1、油藏开发基本知识,油田地质基础知识,1、储油层的主要特性 2、油田的储量 3、油藏开发方面的相关概念 4、注水开发过程中的三大矛盾,储油层的主要特性,石油在较高的压力和温度下，以流体状态存在于岩石的孔隙之中，因此原油的产量在很大程度上取决于储层的特性，它主要包括储油层岩石的孔隙性，渗透性和含油性。,储油层的主要特性,一、储油层的孔隙度 岩石的孔隙体积与岩石的总体积之比叫岩石的孔隙度，是表示岩石中孔隙多少的指标。 埋在地下的岩石，虽然受压力的作用和胶结物的粘结已经变得坚硬紧密。,但是组成岩石的颗粒与颗粒之间仍有一定的孔隙，石油就是储存在这些小孔隙里。岩石的孔隙度分为绝对孔隙度和有效孔隙度。,储油
2、层的主要特性,1、绝对孔隙度 是指岩石全部孔隙的体积（包括不连通的孔隙在内）与该岩石总体积的比值。,绝对孔隙度=（岩石全部孔隙体积/岩石的总体积）100%,2、有效孔隙度 是指岩石中互相连通的孔隙体积与岩石总体积的比值。一般所指的孔隙度为有效孔隙度，用百分数表示。 有效孔隙度=岩石互相连通的孔隙体积/岩石的总体积100% 孔隙度是计算储量和评价油层特性的一个重要指标，砂岩的孔隙度一般在0.250.35之间。,储油层的主要特性,3、影响孔隙度大小的因素 (1) 砂岩碎屑颗粒对孔隙度的影响 如果砂岩粒度均匀，孔隙度就比较大；如果砂岩粒度不均匀，则可能出现大颗粒中间充填小颗粒的现象，使孔隙度变小。如
3、果颗粒直径大，孔道也大，孔隙度也就大。,储油层的主要特性,3、影响孔隙度大小的因素 (2) 胶结物对孔隙度的影响 砂岩主要胶结物是泥质和灰质。灰质中主要是石灰质和白云质。通常用胶结物在岩石中的含量来表示岩石的胶结程度。胶结物含量高，岩石比较坚硬；胶结物较少，岩石就比较疏松。灰质胶结比泥质胶结牢固。,储油层的主要特性,3、影响孔隙度大小的因素 (3) 胶结方式对孔隙度的影响 胶结方式是指砂粒与胶结物之间的接触关系。,第一种为基底式胶结，胶结物含量很多，碎屑都孤立地分散在胶结物中，彼此不相接触。此种胶结的储油物性最差。,储油层的主要特性,第二种为孔隙式胶结，胶结物含量较基底胶结少，胶结物多分布在碎
4、屑颗粒之间的孔隙中，碎屑大都是互相接触的，但仍有孔隙，故其储油物性较好。,储油层的主要特性,第三种为接触式胶结，胶结物含量更少，只分布在碎屑岩颗粒接触的地方，其颗粒之间的孔隙常无胶结物，故其储油物性最好。,储油层的主要特性,二、储油岩的渗透性 地下原油在一定的压差下，从岩石孔隙中流向井底，多孔岩石允许流体（油气水）通过的性质，称为岩石的渗透性。,储油层的主要特性,油井的产能与油层岩石的渗透性有着密切的关系，一般渗透性差的油层产能都比较低。当然油井的生产能力还与生产压差、油层厚度和原油性质有关。但渗透性的好坏是影响产能的一个重要因素。,储油层的主要特性,1、渗透率 是指液体流过岩石的难易程度，是
5、表示储油岩渗透性大小的指标。 目前，国际上通用的渗透率单位是平方米，以符号m2来表示；或二次方微米，以符号m2来表示。 它们与达西、毫达西的关系为：1m2=1.01325达西=1013.25毫达西。,储油层的主要特性,2、绝对渗透率 当一种流体通过岩石，所测出来的渗透率叫绝对渗透率。在岩心分析中，一般用气体测定绝对渗透率，因为气体对岩石孔隙的影响很小。,储油层的主要特性,一种流体,3、有效渗透率 在开采的大部分油层或区域，都是两种或两种以上的流体共存，如油水，油气或油气水等。有两种或两种以上的流体通过岩石时，岩石对其中一种流体的渗透率叫做对这种流体的有效渗透率或相渗透率。,储油层的主要特性,多
6、种流体,4、相对渗透率 有效渗透率与绝对渗透的比值叫相对渗透率。 相对渗透率=有效渗透率/绝对渗透率 岩石的绝对渗透率，反映了岩石的物理性质。岩石的有效渗透率，除了反映岩石的物理性质以外，还与流体的性质及流动特性有关。,储油层的主要特性,三、油层的含油性 油层绝大多数为沉积岩，这些沉积岩又是在水体中形成的，成岩之后在岩石孔隙中首先充满了水，石油是在生油层中生成后运移到储集层中去的。因此储油层中除了含有石油外，还有不同数量的残存水。我们把油层孔隙中含有石油的多少叫做油层的含油性，用含油饱和度来表示。含油饱和度是指油层孔隙中的石油体积与油层有效孔隙体积的比值。,储油层的主要特性,三、油层的含油性
7、含油饱和度=油层孔隙中的石油体积/油层有效孔隙体积100% 在原始状况下，如果油层中没有游离的气体，则油层孔隙中必然充满了油和水，也就是含油饱和度与含水饱和度之和应该是100%。,储油层的主要特性,油田的储量,石油储量是制定开发方案的物质基础，是确定矿场规模和开发年限的依据。储量计算不准就会给国家造成巨大的损失。,一、地质储量和可采储量 1、地质储量 在地层原始状态下，油（气）藏中油气的总储藏量。地质储量按开采价值分为表内储量和表外储量。表内储量是指在现有技术经济条件下，具有工业开采价值并能获得经济效益的地质储量。表外储量是指在现有技术经济条件下开采不能获得经济效益的地质储量，但当原油（气）价
8、格提高、工艺技术改进后，某些表外储量可以转为表内储量。,油田的储量,2、可采储量 是指在现代工艺技术和经济条件下，从储油层中可采出的油气总量。 对于一个油田来讲，可采储量与地质储量的比值，称为采收率。 采收率=可采储量/地质储量 采收率的高低除受油层条件、流体性质等客观条件的影响之外，还与工艺技术水平及开发投入有关。,油田的储量,三、油层有效厚度 能够采出具有工业价值的石油的油层称为有效油层，有效油层的厚度叫有效厚度。油层有效厚度的概念是非常严格的，它只包括含油层系中肯定产油的纯油砂岩厚度之和。不包括现有经济技术条件采不出的含油层，非渗透夹层（一般为泥岩层）、水层及干层的厚度。,油田的储量,油
9、藏开发方面的相关概念,1、地层系数：油层有效厚度与有效渗透率的乘积（Kh），它反映油层物性的好坏，Kh越大，油层物性越好，出油能力和吸水能力越大。 2、流动系数：地层系数与地下原油粘度的比值Kh/。 3、流度：有效渗透率与地下流体粘度的比值，它反映流体在油层中的流动的难易程度=K/。,4、原始地层压力：油、气在未开采前的地层压力。 5、地层压力：地层中流体承受的压力，又称油藏压力。 6、流动压力：又称井底压力。是指油井正常生产时所测得油层中部底压力。 7、饱和压力：在油层原始条件下，天然气溶解在原油中。当压力降到一定程度时，溶解在原油中的天然气就从原油中分离出来天然气开始从原油中分离出来时的压
10、力叫饱和压力。,油藏开发方面的相关概念,8、地饱压差：原始地层压力和饱和压力的差值叫做地饱压差，对于饱和压力较高，地饱压差较小的油藏应该合理保持地层压力，因为地层压力将至饱和压力时油层中原油会脱气，一方面会降低泵效，另外采收率会大大降低。 某油藏原始地层压力25MPa，目前地层压力20 MPa，饱和压力15MPa，则地饱压差为25-15=10 Mpa。,油藏开发方面的相关概念,9、地层总压降：油藏原始平均地层压力与目前平均地层压力的差值。 某油藏原始地层压力25MPa，目前地层压力20 MPa，饱和压力15MPa，则地层总压降为25-20=5 Mpa。,油藏开发方面的相关概念,10、采油速度：
11、年产油量占油田地质储量的百分数。 11、采出程度：油田累计采油量占地质储量的百分数。 12、采收率：油田可采储量与地质储量的比值。影响油田采收率的主要因素有油田地质构造、储层物性、流体性质、开发方式、工艺技术水平等。,油藏开发方面的相关概念,某油藏地质储量120万吨，年产油2万吨，累积产油量30万吨，当前标定可采储量45万吨，计算该油藏采油速度、采出程度、采收率。 采油速度=年产油/地质储量=2/120*100=1.67% 采出程度=累积产油量/地质储量=30/120*100=25% 采收率=可采储量/地质储量=45/120*100=37.5%,油藏开发方面的相关概念,15、注采比：某段时间内
12、注入剂的地下体积和相应时间的采出物（油、气、水）的地下体积之比。 某油藏日产液量1000吨，日产油量200吨，原油体积系数1.25，日注水量1100m3，计算该油藏的注采比。 注采比=注水量/（产水量+产油量*原油体积系数） =1100/（1000-200+200*1.25） =1.05,油藏开发方面的相关概念,16、水驱指数：在某一地层压力下，纯水侵量与该压力下累计产油量和产气量在地下的体积之比。它是评价水驱作用在油藏综合驱动中所起作用相对大小的指标。每采一吨油在地下的存水量。水驱指数=（累计注水量-累计产水量）/累计产油量。 17、存水率：保存在地下的注入水体积与累积注水量的比值。存水率=
13、（累计注水量-累计采水量）/累计注水量。,油藏开发方面的相关概念,某油藏当前累计注水量100万方，累积产油量20万吨，累积产水量80万吨，原油体积系数1.2，计算该油藏的水驱指数、存水率。 水驱指数=（累计注水量-累计产水量）/累计产油量 =（100-80）/（20*1.2） =0.83 存水率=（累计注水量-累计采油量）/累计注水量 =（80-20*1.2）/80 =70%,油藏开发方面的相关概念,18、综合含水：油田月产液量中产水量所占的百分数。 19、含水上升率：每采出1%的地质储量是含水率的上升值。,油藏开发方面的相关概念,某油藏地质储量100万吨，月产液量5000吨，月产油量2000
14、吨，计算油藏的综合含水。 综合含水=月产水量/月产液量 =（5000-2000）/5000*100 =60%,油藏开发方面的相关概念,某油藏地质储量120万吨，2000年12月综合含水85%，2001年12月综合含水88%，2000年产油量2.4万吨，计算油藏的含水上升率。 含水上升率=阶段含水上升值/阶段采出程度 =（88%-85%）/（2.4/120*100） =1.5%,油藏开发方面的相关概念,20、吸水指数：注水井在单位生产压差下的日注水量，叫油层吸水指数，它的大小直接反应油层吸水能力的强弱。,油藏开发方面的相关概念,某注水井日注水量150m3, 井口注入压力为15MPa，井底压力为3
15、5MPa,油层压力为20MPa，计算该井的吸水指数。 吸水指数=日注水量/注水压差 =150/（35-20） =10 （m3/ Mpa）,油藏开发方面的相关概念,21、采油指数：单位生产压差的日产油量，叫做全井的采油指数，采油指数说明油层的生产能力。,油藏开发方面的相关概念,某采油井日产液量50吨,日产油量20吨，生产压差4MPa，计算该井的采油指数。 采油指数=日产油/生产压差 =20/4 =5（吨/ Mpa）,油藏开发方面的相关概念,24、自然递减率：没有新井投产及各种增产措施情况下的产量递减率，即在扣除新井及各种增产措施产量之后的阶段产油量与上阶段采油量之差，再与上阶段采油量之比。 自然
16、递减率= （上阶段末标定水平X阶段生产天数） -阶段老井自然产量/（上阶段末标定水平X阶段生产天数）。,油藏开发方面的相关概念,25、综合递减率: 没有新井投产情况下的产量递减率，即扣除新井产量后的阶段产油量与上阶段采油量之差，再与上阶段采油量之比。 综合递减率= （上阶段末标定水平X阶段生产天数） -阶段老井累产油量/（上阶段末标定水平X阶段生产天数）。,油藏开发方面的相关概念,油藏开发方面的相关概念,27、注采对应率概念及其计算方法 注采对应率是指在现有井网条件下，采油井生产层中与注水井连通的有效厚度（层数）与井组内采油井射开总有效厚度（层数）之比。 注采对应率又可分为层数对应率和厚度对应
17、率。 层数对应率=油井生产层中与注水井连通的油层数/油井总生产层数 厚度对应率=油井生产层中与注水井连通的有效厚度/油井生产的总有效厚度。,油藏开发方面的相关概念,28、水驱控制和水驱动用 水驱控制储量：指层系中水井已射开层段（对应有油井采出）所对应的储量。 水驱动用储量：指层系中水井已射开层段（对应有油井采出）所对应的吸水厚度所对应的储量。,油藏开发方面的相关概念,29、水驱单元开发的驱动能量：注水驱、天然水驱、弹性驱 注水驱是指油藏主要靠人工注水来补充能量进行驱油。,油藏开发方面的相关概念,天然水驱是指油藏主要靠天然的边水或底水来补充能量进行驱油。,油藏开发方面的相关概念,弹性驱指油藏主要
18、靠含油（气）岩石和流体由于压力降低而产生的弹性膨胀能量来驱油。,油藏开发方面的相关概念,30、基础单元、开发管理单元、开发层系 基础单元是指具有连续、完整开发数据的最小开发数据计算区块。 开发管理单元是为了便于油藏开发管理而将油藏类型相近、具有一定井数和储量规模、平面和纵向界限清楚的一个或多个基础单元组合形成的单元。 开发层系是把特征相近的油（气）层组合在一起并用一套开发系统进行单独开发的一组油（气）层。,油藏开发方面的相关概念,31、油水井劈产、劈注方法 目前常用的劈产方法是以各小层的流动系数作为依据，即KH/，该方法对于油井投产初期从理论上讲应该是可行的，但到开发后期由于层间干扰会导致各层
19、的压力和含水具有非常大的差异，而分层的压力和含水资料通常又难以获得，这是如果仍按照流动系数劈产就会造成较大的差异。因此后期的劈产还应该参考分层压力资料（不易获得）、新钻井及老井饱和度测井资料、水井吸水剖面资料等进行综合劈产，完成后再利用批产结果合成每个小层的开发数据，根据指标的匹配情况进行不断修正，直到最终获得较为合理的指标。,油藏开发方面的相关概念,32、油水井井控面积及地质储量计算 油水井单井控制面积计算方法：比较简便的方法是以计算井为中心与周围所有油水井进行连线，相同井别之间在连线正中间画点，油井与水井之间在距油井1/3处画点，最后将所有的点连线即获得该井的控制面积，该面积内的地质储量即
20、为该井的控制储量。但实际单井控制面积的计算较为复杂，要充分考虑油层平面的非均质性、压力分布等因素。,油藏开发方面的相关概念,石油储量的计算 计算石油储量的方法有容积法、统计法、物质平衡法和水动力学方法等。对砂岩油层多采用容积法，其计算公式为： Q=AhmS/B 式中：Q石油的地质储量，百万吨； h油层平均有效厚度，米； B石油体积系数； m油层平均有效孔隙度； A含油面积，平方公里； 地面脱气原油的相对密度； S油层平均含油饱和度； 用容积法计算储量的各项参数，如有效厚度、含油面积、含油饱和度和孔隙度等，它们的求得，在不同的勘探阶段，由于勘探程度不同，精确度也有差别。,油藏开发方面的相关概念,
21、33、注水井层段合格率注水井的层段合格率是指符合配注的层段占总注水层段的百分数。,油藏开发方面的相关概念,34、日油能力和日油水平的区别 日油能力是阶段产油量除以油井该阶段的实际生产天数。 日油水平是阶段产油量除以该阶段的日历天数。 日油能力扣除了停井、停电等其它因素对油井生产时率的影响，反映了油井或区块的生产能力，而日油水平只表示某一阶段内平均每天的产油量。,油藏开发方面的相关概念,35、总井、开井、报废井、报废井再利用 总井指油田或区块范围内完钻的所有井的总和。 开井指当前生产的油（水）井数。 报废井指由于地质、工程或地面等因素，造成没有利用价值或无法再利用的井。 报废井再利用指原井报废后
22、，由于地质条件发生变化或工艺技术的进步，使原来没有潜力的井重新具有生产潜力而又重新利用的井。,油藏开发方面的相关概念,36、更新井、侧钻井、完善井、水平井等各自的主要目的 更新井主要是指原来有利用价值的油（水）井因井下问题或地面原因无法利用而报废，为恢复该井区的控制储量及产能在附近重新部署的新井。,油藏开发方面的相关概念,36、更新井、侧钻井、完善井、水平井等各自的主要目的 侧钻井是指原井因地质或井下原因无利用价值或无法再利用，而利用老井筒内开窗侧钻以挖掘其它潜力区剩余油潜力或恢复该井区的储量控制。,油藏开发方面的相关概念,36、更新井、侧钻井、完善井、水平井等各自的主要目的 完善井是指老开发
23、区内由于构造重新落实后发生变化或平面储层非均质性等影响造成局部剩余油富集区无井控制，为有效挖掘这些剩余油富集区的潜力，提高产能而部署的新井。,油藏开发方面的相关概念,36、更新井、侧钻井、完善井、水平井等各自的主要目的 水平井是指钻井过程中的井斜角在近90度时沿近水平方向钻进的井。其主要分为三大类：大半径水平井（造斜率小于6度/30米）；中半径水平井（造斜率620度/30米）；短半径水平井（造斜率110度/1米）。,油藏开发方面的相关概念,水平井主要适用以下油藏类型：（1）边底水油藏，水平井可以有效控制边水突进和底水锥进；（2）气顶油藏，水平井可以控制气窜；（3）天然裂缝油藏，水平井可以横穿多
24、条裂缝，获得更高的产能和采收率；（4）低渗透油藏，水平井可以显著提高单井产能，提高经济效益；（5）常规稠油油藏，水平井可以获得较高产液量，从而保持井筒及井口油流温度；（6）砂体单一，延伸长，连通性好的砂岩油藏，水平井开发可实现少井高产及高采收率。,油藏开发方面的相关概念,锥 进 脊 进,油藏开发方面的相关概念,37、注水井指示曲线的制作与应用 注水井指示曲线是注水井吸水量与注水压力的关系曲线，通过不断改变注水压力，水井注水量会随之发生变化，这样以注水量为横坐标，以注水压力为纵坐标，将实际测得的各数据点用直线连接后就得到注水井的注水指示曲线。 从注水指示曲线可以了解注水井的吸水能力及其变化，如注
25、水指示曲线斜率减小说明水井吸水能力降低，斜率增大说明水井吸水能力提高。,注水开发过程中的三大矛盾,在注水开发过程中，多油层非均质的油田，由于油层渗透率在纵向上和平面上的非均质性，注入水就沿着高渗透层或高渗透条带窜流，而中低渗透层和中低渗透区吸水很少。这样各类油层的生产能力不能得到充分的发挥，从而引起一系列的矛盾现象，归纳起来有三大矛盾。它们是影响高产稳产和提高采收率的基本因素。要搞好油水井的管理和分析，首先要分析油水运动的规律，正确认识三大矛盾。,一、层间矛盾 是指高渗透油层与中低渗透油层在吸水能力、水线推进速度等方面存在的差异性。高渗透层连通好，注水效果好，吸水能力强，产量高，油层压力高，但
26、是见水快，容易形成单层突进，成为高含水层，并干扰中低渗透层产油能力的发挥。,注水开发过程中的三大矛盾,中低渗透层，渗透率低，注水见效慢，产量低，生产能力不能充分发挥。当与高渗透层合采时，这些油层受到高压层的干扰，出油少或不出油，甚至出现倒灌现象。 层间矛盾使油井产量递减较快，含水上升速度快。层间矛盾能否得到较好的调整，是油田能否长期稳定生产，油田能否获得较高采收率的关键。,一、层间矛盾,一个油层在平面上由于渗透率高低不一样，连通性不同，使井网对油层控制情况不同，因而注水后，使水线在不同方向上推进快慢不一样。使之压力、含水、产量不同，构成同一层各井之间的矛盾，叫平面矛盾。 平面矛盾使高渗透区形成
27、舌进，油井过早见水，无水采收率和最终采收率降低。而中低渗透区，长期见不到注水效果，造成压力下降，产量递减。,二、平面矛盾,二、平面矛盾,在同一个油层内，上下部位有差异，渗透率大小不均匀，高渗透层中有低渗透条带，低渗透层中也有高渗透条带。注入水沿阻力小的高渗透条带突进，还有地下油水粘度、表面张力、岩石表面性质的差异，形成了层内矛盾。,三、层内矛盾,在注水开发的各个过程中，如果有多种矛盾存在的话，其中必定有一种是主要的，起着主导决定作用的，其他则处于次要和服从的地位。一般在注水开发初期，层间矛盾是主要的。随着注入水侵入井内，平面矛盾就逐渐暴露出来。而层内矛盾则是长期存在的，到了油田开发后期，进入全
28、部水洗采油阶段，层内矛盾将上升为主要矛盾。,三、层内矛盾,1、层间矛盾的调整 层间矛盾的实质是同一油井中，各层注水受益程度不同，造成各油层压力和含水率相差悬殊，在全井统一流动压力的条件下，生产压差不同，使中低渗透层的出油状况越来越差。,四、调整三大矛盾改善开发效果,调整层间矛盾的方法是在油水井中下入封隔器、配水器，把性质不同的油层封隔开。对不同性质的油层实行分层注水和分层采油，使高、中、低渗透油层同时都发挥作用，以提高油田开发水平。,1、层间矛盾的调整,平面矛盾的实质是注入水受油层非均质性影响，形成不均匀推进，造成局部渗透率低的地区受效差或不受效。 其调整方法是根据油井的需要，一方面可通过增加
29、注水井点，增加注水方向来解决；另一方面可通过油水井产液量、注水量的调整，改变平面压力分布，从而改变注水流向，扩大注水波及面积。必要时还可通过补打部分调整井，完善注采井网，来解决平面矛盾。,2、平面矛盾的调整,层内矛盾的实质也是不同部位注水受效程度和水淹状况不同，高压高含水层段干扰其他层段不能充分发挥作用。层内矛盾突出的，一般是高渗透的厚油层。 调整方法是用选择性堵水，使高渗透条带的渗透率变低，改变吸水剖面和产液剖面；另外可通过不稳定注水等方法提高低渗段的动用程度。,3、层内矛盾的调整,1、油水井利用率 油水井正常开井数与油水井总井数（不包括计划关井）的比值。 开井数 油水井利用率= -*100 总井数-计划关井数,开发管理指标,2、生产时率 油水井实际生产时间与日历生产时间的比值。 实际生产时间 生产时率= -*100 日历生产时间,开发管理指标,3、月躺井率 月度躺井井次与月度正常开井数的比值。 月躺井井次 月躺井率= -*100 月开井数,开发管理指标,4、油水井综合利用率 油水井利用率与生产时率的乘积。 油水井综合利用率= 油水井利用率*生产时率,开发管理指标,
