块文13-85井长岩芯水驱油试验数据岩样基础数据及实验条件 单注单采实验岩样号1#2#3#4#备注渗透率(md)5.4119.8579.24165.33号样品虽然渗透率低，但孔隙结构好于4号样品孔隙率(%)15.517.3119.119.35含水98%时采收率%）031.3240.734.33 1、润湿性对相对渗透率曲线的影响五、润湿性对水驱油的影响亲水储层：亲水储层束缚水饱和度相对较高，一般大于亲油储层；亲水储层相对渗透率曲线两相等渗点（交叉点）处的含水饱和度大于50%，越是强亲水油藏越明显； 亲水储层随着含水饱和度的增加油相相对渗透率下降很快，水相相对渗透率增幅很小，终点值低（0.1-0.2左右）。过等渗点后，两相渗透率之和大幅度下降，即两相流度之和升不上去，提液困难，高含水期靠提液采油效果不好。 亲油储层：亲油储层束缚水饱和度相对较低；相对渗透率曲线两相等渗点（交叉点）处的含水饱和度小于50%；随含水饱和度增加水相相对渗透率增幅较大，排液采油，为主要开发阶段。 亲水储层水驱油过程中，水是润湿相，在大小孔隙中水均可驱油。在小孔隙中由于毛管力的作用，水能自动进入小孔隙驱油。在大孔隙中，注入水沿着孔隙壁运动，形成水膜，水膜逐渐增厚驱油，水膜增厚到占据孔隙的主要通道，将连续相的原油切割成非连续相，形成肠状、滴状，这种滴状、肠状的相原油堵塞小孔隙喉道，使水相渗透率增幅小。2、润湿性对水驱油机理及驱油效率的影响 亲油储层水驱油过程中，水沿孔道轴心驱油。在孔隙壁上留下厚薄不等油膜。当驱动压差增大，水沿孔道中心窜流更加明显。亲油储层、注入水很难进入小孔隙驱动。2、润湿性对水驱油机理及驱油效率的影响 水驱油效率除受孔隙结构、原油粘度影响外，润湿性也是影响水驱油效率的重要因素。2、润湿性对水驱油机理及驱油效率的影响不同润湿对驱动效果影响润湿性不同注入孔隙体积倍数时的采收率（%）无水期0.5倍1.5倍2.5倍亲水14.029.242.051.2亲油8.714.521.026.0 从分流量公式可看出，含水的变化取决油水两相流度之和与水相流度的比值或者说含水的变化取决于随Sw的变化的变化及。3、流度（渗透率、相对渗透率、原油粘度）对开发效果影响 在前面已经说过亲油油藏与亲水油藏相对渗透率曲线差别很大。高渗油藏的相对渗透率曲线特征类似于亲油油藏的相对渗透率曲线特征。低渗油藏（或高孔隙连通差的油藏）相对渗透率曲线特征类似于亲水油藏相对渗透率曲线特征。 亲油油藏、高渗油藏相对渗透率曲线特征：一是束缚水饱和度低二是两相等渗点处含水饱和度小于50%三两相等渗点后水相相对渗透率上升幅度大，终点值高（0.4-0.8）。 亲水油藏、低渗油藏相对渗透率曲线特征：一是束缚水饱和度高二是两相等渗点处含水饱和度大于50%三是两相等渗点后水相对渗透率上升幅度小，终点值低（0.1-0.2）。 油藏相对渗透率曲线特征反映了驱替机理，是影响油藏水驱效果重要因素。因影响水驱效果另一个重要因素是原油粘度。原油性质中等的（粘度4-6厘泊）亲油油藏、高渗油藏，高含水时地下剩余油饱和度仍然较高，并且有提液条件：可采储量主要在中高含水期采出。 原油性质好的（粘度0.5-3.0）亲水油藏、低渗油藏，中含水或高含水初期地下剩余油饱和度较低，高含水提液困难，效果差。可采储量主要是在低、中含水阶段采出。 uw0.50.50.50.50.50.50.5uo0.51.02.03.04.05.06.0uo/Uw124681012含水（%）50678086899192亲油、高渗含水饱和度小于50%，含油饱和度仍然较高，有提液条件亲水、低渗含水饱和度大于50%，含油饱和度较低，提液困难，效果差不同的油水粘度不同相渗曲线两相等渗点处的含水 储层注水开发过程的敏感性：粘土矿物成份及含量地层束缚水化学成份敏感性造成储层渗透率变化六、储层敏感性对注水开发影响 1、水敏：蒙脱石水敏性极强，尤其是钠蒙脱石，遇水后可膨胀600-1000倍。2、速敏：高岭不呈书页状、蠕虫状，附着力很差，易脱落易破碎，注水开发过程中水流剪切作用使其脱落破碎，对高渗层脱落破碎物随流体产出，增加孔隙度，渗透率，对低渗层脱落破碎物堵塞孔道降低渗透率。伊利石其形态一类是鳞片状，二类是纤维毛发状，使孔隙结构复杂。受流体剪切易破碎，破碎物堵塞孔道。 3、酸敏：绿泥石以柳叶状吸附在岩石颗粒表面，或以绒球状集合体充填在孔隙中。绿泥石富含铁，遇酸后溶解形成氢氧化铁的胶体沉淀，这种三价铁胶体颗粒大易堵塞孔隙喉道。4、盐敏：盐敏与粘土矿物成份无关，主要注入水与地层束缚水化学成份不配伍，造成储层渗透下降。 1、平面线性流a、纵向上非均质多油层油藏平均渗透率计算方法七、储层非均质K1=1000K2=500K3=250K4=250H1H2H3H4K1=250K2=250K3=500K4=1000H1H2H3H4 七、储层非均质b、横向上储层非均质平均渗透率计算方法L1K1L110001000500500250250250250L4L3L2L2L1L1K4K3K2K125025050050025010002501000L4L3L2L2K4K3K2L4L3L4L3 储层长度（米）Li2502505001000平均渗透率储层渗透率(md)Ki2550100200渗透方向ReRw80md流向渗透率逐渐增大 储层长度Li（米）1000500250250平均渗透率储层渗透率Ki(md)2001005025渗透方向ReRw80md流向渗透率逐渐变小 2、平面经向流横向非均储层平面经向流平均渗透率计算方法 由井筒向外从井筒算起向外不同渗透率区环体宽平均渗透率环体1环体2环体3环体4宽(米)2502505001000渗透率(md)255010020030.4md平面经向流 由井筒向外从井筒算起向外不同渗透率区环体宽平均渗透率环体1环体2环体3环体4宽(米)1000500250250渗透率(md)2001005025144.4md平面径向流 3、平面线性流：平面线性流两种组合计算的渗透率相同，原因是平面线性流时，流体流经的面积、体积不变，故渗透率不变。４、平面经向流：两种组合计算渗透率相差较大，原因是平面经向流流量不变，渗流面积、体积不断缩小，流速不断增大，压力损耗不断加大。近井地带渗透率高于远井地带，有利于油井生产，往往是油井初产高，不能稳产，反之，油井初产不高，但能稳产。 ５、油水井生产过程是单向线性流还是平面经向流，取决油水井所处的相带和构造位置（移近断层）。油水井刚投产往往是平面经向流，随生产时间增加，水井注入水沿高渗向低压区渗流，形成单向线性流。陆相沉积往往造成一口水井很难使多口油井见效。 文南油田油层物性数据区块层位孔隙度渗透率变异系数统计块数文33块S2下1-319.3774.130.95149S2下4-521.01129.080.91484S2下6-817.9066.210.89289S3上1-517.3841.600.94203S3上6-1016.6037.030.79127文95块S3中1-521.17142.560.9639S3中6-819.2671.880.9442S3中9-1017.9429.890.82144 文南油田油层物性数据区块层位孔隙度渗透率变异系数统计块数文79块S2下1-418.6574.420.89458S2下5-815.7228.740.83151S2下1-817.9263.130.86609文99块S2下20.16152.530.87111文72块S2下2-319.6996.910.86141S2下4-515.8520.520.7475S2下6-818.0264.420.82222S2下2-518.3670.610.71216S3上1-317.7838.640.69182S3上4-1017.3315.450.7186 a水层压力：Pw=0.0098ρwHwb油水界面处压力：Powc=0.0098ρwΔHowc油水界面以上油藏某一深度压力：Po=Powc-0.0098△ρw-o△Howc-o原油性质越好△ρw-o值就越大，油层压力系数就越高，正常情况油层压力系数大于1.0。八、地层压力 d合理生产压差：同时分析采油指数随生产压差和流饱压差的变化。对非均多油层油藏而言确定合理生产压差较难，只能考虑主力层的合理生产压差。e保持地层压力的界限：保持合理的地层压力，与开发政策有关，与饱和压力和合理的生产压差有关。合理的地层压力等于饱和压力加合理的生产压差。 f采液指数与地层压力、饱和压力、流动压力含水的关系1.采液指数公式2.影响采液指数因素有三项：、生产压差、流饱压差●含水率对采液指数影响：随地下含水饱和度、两相流度发生变化，随含水率的增加含水对采液指数影响越来越大，当含水率达到90%以后，含水对采液指数的影响比低含水期将近提高一倍。 ●地层压力、饱和压力、流动压力对采液指数的影响：低含水期采液指数主要受生产压差、流饱压差的影响。▲地饱压差大的油藏，允许的生产压差大，(P地-Pfw)的值大。对多油层油藏，放大生产压差，生产厚度(启动的油层厚度)增大，采液指数增加，并且由于Pb小，(Pb-Pf)为负值，那么为大于1.0的正值，使采液指数增加。▲地饱压差小的油藏，允许的生产压差小，即(P地-Pfw)值小，中低渗透层难以启动，当(Pb-Pf)为正值时，即Pf