井网部署布井方式ppt课件.ppt

《井网部署布井方式ppt课件.ppt》由会员分享，可在线阅读，更多相关《井网部署布井方式ppt课件.ppt（58页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、,第三章油田开发部署,3.2 开发方式 一、开发方式概念与分类 二、开发方式和采油方式的区别 三、注水开发,3.1 开发层系划分,3.3 井网部署 一、 布井方式 二、 布井原则 三、井网密度 四、井数估算 五、基础井网的部署 六、 布井方案,主 要 内 容,3.1 开发层系的划分（P9）,概念 研究意义划分开发层系原则开发层系划分条件,国内外油田大多数是非均质多油层，各油层特性差异很大，不宜用一套经网笼统合采，就要考虑层系划分的问题。,开发层系指用一套井网来开发一个以主力油层为主的地质特征相近的油层组合.,一、概念,(一) 合理划分开发层系，有利与充分发挥各类油层的作用。 在同一油田内，由于

2、诸油层在纵向上的沉积环境及其条件不可能完全一致，因而油层特性有差异，层间矛盾不可避免。所以，将特征相近的油层组合在一起，用一套井网开发，就会缓和这种矛盾。 高低渗层合采，由于低渗层阻力大，使其生产能力受到限制； 高低渗层合采，低压层常常不出油，甚至高渗层的油窜入低压层； 高低渗层合采，对于注水开发的油田，高渗层很快水淹，这种合采导致层间干扰 矛盾加剧，油水层相互干扰使得油田开发很被动。 P10倒流现象(二)划分开发层系是部署井网和规划生产设施的基础。 确定了开发层系，就确定了井网套数。(三) 采油工艺技术的发展水平要求进行层系划分。 多油层，油层数目很多，往往多达十几个甚至几十个，开采井段有时

3、长可达数百米。 采油工艺就是要充分发挥各油层作用，吸水均匀生产均衡。 分层技术：分层开采、分层注水、分层控制 (四) 油田高速开发要求进行层系划分。,二、 目的及意义,苏联萨莫特洛尔油田：9个油层划分为4套层系。罗马尼亚丘列世蒂油田：3个油层分为3个 层系。我国大庆、胜利 等油田，也是多套层系开发的。,（ 一）把特征相近的油层组合在同一层系，以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾。（二）在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层系不宜划分过细，以利于减少建设工作量，提高经济效果。（三）对于油层层数过多，含油井段不宜过长。（四）注意划分的基本单元。通常人们以油层为组合

4、开发层系的基本单元，也有以砂岩组来划分和组合开发层系。因为砂岩组是一个独立的沉积单元，油层性质相近。,三、划分开发层系原则,四、划分开发层系具体条件,（一）一个独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油田满足一定的采油速度，并具有较长的稳产时间和达到较好的经济指标。（二）各开发层系间必须有良好的隔层，以便在注水开发的条件下，层系间能严格的分开，确保层系间不发生 串通和干扰。（三）有大致相同的油藏类型。（四）同一开发层系内油层的构造形态，油水边界，压力系统和原油物性应比较接近。,32 开发方式（p16）,一 概念 指主要利用什么驱油能量来进行油气田开发。开发方式有利用天然能量开发、人工注水和注气开

5、发、先利用天然能量后进行注水或注气开发等。开发方式的选择取决与油气田地质条件及国家对采油速度的要求。,二、开发方式和采油方式的区别（一）开发方式是指原油依靠何种能量运移到井底。而采油方式是指原油从井底到井口所依靠的动力。（二）二者是分属两套系统，开发方式是属于地层系统，采油方式是属于井筒系统。,三 注水开发 时间: 1 早:苏 2 晚:美,二次采油 影响因素: 1 压力降低界限 2 压力保持水平 3 注水目的 a 提高采收率:降低压力至饱和压力的10% b 保持较高的采油速度,单井产量:早期注水,分类:（一）边缘注水 边缘注水分为三类：缘外注水、缘上注水 和缘内注水。,图3-1 缘外注水示意图

6、,（1）缘外注水(P18) 注水井按一定的形式布在油田边界以外含水区内进行注水叫缘外注水。(图3-1) 要求:含水区内渗透性较好,含水区与含油区之间不存在低渗透带或断层.,（2）缘上注水 注水井按一定形式布在油水边界线上或油水过渡带内进行注水叫缘上注水。（见图3-2）,图3-2 缘 上 注 水 示 意 图,（3）缘内注水布在含油面积内进行注水叫边内注水。边内注水按注水井与采油井的排列关系分为边内切割注水和面积注水。(图3-3),图3-3 缘 内 注 水 示 意 图,边缘注水的适用条件： 中小油藏，油层稳定，特别边部渗透性较好的地区边缘注水的优点： 油水界面比较完整,逐步由外向油藏内部推 进,易

7、于控制; 无水采收率和低含水率采收率较高； 缺点： 1.要求不断移动注水线，形成油田多阶段开发，地面工程大； 2.大量注入水流向含油边界以外，降低注入水利用率； 3.受到注水井排影响的生产井排不多，仅仅靠边缘注水只能 影响构造边部井，而要使构造顶部井生产，降低采油速度，延长开发年限。,边缘注水的实例：,实例1： 苏联巴夫雷油田,面积为80平方公里,平均有效渗透率为600毫达西,油层比较均匀,稳定,边水活跃.采用边外注水后,平均压力为稳定在140-150大气压.在注水的五年内原油日产基本上没有波动,年采油速度达6%(按可采储量),实例2： 我国老君庙油田,面积较小,并有边水存在.因而L油层和M油

8、层起初都采用边外注水.,图3-4边内切割注水,二） 边内切割注水 利用注水井排把油田切割成若干区块，分区进行注水开发，两排注水井之间夹三排或五排等采油井，这种布井形式叫边内切割注水 (图3-4)。,边内切割的实例：,实例1： 苏联罗马什金油田,在中央三个较大的切割区内增加了切割水线后，注水效果很好，大部分油井保持了正常的自喷,实例2： 我国大庆油田,一些好的油层储量大，油层延伸长度大，油层性质好，占储量8090以上的油砂体延伸到3.2公里以上。采用边内切割早期注水，仍可以控制90以上的储量，开发效果良好。,（1）适用条件：油层面积大且稳定的地区，注采之间连通性好，渗透率高，具有一定的流动系数，

9、构造形态规则的较大油田。（2）优点：提高了开发速度；并且可随时动用任何一块储量；没有外流量损失。（3）缺点：区间存在开发不平衡;而且不适合非均质极强的区块；第一排井见水快；注水井间有死油区。,（三）面积注水： 面积注水是注水井和生产井按一定的几何形状和密度均匀分布在整个油田上进行注水。,特点： 把油层分割成许多更小的单元,一口水井控制其中之一并同时影响几口油井，而每一口油井由同时在几个方向上受注水井影响。,（1）适用条件： 面积注水是一种强化注水，适于分布面积较小，形态不规则，构造不完整，连通性差，渗透率低的油层及各种复杂类型的油气藏（2）优点：对油层控制程度高；采油速度高；采收 率高；特别适

10、合于致密低渗透层。 缺点：来水方向不易控制。（3）注水方式 按注水井与采油井比例关系和排列形式分主要分为六种方式,命名原则：采油井和周围的注水井总井数为几就称几点法，例正四点就是一口生产井周围有三口注水井一共四口井,图3-5 面积注水方式,强注强采,正 七 点 法,每口油井受六口注水井影响,每口注水井控制三口油井,注采比2：1,高强度注水,每口油井受三口注水井影响,每口注水井控制六口油井,注采比1：2,表3-1 各 面 积 注 水 井 网 特 征,注采井数比：注/采= (n-3)/2,油层渗透率和油水粘度比不同，都将会使注采井数比不同；对一个具体油藏来讲，不同开采阶段的注采系统也应是不同的。中

11、国油藏开发初期，大多采用注采井数比为1:3的反九点法面积注水方式，这是因为开发早期不含或低含水时，产油、产液量不大，注采井数比1:3即可满足生产要求；油藏开发进入中、后期，含水上升，产液量大幅度增加，必须相应增加注水井点，注采井数比可从1:3达到1:1；到油田开采后期，进一步调整为九点法注采井网，注采井数比为3:1。开发初期采用反九点法面积注采井网，可为以后注采系统调整提供多种选择的余地，如可从反九点法转换为五点法或线状注水，或是转为九点法注水，这样既适应了油藏开发全过程需不断加密井网的要求，也适用于三次采油方法的应用，而且可做到注采系统相对完整。,（4） 波 及 系 数,a 分类,b 影响因

12、素,表3-2 各种井网在不同流度比下的面积波及系数,流度比,a 井网系统不同，同一流度比下的面积波及系数不同，在大于1的流度比下，以五点系统的波及系数为最高，其次是交错式排状系统，接着依次为直线系统，反九点，反七点，七点，九点井网系统。b 面积波及系数反比于流度比。流度比从0.2变到10时，注水波及系数急剧下降，当流度比进一步增大时，注水波及系数的递减速度减缓。c 在不利的流度比以下（大于1的流度比），驱替的不稳定过程对五点和七点注水系统的波及系数的影响小于对交错式，直线式及九点井网注水系统对波及系数的影响。,由计算结果可看出：,图 3-6,无量纲累积注水量Vi/Vd,图 3-7,图 3-8,

13、图3-9,这四幅图是对各种井网在不同无量纲累积注水量Vi/Vd时，流度比与面积波及系数的关系。从图看出，见水后继续注水面积波及系数均可继续增大，但随着注入倍数的增加，其驱替效率也越来越低。如在五点系统，当流度比为1时，注入倍数从0.3增到0.4时，面积波及系数可提高10.5%,而注入倍数从0.9增到1.0时，面积波及系数只提高1%。,流度比：驱动相（水）的流度与被驱动相（油）的流度比值。,流度:渗透率和粘度的比值。反映该流体在孔隙介质中的流动能力。,研究表明，流度比对面积波及系数具有明显的影响。,上式可见：油相粘度越大，水相对渗透率越高，则流度比越大。1.当M=1时，意味着注入的水和产出的油两

14、种流体能以相等的能力流过油藏。2.当M=10时，则表明水的流动能力要比油的流动能力大10倍。,当M=1时,油井见水时的波及面积可以达到80左右，油水界面推进比较均匀。当M2.4时,油井见水时的波及面积可以达到45左右，油水界面轻度指状推进。当M4.58时,油井见水时的波及面积可以达到20-30左右，油水界面很不规则，指状推进十分严重。,1.增加水的粘度采用稠化水注入2.降低油粘度，采用热力法、化学法,布井方式 布井原则 井网密度 井数估算 基础井网的部署 布井方案,3.3 井 网 部 署,图3-10 布井方式,一、布井方式,布井方式与驱油能量分布及方向有关：（一）能量具有方向性 如气顶，边水驱

15、动，布置环状或排状井网（见图3-10）（二）能量均匀分布 如底水驱动，溶解气驱，弹性驱动，布置规则井网，例上图的三角形和正方形井网（三）能量没有方向布不规则井网。 断块，裂缝油藏,（一)排距L大于井距a的一半(图3-11)（二)生产井交叉排布(图3-12),L,a,图 3-11,图 3-12,二、布井原则,（一)表示方法：（1)井距a 排距L(图3-13)(2) 含油面积/井数,三、井网密度,（二)发展史,较稀井网密度，达到较高的采油速度,1. 30年代以前：“ 钻井加采油”。认为：井数越多， 采油量越多。每平方公里64口井效果2.30年代末：“二次采油”。认为：井数和井网密度 并不影响最终采

16、油量。井网密度由密 到稀40年代：16公顷单井； 50年代：32公顷单井60年代：32-64公顷单井3.40年代以后：强化采油技术，发挥注水作用，提高 单井采油强度,问题：井网密度对采收率的影响程度,1：油井干扰的水动力学理论反映，当生产井数大幅度增加（布井方式不变），单井产油量增加的幅度较少。一般，稀井网不变，可以通过放大生产压差提高产油量。,2：适应油藏地质结构和注水系统的最佳布井，大于井网密度对采收率的影响,3：不同油田不同开发时期的井网密度应不同,4：岩性复杂油藏，尤其开发后期，非均质油层，井网密度对采收率有相当大的影响。,5：均质油藏，井网密度对采收率的影响小,苏联B.H.马尔脱夫：

17、分析采收率与井网密度和流动系数关系。,流动系数越高，井网密度对采收率影响越小。流动系数大于50时，井网密度从5公顷井变到70公顷井时，采收率变化范围为0.60.75；流动系数15时，采收率变化范围为0.250.55；,非均质越严重，井网密度对采收率影响越大。相反越小,井网密度的影响：,由于油层的非均质性和油砂体分布不均匀性，不同的井网密度对储量的控制程度不同；,由于地层的非均质性和水驱油的非活塞性，不同井网的驱油效果不同,（三)原则（1） “早稀后密” （2） 地质条件： a非均质严重要加密 b渗透率低要加密 c原油密度大要加密 d油层厚度大，井网稀 e油层深度大，井网稀,其中： q单井产量；

18、v 开发速度；N地质储量；330一年有效生产天数；s钻井投资； 单井价格;,四 、 井数估算,油井：,注水井：根据注水方式定，一般1312 油井,五、基础井网的部署,井网部署的基础工作，主要内容： (一)油砂体研究 （二）开发目的层的选择 （三）指标概算,一)油砂体研究1）油砂体延伸长度与控制储量的统计关系曲线,从这三条曲线看，P上油组应为主力油层,图3-14,（2）油砂体平均有效渗透率与控制储量的统计关系曲线,从这三条曲线看，P上油组应为主力油层,（二）开发目的层的选择 (1)油层分布必须稳定，形态易于掌 握 (2)基础井网能控制该层系80%以上 的储量 (3)上下有良好隔层 (4)有足够的

19、工业储量 (5)油层渗透性好，油井有一定生产 能力（三）指标概算,表3-3 基础井网开发指标计算结果,从方案和方案的计算结果分析，方案比较合适。,六布井方案,确定开发层系,计算生产井数,布置开发井网,开发指标计算,经济指标计算,确定最优方案,布井方案调整,布井方案主要有七大内容,图3-18 布井方案主要内容,双河油田特高含水期井网综合调整技术,双河油田基本情况,双河油田特高含水期井网综合调整,油藏精细描述,剩余油潜力分布特征，成因类型及三维定量描述,动态储层评价,微观动态储层评价,宏观动态储层评价,微观储层评价,剩余油分布特征,地层能量微观特征,注水开发微观综合效果分析,注水效果微观特征,剩余

20、油储量分布,剩余油储量丰度,剩余油单储系数,剩余油渗储量,剩余油渗储丰度,剩余油易渗储量,剩余油易渗储丰度,地层压力分布特征,压储比特征,压力梯度特征,微观面积波及系数分布,微观厚度波及系数分布,微观体积波及系数分布,微观平面干扰系数特征,微观纵向干扰系数特征,宏观储层评价,非线性水驱曲线特征,单 井 开 发 模 式,层 系 开 发 模 式,七 井网适应性研究-南阳油田为例,一 剩余油储量结构复杂、性质变差，现井网对潜力富集区控制程度差 剩余油富集区： 1 井网本身控制型 1） 井网控制不住和井网及射孔不完善 前者剩余油储量比例为14.31%; 后者剩余油储量比例为24.5%; 小砂体或小土豆

21、比例为1.52% 2）注水井间压力平衡区 剩余油储量比例为8.03%,3） 边水内侧的有注无采区 剩余油储量比例为6.87% 4）采油井之间的死油区 剩余油储量比例为4.83% 2 干扰型- 1）因物性差等原因造成的层间层内干扰以及吸水差或不吸水。 剩余油储量比例为23.65% 2）因沉积相、夹层、断层遮挡、微构造的差异等原因造成的注水受效差或不受效。,二. 从小层或流动单元上看，局部地区油井多向受效低。 现场试验表明，改变液流方向，做好动态调配，油井多向受效必须保持在80以上，其中三个方向以上受效率60以上，此时对应的合理油水井数比在11.5。 21个单元中，有4个大于2，有14个在1.52

22、.0之间，只有4个单元在1.0-1.5合理范围内。,三 部分注采井射开层位多，生产厚度大，层内层间干扰严重 现注采井网中，有47.7注水井单井注水层段大于4段,有55.7的水井单井射开厚度大于16米;有40.6的生产井射孔生产厚度大于10米,有65.4的生产层位为3层以上. 吸水剖面反映,有858（占32.6）层,2151米（占24.3）的砂厚不吸水,有611层(占23.2%),2240米（占28.3%)的砂厚吸水状况差。从双河区厚油层层内动用情况看有23.2的段19.2的厚度未动用，有27.8的段31.5的厚度动用差。 配注资料：欠注（层内差异，物性较差，水质不合格），超注（无法兼顾压力，含水）,四 油水井井况日益变差，低效井比例增大，严重制约了油藏经营效益。,思考题： 1.概念：开发方式、开发层系、注采井数比、面积注水、边缘注水、边内切割注水 2.影响面积注水的面积波及系数的主要因素有 ？ 3.面积注水井网特征参数？ 4.利用一口井压力资料推导油水界面位置 。 5.如何估算油井井数？水井？ 6.从地质条件，主要布井方式及优缺点 方面分析各种注水方式？ 7。井网密度表示方法？原则？ 8。基础井网研究内容？油砂体主要内容？开发目的层的选择？,