油田动态分析

油田动态分析油藏工程方案—《油藏工程管理规定》1.油藏评价部署方案（油藏评价前）“油田开发概念设计”，主要根据评价目标区的地质特征和已有的初步认识，勘探提交的控制储量的基础上，提出油井产能、开发方式以及生产规模。1）可能的含油层系、产油层厚度、面积及地质储量；2）可能的开发方式、开发层系及井网部署3）预测产能规模2.油田开发方案（油藏工程部分）油藏评价结束后完成油田或区块开发方案，油田开发方案是产能建设的基础。开发方案编制结束提交探明储量。主要内容包括：油藏地质、开发原则、开发方式、开发层系组合、开发井网、注采系统、监测系统、开发指标预测（生产能力预测）、采收率估算。实施后考核指标：产能到位率：一般油田≥90%；复杂断块油田≥85%“初期平均含水率”符合率：一般油田≥90%；复杂断块油田≥85%水驱控制储量：一般油田≥90%；复杂断块油田≥85%油藏工程方案—《油藏工程管理规定》2.油田开发调整方案（油藏工程部分）主要内容：1）精细油藏描述：油藏再认识，主要成果是量化剩余油分布，建立三维地质模型。2）开发动态分析及效果评价：主要开发指标分析；层系、注采井网及开发方式适应性分析；采收率和可采储量计算；存在的问题及潜力分析。3）开发调整方案部署：调整目的、对象及部署结果4）开发调整指标预测（产能预测）及实施要求。油藏工程方案—《油藏工程管理规定》2.油田开发调整方案（油藏工程部分）实施后评价和考核的主要指标：“单井初期日产油量”符合率：≥80%；“单井初期含水率”符合率：≥80%；产能到位率：≥90%；新增可采储量预测误差：≤10%。油藏工程方案—《油藏工程管理规定》产能贡献率：新建原油产能项目实施当年的产油量与建成能力的比值。产能到位率：新建原油产能项目建成投产后第二年的年产油量与建成能力的比值。产量符合率：新建原油产能项目投产第二年以后（第三年、第四年和第五年）实际的年产油量与开发方案预测的同年产量的比值。新建原油产能“三率”指标1.油田动态分析及主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（采收率）及计算方法6.水驱潜力评价方法内容在油田开发过程中，运用各种监测方法采集到的大量第一性资料，进行深入分析、不断认识地下油水运动规律及其发展变化，及时发现和提出解决各种问题的办法。每年进行的改善油田开发效果各类措施，比如开发调整（钻新井、层系、井网、开发方式）、“稳油控水”的综合治理的重要基础之一就是油藏动态分析。油田动态分析包括：生产动态分析、油井井筒内升举条件分析和油层（藏）动态分析三个方面的内容。油田动态分析生产动态分析亦称单井动态分析，包括油井动态和注水井动态分析，是油田生产管理经常性的基础工作。油井动态分析包括：分析压力、产量、含水变化，搞清见水层位，来水方向及井下技术状况，判断工作制度是否合理及生产是否正常等。注水井动态分析包括：分析井口压力、注水量及吸水能力变化，判断井下故障等。生产动态分析生产动态分析主要指标注水状况分析：注水量、吸水能力油层压力状况：油层压力分布，以及油层压力与注水量、注采比之间的关系含水率变化：含水与注采比、采油速度合理界限油井生产能力：采油指数、采液指数变化，油井利用率、时率、递减率（综合递减率、自然递减率）、措施效果。生产动态分析油层（藏）动态分析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。油藏动态分析：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。油藏动态分析主要内容油藏地质特征再认识：层系、井网、注水方式适应性：比如不同井网、井距下各类油层水驱控制程度、油砂体钻遇率、水驱采收率等方面分析其适应性。油田稳产基础分析：储量替换率、储采比状况新井、老井及措施增油的变化油层（藏）动态分析油藏动态分析油藏动态分析主要内容油层能量保持状况储量动用及剩余油分布状况：各类重大措施（压裂、补孔、调剖、卡堵水）对储量动用影响储层的连通状况的分类统计，不同井网控制程度下储量的动用、水驱控制程度及剩余油分布状况注入水纵向、横向波及及水洗状况油藏动态分析油藏动态主要主要分析水驱油效率分析取心、室内做水驱油实验确定水驱油效率（微观水驱油效率）油水相渗曲线确定水驱油效率类似油藏、经验公式确定油田可采储量及采收率：计算可采储量（方法的实用性）分析影响水驱采收率的因素（油藏、流体的属性，开采方式及工艺技术以及经济）1.月（季）度生产动态分析主要应用开发动态资料分析油田生产形势和措施效果，发现生产动态存在的主要矛盾，制定相应调整措施，确保各项开发指标的完成。主要内容：1）原油生产计划完成情况2）主要开发指标（产油量、产液量、含水、注水量、注采比、地层压力、递减率等）的变化情况及原因3）主要增产、增注措施效果及影响因素分析《油藏工程管理规定》有关动态分析规定2.年度油藏动态分析主要是搞清油藏动态变化，为编制第2年的配产、配注方案和调整部署提高可靠依据。重点分析的内容：1）注采平衡和能量保持利用状况（1）注采比的变化与压力水平的关系，压力系统和注采井数比的合理性。（2）确定合理的油层压力保持水平，分析能量利用保持是否合理，提出配产、配注方案和改善注水开发效果的措施。《油藏工程管理规定》有关动态分析规定2）注水效果分析（1）分析区块注水见效情况、分层注水状况，提出改善注水状况措施；（2）分析注水量完成情况、吸水能力的变化及原因（3）分析含水上升率、存水率、水驱指数，并与理论值进行对比，评价注水效果、波及效率、注采比、注采对应率。《油藏工程管理规定》有关动态分析规定3）分析储量利用程度和油水分布状况（1）应用吸水剖面、产液剖面、密闭取心等资料，分析油层动用程度、储量动用状况。（2）利用不同开发阶段驱替特征曲线，分析储量动用状况及变化趋势；《油藏工程管理规定》有关动态分析规定4.分析含水上升率与产液量变化情况（1）应用实际含水与采出程度关系曲线和理论计算曲线对比，分析含水上升率变化趋势及原因，提出控制含水上升措施。（2）分析产液量结构的变化，提出调整措施。5.分析主要增产增注措施效果。对主要措施（如压裂、酸化、堵水、补孔、增注等）要分析措施前后产液量、产油量、含水率、注水量、井底压力的变化和有效期。《油藏工程管理规定》有关动态分析规定6.总结油田开发重点工作的进展1）精细油藏描述2）（新）老区产能建设3）重大开发实验4）区块综合治理《油藏工程管理规定》有关动态分析规定1.油田动态分析及主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（采收率）及计算方法6.水驱潜力评价方法内容低粘油：μo≤5mpa.s（吐哈、塔里木）中粘油：μo＞5～20mpa.s高粘油：μo＞20～50mpa.s稠油：μo＞50mpa.s（辽河、新疆）普通稠油：μo＞50～10000mpa.s特稠油：μo＞10000～50000mpa.s超稠油：μo＞50000mpa.s凝析油：一般原油相对密度＜0.8挥发油：一般原油相对密度＜0.825，体积系数＞1.75高凝油：凝固点＞40℃的轻质高含蜡原油按原油性质分（按油层条件下的原油粘度分）特高渗透：k≥1000×10-3μm2高渗透：1000＞k≥500×10-3μm2中渗透：500＞k≥50×10-3μm2低渗透：50＞k≥5×10-3μm2特低渗透：k＜5×10-3μm2按渗透性分类（空气渗透率）：层状：上下均被不渗透地层所封隔，受固定层位控制单层状、多层状块状：储集层厚度大，内部没有不渗透岩层间隔而呈整体块状，顶部为不渗透岩层覆盖，下部为底水衬托。孔隙型：储集和渗流石油的空间主要为孔隙（＞90%）双重介质型：储集和渗流石油的空间主要既有孔隙又有裂缝（孔隙＞10%，裂缝＞10%）裂缝型：储集和渗流石油的空间主要为裂缝（＞90%）按储集层形态分类天然能量中高渗透注水砂岩油藏：特高渗透：k≥1000高渗透：k≥500～＜1000中渗透：k≥50～＜500低渗透砂岩油藏低渗透：k≥5～＜50特低渗透：k＜5复杂断块油藏中高渗透：k≥50，低渗透：k＜50裂缝性砂岩油藏砾岩油藏裂缝性碳酸岩油藏特殊类型油藏常用的油藏分类（油藏数据手册）1.油藏动态分析及主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（采收率）及计算方法6.水驱潜力评价方法内容“开发阶段”有关：资料信息、油藏描述、油藏地质模型、油藏动态监测内容、原油采收率等。一般划分（按原油产量）产能建设上产阶段（开发初期）产量相对稳产阶段（开发中期或开发调整阶段）产量递减阶段（开发后期）油田开发阶段的划分开发调整（整体加密或井网调整）：一次井网调整二次井网调整三次井网调整阶段原来“勘探开发”阶段的划分：勘探阶段和开发阶段，开发阶段又分开发准备阶段、投产阶段和生产阶段。“勘探开发一体化”阶段的划分：预探、评价、产能建设和油气生产阶段。油田开发阶段的划分按含水率的划分：无水期开采阶段：含水率≤2%低含水开采阶段：含水率2%～20%中含水开采阶段：含水率20～60%高含水开采阶段：含水率60～90%特高含水开采阶段：含水率大于90%油田开发阶段的划分1.油藏动态分析的定义、主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（采收率）及计算方法6.水驱潜力评价方法内容1）主要指标（1）开采井网指标（2）油井生产动态指标（3）注水井生产动态指标（4）注采系统指标（5）采油速度和采出程度指标（6）水驱油田开发效果指标2）确定方法主要生产技术指标及确定方法（1）开采井网指标井网密度：油田（或区块）单位面积已投入开发的采油井、注水井总数。注采井数比：水驱开发油田注水井总数与采油井总数之比。平均单井射开厚度：油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井中射孔总厚度与油水井总井数的比值。平均单井有效厚度：油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井中有效厚度之和与油水井总井数的比值。主要生产技术指标及定义（2）油井生产动态指标井口（核实）产油量：日产、月产、年产、累积产油量井口（核实）日产油水平=当月井口（核实）月产油/当月日历天数原油产量构成：新井产量和老井产量（基础产量和措施增油量）。新井：当年投产油井老井：上年末以前已投产的油井输差系数：核实产油量/井口产油量，按区块计算。井口产水量：核实产水量：井口产水量和输差系数计算。井口（核实）产液量：井口（核实）产油量+井口（核实）产水量主要生产技术指标及定义（2）油井生产动态指标综合含水：按月计算，月产水/月产液。有时分年均含水或年末含水。年均含水=年产水/年产液综合气油比：按月计算；月产气/月产油油井利用率（或开井率）：按月计算，油井开井总数占油井总井数之比。开井数是指当月连续生产时间不小于24h的油井井数。综合递减率：老井在采取增产措施情况下的产量递减速度自然递减率：老井在未采取增产措施情况下的产量递减速度主要生产技术指标及定义（3）注水井生产动态指标注水量：单井日注水量是指井口计量的日注水量，开发单元和阶段时间的注水量用单井日注水量进行累加得出。吸水指数：注水井单位注水压差的日注水量。吸水强度：单位有效厚度单位注水压差的日注水量。注水井利用率（或开井率）：按月计算，注水井开井总数占注水井总数之比。开井数是指当月连续注水时间不小于24h的井数。分层注水合格率：分层注水井测试合格层段数与分注井测试层段数之比。注水井分注率：实际分层配注井数（含一级两层分注井）与扣除不需要分注和没有分注条件井之后的注水井数之比。主要生产技术指标及定义（4）注采系统指标油井生产压差：油井地层压力与井底流动压力之差。总压差：原始地层压力与目前油井地层压力之差。注采比：开发单元注入水地下体积与采出液的地下