油藏工程课程设计概述(doc 58页).docx

1、 I 目 录 1 油藏描述 . 1 1.1 油藏概况 . 1 1.2 油藏地层特征 . 1 1.3 油藏沉积特征 . 2 1.4 油藏构造特征 . 2 1.5 岩石学特征 . 3 1.6 物性特征 . 4 1.7 温压系统 . 7 1.8 原油性质 . 8 1.9 地层水性质 . 8 1.10 渗流物理性质. 9 1.11 储量计算及评价 . 10 1.11.1 储量计算方法 10 1.11.2 储量参数的确定 11 1.11.3 储量评价 12 2 三维地质模型的建立 14 2.1 导入井头数据、分层数据 . 14 2.2 断层模型 . 15 2.3 网格模型设计 . 15 2.4 构造模型

2、 . 16 2.5 属性模型的建立 . 16 2.5.1 渗透率模型 16 2.5.2 孔隙度模型. 17 2.6 划定油水界面 . 17 2.7 储量计算 . 18 2.8 三维地质模型储量计算及储量拟合 . 19 II 3.数值模型建立 20 3.1 地质模型导入 . 20 3.2 流体性质 . 21 3.3 相渗关系 . 24 3.4 储量计算 . 25 3.5 储量拟合 . 26 4 油藏工程论证 . 27 4.1 油藏产能评价 . 27 4.2 单井产能 . 28 4.3 开发层系划分 . 29 4.3.1 开发层系的分析 29 4.3.2 开发层系划分的原则 30 4.4 开发方式

3、论证 . 31 4.4.1 天然能量驱动采收率预测方法 31 4.4.2 注水开发水驱采收率预测方法 32 4.4.3 注水开发可行性论证 34 4.5 井网密度的计算 . 37 4.6 井网密度和井距的确定 . 41 4.7 注采压力系统优化 . 42 4.8 注水压力 . 45 4.9 注水井注水量 . 46 5 开发方案设计 . 47 5.1 开发方案设计原则 . 47 5.2 开发井网部署 . 47 5.3 开发方案指标预测 . 48 5.4 经济评价及方案优选 . 53 5.5 方案优选 54 III 1 1 油藏描述油藏描述 1.1 1.1 油藏概况油藏概况 LJ 油田位于 G 省

4、 QL 山山前地带 JX 盆地南部 LJ 隆起带，区块拐点坐标如 表 1.1 所示。油田内地表为丘陵，地面平均海拔 830m，呈南高北低的冲积缓坡， 地表高差较小，自然条件较差。该油田属大陆性温带干旱气候，干燥多风，每年 46 月为风季，年平均气温 6，平均降水 157.2mm，多集中在 68 月，偶有 山洪爆发。油田内水电、通讯设施较为完善，312 国道穿过市区，沙石公路直达 井场，交通便利。 表 1.1 区块拐点坐标 拐点 X 坐标 Y 坐标 1 18000000 4500000 2 18003000 4500000 3 18003000 4502500 4 18000000 450250

5、0 1.2 1.2 油藏地层特征油藏地层特征 LJ 背斜隆起地区自上而下钻遇的地层主要有第三系 SL 河群和 BY 河群，与 下伏白垩系红色含砾泥岩呈不整合接触。第三系 BY 河组的砂岩是 LJ 油田的良 好储层，其中发育的泥岩是良好的区域盖层。 根据钻井所揭露的地层岩性、电性及泥岩隔层的特征，将油田的油层段与油 层进行划分与对比， 划分出 1 套含油地层 （L 层） ， 3 个砂层组 9 个小层 （表 1.2） 。 表 1.2 LJ 油田油层命名表 油层组 砂层组 单砂层 单砂层个数 L L1 L11、L12、L13 3 L2 L21、L22、L23、L24 4 L3 L31、L32 2 2

6、 1.3 1.3 油藏沉积特征油藏沉积特征 L 油藏为河流和三角洲沉积体系，主要发育辫状河、三角洲平原和三角洲前 缘等沉积亚相（表 1.3）。 表 1.3 L 油藏沉积体系划分表 沉积体系 （相） 亚相 微相 发育特征 识别标志 分布状况 河 流 辫状河 河道砂坝 具有宽广的河道， 泛 滥平原泥质沉积不 发育 砂岩粒度粗，含砾，砂体 厚度大。 L3 泛滥平原 三 角 洲 三角洲 平原 分流河道 研究区以发育河道 及其堤泛沉积为主 砂泥岩互层，多夹煤线， 发育槽状、板状交错层理， 含植物和淡水动物化石， 见虫孔和植物根，河道间 沼泽发育。 L2 天然堤 决口扇 河漫滩 三角洲 前缘 水下分流河道

7、 有多次级分流汇合 作用 三角洲前缘沉积由中-细砂 岩及粉砂岩组成，并夹泥 岩，见槽状、板状交错层 理、平行层理和沙纹交错 层理，常具滑动变形层理、 包卷层理和水平虫迹，含 介形虫、叶肢介、瓣鳃类、 鱼类化石以及植物化石碎 片 L1 河口坝 不太发育， 常被后期 水下分流河道冲刷 远砂坝 三角洲前缘向湖延 伸的末端， 多为厚度 不大粉砂岩 席状砂 分布面积广泛， 厚度 较薄，砂质较纯 水下天然堤 属于水下堤泛沉积， 常网状水下分流河 道分隔 水下决口扇 分流间湾 1.4 1.4 油藏构造特征油藏构造特征 L 油藏位于 LJ 背斜带的中部，是该带的一个主要构造。该构造发育在第三 系，其总体形态是

8、走向为北西-南东方向的穹隆背斜，长短轴比为 2.4，地层倾角 一般不超过 10，个别地段受构造影响岩层倾角变化大。该区发育两条断层 F1、 F2，延伸长度分别为 4.8km、2.5km，断距最大达 70m。总体属于地质构造简单 类（图 1.1）。 3 图 1.1 LJ 油藏砂岩顶面构造图 1.5 1.5 岩石学特征岩石学特征 L 油藏储层的岩石碎屑成分，石英占 80，变化范围为 7090；长石 与岩屑各占 10，长石变化范围为 515，岩屑变化范围为 525。平 均粒径为 0.070.187mm，颗粒磨圆次棱次圆状，标准偏差为 1.4321.680， 颗粒分选较差。岩石的成分成熟度和结构成熟度

9、较高。 胶结物的成分主要为泥质和钙质。胶结物含量变化范围为 515，泥质 含量为 5.911，碳酸盐含量很少。泥质胶结物中粘土矿物蒙脱石相对含量 为 41.2，伊利石为 46.8，高岭石为 12。纵向上 L3 层钙质含量高，L1 层 钙质含量少，泥质含量由东向西增加。L3 层发育钙质结核，其它层较少，所见 4500000 4500500 4501000 4501500 4502000 4502500 18000000180005001800100018001500180020001800250018003000 L油藏油藏砂岩顶面构造图砂岩顶面构造图 -1000 -1100 -1200 -13

10、00 -1400 -1500 -1100 -1200 -1300 -1400 -1500 -1040 -1140 -1240 -1340 -1440 -1540 -1140 -1240 -1340 -1440 -1240 -1340 W3 W1 W5 W4 W2 F1 F2 4 结核有一定的滚圆度，是经过短距离搬运后沉积的钙砾。 1.6 1.6 物性特征物性特征 根据测井解释结果，探井 W1W5 井的储层厚度、孔隙度、渗透率等数据如 表 1.4表 1.8 所示。 其中，孔隙度变化范围 12.3%23.5%，平均 17.9%；渗透率 变化范围 47.4mD134.6mD，平均 81.8mD。 （

11、a）按储层孔隙度大小，将储层分为五类（见表 1.4）。 表 1.4 储层孔隙度分类 分类 碎屑岩孔隙度(%) 非碎屑岩基质孔隙度(%) 特高 30 高 2530 10 中 1525 510 低 1015 25 特低 10 2 （b）按储层渗透率大小，将储层分为五类（见表 1.5）。 表 1.5 储层渗透率分类 分类 油藏空气渗透率(mD) 气藏空气渗透率(mD) 特高 1000 500 高 5001000 100500 中 50500 10100 低 550 1.010 特低 5 1.0 综上可得，该油藏为中孔中渗油藏。 5 表 1.6 W1 井测井解释（KB=719m） 层号 层位 顶深,m

12、 底深,m 储厚,m 解释结论 POR,% PERM,mD 1 L11 1915.2 1919.2 4.0 油层 17.9 87.9 2 L12 1926.9 1929.9 3.0 油层 17.8 75.7 3 L13 1936.9 1941.0 4.1 油层 14.8 62.1 4 L21 1951.0 1953.4 2.4 油层 22.4 124.9 5 L22 1963.2 1966.5 3.3 油层 16.5 68.6 6 L23 1979.9 1982.6 2.7 油层 18.1 83.4 7 L24 1992.1 1997.2 5.1 油层 16.6 72.8 8 L31 2012

13、.4 2018.9 6.5 油层 20.1 102.9 9 L32 2026.8 2030.5 3.7 油层 21.6 105.4 表 1.7 W2 井测井解释（KB=808.4m） 层号 层位 顶深,m 底深,m 储厚,m 解释结论 POR,% PERM,mD 1 L11 2158.4 2162.8 4.4 油层 20.7 107.8 2 L12 2177.6 2181.4 3.8 油层 19 78.8 3 L13 2193.9 2198.0 4.1 油层 16.8 71.0 4 L21 2210.9 2214.4 3.5 油层 22.9 134.6 5 L22 2224.8 2229.2

14、4.4 油层 17.6 73.7 6 L23 2242.4 2245.6 3.2 油层 20.0 90.4 7 L24 2258.7 2264.2 5.5 油层 17.9 84.0 8 L31 2281.9 2289.6 7.7 油水同层 21.8 109.3 9 L32 2302.9 2306.9 4.0 油水同层 23.5 131.9 6 表 1.8 W3 井测井解释（KB=817m） 层号 层位 顶深,m 底深,m 储厚,m 解释结论 POR,% PERM,mD 1 L11 2006.9 2010.9 4.0 油层 17.2 78.6 2 L12 2020.7 2024.0 3.3 油层

15、 17.6 71.8 3 L13 2032.4 2036.9 4.5 油层 14.0 58.7 4 L21 2046.8 2049.2 2.4 油层 21.6 106.1 5 L22 2055.1 2058.0 2.9 油层 15.8 65.1 6 L23 2069.2 2071.2 2.0 油层 18.5 88.0 7 L24 2081.0 2085.3 4.3 油层 16.1 64.6 8 L31 2100.2 2105.1 4.9 油层 19.6 97.7 9 L32 2112.3 2115.6 3.3 油层 21.4 102.2 表 1.9 W4 井测井解释（KB=894.5m） 层号

16、 层位 顶深,m 底深,m 储厚,m 解释结论 POR,% PERM,mD 1 L11 2234.5 2237.9 3.4 油层 15.3 63.5 2 L12 2246.9 2249.6 2.7 油层 17.0 69.7 3 L13 2256.9 2261.3 4.4 油层 12.7 48.2 4 L21 2269.1 2272.0 2.9 油层 21.1 97.3 5 L22 2278.6 2282.0 3.4 油水同层 14.1 53.7 6 L23 2290.4 2292.8 2.4 油水同层 17.2 74.4 7 L24 2299.7 2303.4 3.7 油水同层 15.2 57

17、.3 8 L31 2318.2 2323.6 5.4 油水同层 18.1 77.7 9 L32 2333.2 2334.5 1.3 油水同层 20.4 92.7 7 表 1.10 W5 井测井解释（KB=891.5m） 层号 层位 顶深,m 底深,m 储厚,m 解释结论 POR,% PERM,mD 1 L11 2131.5 2135.0 3.5 油层 15.0 63.9 2 L12 2143.1 2145.6 2.5 油层 16.6 69.3 3 L13 2152.2 2156.3 4.1 油层 12.3 47.4 4 L21 2162.2 2163.3 1.1 油层 21.1 107.4 5

18、 L22 2173.1 2175.7 2.6 油层 14.2 55.7 6 L23 2187.5 2189.5 2.0 油层 16.0 70.7 7 L24 2196.9 2201.7 4.8 油层 14.5 55.7 8 L31 2215.5 2220.4 4.9 油层 17.9 85.2 9 L32 2226.5 2228.8 2.3 油层 19.9 92.4 1.71.7 温压系统温压系统 W1W5 井均进行了温度、压力测试，如表 1.11 所示。 表 1.11 W1 井温度、压力测试数据 井名 垂深 H, m 温度， 压力，MPa W1 1928.1 52.8 20.6 W2 2178

19、.2 58.4 22.8 W3 2021.9 54.9 21.4 W4 2247.9 60.0 23.4 W5 2143.9 57.6 22.5 图 1.2 地层压力梯度曲线 y = 0.0225x + 9.4876 R = 0.9999 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 19002000210022002300 温度/ 垂深/m 8 图 1.3 地层温度梯度曲线 1.8 1.8 原油原油性质性质 根据 W1、 W3、 W5 井原油样品分析结果， 该区地面脱气原油密度 0.8320.837 g/cm3，地层原油粘度 3.183.25mPa.s，原始条件下原油体积系数

20、1.0615，原油 压缩系数 1.2010-3MPa-1，原始溶解气油比 24.54m3/t。 按原油密度大小，将原油分为四类（表 B.8）。 表 1.12 原油密度分类 分类 原油密度(g/cm3) 轻质 0.87 中质 0.870.92 重质 0.921.0 超重 1.0 该油藏为轻质油 1.91.9 地层水地层水性质性质 L 油藏地层水总矿化度 63700mg/L，水型 CaCl2 型。主要离子组合以 Cl- Na+为主，属有利于油气聚集的离子组合类型。油水处于封闭的水文地球化学环 境，为较高矿化度封闭型油田水型（表 1.10）。 y = 0.0088x + 3.6244 R = 0.9

21、999 20 20.5 21 21.5 22 22.5 23 23.5 24 19002000210022002300 压力/Mpa 垂深/m 9 表 1.13 地层水性质 项目 水型 总矿化度 （mg/L） Na+K+ （mg/L） Ca2+ （mg/L） Mg2+ （mg/L） Cl- （mg/L） SO42- （mg/L） HCO3- （mg/L） 原始 CaCl2 63700 5281 2939 828 3567 191768 7771 11680 3154 1509 126520 1.101.10 渗流物理性质渗流物理性质 W1 井 3 个样品进行了油水相渗及毛管压力测试，结果如表

22、1.11、表 1.12 所 示。其中，束缚水饱和度 26%30%，水驱残余油饱和度 22%25%，残余油下水 相相对渗透率 0.3150.331。 表 1.14 油水相渗测试结果 样品 1 Sw 0.3 0.45 0.55 0.6 0.65 0.7 0.75 Kro 1 0.347 0.128 0.067 0.019 0.004 0 Krw 0 0.021 0.076 0.12 0.177 0.247 0.331 样品 2 Sw 0.28 0.45 0.55 0.6 0.65 0.7 0.78 Kro 1 0.341 0.133 0.077 0.029 0.003 0 Krw 0 0.011

23、0.048 0.081 0.127 0.188 0.323 样品 3 Sw 0.26 0.45 0.55 0.6 0.65 0.7 0.77 Kro 1 0.362 0.149 0.088 0.044 0.01 0 Krw 0 0.015 0.055 0.09 0.137 0.2 0.315 10 表 1.15 毛管压力测试数据 样品 1 样品 2 样品 3 Sw Pc, MPa Sw Pc, MPa Sw Pc, MPa 0.29 0.223 0.28 0.203 0.25 0.201 0.45 0.040 0.45 0.036 0.44 0.036 0.55 0.019 0.55 0.01

24、7 0.54 0.017 0.60 0.014 0.60 0.013 0.61 0.013 0.65 0.010 0.65 0.009 0.64 0.009 0.70 0.008 0.70 0.007 0.71 0.007 0.75 0.006 0.78 0.005 0.79 0.005 1.11 1.11 储量计算及评价储量计算及评价 油藏地质储量开发利用的经济效果不仅取决于储量的数量， 还取决于储量的 质量和开发难易程度。对于油层厚度大，产量高，物性好，储集层埋藏浅，油田 所处地区交通方便的储量， 其开发建设投资相对较少。 对于油层厚度薄， 产量低， 储集层埋藏深的储量，其开发建设投资相对

25、较大。分析勘探开发效果不仅要看探 明储量的多少，还要综合分析探明地质储量的质量。所以，在我国颁布的油气储 量规范中明确规定：对上报的储量必须进行综合评价。 通过计算油水边界，得到 LJ 油藏含油面积为 5.90 2 km 1.11.1 储量计算方法储量计算方法 目前大多数国家油气田地质储量计算采用的方法有利用静态资料计算的类 比法、容积法，利用动态资料计算的物质平衡法、产量递减法、压降法等6。 对于一个油气田，应根据油气田地质特征，油气田开发实践，选择适用的计算方 法。在油气田开发初期资料较少的情况下，可采用类比法。当油田有大量资料， 圈定出含油面积，确定出油层有效厚度以及含油饱和度参数时，可

26、使用容积法， 这是一种比较广泛采用的方法，对水驱或注水开发的油田，只能用容积法来计算 储量。物质平衡法是根据物质守恒原理计算储量的方法，只能在没有外来的气、 水侵入时采用， 一般有一定压降时效果较好。 产量递减法只适用于油田压力下降， 11 产量递减的油田计算储量。 压降法是计算有明显压力降的气田储量的一种广泛采 用的方法。 用容积法计算地质储量：容积法是在油气田经过早期评价勘探，基本搞清了 含油气构造、油气水分布、储层类型及岩石物性与流体物性之后，计算油气田原 始地质储量的重要或主要方法。 根据以下公式计算地质储量 oi0oi /100BSAhN （式 1.1） wioi -1 SS （式

27、1.2） 式中，N-油藏原油的原始地质储量，104m3; A-含油面积，Km2; h-油层有效厚度，m -有效孔隙度 Boi-在原始地层压力下的原油体积系数 Soi-原始含油饱和度 1.11.2 储量参数的确定储量参数的确定 将表中数据，在 R2V 在圈出含油面积，导入 peterl 分别得到各层的含油 面积如下表： 表 1.16 含油面积 层号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 A， 2 km 3.75 3.99 4.23 4.31 4.56 4.81 5.28 5.67 5.90 由渗透率曲线，计算 Soi=1-Swi=1-0.28=0.72 将参数 0 =0.8345kg/m，Soi=

28、0.72，Boi=1.0615 带入地层储量计算公式， 计算得下表： 表 1.17 储量计算 层号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 12 h，m 3.82 3.02 4.25 2.40 3.26 2.40 4.61 5.74 2.81 ，% 16.98 17.51 13.93 21.72 15.48 17.83 15.92 19.33 21.22 N，104t 149.98 126.99 148.62 138.86 144.72 130.70 239.80 405.26 235.69 即地质储量 N=N1+N9=1720.62 t104 单位面积控制的地质储量为储量丰度。计算公式如下： o

29、ioi0 /h100BS A N （式 1.3） 计算得储量丰度为=293.32 t104 /km2 油藏中原油溶解气的原始地质储量为： sis NRG （式 1.4） 式中， S G溶解气的原始地质储量， 38 10 m； si R原始溶解汽油比，t / 3 m。 将 N=1720.62 t104 ， si R =24.54m3/t 代入，得 s G = si NR =4.39108 3 m 1.11.3 储量评价储量评价 表 1.18 储量规模评价表 储量规模，10 8t 10 1 0.1 300 100 50 6000 D4000 D2000 D1.5 1.0 0.5 0.5 油藏类型

30、高产能 中等产能 低产能 特低产能 29 4.34.3 开发层系划分开发层系划分 4.3.1 开发层系的分析开发层系的分析 划分开发层系是为了在开发过程中减少层间的干扰，提高油田的采收率。一 个独立开发的层系是指单独布一套生产井和注水井进行开发的油藏部分。 常规整 装油田在开发初期进行方案设计时，可以明确地提出层系划分，在实施过程中也 比较容易实现。在一个相当长的开发阶段划分的层系不分频繁地进行调整，但对 于复杂的断块油田就很不容易进行明确的划分。 这主要是由于复杂断块油田的地 质因素，非均一性变化特别大，不同渗透性的储层性质、不同流体性质、不同油 水关系、不同驱动类型的油藏互相镶嵌交错。纵向

31、上互相重叠多变，划分开较单 一的层系，从认识上、技术上和经济上都具有很大的难度，因而其层系层系划分 方法和过程有它独特的做法。其影响因素有以下几种： （1）开发层系内油层数和有效厚度增加，油层的采油强度明显降低 多油层合采，如果各小层的流度值有比较大差异，即使各个小层折算到同一 水平面的地层压力相近，低流度小层的生产能力往往得不到发挥，这个道理无论 是一般油田或是断块油田都是一致的。这一特点在碳酸盐岩油藏尤为突出，其原 因是除了各小层流度值不同之外，层间的压力水平还会有较大的差异。因此随着 开发层系内油层数和有效厚度的增加，油层的采油强度会明显降低。 （2）大段合采射开油层多、井段长，不利于发

32、挥各类油层的作用 大段合采射开油层多、井段长，不利于提高储层的动用程度。层系内层数越 多，厚度越大，不吸水层的百分数越大，反映了水驱控制程度越差。 （3）划分层系要尽可能减少层系内部渗透率的级差 纵向上油层渗透率差异大是导致层间干扰大的基本原因， 油层渗透性是液体 在地层中流动的先决条件。对注水开发的油田，注水井中某些油层能否吸水或吸 水多少，直接和油层的渗透率有关系。同样的道理，与注水井层对应的生产井， 其产液剖面的差异也是与曾见渗透率差异及相应注水层位吸水的好坏相关。 （4）层系组合要区分开油层驱动条件 由于碳酸盐岩油藏岩性变化大，连通性差，非均质性强，油藏投入开发后， 一部分油层处于水驱

33、条件下开采，成为水驱层，而另一部分油层由于与注水井不 30 连通，称为弹性驱层。不同驱动类型的层在同一层内互相干扰。因此，层系组合 时应尽可能将不同的驱动类型油层划分开，连通好的层组合在一起，连通差的层 在一起，以便于各自发挥其开发效果，也便于分别调整和采取不同的工艺措施。 4.3.2 开发层系划分的原则开发层系划分的原则 划分开发层系，就是要把特征相近的油层组合在一起，用一套生产井网单独 开发。油田的非均质性是影响多油层油田开发部署和开发效果的最重要因素之 一。 合理的划分与组合开发层系是从开发部署上解决多油层油田层状非均质性的 基本措施。开发层系划分的原则： （1）把特性相近的层系组合在同

34、一开发层系，以保证各油层对井网、开发 方式具有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾； （2）一个独立的开发层系应具有一定的储量，能保证一定的采油速度和稳 产时间，达到较好的经济指标； （3）各层系间具有良好的隔层，以便在注水开发条件下层系间能严格的分 开，保证层系间能严格的分开，确保层系间不发生串通和干扰； （4）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。 （5）不宜划分过细，以减少建设工作量，提高经济效益。 （6）同一层系内各油层之间的油水接触方式和驱动方式基本一致，这样可 以充分利用天然能量和提高注水开发效果。 （7）多油层油田当具有下列地质特征时，不能够

35、用一套开发层系开发： 储层岩性和物性差别较大。 油气的物理化学性质不同。 层的压力系统和驱动方式不同。 层的层数太多，含油层段过大。 LJ 油藏划分出一套含油地层（L 层）、3 个砂层组、9 个小层。由于 LJ 油藏含油面积小，油层之间沉积条件相近，渗透率在纵向上的分布差异不大，组 成层系的基本单元内油层分布面积相同，层内非均质性小，所有的小层有相同的 构造形态，油水边界和压力系统，原油物性相同。划分为一个层系开发，既可以 31 保证一定的储量，又可以充分发挥采油工艺措施的作用。这样可以减少钻井，既 便于管理，又可以达到较好的经济开发效果。因此将油藏划分为一个开发系统以 便充分利用边水底水能量

36、，提高采收率。 4.44.4 开发方式论证开发方式论证 开发方式是指采用天然能量还是采用人工注入补充能量的方式进行开采。 利 用天然能量开采，可以节约投资，资金回收也快，工艺简单，管理方便，但是一 般情况下利用天然能量开发采出程度都比较低，而且不同的天然能量下，油田的 采收率和开发效果大不相同。国内外实践表明一般情况下，水驱效果较好，接下 来依次为气顶驱，溶解气驱，弹性驱动。油藏中往往存在多种能量，针对具体的 油藏， 应该细致的研究油藏的具体地质条件，可供利用的天然能量类型和利用程 度，及其技术、经济效益的高低来确定。根据尽量利用天然能量的原则，我国的 一般做法如下： （1）对于天然水驱能量充

37、分的油藏，直接利用天然水驱能量进行开发。 （2）对于有部分能量但又不是很充分的油藏，则尽量可能利用天然能量并 加以人工补充能量的方式。 （3）对于天然能量不充分的，又有条件进行注水开发的，则一般都采用注 水的方式进行开发。 （4）对于天然能量不足，但是储层为连通很差的小透镜砂体，或断块过小 而不能形成注采系统时，一般只能采用溶解气开采。 4.4.14.4.1 天然能量天然能量驱动采收率预测驱动采收率预测方法方法 （1）弹性弹性驱动采收率驱动采收率 油田开发的天然能量包括油藏自身的能量和油藏的边底水能量。 油藏自身能 量的大小，一般用油藏的弹性采收率或极限举升条件的采收率来衡量 oieffib

38、e ob B Cpp R B （4.4） 4358. 0 4 10587. 2 P C （4-5） 32 WC WCWP Oeff S SCC CC 1 （4-6） 根 据 以 上 公 式 ， 取 值0.179 ， 计 算 得 4 1047. 5 p C Mpa-1 ； -1-4Mpa 104.0取值 w C ， -1-3Mpa 102 . 1取值 o C ， WC S 取 值0.28 ， 计 算 得 3 1011. 2 eff C ；油藏依靠弹性驱动的采收率 Re=3.87%。 （2）溶解气）溶解气驱驱采收率采收率 若原油溶解有较多的天然气，溶解气驱可以进一步提高原油的采出程度。溶 解气驱动

39、能量的大小可以用溶解气驱采收率来衡量，美国石油学会（API）采收 率委员会于 1967 年给出的溶解气驱采收率计算经验公式为 0.1611 0.09790.1741 wc0.3722 wc ooabn 1 0.2126 b R bb S pk ES Bp （4-7） 式中： 泡点压力下的原油体积系数，无量纲； 泡点压力下的地层原油粘度，mPa s ； 地层原油的泡点压力，MPa。 根据以上公式， b P取值 22.14Mpa， abn P取地层压力的 30%为 6.64Mpa，k取 值 81.8mD，计算得溶解气驱采收率%7 .11 R E。 4.4.24.4.2 注水注水开发水驱采收率预测方

40、法开发水驱采收率预测方法 若油藏天然能量驱动的采收率较低， 则需要考虑采用人工补充能量的开发方 式进行开发。由于注水开发成本较低，水源较易获得，注入过程简单又比较容易 实现， 一般情况下补充能量的开采方式首选注水开发。大多数的轻质和中质常规 原油，在地层非均质条件中等偏好的情况下，都可以选用注水开发。 （1）经验公式法经验公式法 经验公式法是根据已开发油田的数据统计出的经验公式进行计算，方法简 便，但可靠性相对较低。预测油田水驱采收率的经验公式很多。 美国石油学会（API）采收率委员会于 1967 年给出的注水开发砂岩油田的 33 经验公式 0.0422 0.07700.2159 wc0.19

41、03 wii Rwc oioiabn 1 0.3225 S kp ES Bp （4-8） 式中： R水驱采收率，小数； 地层孔隙度，小数； w 原生水饱和度，小数； 原始条件下的原油体积系数，无量纲； 储集层渗透率，mD； w 原始条件下的地层水粘度，mPas； 原始条件下的地层原油粘度，mPas； 原始地层压力，MPa； b 油藏废弃压力，MPa。 计算得%74.35 R E 油气储委 1985 年根据二百多个水驱砂岩油藏资料统计研究得到的与流度有 关的经验公式 0.1316 R oi 0.214289 k E （4-9） 式中： R水驱采收率，小数； 储集层渗透率，mD； 地层原油粘度，m

42、Pas。 将 K=81.8mD， 0 =3.22mPas 带入（式 1.7）,计算得采收率： R E =32.80% Guthrie 和 Greenberger 于 1955 年根据 73 个水驱砂岩油藏资料建立的经验公 式 Rowc 0.114030.27190log0.13550log0.25569 1.538000.0011 5 EkS h （4-10） 式中： R水驱采收率，f； 储集层渗透率，mD；8、 地层原油粘度，mPas； w 束缚水饱和度，f； 34 储集层孔隙度，f； 有效厚度，m。 将 K=81.8mD， 0 =3.22mPas，Sw =28%，=17.9%，h=3.65

43、m 带入上式， 计算的采收率： R E =35.74% LJ 油藏水驱采收率为 34.76%。 4.4.3 注水开发可行性论证注水开发可行性论证 LJ 油藏依靠天然能量开发的采收率较低，因此，必须通过人工补充地层能 量二次采油来提高油藏采收率。一方面补充地层能量，减缓由于能量不足造成的 产量递减，另一方面抑制底水锥进。既要有效地保持油藏能量，又要合理地利用 天然能量，以满足对开采速度和稳产时间的要求。油田的开发应主要从取得最大 经济效益及资金加速周转出发，总是尽量减少投资，充分利用天然能量，进行油 田衰竭式开发或天然驱动，然后再辅之第二、第三次采油。 4.4.3.1 油田注水方式的选择 （1）

44、油田注水的时间分类与时机选择 从注水时间上分为三种类型：早期注水、中期注水、晚期注水。 注水时间的选择是一个比较复杂的问题，既要考虑到油田开发初期的效果， 又要考虑油田中后期的效果，必须在开发方案中进行全面的技术经济论证，在不 影响油田开发效果和完成宏观计划的前提下，适当推迟注水时间，可以减少初期 投资，缩短投资回收期，有利于扩大再生产，取得较好的经济效益。本次 LJ 油 田地层水为氯化钙水型，属于较高矿化度的封闭油田水型，由于地表水无法及时 向地下补充能量，判断油藏边水水体能量不充足，需要早期注水增加水体能量。 另外油田早期注水，能够保持较高的地层压力，防止油层孔隙和渗透率大幅度降 低，保持

45、良好的渗流条件。早期注水可以始终使地层保持在饱和压力之上，使油 井有较高的产能，有利于长期的自喷开采，并由于生产压差调整余地大，有利于 保持较高的采油速度和实现较长时期的稳产。 综合考虑下 LJ 油藏采取早期注水。 （2）注水方式的确定 注水方式是指注水井在油藏中所处的部位和注水井与生产井之间的排列关 35 系。主要有两种：面积注水和排状注水。 面积注水的布置形式很多、在均匀面积井网中广泛采用的是五点法、四点法 和反九点法，他常用于低渗透性、低产能、高粘度的油藏，也可用于高产能层系 达到高速开采，缩短生产年限。LJ 油藏采取面积注水。 4.4.3.2 井型选择 目前，开发井型主要有直井、水平井

46、、U 型井、羽状水平井和侧钻井。 由于不同井型的技术和工艺差异大， 使得不同井型在同一地区的开发效果差 别大， 且不同井型对地质条件、 地形条件和投资成本等有着不同的适应性。 因此， 需要从地质条件、技术条件、工艺条件和投资成本等几个方面选择适合的井型。 （1）羽状水平井和 U 型井工艺复杂、技术不成熟、投资大，而碳酸盐油藏 开采难度大、收益小，采用羽状水平井或 U 型井开发风险大。因此，不宜采用羽 状水平井和 U 型井。 （2）水平井工艺简单、技术成熟，投资成本较高，与地层接触面较大，单 井对地面地质储量控制效果较好，产量较高。 水平井的适用条件及机理：适用于地面环境条件限制的情况。适用于地

47、 下地质复杂的情况。对于特殊油气藏的运用。 水平井的优势有以下几点：水平井的突出特点是井眼穿过油层的长度长， 大大增加了井与油层的接触 表面积，从而使油井的单井产量高，油井的生产速 度快，减少了生产时间。水平井在具有天然裂缝的岩层中，可以将天然裂缝相 互连接起来，由于天然裂缝的渗透率要远大于岩石基质的渗透率，降低了油气流 入井筒的压力损耗，形成阻力很小的输油线路，从而可以使一大批用直井或普通 定向井无开采价值的油藏具有工业开采价值。水平井能减少气锥的有害影响， 提高油井产量。水平井可以连续贯穿几个薄油层，从而使不具有工业开采价值 的油层也能 进行生产，提高了原油的采收率。 （3）侧钻井工艺较复

48、杂、技术成熟、投资成本高，建设周期较长。技术优 势有以下几方面：使死井复活，老井更新，保持和完善原有井网。能强化采 油，延长油藏开采年限，提高最终原油采收率。充分利用老井上部井眼，大幅 度降低钻井成本。充分利用老井场和地面设施，节约投资，保护环境。获得 36 新的地质资料，为重新认识油层提供依据。 （4）直井 直井工艺简单、技术成熟，投资成本低，建设周期短。但由于直井与地层的 接触面有限，单井对地质储量的控制效果差，产能较低，只有当地层物性较好， 厚度储层大的情况下，采用直井开发才能获得较好的开发效果。 根据 LJ 油藏的构造特征和开发成本的考虑，最终采用直井。 4.4.3.3 注采比确定 w orrw o wcro w orrw L W SKSK SK J J m )()( )( （4.11） 根据上式， rw K =0.323， or S =0.23， w =0.47mpa.s， ro K =1， wc S =0.28， o =3.22mpa.s，计算得 m=0.8031。 4.4.3.4 井网类型 常规油藏的注采井网可以分为行列（排状）注采井网与面积注采井网。行列 （排状