油藏动态分析基础.PPTVIP

1.产液、产油、含水、地层压力的稳定趋势； 2.注水量是否注够、注好，含水变化率，存水率、水驱指数、储采比的变化，自然递减率、综合递减率的变化，套管技术状况变化，机泵、抽吸参数变化等对稳产趋势的影响； 3.三大矛盾变化对稳产趋势的影响； 4.依据综合调整效果、投入产出比，分析稳产的经济效益； 总结稳产的正、反两方面的经验。影响稳产的主要问题及解决方法。 五、砂岩油藏开发的动态分析方法——动态区块分析 稳产形势分析 稳产潜力分析： 1.各套井网的含水、含油饱和度变化表现的潜力。 2.储量动用、低压层（区）、低含水及未见水层的潜力。 3.平面、层间、层内的剩余油层分布潜力。 4.油井压裂、堵水，水井提水、调剖，对调整平面矛盾扩 大扫油面积的潜力。 5.层内细分堵水、压裂的潜力。 6.三次采油潜力等。提出今后挖潜的地区、方向、措施。 五、砂岩油藏开发的动态分析方法——动态区块分析 下阶段工作安排： 采油量、注水量安排。 综合调整、挖潜的措施安排。 现场试验、科研创新安排等。 预测安排实施后的稳产形势和效果。 ⑴ ⑵ ⑶ ⑷ 五、砂岩油藏开发的动态分析方法——动态区块分析 一、油田开发动态分析的基本流程 二、资料的分析与应用 三、砂岩油藏开发的基本动态特征 四、砂岩油藏开发的基本矛盾 五、砂岩油藏开发的动态分析方法 六、综合调整措施与方案设计 目 录 六、综合调整措施与方案设计 注水井综合调整一般原则 （1）油田低含水期，总注水量以保持地层压力稳定、注采平衡为原则。 （2）油田中、高含水期，总注水量要逐渐提高，保证油层压力逐渐提高，少产生单层突进、水淹为原则。 （3）油田含水60～90%以前，总注水量要逐渐提高，以保证产液量逐年提高、含水上升慢为原则。 （4）油田含水大于90%，以稳定总注水量、注好水，满足挖潜需要为原则。 六、综合调整措施与方案设计 产液量调整一般原则 （1）油田含水90%以前，总产液量要逐年提高。 （2）油田含水90%以后，以稳定总产液量为原则。含水级别相对低一些的井网层系、油层提液。中 低含水井区油层提液。特高含水井区油层调剖、堵水、关井降液。 （3）总产液量、油量，以保持注采平衡为原则。 六、综合调整措施与方案设计 注水井酸化选层条件 （1）新井泥浆污染严重，全井或分层段酸化。 （2）油层堵塞越来越严重的层段，酸化。 注水井压裂选层条件 （1）多次酸化效果不好的层段，表皮系数为负值，压裂。 （2）压裂层段上、下隔层厚度2m（纯泥岩1m），无管外窜槽，可压裂。 （3）依具体油层吸水状况，选择压裂工艺（普通、多裂缝、平衡法等）和加砂量。 * 主要分析内容如下： （1） 分析采油井组的注采平衡，目的在于对油井组实行宏观控制。 采油井组 是外井网给本油井的注水量（少数井存在）。 当井组内平面矛盾很大、难调整时才计算和分析井组注采平衡。 运用（1）中的 和油层连通状况，分析主要的平面矛盾方向，并实施调整。 五、砂岩油藏开发的动态分析方法——采油井组分析 进一步分析落实多层见水，多方向见水及方向含水级别。这是一个见水状况的三维空间网络和水驱体积问题，当前还没有一个软件能把这个见水状况的三维空间网络的历史和现实分析清楚，只能依据动、静态资料，靠动态工作者的知识、素质和经验积累来分析。 （1） 注指示剂法。可以落实单层的连通方向，油井见到指示剂的时间差，既是方向连通渗透率的差异，也是方向见水的顺序。但对多层连通，不好观察。 （2） 层段注水激动法。其优点是：激动一个点，可以观察一个面，方便，成本低。缺点是；判断方向含水级别的可靠程度约为50-60%，模棱两可的情况很多。但现场经常使用此方法来调整平面矛盾，控水稳油。 五、砂岩油藏开发的动态分析方法——采油井组分析 （3） 利用见水状况登记表分析： A．全方向高含水，周围注水井相应层段（全方向）控制注水量。 C．部分方向高或特高含水，该方向控制注水量，其余方向稳定或适当提水。 B．全方向特高含水，周围注水井相应层段（全方向）停注转周期注水。 D．部分方向中低含水，该方向提高注水。 E．部分方向未见水，该方向加强注水。 五、砂岩油藏开发的动态分析方法——采油井组分析 （4）参照油井投产及见水年限、与注水井的连通方向及油层条件、井排距等，分析多层见水及方向含水级别。 A. 当全井含水大于60%以后，一般至少有2个见水层、1个方向高含水。 B. 当全井含水大于80%以后，一般至少有3个以上的见水层、2个以上的高含水方