油藏工程基础ppt课件.ppt

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1、长江大学石油工程学院欧阳传湘2010年1月油藏工程基础1第三章油田开发方式的确定驱动方式的选择开发层系的划分与组合油田注水方式的选择开发井网部署23-1驱动方式的选择●驱动方式选择，是油田开发方案设计的根本决策，它直接影响开发层系的划分与组合、开发井网部署、注采系统配置和生产建设规模。对于一个具体油田，选择何种开发方式，由其技术-经济条件（油田地质、渗流特征、流体性质、注入剂来源、地面工程费用等）决定。33-1驱动方式的选择●选择开发方式的原则是：既要合理地利用天然能量又要有效地保持油藏能量（如注入流体等）以满足对开采速度和稳产

2、时间的要求。开发油田应主要是从取得最大经济利润及资金加速周转出发，总是尽量减少投资，充分利用天然能量，进行油田衰竭式(blowdown)开发或天然水驱，然后再辅之第二、三次采油。同时还要满足国家宏观经济发展的需求。43-1驱动方式的选择●青西油田位于酒泉盆地酒西坳陷青西凹陷的南部，东距玉门市约30km左右。酒西坳陷位于甘肃省河西走廊西端，东起文殊山，西止红柳峡，北达宽台山、黑山，南抵祁连山北麓，面积约2700km2。青西油田所在区域属大陆性气候。冬季寒冷，且长达5—6个月，夏季凉爽，年温差很大，最高气温可达32℃，最低-26.7

3、℃，日均温差10～15℃；年均降雨量有157.2mm；春秋多季风，风力最大可达9级。青西油田区域地面为戈壁丘陵，平均海拔2500m。其中，南部为陡峭的石山区，地势高；北部多为丘陵戈壁，相对较低，自然条件总体较差。5青西油田属于特殊类型油藏，主要表现在：构造复杂，断层多；岩相变化大、岩性复杂（泥质白云岩、砂砾岩）；裂缝发育、储集空间与渗流特征复杂；超深层、特低孔、特低渗、高压、低饱和油藏。解决的关键问题开发方式开发层系的划分开发井网井距产能规模、开发方案3-1驱动方式的选择63-1驱动方式的选择7衰竭式开采

4、标定采收率弹性驱采收率：10-12%(压力58→25MPa)溶解气驱采收率：5-5.5%（压力25→20MPa）衰竭式开采产能递减快★能量补充不足，压力递减快，产能下降；★裂缝变形、闭合严重，对产能影响大，将导致采收率降低。根据分析，当压力由原始值(56.59MPa)下降到20MPa时，产能将降65-75%，采收率降低3-4%。考虑变形的影响，衰竭式采收率最终只能达到12-13%。3-1驱动方式的选择8★岩石形变对产能的影响（衰竭式开采过程）3-1驱动方式的选择9压力由原始值(56.59MPa)下降到20MPa时，下降了64.

5、6%；实验曲线：产能由1.0降低到了0.362，下降了63.8%；推测曲线：产能由1.0降低到0.245，下降了75.5%。岩石形变对油井产能影响显著。实验曲线推测曲线实验曲线推测曲线3-1驱动方式的选择10★数值模拟裂缝变形对开发效果的影响3-1驱动方式的选择11平均地层压力：40MpaKDQDcase111case20.6340.86case30.440.79case40.300.68平均地层压力：25MpaKDQDcase111case20.4170.58case30.380.5case40.2540.33岩石形变对产量的

6、影响3-1驱动方式的选择12岩石形变对稳产期的影响3-1驱动方式的选择13岩石形变对采收率的影响3-1驱动方式的选择14注水开发的可行性油层横向连通状况分析窿1块：★K1g14和K1g13亚段连通较好有5口井以上控制的砂体连通厚度分别为251.0m和129.9m，分别占相应亚段油层总厚度的91.3%和53.7%。★K1g13相对较差★K1g12和K1g11亚段连通性更差由于部分井未钻穿和平面上岩性变化，致使储层厚度变薄，分布零散，连通性更差★K1g13、K1g14亚段（第二套层系）是最有利的注水层段。3-1驱动方式的选择15

7、窿1块注水连通图16窿5块：★K1g13、K1g11和K1g04亚段连通状况最好（不考虑断层）K1g13考虑断层后连通较差，K1g04带有预测性★K1g12亚段次之★K1g14亚段最差★K1g11亚段（第二套层系）是最有利的注水层段大部分油层横向连通性较好，具有注水的地质基础3-1驱动方式的选择17窿5北部注水18窿5块南部井区注水19注水开发的可行性目前生产井射孔段对应状况分析窿1块射孔段对应性相对较好，但出油段对应差窿5块射孔段基本不对应（Lo4、Q2-2井K1g11亚段顶部射孔段对应，但出油段不对应）★投产层位较乱，层

8、位对应关系较差；★投产井段长，层数多，必然造成层间的严重干扰★由于射孔层多，井段长，对应差，在目前生产过程中，很难看出井间有干扰现象★由于该油田油层井段太长，又没有考虑合理的层系划分，致使一些Ⅰ+Ⅱ主力油层目前尚未动用，有些主力层即使已射孔也未发挥作用。3-1驱