油藏动态监测系统介绍PPT培训课件.pptVIP

调剖试验区中心井北2-21-P31井，调剖后产液下降129 t/d ，产油增加16 t/d，含水下降16.8个百分点。从该井调剖后的产液剖面成果表中，我们也可以看到渗透率较高，有效厚度较大的葡Ⅰ1-2和葡Ⅰ2-3层产液得到控制，有效厚度较小,渗透率较低的中、低渗透层产液得到提高，层间矛盾得到缓解。 （四）应用监测资料评价聚合物驱前深度调剖效果 曲线形态评价调剖效果 调剖前由于流动时间短，高渗层没有达到径向流，随后受低渗层的窜流影响，出现压力导数曲线下凹，受测试时间限制，没有测到系统径向流。调剖后双对数图所反映的却是均质地层，从参数上看，渗透率由调前的1.14899μm2 下降为0.4479μm2，井筒储存由0.8416 m3/MPa降为0.5156m3/Mpa,流动系数由2.0337μm2· m/mPa.s降为0.5285μm2· m/mPa.s。 图3（调剖前）　　　　　　　　　图4（调剖后） 渗透率 井筒储存 0.450 0.516 0.893 0.4479 0.712 0.2098 1.26 0.5285 流动系数 0.373 用求解参数评价调剖效果 北2-21-P31 结论 应用测试资料综合分析表明，复合离子和CDG的注入改善了注入剖面，动用了含油饱和度较高的中、低渗透层。采出井明显见效；复合离子和CDG的注入对高渗层起到封堵作用，但并没有将高渗层完全堵死，有利于今后油层进一步开发。 油藏监测技术发展概况 油藏动态监测方法原理简介 一 二 三 油藏动态监测系统简介 油藏动态监测资料 在油田开发中的应用 四 油藏动态监测系统方案的优化署 五 六 油藏动态监测技术发展方向署 采油三厂2003年油藏动态监测系统费用构成统计表 采油三厂2003年油藏动态监测系统费用构成统计表 注入剖面测井费用占总监测费用 五、油藏动态监测系统方案的优化 26.7% 33.8% 22.1% 2003年大庆油田采油三厂油藏动态监测系统总体方案中， 压力试井费用占总监测费用 产出剖面测井费用占总监测费用 我们根据油田开发各阶段开采对象的变化、对地下状况的认识程度及监测技术的发展状况，不断进行监测比例及监测参数的优化调整。 对于这些主要的监测项目 对于其它监测项目 根据资料的利用率进行监测比例及监测项目的调整，使油藏动态监测系统经济有效地服务于油田开发。 （一）合理监测比例的确定 油水井压力合理监测比例应以既能够满足了解和分析地下情况的需要，又使投入的测试成本最低为原则。根据萨北油田各层系的油层发育特点，结合测试仪器精度、下入深度、计算解释所用相关参数（如含水、供油面积、综合压缩系数等）、直线段选取等造成的系统误差，用井点抽稀法和数值模拟法进行了统计和分析，确定出油水井不同层系的最低压力监测比例。 1、油水井压力合理监测比例的确定 一是选择监测比例相对较高、开发井网具有代表性的北三区东部作为典型区块，按照平面上均匀分布的原则逐渐抽稀测压井点，计算不同监测比例时的平均地层压力与该区块实际监测井数的平均地层压力的关系。随着监测比例的减小，油水井压力差值逐渐增大，监测比例越低，差值增大的速度越快。 典型区块实际压力资料分析结果 基础井和一次井17-20%，二次井24%左右。 注水井测压比例26-32%左右 典型区块实际压力资料分析结果 数值模拟油层基本参数 二是利用数值模拟方法研究采油井合理压力监测比例 基础井网和一次加密井网测压比例15-17%，二次加密井网测压井比例为19-22% 三是根据油田开发需要调整非定点井测压工作量。试井资料不仅可以解释地层压力，还能够反映其它油藏信息，如井底完善程度、层间干扰情况、流体性质变化规律等，因此在措施决策和措施效果评价、套管防护、油田开发先导性试验中发挥着重要作用。 因此，选取一定比例的井点作为非定点测压井是十分必要的。同时也可以作为定点井的备用井，以便在定点井发生套损或因其他情况无法测压时，也可相对保持资料的连续性。油水井各套层系均应选取3-5%的井点作为非定点井。 结论:测压井点的分布应以本着“基本均匀、兼顾特殊”的原则进行部署。根据上述情况我们认为，萨北油田各套层系油水井压力最低监测比例应为：基础井网的定点测压比例达到17%左右，一次调整井网比例20%左右，二次调整井网比例24%左右，注水井测压比例28%左右，就可满足开发分析的需要。 流体在油层中的渗流过程，是消耗能量克服阻力的过程。 三、油藏动态监测方法原理简介 1、地层压力 孔隙体积 岩石颗粒 岩石颗粒弹性膨胀，孔隙体积缩小 当油层压力下降时，油层岩石和流体均发生弹性膨胀，即弹性能量释放。具体表现在被岩石固体骨架包围的