油藏基本知识及油水井动态分析.ppt

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1、油藏基本知识及油水井动态分析,目 录,一、油田地质基础知识 二、油水井动态分析方法 三、动态分析所需图表和曲线,油田地质基础知识,1、储油层的主要特性 2、油田的储量 3、油藏开发方面的相关概念 4、注水开发过程中的三大矛盾,储油层的主要特性,石油在较高的压力和温度下，以流体状态存在于岩石的孔隙之中，因此原油的产量在很大程度上取决于储层的特性，它主要包括储油层岩石的孔隙性，渗透性和含油性。,储油层的主要特性,一、储油层的孔隙度 岩石的孔隙体积与岩石的总体积之比叫岩石的孔隙度，是表示岩石中孔隙多少的指标。埋在地下的岩石，虽然受压力的作用和胶结物的粘结已经变得坚硬紧密。,但是组成岩石的颗粒与颗粒之

2、间仍有一定的孔隙，石油就是储存在这些小孔隙里。岩石的孔隙度分为绝对孔隙度和有效孔隙度。,储油层的主要特性,1、绝对孔隙度 是指岩石全部孔隙的体积（包括不连通的孔隙在内）与该岩石总体积的比值。,绝对孔隙度=（岩石全部孔隙体积/岩石的总体积）100%,2、有效孔隙度 是指岩石中互相连通的孔隙体积与岩石总体积的比值。一般所指的孔隙度为有效孔隙度，用百分数表示。有效孔隙度=岩石互相连通的孔隙体积/岩石的总体积100%孔隙度是计算储量和评价油层特性的一个重要指标，砂岩的孔隙度一般在0.250.35之间。,储油层的主要特性,3、影响孔隙度大小的因素(1)砂岩碎屑颗粒对孔隙度的影响 如果砂岩粒度均匀，孔隙度

3、就比较大；如果砂岩粒度不均匀，则可能出现大颗粒中间充填小颗粒的现象，使孔隙度变小。如果颗粒直径大，孔道也大，孔隙度也就大。,储油层的主要特性,3、影响孔隙度大小的因素(2)胶结物对孔隙度的影响 砂岩主要胶结物是泥质和灰质。灰质中主要是石灰质和白云质。通常用胶结物在岩石中的含量来表示岩石的胶结程度。胶结物含量高，岩石比较坚硬；胶结物较少，岩石就比较疏松。灰质胶结比泥质胶结牢固。,储油层的主要特性,3、影响孔隙度大小的因素(3)胶结方式对孔隙度的影响 胶结方式是指砂粒与胶结物之间的接触关系。,第一种为基底式胶结，胶结物含量很多，碎屑都孤立地分散在胶结物中，彼此不相接触。此种胶结的储油物性最差。,储

4、油层的主要特性,第二种为孔隙式胶结，胶结物含量较基底胶结少，胶结物多分布在碎屑颗粒之间的孔隙中，碎屑大都是互相接触的，但仍有孔隙，故其储油物性较好。,储油层的主要特性,第三种为接触式胶结，胶结物含量更少，只分布在碎屑岩颗粒接触的地方，其颗粒之间的孔隙常无胶结物，故其储油物性最好。,储油层的主要特性,二、储油岩的渗透性 地下原油在一定的压差下，从岩石孔隙中流向井底，多孔岩石允许流体（油气水）通过的性质，称为岩石的渗透性。,储油层的主要特性,油井的产能与油层岩石的渗透性有着密切的关系，一般渗透性差的油层产能都比较低。当然油井的生产能力还与生产压差、油层厚度和原油性质有关。但渗透性的好坏是影响产能的

5、一个重要因素。,储油层的主要特性,1、渗透率 是指液体流过岩石的难易程度，是表示储油岩渗透性大小的指标。目前，国际上通用的渗透率单位是平方米，以符号m2来表示；或二次方微米，以符号m2来表示。它们与达西、毫达西的关系为：1m2=1.01325达西=1013.25毫达西。,储油层的主要特性,2、绝对渗透率 当一种流体通过岩石，所测出来的渗透率叫绝对渗透率。在岩心分析中，一般用气体测定绝对渗透率，因为气体对岩石孔隙的影响很小。,储油层的主要特性,一种流体,3、有效渗透率 在开采的大部分油层或区域，都是两种或两种以上的流体共存，如油水，油气或油气水等。有两种或两种以上的流体通过岩石时，岩石对其中一种

6、流体的渗透率叫做对这种流体的有效渗透率或相渗透率。,储油层的主要特性,多种流体,4、相对渗透 有效渗透率与绝对渗透的比值叫相对渗透率。相对渗透率=有效渗透率/绝对渗透率 岩石的绝对渗透率，反映了岩石的物理性质。岩石的有效渗透率，除了反映岩石的物理性质以外，还与流体的性质及流动特性有关。,储油层的主要特性,4、相对渗透 油田在开发过程中，油层的有效渗透率是在不断发生变化的，即油层中由油的单相流动变为油气水同时流动，岩石对油的有效渗透率就会随着这种变化而降低。,储油层的主要特性,油水同出,产纯油,油水同出,只产水不产油,5、渗透率在油层纵向上和平面上的差异 渗透率在油层纵向和平面上的差异是很大的。

7、这是因为岩石在沉积成岩时，受许多因素影响。这些因素是：(1)岩石孔隙度的大小。岩石孔隙度大，则渗透率高。孔隙大小与组成岩石的颗粒大小有关，粗砂岩的渗透率比细砂岩的渗透率高。,储油层的主要特性,孔隙度,渗透率,储油层的主要特性,储油层的主要特性,特例：某些低渗透砂岩虽然孔隙度很低，但由于存在微裂缝导致渗透率较高。,5、渗透率在油层纵向上和平面上的差异(2)岩石颗粒的均匀程度，如果岩石颗粒比较均匀，渗透率较高。如果颗粒大小不一，小颗粒常填塞大颗粒之间的孔隙通道，因而影响原油的流动。颗粒的均匀程度叫分选，分选好的岩石渗透率高。,储油层的主要特性,5、渗透率在油层纵向上和平面上的差异(3)胶结物含量的

8、大小，胶结物是使岩石颗粒相互联结的充填物质。胶结物含量多时，常包围着颗粒，充填了孔隙，使孔隙孔道变小，增加油流阻力，使渗透率降低。,储油层的主要特性,储油层的主要特性,东辛油田泥质含量与孔隙度关系,储油层的主要特性,三、油层的含油性 油层绝大多数为沉积岩，这些沉积岩又是在水体中形成的，成岩之后在岩石孔隙中首先充满了水，石油是在生油层中生成后运移到储集层中去的。因此储油层中除了含有石油外，还有不同数量的残存水。我们把油层孔隙中含有石油的多少叫做油层的含油性，用含油饱和度来表示。含油饱和度是指油层孔隙中的石油体积与油层有效孔隙体积的比值。,储油层的主要特性,三、油层的含油性 含油饱和度=油层孔隙中

9、的石油体积/油层有效孔隙体积100%在原始状况下，如果油层中没有游离的气体，则油层孔隙中必然充满了油和水，也就是含油饱和度与含水饱和度之和应该是100%。,储油层的主要特性,油田的储量,石油储量是制定开发方案的物质基础，是确定矿场规模和开发年限的依据。储量计算不准就会给国家造成巨大的损失。,一、地质储量和可采储量 1、地质储量 在地层原始状态下，油（气）藏中油气的总储藏量。地质储量按开采价值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。表外储量是指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（气）价格提高、工艺技术改进后，

10、某些表外储量可以转为表内储量。,油田的储量,一、地质储量和可采储量 2、可采储量 是指在现代工艺技术和经济条件下，从储油层中可采出的油气总量。对于一个油田来讲，可采储量与地质储量的比值，称为采收率。采收率=可采储量/地质储量 采收率的高低除受油层条件、流体性质等客观条件的影响之外，还与工艺技术水平及开发投入有关。,油田的储量,二、石油储量的计算 计算石油储量的方法有容积法、统计法、物质平衡法和水动力学方法等。对砂岩油层多采用容积法，其计算公式为：Q=AhmS/B 式中：Q石油的地质储量，百万吨；h油层平均有效厚度，米；B石油体积系数；m油层平均有效孔隙度；A含油面积，平方公里；地面脱气原油的相

11、对密度；S油层平均含油饱和度；用容积法计算储量的各项参数，如有效厚度、含油面积、含油饱和度和孔隙度等，它们的求得，在不同的勘探阶段，由于勘探程度不同，精确度也有差别。,三、油层有效厚度 能够采出具有工业价值的石油的油层称为有效油层，有效油层的厚度叫有效厚度。油层有效厚度的概念是非常严格的，它只包括含油层系中肯定产油的纯油砂岩厚度之和。不包括现有经济技术条件采不出的含油层，非渗透夹层（一般为泥岩层）、水层及干层的厚度。,油田的储量,油田的储量,微电极,4米梯度,自然电位,1800,1900,2100,2200,油田的储量,油田的储量,油田的储量,由于沉积环境的影响，含油砂层在横向上是有变化的。一

12、些地区物性好，一些地区物性差，物性好的地方是有效层，物性差的地方成了非有效层。这个油层是这样变化，另一个油层是那样的变化。,油田的储量,油田的储量,含油砂岩在垂向上的变化也是很大的，一段好，一段差，特别是含油砂层的顶部和底部往往出现一些过渡性的变化，渗透性差，含油性也差。,油田的储量,这些横向上和垂向上的变化都是渐变的，常常界限不清。上述情况决定了划分有效厚度的工作是复杂的，只有在对于一个地区的地质、测井和试油资料作充分研究后才能定出标准来。划分有效厚度的标准是根据油层的孔隙度、渗透率和含油饱和度大小来划分的。孔隙度和含油饱和度反映了油层的储油能力，渗透率反映了油层产油能力，这些性质又综合地反

13、映到测井曲线上。,油田的储量,油田的储量,油藏开发方面的相关概念,1、地层系数：油层有效厚度与有效渗透率的乘积（Kh），它反映油层物性的好坏，Kh越大，油层物性越好，出油能力和吸水能力越大。2、流动系数：地层系数与地下原油粘度的比值Kh/。3、流度：有效渗透率与地下流体粘度的比值，它反映流体在油层中的流动的难易程度=K/。,4、原始地层压力：油、气在未开采前的地层压力。5、地层压力：地层中流体承受的压力，又称油藏压力。6、流动压力：又称井底压力。是指油井正常生产时所测得油层中部底压力。7、饱和压力：在油层原始条件下，天然气溶解在原油中。当压力降到一定程度时，溶解在原油中的天然气就从原油中分离出

14、来天然气开始从原油中分离出来时的压力叫饱和压力。,油藏开发方面的相关概念,8、地饱压差：原始地层压力和饱和压力的差值叫做地饱压差，对于饱和压力较高，地饱压差较小的油藏应该合理保持地层压力，因为地层压力将至饱和压力时油层中原油会脱气，一方面会降低泵效，另外采收率会大大降低。某油藏原始地层压力25MPa，目前地层压力20 MPa，饱和压力15MPa，则地饱压差为25-15=10 Mpa。,油藏开发方面的相关概念,9、地层总压降：油藏原始平均地层压力与目前平均地层压力的差值。某油藏原始地层压力25MPa，目前地层压力20 MPa，饱和压力15MPa，则地层总压降为25-20=5 Mpa。,油藏开发方

15、面的相关概念,10、采油速度：年产油量占油田地质储量的百分数。11、采出程度：油田累计采油量占地质储量的百分数。12、采收率：油田可采储量与地质储量的比值。影响油田采收率的主要因素有油田地质构造、储层物性、流体性质、开发方式、工艺技术水平等。,油藏开发方面的相关概念,某油藏地质储量120万吨，年产油2万吨，累积产油量30万吨，当前标定可采储量45万吨，计算该油藏采油速度、采出程度、采收率。采油速度=年产油/地质储量=2/120*100=1.67%采出程度=累积产油量/地质储量=30/120*100=25%采收率=可采储量/地质储量=45/120*100=37.5%,油藏开发方面的相关概念,13

16、、剩余可采储量采油速度：油田年产油量占剩余可采储量的百分数。某油藏地质储量120万吨，年产油2万吨，累积产油量30万吨，当前标定可采储量45万吨，计算该油藏的剩余可采储量采油速度。剩余可采储量采油速度=年产油/（可采储量-累积产油量）=2/（45-30）*100=13.3%,油藏开发方面的相关概念,14、储采比：油田年初剩余可采储量与当年产油量之比。某油藏地质储量120万吨，年产油2万吨，累积产油量30万吨，当前标定可采储量45万吨，计算该油藏的储采比。储采比=年初剩余可采储量/年产油量=（45-30）/2=7.5,油藏开发方面的相关概念,15、注采比：某段时间内注入剂的地下体积和相应时间的采

17、出物（油、气、水）的地下体积之比。某油藏日产液量1000吨，日产油量200吨，原油体积系数1.25，日注水量1100m3，计算该油藏的注采比。注采比=注水量/（产水量+产油量*原油体积系数）=1100/（1000-200+200*1.25）=1.05,油藏开发方面的相关概念,16、水驱指数：在某一地层压力下，纯水侵量与该压力下累计产油量和产气量在地下的体积之比。它是评价水驱作用在油藏综合驱动中所起作用相对大小的指标。每采一吨油在地下的存水量。水驱指数=（累计注水量-累计产水量）/累计产油量。17、存水率：保存在地下的注入水体积与累积注水量的比值。存水率=（累计注水量-累计采水量）/累计注水量。

18、,油藏开发方面的相关概念,某油藏当前累计注水量100万方，累积产油量20万吨，累积产水量80万吨，原油体积系数1.2，计算该油藏的水驱指数、存水率。水驱指数=（累计注水量-累计产水量）/累计产油量=（100-80）/（20*1.2）=0.83 存水率=（累计注水量-累计采水量）/累计注水量=（100-80）/100=20%,油藏开发方面的相关概念,18、综合含水：油田月产液量中产水量所占的百分数。19、含水上升率：每采出1%的地质储量是含水率的上升值。,油藏开发方面的相关概念,某油藏地质储量100万吨，月产液量5000吨，月产油量2000吨，计算油藏的综合含水。综合含水=月产水量/月产液量=（

19、5000-2000）/5000*100=60%,油藏开发方面的相关概念,某油藏地质储量120万吨，2000年12月综合含水85%，2001年12月综合含水88%，2000年产油量2.4万吨，计算油藏的含水上升率。含水上升率=阶段含水上升值/阶段采出程度=（88%-85%）/（2.4/120*100）=1.5%,油藏开发方面的相关概念,20、吸水指数：注水井在单位生产压差下的日注水量，叫油层吸水指数，它的大小直接反应油层吸水能力的强弱。,I/w=qiw/piwh,Iw=qiw/(pw-p),油藏开发方面的相关概念,某注水井日注水量150m3,井口注入压力为15MPa，井底压力为35MPa,油层压

20、力为20MPa，计算该井的吸水指数。吸水指数=日注水量/注水压差=150/（35-20）=10（m3/Mpa）,油藏开发方面的相关概念,21、采油指数：单位生产压差的日产油量，叫做全井的采油指数，采油指数说明油层的生产能力。,Jo=qo/(p-pwf),油藏开发方面的相关概念,某采油井日产液量50吨,日产油量20吨，生产压差4MPa，计算该井的采油指数。采油指数=日产油/生产压差=20/4=5（吨/Mpa）,油藏开发方面的相关概念,22、平面突进系数：水线舌进时，最大水线推进距离与平均水线推进距离之比。,油藏开发方面的相关概念,注水井,采油井,23、扫油面积系数：注水开发油田，井组某单层已被水

21、淹的面积与井组所控制的面积之比。,油藏开发方面的相关概念,24、自然递减率：没有新井投产及各种增产措施情况下的产量递减率，即在扣除新井及各种增产措施产量之后的阶段产油量与上阶段采油量之差，再与上阶段采油量之比。自然递减率=（上阶段末标定水平X阶段生产天数）-阶段老井自然产量/（上阶段末标定水平X阶段生产天数）。,D自然=1-（阶段老井产量/标定水平/阶段天数）（1/阶段月数）12,油藏开发方面的相关概念,25、综合递减率:没有新井投产情况下的产量递减率，即扣除新井产量后的阶段产油量与上阶段采油量之差，再与上阶段采油量之比。综合递减率=（上阶段末标定水平X阶段生产天数）-阶段老井累产油量/（上阶

22、段末标定水平X阶段生产天数）。,油藏开发方面的相关概念,某油藏1999年12月日产油水平291吨，标定日产油水平300吨，2000年年产油11万吨，其中新井产油4500吨，老井措施增油12000吨，计算2000油藏的自然递减率和综合递减率。自然递减率=（上阶段末标定水平X阶段生产天数）-阶段老井自然产量/（上阶段末标定水平X阶段生产天数）=（300 X365-（110000-4500-12000）/300 X365=0.146=14.6%综合递减率=（上阶段末标定水平X阶段生产天数）-阶段老井累产油量/（上阶段末标定水平X阶段生产天数）=（300*365-（110000-4500）/300*3

23、65=0.0365=3.65%,油藏开发方面的相关概念,26、总递减率：指包括老井、新井投产及各种增产措施情况下的产量递减率，即阶段总采油量与上阶段总采油量的差值，再与上阶段总采油量之比，它是反映油田实际产量的递减状况。某油藏1999年产油12.4万吨，2000年产油10万吨，计算2000油藏的总递减率。总递减率=(阶段产油量-上阶段产油量)/上阶段产油量=(12.4-10)/12=20%,油藏开发方面的相关概念,油藏开发方面的相关概念,27、注采对应率概念及其计算方法 注采对应率是指在现有井网条件下，采油井生产层中与注水井连通的有效厚度（层数）与井组内采油井射开总有效厚度（层数）之比。注采对

24、应率又可分为层数对应率和厚度对应率。层数对应率=油井生产层中与注水井连通的油层数/油井总生产层数 厚度对应率=油井生产层中与注水井连通的有效厚度/油井生产的总有效厚度。,油藏开发方面的相关概念,28、水驱控制和水驱动用 水驱控制储量：指层系中水井已射开层段（对应有油井采出）所对应的储量。水驱动用储量：指层系中水井已射开层段（对应有油井采出）所对应的吸水厚度所对应的储量。,油藏开发方面的相关概念,28、水驱控制和水驱动用 水驱控制储量=水驱控制程度*地质储量；水驱控制程度=平面水驱控制程度（流线图法）*纵向水驱控制程度（静态注采对应率）水驱动用储量=水驱动用程度*地质储量；水驱动用程度=平面水驱

25、动用程度（流线图法）*纵向水驱动用程度（静态注采对应率*吸水剖面所测吸水厚度百分数）,油藏开发方面的相关概念,29、水驱单元开发的驱动能量：注水驱、天然水驱、弹性驱 注水驱是指油藏主要靠人工注水来补充能量进行驱油。,油藏开发方面的相关概念,天然水驱是指油藏主要靠天然的边水或底水来补充能量进行驱油。,油藏开发方面的相关概念,弹性驱指油藏主要靠含油（气）岩石和流体由于压力降低而产生的弹性膨胀能量来驱油。,油藏开发方面的相关概念,30、基础单元、开发管理单元、开发层系 基础单元是指具有连续、完整开发数据的最小开发数据计算区块。开发管理单元是为了便于油藏开发管理而将油藏类型相近、具有一定井数和储量规模

26、、平面和纵向界限清楚的一个或多个基础单元组合形成的单元。开发层系是把特征相近的油（气）层组合在一起并用一套开发系统进行单独开发的一组油（气）层。,油藏开发方面的相关概念,31、油水井劈产、劈注方法 目前常用的劈产方法是以各小层的流动系数作为依据，即KH/，该方法对于油井投产初期从理论上讲应该是可行的，但到开发后期由于层间干扰会导致各层的压力和含水具有非常大的差异，而分层的压力和含水资料通常又难以获得，这是如果仍按照流动系数劈产就会造成较大的差异。因此后期的劈产还应该参考分层压力资料（不易获得）、新钻井及老井饱和度测井资料、水井吸水剖面资料等进行综合劈产，完成后再利用批产结果合成每个小层的开发数

27、据，根据指标的匹配情况进行不断修正，直到最终获得较为合理的指标。,油藏开发方面的相关概念,32、油水井井控面积及地质储量计算 油水井单井控制面积计算方法：比较简便的方法是以计算井为中心与周围所有油水井进行连线，相同井别之间在连线正中间画点，油井与水井之间在距油井1/3处画点，最后将所有的点连线即获得该井的控制面积，该面积内的地质储量即为该井的控制储量。但实际单井控制面积的计算较为复杂，要充分考虑油层平面的非均质性、压力分布等因素。,油藏开发方面的相关概念,油藏开发方面的相关概念,33、注水井层段合格率注水井的层段合格率是指符合配注的层段占总注水层段的百分数。,油藏开发方面的相关概念,34、日油

28、能力和日油水平的区别 日油能力是阶段产油量除以油井该阶段的实际生产天数。日油水平是阶段产油量除以该阶段的日历天数。日油能力扣除了倒井、停电等其它因素对油井生产时率的影响，反映了油井或区块的生产能力，而日油水平只表示某一阶段内平均每天的产油量。,油藏开发方面的相关概念,35、总井、开井、报废井、报废井再利用 总井指油田或区块范围内完钻的所有井的总和。开井指当前生产的油（水）井数。报废井指由于地质、工程或地面等因素，造成没有利用价值或无法再利用的井。报废井再利用指原井报废后，由于地质条件发生变化或工艺技术的进步，使原来没有潜力的井重新具有生产潜力而又重新利用的井。,油藏开发方面的相关概念,36、更

29、新井、侧钻井、完善井、水平井等各自的主要目的 更新井主要是指原来有利用价值的油（水）井因井下问题或地面原因无法利用而报废，为恢复该井区的控制储量及产能在附近重新部署的新井。,油藏开发方面的相关概念,36、更新井、侧钻井、完善井、水平井等各自的主要目的 侧钻井是指原井因地质或井下原因无利用价值或无法再利用，而利用老井筒内开窗侧钻以挖掘其它潜力区剩余油潜力或恢复该井区的储量控制。,-2070,-2080,-2090,72,70-15,70-27,70-4,70-14,70-2,70-3,3.6,3.1,70C15,1:5000,辛70沙二1顶面微构造图,11.6米/3层，初投15吨，不含水，增加可

30、采储量1.5万吨。,2000.22814,86c7,营86侧7新井部署图,2000,2100,2200,深度（米）,营86侧7,营86侧7油藏剖面图,0,20,40,60,1900,1800,营86-7,油藏开发方面的相关概念,36、更新井、侧钻井、完善井、水平井等各自的主要目的 完善井是指老开发区内由于构造重新落实后发生变化或平面储层非均质性等影响造成局部剩余油富集区无井控制，为有效挖掘这些剩余油富集区的潜力，提高产能而部署的新井。,油藏开发方面的相关概念,36、更新井、侧钻井、完善井、水平井等各自的主要目的 水平井是指钻井过程中的井斜角在近90度时沿近水平方向钻进的井。其主要分为三大类：大

31、半径水平井（造斜率小于6度/30米）；中半径水平井（造斜率620度/30米）；短半径水平井（造斜率110度/1米）。,油藏开发方面的相关概念,水平井主要适用以下油藏类型：（1）边底水油藏，水平井可以有效控制边水突进和底水锥进；（2）气顶油藏，水平井可以控制气窜；（3）天然裂缝油藏，水平井可以横穿多条裂缝，获得更高的产能和采收率；（4）低渗透油藏，水平井可以显著提高单井产能，提高经济效益；（5）常规稠油油藏，水平井可以获得较高产液量，从而保持井筒及井口油流温度；（6）砂体单一，延伸长，连通性好的砂岩油藏，水平井开发可实现少井高产及高采收率。,油藏开发方面的相关概念,锥 进 脊 进,油藏开发方面的

32、相关概念,37、注水井指示曲线的制作与应用 注水井指示曲线是注水井吸水量与注水压力的关系曲线，通过不断改变注水压力，水井注水量会随之发生变化，这样以注水量为横坐标，以注水压力为纵坐标，将实际测得的各数据点用直线连接后就得到注水井的注水指示曲线。从注水指示曲线可以了解注水井的吸水能力及其变化，如注水指示曲线斜率减小说明水井吸水能力降低，斜率增大说明水井吸水能力提高。,油藏开发方面的相关概念,37、注水井指示曲线的制作与应用,注水开发过程中的三大矛盾,在注水开发过程中，多油层非均质的油田，由于油层渗透率在纵向上和平面上的非均质性，注入水就沿着高渗透层或高渗透条带窜流，而中低渗透层和中低渗透区吸水很

33、少。这样各类油层的生产能力不能得到充分的发挥，从而引起一系列的矛盾现象，归纳起来有三大矛盾。它们是影响高产稳产和提高采收率的基本因素。要搞好油水井的管理和分析，首先要分析油水运动的规律，正确认识三大矛盾。,一、层间矛盾 是指高渗透油层与中低渗透油层在吸水能力、水线推进速度等方面存在的差异性。高渗透层连通好，注水效果好，吸水能力强，产量高，油层压力高，但是见水快，容易形成单层突进，成为高含水层，并干扰中低渗透层产油能力的发挥。,注水开发过程中的三大矛盾,辛68-45井吸水剖面,注水开发过程中的三大矛盾,中低渗透层，渗透率低，注水见效慢，产量低，生产能力不能充分发挥。当与高渗透层合采时，这些油层受

34、到高压层的干扰，出油少或不出油，甚至出现倒灌现象。层间矛盾使油井产量递减较快，含水上升速度快。层间矛盾能否得到较好的调整，是油田能否长期稳定生产，油田能否获得较高采收率的关键。,一、层间矛盾,一、层间矛盾,一个油层在平面上由于渗透率高低不一样，连通性不同，使井网对油层控制情况不同，因而注水后，使水线在不同方向上推进快慢不一样。使之压力、含水、产量不同，构成同一层各井之间的矛盾，叫平面矛盾。平面矛盾使高渗透区形成舌进，油井过早见水，无水采收率和最终采收率降低。而中低渗透区，长期见不到注水效果，造成压力下降，产量递减。,二、平面矛盾,二、平面矛盾,中部空气渗透率达到80010-3m2以上，而边部空

35、气渗透率在20010-3m2以下。,二、平面矛盾,二、平面矛盾,二、平面矛盾,在同一个油层内，上下部位有差异，渗透率大小不均匀，高渗透层中有低渗透条带，低渗透层中也有高渗透条带。注入水沿阻力小的高渗透条带突进，还有地下油水粘度、表面张力、岩石表面性质的差异，形成了层内矛盾。,三、层内矛盾,在注水开发的各个过程中，如果有多种矛盾存在的话，其中必定有一种是主要的，起着主导决定作用的，其他则处于次要和服从的地位。一般在注水开发初期，层间矛盾是主要的。随着注入水侵入井内，平面矛盾就逐渐暴露出来。而层内矛盾则是长期存在的，到了油田开发后期，进入全部水洗采油阶段，层内矛盾将上升为主要矛盾。,三、层内矛盾,

36、在不同的开发时期，哪个是主要矛盾必须视具体情况而定。除了地层性质这一内部原因外，井网布署、油水井工作制度如果与地质情况不相适应，将会加剧上述各种矛盾。,三、层内矛盾,（1）均匀厚油层 水驱过程中主要受重力影响，注入水将先沿地层底部推进，到油井见水时，在厚层的上部将有部分厚度未见水。,三、层内矛盾,（2）具有底水的厚油层 生产压差控制不当时，极易造成底水锥进，使油水井间油层顶部的剩余油难以动用。因此开发底水油田时一方面要控制好生产压差，另一方面要充分利用隔层，优化射孔方式。,（3）反韵律油层注水部位对驱油效果的影响,顶部注水时，注入水沿上部的高渗层推进，使油层能量得到及时补充，压制了底水上升，且

37、下部低渗透油层也对底水的锥进起阻挡作用，所以油层注水的无水采出程度高，但注入水一旦沿高渗层突破生产井，便形成水道，下部低渗带注水波及程度低。,底部注水时，注入水分别沿水平推进和向上运动。水平运动的水助长了底水的上升，因而无水采出程度低。沿注入井轴线方向向上推进的水又沿各层水平驱油，波及体积增大，因此含水率上升比顶部注水时上升较慢。,反韵律油层不同注水部位开发效果对比,顶部注水时，由于上部渗透率低，注入水水平推进速度缓慢，而渗透率上低下高增大了注入水在重力作用下向下层运动的速度，使上部油层水洗程度不大。随着向下渗透率的逐渐增大，水洗程度也逐渐升高。水窜严重使得油层能量得不到补充，压力下降迅速，促

38、使底水上升，这是正韵律地层无水采收率低的主要原因。,（4）正韵律油层注水部位对驱油效果的影响,底部注水时，注入水一方面增加了水层能量，加快了底水推进，另一方面在注入井附近向上运动，进入高渗透层后，变为水平驱油，强洗高渗透层，随着向上渗透率的变小，水洗程度也变小。同一含水率时顶部注水开发效果好于底部注水。,正韵律油层不同部位注水开发效果对比,1、层间矛盾的调整 层间矛盾的实质是同一油井中，各层注水受益程度不同，造成各油层压力和含水率相差悬殊，在全井统一流动压力的条件下，生产压差不同，使中低渗透层的出油状况越来越差。,四、调整三大矛盾改善开发效果,调整层间矛盾的方法是在油水井中下入封隔器、配水器，

39、把性质不同的油层封隔开。对不同性质的油层实行分层注水和分层采油，使高、中、低渗透油层同时都发挥作用，以提高油田开发水平。,1、层间矛盾的调整,平面矛盾的实质是注入水受油层非均质性影响，形成不均匀推进，造成局部渗透率低的地区受效差或不受效。其调整方法是根据油井的需要，一方面可通过增加注水井点，增加注水方向来解决；另一方面可通过油水井产液量、注水量的调整，改变平面压力分布，从而改变注水流向，扩大注水波及面积。必要时还可通过补打部分调整井，完善注采井网，来解决平面矛盾。,2、平面矛盾的调整,层内矛盾的实质也是不同部位注水受效程度和水淹状况不同，高压高含水层段干扰其他层段不能充分发挥作用。层内矛盾突出

40、的，一般是高渗透的厚油层。调整方法是用选择性堵水，使高渗透条带的渗透率变低，改变吸水剖面和产液剖面；另外可通过不稳定注水等方法提高低渗段的动用程度。,3、层内矛盾的调整,目 录,一、油田地质基础知识 二、油水井动态分析方法 三、动态分析所需图表和曲线,油水井动态分析方法,在注水开发的油田，油水井的动态分析是以注采井组分析为主的。注采井组是以注水井为中心，联系周围的油井和水井所构成的油田开发的基本单元。注采井组动态分析的核心问题，是在井组范围内，找出注水井合理的分层配水强度，能够使水线比较均匀地向油井推进；使油井能够保持足够的能量；使井组综合含水在较长时间内得到稳定；使井组产量得到稳定。,油水井

41、动态分析方法,收集资料,绘制曲线,进行对比,分析变化原因,找出存在问题,提出调整措施,注采井组分析的程序,一、资料的收集和整理 二、对比与分析 三、存在问题及措施,油水井动态分析方法,资料的收集和整理,一、静态资料 油层物理性质，即孔隙度、渗透率、含油饱和度、原始地层压力、油层温度、地层倾角、泥质含量等；油水界面和油气界面。油层有效厚度。有关油层连通性和非均质性的资料。,1、油井动态资料(1)产能资料，包括油井的日产液量、日产油量和日产水量，这些资料可以直接反映油井的生产能力。(2)压力资料，现在一般用动液面和静液面表示，它们可以反映油层内的驱油能量。,二、动态资料,(3)水淹状况资料，指油井

42、含水率和分层的含水率，它可直接反映剩余油的分布及储量动用状况。(4)原油和水的物性资料，是指原油的相对密度和粘度、油田水的氯离子、总矿化度和水型。它可以反映开发过程中，油、气、水性质的变化。(5)井下作业资料，包括施工名称、内容、主要措施、完井管柱结构。,1、油井动态资料,(1)吸水能力资料，包括注水井的日注水量和分层日注水量。它直接反映注水井全井和分层的吸水能力和实际注水量。(2)压力资料，包括注水井的地层压力、井底注入压力、井口油管压力、套管压力、供水管线压力。它直接反映了注水井从供水压力到井底压力的消耗过程，井底的实际注水压力，以及地下注水线上的驱油能量。,2、注水井资料,(3)水质资料

43、，包括注入和洗井时的供水水质，井底水质。水质是指含铁、含氧、含油、含悬浮物等项目。用它反映注入水质的好坏和洗井筒达到的清洁程度。(4)井下作业资料，包括作业内容、名称、主要措施的基本参数，完井的管柱结构。,2、注水井资料,包括产液剖面、吸水剖面、饱和度测井资料等等。,三、油藏动态监测资料,辛68-75硼中子测井曲线,构造井位图,四、基础图件,沉积相图,四、基础图件,小层平面图,四、基础图件,开采现状图,四、基础图件,沙二10-11开采现状图,油水井连通图,四、基础图件,微构造图,四、基础图件,水淹图,四、基础图件,对比和分析,油水井的动态分析，主要研究分层注采平衡、压力平衡和水线推进状况。注水

44、井采用一定的注水方式进行注水，由于各方面油层条件（有效厚度、渗透率）的差异，周围油井会有不同的反映。,有的油井注水效果好，水线推进均匀，油井产量、动液面和含水率都比较稳定。有的见不到注水效果（一般是低渗透井或有其他情况），油井动液面、产液量明显下降。有的注入水出现单层突进或局部舌进，使油井含水上升快，出现不正常水淹。,对比和分析,根据井组内油水井的变化和不同开发阶段合理开采界限的要求，把调整措施落实到井和油层。如对注水井低渗透层采取增注措施，对油井高渗透层进行控制等。合理解决各阶段井与井之间，层与层之间的矛盾，这就是进行油水井动态分析的目的。,对比和分析,1、井组在区块（断块）所处的位置和所属

45、的开发单元。2、注采井组内有几口油井和注水井，它们的排列方式和井距。3、油井的生产层位和注水井的注水层段，以及它们的连通情况。4、注采井组目前的生产状况，包括井组目前的日产液量、日产油量、含水率以及平均动液面深度和日注水平、井组注采比。,一、了解注采井组的基本概况,1、统计对比 统计对比也是油水井动态分析中的一个重要内容。在现场分析中的对比指标主要包括：日产液量、日产油量、含水率和动液面，有时还要进行原油物性和水性的对比。这种对比有单井的，井区的和注采井组的，根据分析的需要来确定。,二、指标对比,(1)各项指标均为稳定；(2)含水和日产液量同步上升，产量变化不大；(3)含水稳定，日产液量下降或

46、上升，引起日产油量的下降或上升。(4)日产液量稳定，含水上升或下降，引起日产油量的下降或上升。(5)含水上升，日产液量下降，使日产油量大幅度地下降。,2、对比结果,通过对比，可以对井组某一阶段的生产有一个总体的认识，并找出影响产量变化的主要原因，为进一步的分析奠定了基础。,对比和分析,(1)根据日产油量波动趋势划分为：产量上升阶段、产量下降阶段和产量稳定阶段。(2)根据注水井采取措施后，油井相应的变化情况划分阶段。如调配前阶段、调配后阶段或者堵水前阶段、堵水后阶段等等。(3)根据油井采取的措施划分阶段。如下电泵提液前阶段、下电泵提液后阶段。,3、对比阶段的划分,通过指标对比后，要将对比的结果进

47、行细致的分析，为了将原因分析的清晰明确，一般要分为几个层次：1、找出井组生产情况变化的主要因素 首先要找出井组中的主要变化因素。这种变化因素既可能影响分析的全过程，也可能影响分析的某一阶段。怎样才能找出主要因素呢？可以用列表对比法，也可用排列图法，这些方法都比较适用。,三、原因分析,然后通过计算找出变化的主要因素，即产油量的变化是由于液量下降造成的，还是由于含水上升造成的，计算公式如下：M=（qy-Qy）(1-F)式中：M由于液量下降而影响的产油量，吨；qy阶段末产液量，吨；Qy阶段初产液量，吨；F阶段初含水率。N=qy（F-f）式中：N由于含水上升而影响的产油量，吨；f阶段末含水率。,对比和

48、分析,例：某一口油井2004年12月日产液80吨，日产油20吨，含水75%。到2005年3月日产液75吨，日产油15吨，含水80%。这口井主要是什么原因造成产量下降的？先看产液量下降影响：M=（qy-Qy）(1-F)=（75-80）（1-0.75）=-1.25（吨）再看含水上升影响：N=qy（F-f）=75（0.8-0.75）=-3.75（吨）由计算可知该井产量下降主要是含水上升造成的。,对比和分析,如果是多油层合采的油井，还要找出它的主要出油层。要根据静态和动态两部分资料，进行综合对比。如果在一口油井的某个油层，它的有效厚度大，渗透率高，与注水井连通好，并且注水强度和累计注水强度比其他油层大

49、，通过测产液剖面证明为主要产液层，那么它就可以判断为主要出油层。,对比和分析,(1)在油井上找原因 分析油井液量变化原因,主要从泵效、功图、液面、电流、负荷、停井时间、憋压等资料分析。,2、分析主要原因,工作制度56X3X6,日产液,日产油,含水,动液面,要在水井上找原因就必须观察水井的变化情况。主要表现为，注水是否正常，各层段能否完成配注，是超注还是欠注，注水井是否进行测试、调配和作业，影响了多少注水量。油井上的变化总是与注水井的变化相联系的。水井注水量的变化，一方面可能使不同井点注入水推进速度的不均衡而造成平面矛盾；另一方面也能使一口水井不同层段注入水的不均衡而造成层间矛盾。,(2)在水井

50、上找原因,工作制度56X3X6,日产液,日产油,动液面,日注水,辛17-39,下150方电泵,日产液,日注水,动液面,含水,日产液,日产油,动液面,含水,日注水,相邻的油井，如果井距比较近，又生产同一个油层，很容易造成井间的干扰。相邻油井放大生产压差生产，会造成井区能量下降，成为产液量下降的原因。相邻油井的改层生产，会使平面上注采失调，成为含水上升的原因。相邻油井的开井或停产，都会成为产油量变化的原因。另窜层井也会造成油井产量的大幅度变化。,(3)在相邻的油井（同层）找原因,静态资料依据：A、层位-考虑属同层连通；B、渗透率-对比连通层渗透率，与油井渗透率对比，渗透率高的注水井，水推进速度快-