概念、指标、动态分析.ppt

长庆油田公司第一采油厂二九年七月,油田开发基本概念、指标计算、油藏动态分析报告编写及规范,张洪军,2,油田动态分析贯穿于油田开发的始终，是油田开发工作的基础，是所有调整技术的关键。因此，是所有的地质工作者必须掌握的技术。但是，一个正确的结论，必须依靠多学科的知识和技术，采取综合的分析、判断，动态的描述已投入开发的油藏动态变化特点和规律，提出油田开发的调整措施和方案，使油藏达到较高的最终采收率。,3,授课内容,第一部分油田基本概念第二部分开发指标计算及应用第三部分油藏动态分析的主要内容及要求,4,第一部分 油田基本概念,5,关于油藏工程基本概念很多，大体包括以下8类：开发地质基础名词：如岩石结构、层理、沉积旋回等。油层物理名词：岩石物理性质、孔隙结构、渗透率、润湿性等。渗流机理名词：渗流速度、两相渗流、达西渗流、流动系数等。试井分析名词：稳定试井、采油指数、吸水指数、表皮效应等。数值模拟名词：数值模型、双重介质模型、网格、三维可视化等。开发工程名词：地质储量、弹性驱动、井网密度、递减率等。提高采收率名词：三次采油、化学驱、聚合物、生物降解等。经济评价名词：财务净现值、投资回收期、投资利润率等。由于数量众多，下面重点将与油藏动态分析关系紧密的开发工程名词中常用的概念做一些介绍。,油藏工程基本概念,6,地质储量：在地层原始状态下，油藏中油的总储藏量。地质储量按开采价值划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，但当原油价格提高、工艺技术改进后，某些表外储量可以转为表内储量。地质储量丰度：是指油藏单位含油面积范围内的地质储量（单位：万吨），它是储量综合评价的指标之一。分为：高丰度（300）、中丰度（100300）、低丰度（100）、特低丰度（50）。单井控制储量：采油井单井控制面积内的地质储量。剩余可采储量：油田投入开发后，可采储量与累积采油量之差。,开发工程名词,7,油藏驱动类型：是指油藏开采时，驱使油流向井底的主要动力来源和方式。弹性驱动：当油藏主要靠含油岩石和流体由于压力降低而产生的弹性膨胀能量来驱油时称弹性驱动。又称封闭弹性驱。溶解气驱动：油藏地层压力低于原油的饱和压力后，原油中所溶解的气不断分离出来，主要靠这种不断分离出来的溶解气的弹性作用来驱油的开采方式称为溶解气驱动。这种方式也称为衰竭式驱动。刚性水压驱动：当油藏主要靠边水、底水或人工注水的压头来驱油时，地层压力基本保持不变，称刚性水压驱动。其特点是，能量供给充足。,开发工程名词,8,开发方式：是指主要利用什么驱油能量进行油田开发。开发方式有利用天然能量开发、人工注水或注气开发、先利用天然能量后进行注水或注气开发。油田开发阶段：是指整个油田开发过程按产量、含水、开采特点等变化情况划分的不同开发时期。按含水变化可分为无水采油阶段、低含水采油阶段、中含水采油阶段、高含水采油阶段；按产量变化可分为全面投产阶段、高产稳产阶段、产量递减阶段、低产阶段；按开发方式可分为一次采油、二次采油、三次采油。开发井网：开发方式确定以后，用于开发某一层系所采用的井网，包括井别、布井方式和井距。,开发工程名词,9,井网密度：每平方千米含油面积内所钻的开发井数。原始地层压力：油、气在未开采前的地层压力称为原始地层压力。注水方式：指注水井在油田上的分布位置及注水井与采油井的比例关系和排列形式。又称注采系统。注采井组：一口注水井和几口生产井构成一单元称注采井组。又称注采单元。注水方式分类：边缘注水、边外注水、边内注水、面积注水、线状注水、顶部注水、点状注水。面积注水分类：三点法、四点法、五点法、七点法、九点法、反九点法.,开发工程名词,10,反九点法注水：按四边形井网布置的相邻两排采油井排之间为一排采油井与注水井相间的井排。这种注水方式叫反九点法注水。每口注水井与八口采油井相关，每口采油井受两口注水井影响。其注采井数比为1：3。一次采油：利用油藏天然能量(弹性能量驱、溶解气驱、天然水驱、气顶能量驱、重力驱)开采石油。二次采油：在一次采油过程中，油藏能量不断消耗，到依靠天然能量采油已不经济或无法保持一定的采油速度时，可由人工向油藏中注水或注气补充能量以增加采油量的方法。三次采油：指油藏经一次、二次采油后，用各种提高采收率方法，如注热介质、化学剂或气体等流体开采油藏中剩余油的方法。,开发工程名词,11,油田动态分析：通过油田生产资料和专门的测试资料来分析研究油田开采过程中地下油、气、水的运动规律，检验开发方案及有关措施的实施效果，预测油田生产情况，并为方案调整及采取新措施提供依据的全部工作统称油田动态分析 每年进行的改善油田开发效果各类措施，比如开发调整、综合治理的重要基础之一就是油藏动态分析。,油田动态分析,投入生产的油井,内部因素变化,油气储量,地层压力,驱油能力,油气水分布状况,分析变化规律,提出挖潜措施,12,井组动态分析：通过对井组内的注水井和生产井情况的综合分析，掌握井组范围内的油、水运动规律，注采平衡情况及其变化，并为改善井组注采状况提供调整措施的依据的全部工作称井组动态分析。单井动态分析：通过单井生产资料和地质资料，分析该井工作状况及其变化情况、原因，进行单井动态预测，并为改善单井生产情况提供新的措施依据的全部工作统称单井动态分析。油田动态指标：指在油田动态分析中用来说明油田生产情况和地下油、气、水运动规律的各项指标。层间干扰：在多层生产和注水情况下，各小层的渗透率和原油性质差异，生产过程中造成压力差异，影响部分油层发挥作用的现象。,油田动态分析,13,层内矛盾：指在一个油层的内部，上下部位有差异，渗透率大小不均匀，高渗层中有低渗带，低渗层中有高渗带，注入水沿阻力小的高渗带突进，由于地下水、油的粘度、表面张力、岩石表面性质的差异等形成了层内矛盾。层内水驱效果表示层内矛盾的大小。平面矛盾：指一个油层在平面上，由于渗透率的高低不一，连通性不同，使井网对油层的控制情况不同，注水后使水线在平面上推进快慢部一样，造成压力、含水、和产量不同，造成了同一层各井之间的的差异。扫油面积系数表示平面矛盾的大小。层间矛盾：指非均质多油层油田笼统注水后，由于高中低渗透层的差异，各层在吸水能力、水线推进速度、地层压力、采油速度、水淹状况等方面产生的差异。单层突进系数表示层间矛盾的大小。,油田动态分析,14,水淹厚度系数：是见水层水淹厚度占见水层有效厚度的百分数，单位用百分数表示。它表示油层在纵向上的水淹程度。水淹厚度的大小反映层内矛盾的大小。扫油面积系数：是指油田在注水开发时，井组某单层已被水淹的面积与所控制的面积的比值。它反映平面矛盾的大小。单层突进：对于多油层注水开发的油田，由于层间差异引起注入水沿某层迅速推进的现象。注入水波及体积系数：指累积注水量与累积产水量之差除以油层有效孔隙体积，即油层水淹部分的平均驱油效率。又称扫及体积系数。,油田动态分析,15,地下亏空体积：在人工注水保持地层能量的过程中，注入水体积与油层采出流体地下体积之差。注入孔隙体积倍数：累积注入量与油层孔隙体积之比。驱替特征曲线：又称水驱规律曲线。通常是指以油藏累积产水量的对数或水油比同累积产油量的关系所绘制的曲线。递减率：单位时间内(年或月)产量递减的百分数，即上下两阶段产量之差比上阶段的产量，它是衡量油田稳产程度的重要指标。递减分类：应用数学表达式和相应关系曲线图表示的产量递减规律。按类型分：指数递减型、双曲递减型、调和递减型等；按内容分：自然递减率、综合递减率。,油田动态分析,16,地层总压降：原始平均地层压力与目前平均地层压力之差。采油压差：指油井地层压力与油井生产时的井底压力(流动压力)之差。又称“生产压差”。地饱压差：地层压力与饱和压力之差。注水压差：注水井注水时的井底压力(流动压力)与地层压力之差。油井开采方式：将油层中的液体举升到地面的方法。包括自喷开采、人工升举。极限含水：由于油田含水上升而在经济上失去继续开采价值时的含水极限。,油田动态分析,17,第二部分开发指标计算及应用,18,一、生产类指标二、技术类指标三、开发效果评价类指标,19,一、生产类指标 1、日产油水平 2、平均单井日产油水平 3、单井日产油水平 4、单井日产油能力 5、综合含水 6、综合生产气油比 7、注采比 8、原油计量系统误差（输差）,20,日产油水平,指一个油田或者区块月产油与当月日历天数的比值。单位为吨/日。日产油水平是衡量一个油田（或者区块）原油产量高低和分析产量变化的重要指标。,指油田（或开发区）日产油水平与当月所开油井实际生产天数开井数的比值。参数符号qo,单位为吨/日。,平均单井日产油水平,油井开井数：指当月连续生产一天以上并有一定油气产量的油井。,一、生产类指标,21,单井日产油能力,单井日产油水平,指油井月产油量与当月日历天数的比值。参数符号qo,单位为吨/日。,指油井月产油量与当月实际生产天数的比值。参数符号qo,单位为吨/日。,容易出现问题：分析单井动态时一定要用能力,一、生产类指标,22,综合生产气油比（GOR）,指每采1吨原油伴随产出的天然气量，数值上等于油田产气量与月产油量之比值。单位为立方米/吨。,式中：月产气量中不包含气井的产气量。,综合含水,指油田月产水量与月产液量的重量比值的百分数，参数符号是fw,单位是。,容易出现问题：综合含水一定要是重量含水，单井含水是体积含水,一、生产类指标,23,原油计量系统误差（输差）,指井口产油量减核实油量的差与井口产油量的比值，单位。,注采比(IPR),指注入剂所占地下体积与采出物（油、气、水）所占地下体积之比值。它表示注采关系是否达到平衡。,注采比分月注采比和累积注采比。累积注采比（CIPR），用累积注水量、累积采油量、累积产水量带入公式即可求得。,容易出现问题：注采比一定不能是简单的注水体积与采液体积之比,一、生产类指标,24,二、技术类指标 1、采油速度 2、年采液速度 3、采油强度 4、采液指数 5、采油指数 6、采水指数 7、比采液指数 8、比采水指数 9、采出程度,25,采油速度,指年产油量与其相应动用的地质储量比值的百分数。它分为两类：,折算采油速度：用于计算某月的采油速度，是衡量当月油田开发速度快慢的指标。,年采油速度：用实际年产油量计算的采油速度。,容易出现问题：计算当年采油速度时一定要扣除新井产油量.,二、技术类指标,26,年采液速度,指年产液量与动用的地质储量比值的百分数，符号V1，单位。,采液强度,单位油层有效厚度（每米）的日产液量。,二、技术类指标,27,采油指数,指生产压差每增加1兆帕所增加的日产油量，也称单位生产压差的日产量。它表示油井生产能力的大小，参数符号为Jo,单位为立方米/（兆帕天）,当静压低于饱和压力时：,式中:n渗滤特性指数或采油指示曲线指数。,二、技术类指标,28,采水指数,指生产压差每增加1兆帕所增加的日产水量，也称单位生产压差的日产水量。它表示油井产水能力的大小，参数符号为Jw,单位为立方米/（兆帕天）,采液指数,指生产压差每增加1兆帕所增加的日产液量，也称单位生产压差的日产液量。它表示产液能力的大小，参数符号为JL,单位为立方米/（兆帕天）,二、技术类指标,29,比采液指数,比采水指数,生产压差每增加1兆帕时，每米有效厚度所增加的日产水量。符号为JWS，单位为立方米/（兆帕天米）,生产压差每增加1兆帕时，每米有效厚度所增加的日产液量。符号为JLS，单位为立方米/（兆帕天米）,二、技术类指标,30,采出程度,指累积产油量与动用地质储量比值的百分数。符号为R，单位是。它反映油田储量的采出情况。代表采收率的符号是ER,计算某阶段采出程度用的采油量是某一阶段的采油量（如低、中、高含水期的采出程度），无水采油期的采出程度叫无水采收率。用目前累积采油量计算的采出程度叫目前采出程度。,容易出现问题：计算当年采出程度也要扣除当年新井产油量.,二、技术类指标,31,三、开发效果评价类指标 1、含水上升率 2、含水上升速度 3、综合递减率 4、自然递减率 5、水驱储量控制程度 6、水驱储量动用程度 7、水驱指数 8、存水率 9、水驱油效率 10、累积亏空体积,32,含水上升率、含水上升速度,含水上升率：每采出1的地质储量的含水上升百分数。含水上升速度：只与时间有关而与采油速度无关的含水上升数值，如月含水上升速度、年含水上升速度、年平均月含水上升速度等。,fw1报告末期综合含水（）fw2上年12月综合含水（）R1 报告末期采出程度（）R2 上年12月采出程度（）,容易出现问题：含水上升率计算是包含上年产建井的.,三、开发效果评价类指标,33,综合递减率,老井产油量综合递减率反映的是扣除上年投产井和本年新投产井后的同一批老井，采取增产措施情况下，上年同时间段产油量与本年度产量的递减速度，年综合递减率符号Dt,单位。Dt0时为产量递减，为负值时表示产量上升。(目前长庆油田运用比较广泛的是年对年递减),式中：C1老井上年1-n月累积井口产油量（吨）；C2当年1n月老井累积井口产油量（吨）；m1上年1-n月日历天数（天）；m2当年1-n月日历天数（天）；Dt综合递减率（）。,容易出现问题：每年的天数是不一样的新井第3年才参与计算,三、开发效果评价类指标,34,自然递减率,自然递减率反映的是老井在未采取增产措施情况下的产量的递减速度，自然递减率越大，说明产量下降越快，稳产难度越大。,式中：C1老井上年1-n月累积井口产油量（吨）；C2当年1n月老井累积井口产油量（吨）；m1上年1-n月日历天数（天）；m2当年1-n月日历天数（天）；D老井当年1n月的累积措施增产量(吨)；Dt自自然递减率（）。,三、开发效果评价类指标,35,水驱储量控制程度,指现有井网条件下与注水井连通的采油井射开的有效厚度与井组内采油井射开的总有效厚度之比。,计算方法：从单井计算开始，如王*井，射开层位为长611-2、长611-3层、其中长611-2层有效厚度为12.0m，长611-3层有效厚度为5.0m。对应的所有注水井中仅长611-2层射开与之对应，此时公式的分子为：12.0，分母为：12.0+5.0。按照上述方法依次计算所有采油井，然后将所有分子相加作为计算的总分子，分母相加作为总分母，计算结果为区块水驱储量控制程度。,三、开发效果评价类指标,36,水驱储量动用程度,按年度所有测试水井的吸水剖面和全部测试油井的产液剖面资料计算，指总吸水厚度与注水井总射开连通厚度之比值，或者总产液厚度与油井总射开连通厚度之比值。（目前采油一厂主要用前者）,计算方法：如注水井王*井，射开层位为长611-2、长611-3、长612层、其中长611-2层有效厚度为12.0m，长611-3层有效厚度为5.0m。测试吸水剖面解释结果为：长611-2层在油层段内吸水厚度为8.0m，长611-3层在油层段吸水厚度为3.0m，此时该井的水驱储量动用程度计算公式为：(8.0+3.0)/(12.0+5.0)100%=64.7%。将全部测试的注水井按照此方法计算后合计即可以计算出区块的水驱储量动用程度。计算本年度或目前区块的水驱储量动用程度时，要求使用历年所测试的注水井吸水剖面资料，重复测试的按最近一次测试为准。,三、开发效果评价类指标,37,特殊情况注：由于杏河、吴堡等区块多油层发育、油层厚度大，注水井射开程度低，根据吸水剖面解释厚度计算水驱储量动用程度时导致区块水驱储量动用程度偏低，而实际上受韵律、注水重力分异影响，水驱应该是不断下移过程，因此实际吸水厚度应比解释厚度大，此类情况要求根据油层和砂体发育状况，重新解释吸水厚度。,原方法计算结果：K（3.8+2.8）12.210054.1,重新解释后计算结果：K（5.5+5.5）12.210090.2,三、开发效果评价类指标,38,水驱指数：,指每采1吨油在地下的存水量。单位为立方米/吨。,存水率：,保存在地下的注入水与累积注水量的比值。,水驱油效率：,被水淹油层体积内采出的油量与原始含油量的比值。,三、开发效果评价类指标,39,累积亏空体积,指累积注入量所占地下体积与采出物（油、气、水）所占的地下体积之差。,三、开发效果评价类指标,40,低渗透率（含裂缝型低渗透）砂岩油藏开发水平分类指标表,三、开发效果评价类指标,41,能量保持水平,类：地层压力为饱和压力85以上，能满足油井不断提 高排液量的需要，也不会造成油层脱气；类：虽未造成油层脱气，但不能满足油井提高排液量的需求；类：既造成油层脱气，也不能满足油井提高排液量的需求。,能量利用程度,类：油井平均生产压差逐年增大；类：油井平均生产压差基本稳定(10以内）；类：油井平均生产压差逐年减小。,容易出现问题：计算全区压力保持水平要用可采储量的加权平均,三、开发效果评价类指标,42,水驱状况,类：在已经达到开发方案设计的综合含水和采出程度曲线上运行，向提高采收率方向发展；类：实际开发曲线接近开发方案设计的综合含水和采出程度曲线；类：未达到方案设计的采收率，向降低采收率的方向变化。,操作费控制状况,类：操作费比上一年有所下降；类：操作费增加值小于上一年的5；类：操作费增加值大于上一年的5。,在扣除物价上涨的因素后，年度油田实际生产操作费控制状况分为三类：,三、开发效果评价类指标,43,第三部分油藏动态分析的主要内容及要求,44,油田动态分析贯穿于油田开发的始终，是油田开发工作的基础，是所有调整技术的关键。因此，是所有的地质工作者必须掌握的技术。但是，一个正确的结论，必须依靠多学科的知识和技术，采取综合的分析、判断，动态的描述已投入开发的油藏动态变化特点和规律，提出油田开发的调整措施和方案，使油藏达到较高的最终采收率。,一、动态分析的重要性及基本方法,（一）动态分析的目的及意义,45,搞清各类油层中油水的分布及其运动状况、吸水能力和产油能力变化，地层压力及渗流阻力变化，含水率及产量变化，油层及流体性质变化，储量动用及剩余油分布等，为挖潜油层潜力提供依据。油田开发动态分析是关系到油田开发最终效果的一项十分重要的工作，也是一项综合性、技术性很强的工作，它在油田开发中具有确定基础、修正认识、指导调整、辅助决策的重要作用。,一、动态分析的重要性及基本方法,（一）动态分析在油田开发中的地位和作用,46,确定基础：即牢固地建立油田开发的地质基础，通过各种可靠的静、动态资料(去伪存真)，运用已掌握的理论和经验方法，得出油藏动态变化规律，在油藏静态描述的基础上完成油藏的动态描述，使开发决策建立在客观实际的基础之上。修正认识：即不断地修正人们对油田地下的地质特征、流体分布、油气资源利用状况的认识，做到对油田开发的物质基础心中有数。,一、动态分析的重要性及基本方法,（一）动态分析在油田开发中的地位和作用,47,指导调整：油田开发的过程是一个不断调整、不断完善的过程，油田开发的任何一项调整措施都必须有明确的目的性、很强的针对性和科学的预见性，不论是开发调整（如井网加密、注采系统调整、开发方式转变），还是单井措施（如压裂、堵水、调剖等）都是如此。这目的性、针对性、预见性只能产生于从“单井-井组-区块-油田”的认真、深入的动态分析。辅助决策：连同精细的地质描述和科学的规划预测一起，为油田开发决策者们当好参谋，确定开发调整的主攻方向，安排战略部署。,（一）动态分析在油田开发中的地位和作用,一、动态分析的重要性及基本方法,48,理论分析法：运用数学物理方法，绘制理论曲线（如相渗曲线、含水上升率曲线、毛管压力曲线等），指导油田开发和调整。经验分析法：通过大量现场实际资料，采用数理统计方法建立经验公式指导应用；模拟分析法：通过数值模拟方法，增加调整部署的预见性。系统分析法：地层井筒地面；系统分析不同开发阶段油水井或油藏参数变化及规律。类比分析法：具有相同和相近性质的油田放在一起对比分析。通常要求综合采用多种方法，相互弥补和相互映衬，从而搞清油藏动态变化的特点和规律、存在问题和影响因素。,（三）动态分析的基本方法,一、动态分析的重要性及基本方法,49,1、油田概况 油藏埋深、含油层位、生产层位、含油面积、地质储量、投入开发时间、开采方式、井网形式等。目前油田（区块）的油水井数、开井数、产量、地层压力、综合含水、采油速度、采出程度、累计采油量、注采比等。2、储集层 油层岩石性质、油层分层划分、隔层厚度和分布。油层产状，油层总有效厚度、单层有效厚度、层数、分布状况。沉积相分布，包括沉积类型、砂体形态、砂体分布状况。油层物理性质，包括油层孔隙度、渗透率、含油饱和度、相对渗透率、岩石润湿性、微观结构、毛管压力、水驱油效率。,二、动态分析所需的资料及图件,（一）需要知道的油藏地质知识,50,二、动态分析所需的资料及图件,3、流体性质 1)原油性质，地面原油密度、粘度、凝固点、含蜡量、含硫量、胶质沥青含量和地层原油PVT性质。2)伴生气，主要是气油比、组分、凝析油含量。3)地层水性质，主要描述水型、矿化度、氯根。4、油田油气水分布 主要包括区块、分层系的油水界面、油气水分布的控制因素、分布类型、气顶、纯油区或过渡带面积。5、油藏类型及驱动方式 1)油藏类型 2)天然能量大小，确定驱动类型。3)油层压力系统、原始地层压力、地温梯度。6、储量计算 分层和总的动用石油地质储量和可采储量。,（一）需要知道的油藏地质知识,51,1、静态及图件1）油藏地质综合图,二、动态分析所需的资料及图件,（二）动态分析所需的资料及图件,油藏综合图主要包括以下信息：砂体厚度构造试油产量单井油层信息（包括渗透率、孔隙度、油层厚度、构造等）含油面积油层剖面油层综合柱状图用途：主要用于预测油层有利区,52,2）油层连通图：主要包括油藏剖面图和油层栅状图,二、动态分析所需的资料及图件,用途：主要用于判断油层纵向和平面的连通状况。,53,3）油砂体有效厚度等值线图、油砂体渗透率等值线图,二、动态分析所需的资料及图件,主要反映油层厚度平面分布状况,主要反映渗透率的平面分布状况,安塞油田高52井区长1012-2层渗透率等值线图,54,二、动态分析所需的资料及图件,通常有效厚度和渗透率结合起来运用，即地层系数（KH）平面分布图，主要判断单井产量平面分布是否和油层变化一致或油井潜力是否得到充分发挥，从而为平面调整和措施挖潜提供依据。,靖安油田张渠区长213层地层系数分布图,55,4）沉积相图,二、动态分析所需的资料及图件,根据不同砂体的油水运动规律，容易搞清地下油水分布及潜力分布状况，因而可以采取不同的开发技术政策。,安塞油田侯市区长612层沉积微相图,56,5）油、水（气）相对渗透率曲线,二、动态分析所需的资料及图件,相对渗透率曲线是研究多相渗流的基础，它在油田开发计算、动态分析、确定储层中油气水的饱和度分布及与水驱油有关的各类计算中都是必不可少的重要资料。,计算油井产量与流度比；确定储层中油水的饱和度分布、油水接触面位置及产纯油的闭合高度；利用相对渗透率曲线分析油井产水规律。,安塞油田王窑老区长6层相渗曲线,57,6）毛管压力关系曲线,二、动态分析所需的资料及图件,安塞油田侯市西南长6储层压汞曲线,安塞油田高52井区高16-9井长10层毛管压力曲线,主要用于判断岩石的孔喉大小和分选性。排驱压力越大，孔喉半径越小；曲线越平滑，分选性越好。,58,2、动态资料及图件1）油田综合开发数据及其曲线,二、动态分析所需的资料及图件,（二）动态分析所需的资料及图件,安塞油田*井区油田综合开发数据表,综合开发数据主要分析井数、日产油水平、单井产量、含水、注水量的变化,59,二、动态分析所需的资料及图件,安塞油田候市区长6油藏综合开采曲线,综合开采曲线主要分析注采之间的对应关系需要注意的几点是：所有数据必须用井口数据；老井、上年产建井、当年新井必须要分开；无特殊说明，曲线一般绘制2年即可；必要时可另附一个纯老井综合开采曲线。颜色严格参照标准，清晰美观；,60,二、动态分析所需的资料及图件,数据准备：老井产油、老井措施增油、新井产油 产量构成曲线反映三个问题：老井递减状况，措施增油的幅度及新井产量所占比重，。可以用面积图，也可以用柱状图。,3）油田产量构成数据、曲线,61,二、动态分析所需的资料及图件,4）压力等值线图,安塞油田王窑区长6油藏2009年6月压力保持水平分布图,应用：主要反映平面的压力分布特征，为注采调整提供依据。绘制注意事项：考虑注水井压力；考虑裂缝连通造成的压力分布特征；数据一般用近3年测试成果。,62,二、动态分析所需的资料及图件,5）含水分级图,安塞油田候市区长6油藏2009年6月含水分级图,应用：主要反映平面的含水分布情况以及水驱状况。绘制注意事项：考虑注水井周围含水；考虑裂缝连通造成的含水特征；水淹关井按照100%含水处理。,63,二、动态分析所需的资料及图件,6）开采现状图,梁西油田南梁西长4+5油藏2009年6月开采现状图,应用：直观地判断平面单井产量的分布，含水的分布以及变化等。绘制注意事项：月度动态分析可用半饼图；年度动态分析用全饼图；井号、井网、水线符号清晰。,64,3、开发评价资料及图件1）驱替特征曲线；2）含水与采出程度关系曲线，水驱指数与采出程度关系曲线，存水率与采出程度关系曲线；3）产量递减曲线。,二、动态分析所需的资料及图件,（二）动态分析所需的资料及图件,含水与采出程度关系曲线,候市区长6层甲型水驱特征曲线,安塞油田老井产量递减图,65,以井组（或开发单元、区块）为单元，搞清油层产量、压力和含水率的变化状况，吸水能力及注采平衡状况等。油水分布及水线推进状况，储量动用及潜力分布状况等。针对出现的问题提出各种有效措施，不断提高井组开发效果。一般分为月度、年度（半年）动态分析。,三、油藏动态分析的程序和主要内容,66,三、油藏动态分析的程序和主要内容,区块概况任务及开发指标完成情况所做主要工作及效果分析油田开发动态分析存在问题及下步调整措施,月度动态分析以专题分析区块动态变化以及变化原因为主，年度动态分析报告一般包含以下内容：,67,三、油藏动态分析的程序和主要内容,区块概况,基本特征：油藏埋深、油藏类型、含油层位、生产层位、含油面积、地质储量、投入开发时间、开采方式、井网形式、油层岩石性质、隔层厚度和分布、油层产状、沉积类型、砂体形态、砂体分布、油层物理性质等。开发现状：目前油田（区块）的油水井数、开井数、储量现状、产量、地层压力、综合含水、采油速度、采出程度、累计采油量、注采比等。,注意：应该根据区块特点，有选择性的说明，突出重点,68,三、油藏动态分析的程序和主要内容,任务及指标完成情况,原油产量：年初计划总产、日产，目前完成、剩余水平，分新老井说明完成情况。,注意：油藏动态分析并非生产汇报，一般不分析具体欠产原因,油田注水：全年计划，日注水平；1-*月完成，日注水平，完成年计划*%，剩余日注水平，如果欠注量较大，需说明欠注原因。,采油一厂2009年1-*月原油产量完成情况表,69,三、油藏动态分析的程序和主要内容,任务及指标完成情况,产能建设：年初产能建设部署、目前完成情况。,动态监测：下达监测任务，涉及监测项目，截止目前完成，完成年计划的百分比，重点加强了哪些测试。,采油一厂2009年产能建设完成情况表,采油一厂2009动态监测任务完成情况表,70,三、油藏动态分析的程序和主要内容,任务及指标完成情况,开发指标：,低渗透砂岩油藏指标分类及完成表,71,三、油藏动态分析的程序和主要内容,主要工作及效果分析,（一）,注水调整效果,油井生产参数调整效果,井网调整效果,措施效果,重点试验效果分析,注意：可根据每个区块工作重点、开发部门的要求不同，增减内容,（二）,（三）,（四）,（五）,72,三、油藏动态分析的程序和主要内容,注水调整效果,注意：这部分是思路，也是工作的灵魂，交代清楚了才有必要继续分析,（一）,在分析注水调整效果前，首先要交代以下几方面信息：开发矛盾：单向（单层）见水、递减、异常低压（高压）、吸水不均、不见效等。调整目的：控水（预控）、温油、扩大波及体积、均衡压力分布、促进见效、措施培养、开发试验等。调整思路：整体还是局部调整、强注还是温和、参数界限等。,73,三、油藏动态分析的程序和主要内容,注水调整效果,（一）,平面注水调整效果,安塞油田*区注水平面调整效果统计表,安塞油田*区2009年注水井调剖效果统计表,平面注水调整效果,74,三、油藏动态分析的程序和主要内容,注水调整效果,（一）,注意：受措施影响的效果不能统计；调整效果不能仅仅用增油量反应，比如含水变化、压力变化、新增见效、指标变化等（针对目的）都可以作为评价注水调整效果的依据；局部调整选取典型井组或单井分析；充分应用各种动态监测资料验证调整依据是否充分、针对性强；半年或年度增加含水分级图、压力分级图对比；,75,三、油藏动态分析的程序和主要内容,措施效果,（二）,注意：分析措施一定要讲清楚选井的目的是什么；措施效果不能单以增油来评价；注水井措施要用水驱状况变化、对应油井动态反映评价。,关于措施效果评价的方法很多，而对于油藏动态分析而言，重点把握以下几个方面：措施选井的整体思路、依据是什么？与方案对比，进展如何？效果是否达到预期？未达到预期效果的地质、开发因素是什么？有什么认识？对于该类措施在该区块是否能够继续推广实施？地质、工艺、现场有机结合。,76,三、油藏动态分析的程序和主要内容,月度动态分析以专题分析区块动态变化以及变化原因为主，年度油藏动态分析一般包含以下9个方面：,油藏地质特点再认识层系、井网、注水方式适应性油田稳产趋势分析能量保持与利用状况储量动用及剩余油分布状况驱油效率分析可采储量及采收率分析油层性质、流体性质变化及对开发影响油田开发经济效益评价,水驱状况分析,77,三、油藏动态分析的程序和主要内容,1、油藏地质特点再认识,利用油田开发后钻井、测井、油田动态等资料，对构造、油藏类型等进行再认识；应用开发井及检查井的钻井、测井、岩心分析、室内水驱油实验等资料，对储层的性质及分布规律进行再认识；应用油田动态、不稳定试井、井间干扰等资料，对油藏水动力系统再认识。应用钻井取心和电测资料对储层沉积相进行再认识；应用动态监测资料、数值模型对油藏地质储量参数进行再认识；,78,三、油藏动态分析的程序和主要内容,2、层系、井网、注水方式适应性,利用油层对比、细分沉积相等新资料分析各开发层系划分与组合的合理性；统计不同井网密度条件下各类油层的睡去储量控制程度、油砂体钻遇率、压力、含水分布等数据，分析井网的适应性（井网形式、井排方向）；依据油层水驱控制程度、注入水纵向和平面波及系数等资料，分析井网密度与最终采收率的关系（井网密度，即井排距。应用注水能力、扫油面积系数、水驱控制程度等资料，分析注水方式的适应性；,79,三、油藏动态分析的程序和主要内容,3、油田稳产趋势分析,应用分年度油田开发数据及相应曲线，分析油田产液量、产油量、注水量、综合含水、递减率、含水上升率、采油速度、注采比、油层压力、存水率、水驱指数、储采比等主要指标的变化趋势；,“四降、一稳、一升”，即：日 产 液：下降 日 产 油：下降 单井产能：下降 动 液 面：下降 综合含水：稳定 单井日注：上升,高52井区长10一区老井综合开采曲线,80,三、油藏动态分析的程序和主要内容,3、油田稳产趋势分析,递减率、含水上升率、采油速度、注采比、油层压力、存水率、水驱指数、储采比等主要指标的变化分析。,高52井区长10油藏老井递减指标图,安塞油田候市区递减率柱状图,历年同期变化对比：反应随时间变化递减情况，判断开发效果变化趋势；与年初计划对比：反应与计划指标的差距，一般工作汇报用到；与同类油藏对比：为说明该油藏开发效果优于或差于同类油藏。,81,三、油藏动态分析的程序和主要内容,3、油田稳产趋势分析,递减率、含水上升率、采油速度、注采比、油层压力、存水率、水驱指数、储采比等主要指标的变化分析。,单独应用：反应变化含水上升情况，判断控水温油效果，一般意义不大；与其他参数综合应用：说明该油藏含水上升变化，与某种因素相关关系。,安塞油田坪桥区长6油藏历年含水上升率柱状图,塞152区历年压力与含水上升率关系曲线,82,三、油藏动态分析的程序和主要内容,3、油田稳产趋势分析,递减率、含水上升率、采油速度、注采比、油层压力、存水率、水驱指数、储采比等主要指标的变化分析。,应用：是反映开发效果的重要指标，油田开发必须保证一定采油速度；与其他参数综合应用：说明采油速度变化与其他指标的相关关系。,塞152区块采液强度与含水上升率相关图,张渠二区采油速度与含水上升率关系曲线,83,三、油藏动态分析的程序和主要内容,3、油田稳产趋势分析,递减率、含水上升率、采油速度、注采比、油层压力、存水率、水驱指数、储采比等主要指标的变化分析。,存水率越大，开效果越好；存水率偏移理论值，说明开发效果变差。,存水率与采出程度关系曲线,坪桥区长6油藏分渗流单元存水率曲线,84,三、油藏动态分析的程序和主要内容,3、油田稳产趋势分析,递减率、含水上升率、采油速度、注采比、油层压力、存水率、水驱指数、储采比等主要指标的变化分析。,储采比：指油田年初剩余可采储量与当年产油量之比，代表按当前生产水平尚可开采的年数，又称回采率或回采比。,安塞油田储采比变化趋势图,85,三、油藏动态分析的程序和主要内容,4、能量保持与利用状况,地层能量保持是否合理将直接影响油井生产动态，分析能量保持与利用状况大致有以下几个方面：能量保持：利用近年或当年压力测试资料，说明目前油藏整体压力保持状况；同井对比变化：根据定点测压结果，通过同井对比，说明压力的恢复、控制情况，指导注水政策的调整；平面分布：利用压力等值线图等对比分析，平面上是否分布合理；主侧向差异：分析主侧向井的压力差变化，说明注水、井网调整是否合理；层间差异：应用分层测试资料分析，层间压差大小，对油井分层动态影响；能量利用：根据生产压差情况确定开发水平，对比采液（油）指数变化评价开发效果。,86,三、油藏动态分析的程序和主要内容,4、能量保持与利用状况,杏河油藏2008-2009年同井压力对比表,安塞油田杏河区长6油藏地层压力图,安塞油田杏河区长6油藏注采向压力变化图,杏68-23井压力及压力导数双对数曲线,87,三、油藏动态分析的程序和主要内容,4、能量保持与利用状况,候市区长6层2007年压力分级图 候市区长6层2008年压力分级图,候市区长6油藏分区压力利用状况对比表,88,三、油藏动态分析的程序和主要内容,5、水驱状况,水驱状况的分析也有很多方面，包括储量动用程度、驱油效率、波及体积系数等等，一般可以分成2个方面来分析：平面水驱状况：评价方法包括含水分布变化、水驱可采储量变化、含水与采出程度关系等等。,2008年3月含水分级图,2008年6月含水分级图,2008年9月含水分级图,89,三、油藏动态分析的程序和主要内容,5、水驱状况,安塞油田长6油藏含水与采出程度关系,王窑区老井甲型水驱特征曲线,甲型、乙型、丙型、丁型水驱特征曲线分别适用于中粘（3-30mpa.s）层状油藏、高粘层状油藏、含水大于80%的中粘油藏、低粘（3mpa.s）层状油藏,*区块不同水驱特征曲线拟合结果对比表,预测最终采收率：26.4%。,90,三、油藏动态分析的程序和主要内容,5、水驱状况,剖面水驱状况：水驱储量动用程度、吸水剖面变化等。,安塞油田坪桥区长6油藏历年水驱储量动用程度,安塞油田坪桥区长6油藏历年吸水剖面测试成果表,91,三、油藏动态分析的程序和主要内容,存在问题及下步调整措施,反应存在问题注意以下几个方面：1、提出的问题必须是在前面系统基础上提出来的，不能前面没有，后面突然提出来；2、要把问题进行系统的分类，如油田开发中的问题、注水方面问题、技术政策方面问题、需要上级部门解决的问题；3、问题的提出必须观点明确，不能泛泛叙述，要求图表丰富、依据充分、论证严密。,92,三、油藏动态分析的程序和主要内容,存在问题及下步调整措施,调整措施一定要有理有据，措施具体可行，对于工作排还应有具体进度，倒排计划，一般包含以下几个方面：1、技术政策优化建议：如井网调整、开发层位调整、注水政策