开发动态分析的基本技术内容和要求 课件.pptVIP

文13东块文13-85井长岩芯水驱油试验数据 边底水活跃程度 水层试水资料：反映的是水层的生产能力；不反映水体的大小、及水体与油藏之间压力传导能力。 应用系统试井资料：确定合理的工作制度Qo(D)P(D)油／（logD）2。 应用井口生产数据：分析Qo(t) ／ D2（2P油(t)）1/2与时间的关系。分析流动状态。 累计采油量与压降数据：可以分析判别边水、底水的活跃程度，同时还可以计算边水的入侵量。 油井合理工作制度 731.4 99.8 4.4 6 692.1 119.1 4.15 7 545.3 130.8 3.4 8 456.6 145.9 2.85 9 自喷系数 日产油(t) 油压(Mpa) 油嘴（mm) 塔河油田试采资料 油井合理工作制度 塔河油田试采资料 1220.8 124.6 7.7 5.5 1032.8 103.15 9.4 5 804.3 79.84 10.5 4 自喷系数 日产油(t) 油压(Mpa) 油嘴（mm) 弹性能量利用 原油压缩系数 弹性能量大小 地饱压差 二者乘积为理论弹性采油量 生产压差、流饱压差 弹性能量利用 原油收缩力对压力的敏感性 影响水驱采收率 气顶能量利用 1、小气顶、大油环油藏 利用气顶能量开发，气顶气随油环油采出，气顶区压力下降，油环油入侵到气顶，要损失一部分可采储量。 2、气顶与油环体积相近 气顶气与油环油同时开发，开发过程中很难控制气顶区与油环区压力平衡，由于两区压力不平衡造成油、气、水互窜，降低油、气采收率。 气顶先不开发，油环注水保压开发，油环采出程度较高再开发气顶气。 油环整体保持压力平衡很难做到，会局部产生低压区或高压区，同样会造成油、气、水互窜。 气顶投入开发，随气顶压力下降，油环区油水混合物窜到气顶，降低气井产能及气顶采收率。 储层非均质影响水驱动用状况 油水粘度比影响驱油效率 复杂断块油藏内部断层影响注采井网完善 低渗油藏储层导压能力低影响注水效果 影响注水开发效果主要矛盾 中含水开发阶段 本阶段油藏动态分析主要任务是分析研究主要矛盾，提出解决矛盾，改善注水开发效果的注采调配方案、油水井措施方案、调整方案。 静态资料： 分层系、分砂组的构造井位图，分砂层组油层对比图、栅状图，主要构造部位油藏剖面图，分小层砂层厚度、有效厚度等值图，分小层沉积相图，分小层孔隙度、渗透率等值图。 化验、实验分析资料： 分砂层组（有条件到小层）孔隙度、渗透率分布图（最好归到相带上），相对渗透率曲线、压汞曲线（归到相带上），储层敏感性、润湿性， PVT资料（包括多次分泌曲线）。 油藏动态分析必备资料 测井资料： 裸眼测井RFT、水淹层解释，套管测井剩余油饱和度，生产测井两个剖面等。 测压及测试资料： 油井静压、流压、压力恢复，水井测压降、测分层启动压力。示踪剂测试，水井激动油井测压资料。 应用油水井生产资料绘制曲线、图 采油曲线 开发曲线 产量构成曲线 产量衰减、递减曲线 驱替特征曲线 单井含水与累计产油量曲线 含水与采出程度 阶段存水率与采出程度 累计存水率与采出程度 水驱指数与采出程度 累计存水量占储量地下体积百分数与采出程度 中、高渗低粘度油藏 可采储量在低、中含水期采出，含水与采出程度曲线呈凹形。 曲线呈“S” 形或凸形 孔隙结构复杂水驱油效率低 水驱动用程度低 两者皆低 吸水厚度 压汞曲线 注水见效油井数 油井含水与累积产油量 水驱剖面动用 平面水驱动用 驱油效率 分析水驱动用的方法 对油井的驱替方向上调控注水量 提高分层水驱动用状况 按相带转换注采井别（高渗相带注、低渗相带采），增加水驱波及体积 提高水驱动用状况的做法 封隔器分层注水 一套半井网动用二、三类层 二、三类层单独一套注采井网 应用一套半井网的条件 相对均质的中高渗油藏 中渗油藏渗透率偏高100-500md 对非均质严重的中渗油藏和低渗油藏不能用 对储层敏感性强的中渗油藏不能用 油井各类层启动流压、生产压差不同 合采井只有一个流压，且是高渗层流压，限制了中低渗层的启动。 各类层生产压差靠分层地层压力来调空，分层地层压力只能通过注水井水量调控。注水井已经高压注水，调控余地很小 。低渗层水井到油井压力损耗大。 储层敏感性影响，低渗层渗透率变的更低 应用一套半井网的条件 与低粘度油藏相比，油水粘度比大，当水驱波及体积相同时，水驱油效率低、含水高、采出程度低，含水与采出程度曲线呈S形，水驱波