油田开发方案设计-8油田动态监测与开发调整

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1、陈民锋陈民锋陈民锋陈民锋办公室：基础楼办公室：基础楼办公室：基础楼办公室：基础楼230 230 电电电电话：话：话：话：8973309689733096中国石油大学中国石油大学中国石油大学中国石油大学( ( ( (北京北京北京北京) ) ) )2课程计划课程计划课程计划课程计划学时学时章 节章 节重 点 内 容重 点 内 容2第第1章绪论章绪论油藏开发概述；中国油气田的基本特点。油藏开发概述；中国油气田的基本特点。4油田勘探开发各阶段任务；油藏评价技术；油田勘探开发各阶段任务；油藏评价技术；开发方案的内容，设计方法、步骤，方案优化过程开发方案的内容，设计方法、步骤，方案优化过程油藏开发模型的建

2、立，数值模拟的应用；油藏开发模型的建立，数值模拟的应用；油藏二维、三维地质模型的建立方法、程序。油藏二维、三维地质模型的建立方法、程序。油气地质储量的分类、分级，计算方法及参数确定；油气地质储量的分类、分级，计算方法及参数确定；天然气藏、凝析气藏地质储量的计算方法。天然气藏、凝析气藏地质储量的计算方法。开发方式选择油藏压力、温度，流体、驱动能量；开发方式选择油藏压力、温度，流体、驱动能量；油藏储层非均质性评价，开发层系划分与组合。油藏储层非均质性评价，开发层系划分与组合。常规油藏、裂缝油藏，水平井井网部署；常规油藏、裂缝油藏，水平井井网部署；油藏技术、经济合理极限井网密度；油藏技术、经济合理极

3、限井网密度；影响油藏水驱波及系数的主要因素。影响油藏水驱波及系数的主要因素。4直井、水平井产能预测，复杂结构井产能预测；直井、水平井产能预测，复杂结构井产能预测；不同完井方式井的产能预测；油藏配产配注方法不同完井方式井的产能预测；油藏配产配注方法第第2章油田勘探开发程序章油田勘探开发程序方案设计程序，经济评价；开发方案的实施要求；方案设计程序，经济评价；开发方案的实施要求；开发效果评价，动态监测，阶段调整内容、方法。开发效果评价，动态监测，阶段调整内容、方法。第第7章油气井产能预测章油气井产能预测4第第3章油藏地质模型建立章油藏地质模型建立4第第4章储量计算及储量评价章储量计算及储量评价6第第

4、5章油藏非均质性与开发层系章油藏非均质性与开发层系6第第6章油藏开发井网部署章油藏开发井网部署2第第8章实际油藏开发方案设计章实际油藏开发方案设计考试考试总成绩平时成绩总成绩平时成绩20%考试成绩考试成绩80%3第八章第八章第八章第八章 油田动态监测与开发调整油田动态监测与开发调整油田动态监测与开发调整油田动态监测与开发调整油田生产动态监测油田生产动态监测油田生产动态监测油田生产动态监测油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发调整方法油田开发调整方法48.18.1油田生产动态监测油田生产动态监测油田生产动态监测油田生产动态监测时期时期阶段阶段针对问题针对问题建立检测系统建立检测系统开发初期开发

5、初期早期注水开发阶段早期注水开发阶段?搞清油井主要见水层位和来水方向搞清油井主要见水层位和来水方向?建立以建立以主力油层动用状况主力油层动用状况为主的动态检测系统为主的动态检测系统中含水期中含水期同井分层开采调整阶段同井分层开采调整阶段?搞清层段开采动态和增产措施效果搞清层段开采动态和增产措施效果?建立以建立以层段开采状况层段开采状况为主的动态检测系统为主的动态检测系统高含水期高含水期细分层系开发调整阶段细分层系开发调整阶段?搞清低渗透率油层动用状况搞清低渗透率油层动用状况?建立以建立以低渗透单油层动用状况低渗透单油层动用状况为主的动态检测系统为主的动态检测系统高含水后期高含水后期加密井网开发

6、调整阶段加密井网开发调整阶段?搞清纵向、平面分散分布的低、薄、表外层动用状况搞清纵向、平面分散分布的低、薄、表外层动用状况?建立以建立以低、薄、表外层动用状况低、薄、表外层动用状况为主的动态检测系统为主的动态检测系统特高含水期特高含水期不均匀加密层系互用调整开发阶段不均匀加密层系互用调整开发阶段?寻找局部未动用和剩余油较富集的地区寻找局部未动用和剩余油较富集的地区?建立特高含水条件下监测建立特高含水条件下监测剩余油剩余油为主的动态检测系统为主的动态检测系统开发过程注动态监测的任务和要求开发过程注动态监测的任务和要求开发过程注动态监测的任务和要求开发过程注动态监测的任务和要求58.18.1油田生

7、产动态监测油田生产动态监测油田生产动态监测油田生产动态监测一、动态监测的内容一、动态监测的内容一、动态监测的内容一、动态监测的内容1、产量监测、产量监测?包括包括油、气、水产量油、气、水产量，应以单井计量为基础，连续计量，误差不超过，应以单井计量为基础，连续计量，误差不超过5%。?通常矿场液体的测量是在油气计量站油气分离器或测量容器中进行，含水比由取样化验确定，伴生气由涡轮流量计或孔板流量计测定。通常矿场液体的测量是在油气计量站油气分离器或测量容器中进行，含水比由取样化验确定，伴生气由涡轮流量计或孔板流量计测定。2、油水井压力监测、油水井压力监测?为了了解整个油藏动态，需选四分之一至三分之一具

8、有代表性的采油井作为定点测压井；这批井也可称为为了了解整个油藏动态，需选四分之一至三分之一具有代表性的采油井作为定点测压井；这批井也可称为关键井关键井，每半年测一次地层压力。，每半年测一次地层压力。?在正常情况，此压力测量应在关井后某一固定时间，如在正常情况，此压力测量应在关井后某一固定时间，如24h后进行，其地层压力由后进行，其地层压力由压力恢复试井压力恢复试井推断出来；与此同时，还要测定推断出来；与此同时，还要测定流动压力流动压力，监测，监测生产压生产压差差和和产油、产液指数产油、产液指数的变化。的变化。?观察井每月测一次，注水井要有观察井每月测一次，注水井要有30%的井每年测一次地层压力

9、，以监测注采压差和吸水指数的变化；其他油水井要求二、三年内测一次的井每年测一次地层压力，以监测注采压差和吸水指数的变化；其他油水井要求二、三年内测一次地层压力地层压力。68.18.1油田生产动态监测油田生产动态监测油田生产动态监测油田生产动态监测一、动态监测的内容一、动态监测的内容一、动态监测的内容一、动态监测的内容3、油井产出剖面的监测、油井产出剖面的监测?通过生产测井、深井流量计、井温仪来测定。自喷为主大油田需有通过生产测井、深井流量计、井温仪来测定。自喷为主大油田需有3040%以上测试井点，机械采油为主油田要有以上测试井点，机械采油为主油田要有2030%行测试井点，复杂小断块及岩性油藏可

10、分单元选少量井测试。行测试井点，复杂小断块及岩性油藏可分单元选少量井测试。?选定井点每年应测试一次，以确定不同产层注入或返入量的分布及变化。选定井点每年应测试一次，以确定不同产层注入或返入量的分布及变化。4、注水井吸水剖面的监测、注水井吸水剖面的监测?用同位素测井每年测一次吸水剖面，测定分层吸水量和吸水厚度。用同位素测井每年测一次吸水剖面，测定分层吸水量和吸水厚度。5、井下技术状况的监测、井下技术状况的监测?套管损坏地区选套管损坏地区选1020%井每半年测试一次，查清井每半年测试一次，查清套管损坏套管损坏原因和状况。原因和状况。?出砂出砂严重的油田应有严重的油田应有15%20%的井，每半年测一

11、次井径。的井，每半年测一次井径。?重大重大增产措施增产措施井应在措施前后测试压力恢复曲线，以便分析了解效果。井应在措施前后测试压力恢复曲线，以便分析了解效果。78.18.1油田生产动态监测油田生产动态监测油田生产动态监测油田生产动态监测6、对于特殊类型的油田、对于特殊类型的油田?稠油、高凝油田稠油、高凝油田：需有：需有10%15%的井，每半年测一次地层压力和温度，有的井，每半年测一次地层压力和温度，有10%20%的井，每个注水周期测一次流体的井，每个注水周期测一次流体产出剖面和吸气剖面产出剖面和吸气剖面。?有气顶油藏有气顶油藏：在：在油气边界区油气边界区确定观察井定期测压，监测压力平衡状况；定

12、期进行中子伽马测井，测流体产出剖面，观察分层气窜情况。确定观察井定期测压，监测压力平衡状况；定期进行中子伽马测井，测流体产出剖面，观察分层气窜情况。?边底水油藏边底水油藏：在：在油水界面附近油水界面附近确定观察井，每季度测一次流体产出剖面，确定分层的含水变化；进行脉冲中子测井，定期测油水界面的变化。确定观察井，每季度测一次流体产出剖面，确定分层的含水变化；进行脉冲中子测井，定期测油水界面的变化。?凝析油气藏凝析油气藏：应有：应有20%30%的井，每半年做一次的井，每半年做一次凝析油含量分析凝析油含量分析，观察随着地层压力的下降凝析油含量的变化情况等。，观察随着地层压力的下降凝析油含量的变化情况

13、等。7、其他监测、其他监测?区块区块10%的油水井，每年压力恢复或压力降落试井，了解地层情况。的油水井，每年压力恢复或压力降落试井，了解地层情况。?示踪剂试井以确定井间连通、油藏中剩余饱和度的情况。示踪剂试井以确定井间连通、油藏中剩余饱和度的情况。?重点区块作碳氧比测井、重点区块作碳氧比测井、PVT测试等，了解测试等，了解剩余油分布及流体性质剩余油分布及流体性质的变化。的变化。?中、高含水期钻中、高含水期钻密闭取心井密闭取心井，研究分层水淹、水洗状况及物性参数变化等。，研究分层水淹、水洗状况及物性参数变化等。88.18.1油田生产动态监测油田生产动态监测油田生产动态监测油田生产动态监测二、监测

14、资料的录取二、监测资料的录取二、监测资料的录取二、监测资料的录取1、生产井、生产井?产能资料产能资料：包括日产液、油、气、水量；分层油、气、水量，以及反映油井生产能力及其分层构成的状况。：包括日产液、油、气、水量；分层油、气、水量，以及反映油井生产能力及其分层构成的状况。?压力资料压力资料：包括全井及分层的地层压力、流动压力、井口油压、套压、集油管线的回压。反映驱油能量、并筒耗损、剩余压力、不同油层驱替能力。：包括全井及分层的地层压力、流动压力、井口油压、套压、集油管线的回压。反映驱油能量、并筒耗损、剩余压力、不同油层驱替能力。?水淹状况资料水淹状况资料：包括生产井的产水率、分层含水率、开发检

15、查井及开发调整井录取的分层含水率和分层驱油效率等；由此可窥视地下剩余油的分布及储量动用状况。：包括生产井的产水率、分层含水率、开发检查井及开发调整井录取的分层含水率和分层驱油效率等；由此可窥视地下剩余油的分布及储量动用状况。?流体性质资料流体性质资料：产出物的物理、化学性质，以了解它们在开发过程的变化。：产出物的物理、化学性质，以了解它们在开发过程的变化。?井下作业资料井下作业资料：包括施工名称、内容、主要措施参数、完井管柱结构等，以了解井的增产措施效果，井内及井底状况。：包括施工名称、内容、主要措施参数、完井管柱结构等，以了解井的增产措施效果，井内及井底状况。98.18.1油田生产动态监测油

16、田生产动态监测油田生产动态监测油田生产动态监测二、监测资料的录取二、监测资料的录取二、监测资料的录取二、监测资料的录取2、注水井、注水井?吸水能力资料吸水能力资料：包括日注入量、分层注入量，以了解全井及分层吸水能力及实际注水量。：包括日注入量、分层注入量，以了解全井及分层吸水能力及实际注水量。?压力资料压力资料：内容及目的与生产井同。：内容及目的与生产井同。?水质资料水质资料：包括注入及洗井时供水、井口及井底水质，分析水中含铁、氧、油、悬浮物等项目，以反映注入水质的好坏和井筒的清洁程度。：包括注入及洗井时供水、井口及井底水质，分析水中含铁、氧、油、悬浮物等项目，以反映注入水质的好坏和井筒的清洁

17、程度。?井下作业资料井下作业资料：内容与生产井同，但还要注意分层配注井的分层段，封隔器的位置，每个层段所用水嘴等。：内容与生产井同，但还要注意分层配注井的分层段，封隔器的位置，每个层段所用水嘴等。3、观察井、检查井、观察井、检查井?根据资料井设计要求，完成规定的录取资料和试验工作。根据资料井设计要求，完成规定的录取资料和试验工作。10第八章第八章第八章第八章 油田动态监测与开发调整油田动态监测与开发调整油田动态监测与开发调整油田动态监测与开发调整油田生产动态监测油田生产动态监测油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发调整方法油田开发调整方法118.28.2油藏开

18、发动态分析油藏开发动态分析油藏开发动态分析油藏开发动态分析项目项目目标目标主要内容主要内容月度生产状况分析月度生产状况分析通过分析月度油田开发指标变化及其影响，提出保持高产、稳产及改善通过分析月度油田开发指标变化及其影响，提出保持高产、稳产及改善生产形势生产形势所要采取的基本措施。所要采取的基本措施。?月（季）产油、产液、注水、含水、压力变化及其影响；月（季）产油、产液、注水、含水、压力变化及其影响；?产量构成、老井自然递减和综合递减变化；产量构成、老井自然递减和综合递减变化；?月（季）注水量、注采比、分层注水合格率状况。月（季）注水量、注采比、分层注水合格率状况。?分析综合含水及产水量变化和

19、原因；分析综合含水及产水量变化和原因；?分析主要增产措施的效果，尽可能延长有效期。分析主要增产措施的效果，尽可能延长有效期。年度年度油藏油藏动态动态分析分析全全面系统地进行年度面系统地进行年度油油藏藏动动态分析，搞清油藏态分析，搞清油藏动动态态变变化趋势化趋势，为编制第，为编制第二二年年的的配产、配注方案和配产、配注方案和调整部署提供可靠依据。调整部署提供可靠依据。?注采平衡和能量保持利用状况的分析评价；注采平衡和能量保持利用状况的分析评价；?注水效果的分析评价；注水效果的分析评价；?分析储量利用程度和储层油水的分布状况；分析储量利用程度和储层油水的分布状况；?分析含水上升率与产液量增长情况；

20、分析含水上升率与产液量增长情况；?分析新投产区块和整体综合调整区块的效果；分析新投产区块和整体综合调整区块的效果；?分析主要增产措施的效果；分析主要增产措施的效果；?分析一年来油田开发上突出的重要变化；分析一年来油田开发上突出的重要变化；?分油田编写开发一年来的评价意见。分油田编写开发一年来的评价意见。阶段阶段开发开发效果效果分析分析针针对油田开发过程中对油田开发过程中的的问问题题，进行专题分析研，进行专题分析研究究，为为制订不同开发阶段制订不同开发阶段的的技技术术政策界限政策界限，进行综，进行综合合调调整整、编制开发规划提、编制开发规划提供依据。供依据。?油藏注采系统的适应性；油藏注采系统的

21、适应性；?阶阶段的重段的重大调整大调整（如层（如层系、井网注采系统、开发方式、系、井网注采系统、开发方式、配配产配注的调整等）和增产措施的效果；产配注的调整等）和增产措施的效果；?现有工艺技术适应程度评价，开发的经济效益；现有工艺技术适应程度评价，开发的经济效益；?储量动用状况潜力的分析，油藏潜力评价等；储量动用状况潜力的分析，油藏潜力评价等；?油藏储量的评价修正原有储量；采收率的修正。油藏储量的评价修正原有储量；采收率的修正。128.28.2油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析需需需需编编编编制制制制的的的的主主主主要要要要图图图图表表表表 开采曲线（含阶段划分曲

22、线） 产量构成曲线 所有井开采曲线 各种增产增注效果曲线图 典型井产液剖面、吸水剖面 油层压力分布 流动压力等值图 注采压力剖面变化图 注采比与压力变化关系曲线 层系平面含水分级图 含水率与采出程度及含水上升率关系曲线 含水率与采液指数、吸水指数关系曲线 采出程度与水驱指数、存水率关系曲线 水驱特征曲线 开采曲线（含阶段划分曲线） 产量构成曲线 所有井开采曲线 各种增产增注效果曲线图 典型井产液剖面、吸水剖面 油层压力分布 流动压力等值图 注采压力剖面变化图 注采比与压力变化关系曲线 层系平面含水分级图 含水率与采出程度及含水上升率关系曲线 含水率与采液指数、吸水指数关系曲线 采出程度与水驱指

23、数、存水率关系曲线 水驱特征曲线138.28.2油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析050100150200197812198412199012199612200212总井数开井数井数(口)050010001500200025003000197812198412199012199612200212日产液日产油核实日产油日产液(油)(t/d)020406080100120197812198412199012199612200212含水比油气比含水(%)油气比(m3/t)01000200030004000500019781219801219821219841219861

24、2198812199012199212199412199612199812200012200212日注水平日注水平(m3/d)油藏综合开发曲线油藏综合开发曲线油藏综合开发曲线油藏综合开发曲线14产油量变化规律产油量变化规律产油量变化规律产油量变化规律 02040608010019771981198519891993199720012005时间（年）年产油量（104t）全区+建产阶段产量上升阶段稳产高产阶段投产时间投产时间递减类型递减类型初始产量（初始产量（104t/年）年）递减率（递减率（1/年）年）1990年前年前双曲递减双曲递减73.540.1921991年年双曲递减双曲递减25.270.

25、3191992年年双曲递减双曲递减11.440.1961993年年调和递减调和递减11.190.1371994年年指数递减指数递减6.590.0701995年年指数递减指数递减4.350.0701996年年双曲递减双曲递减3.680.2401997年年指数递减指数递减7.490.330区 域区 域递减类型递减类型初始产量（初始产量（104t/年）年）递减率（递减率（1/年）年）递减指数递减指数E31油藏油藏双曲线递减双曲线递减24.370.0452.439南区层系南区层系双曲线递减双曲线递减13.980.0533.22北区层系北区层系双曲线递减双曲线递减10.930.0631.828.28.2

26、油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析158.28.2油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析6121028766192123650272010570102030405060B1井网B2+3井网T1b井网全区井数（口）fw40%40%fw60%60%fw80%fw80%61031911154301918946131343044816312652701020304050B1井网B2+3井网T1b井网全区井数（口）Qo1.01.0Qo2.02.0Qo4.04.0Qo6.06.0Qo8.08.0Qo10.0Qo10.03143115153984113

27、86418153923505101520B1井网B2+3井网T1b井网全区井数（口）Qi20.020.0Qi30.030.0Qi40.040.0Qi50.050.0Qi60.060.0Qi70.0Qi70.0含水率含水率含水率含水率日产油日产油日产油日产油日注水日注水日注水日注水目前日注采水平目前日注采水平目前日注采水平目前日注采水平油水井产量结构分析油水井产量结构分析油水井产量结构分析油水井产量结构分析168.28.2油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析323436384042198819901992199419961998200020022004时间（年）地层压

28、力（MPa）01234采油、液速度&注采比地层压力采油速度年注采比采液速度05101520020406080100含水率（%）吸水指数 & 采液指数吸水指数采液指数102030405019901992199419961998200020022004时间（年）压力（MPa）原始地压饱和压力水井流压油井地压油井流压0.00.20.40.6020406080100含水率（%）注采井数比压力变化压力变化注采比注采比17051015202530020406080100含水率（%）生产压差（MPa）预测压差实际压差25303540020406080100含水率（%）地层压力（MPa）预测实际1015202

29、5303540020406080100含水率（%）油井流压（MPa）预测流压实际流压合理注采压力系统分析合理注采压力系统分析合理注采压力系统分析合理注采压力系统分析油井流压油井流压地层压力地层压力05101520020406080100含水率（%）水井流压（MPa）实际预测水井流压水井流压生产压差生产压差18 0306090120150202530354045地层压力（MPa）注水量&产液量（t/d）含水率60%井底流压13MPa井底流压17MPa井底流压21MPa注入压力20MPa注入压力15MPa注入压力10MPa井底流压13MPa井底流压17MPa井底流压21MPa含水率95%?目前含水

30、率为目前含水率为65%，地层压力为，地层压力为36.1MPa，单井产液量平均为，单井产液量平均为30.0m3时，要达到注采平衡，平均油井井底流压保持在时，要达到注采平衡，平均油井井底流压保持在20.0MPa附近，需井口注入压力要附近，需井口注入压力要1015MPa，单井平均日注水量需要，单井平均日注水量需要110.0m3左右。左右。压力系统平衡分析压力系统平衡分析压力系统平衡分析压力系统平衡分析压力系统平衡分析压力系统平衡分析?随 着 含 水 率 的 增随 着 含 水 率 的 增加，注入水加，注入水量量和和产产液量逐渐增加的；液量逐渐增加的；?而在达到注而在达到注采采平平衡衡点时，油藏点时，油

31、藏地地层层压压力是逐渐降力是逐渐降低低的的，这主要是因这主要是因为为高高含含水期，油藏水期，油藏采采液液指指数升高的缘故。数升高的缘故。合理注采压力系统分析合理注采压力系统分析合理注采压力系统分析合理注采压力系统分析19油水井生产能力分析油水井生产能力分析油水井生产能力分析油水井生产能力分析 04812160102030405060含水率（%）采油、采液、吸水指数吸水指数产液指数产油指数 04812160102030405060含水率（%）采油、采液、吸水指数吸水指数产液指数产油指数 04812160102030405060含水率（%）采油、采液、吸水指数吸水指数产液指数产油指数全区全区南区南

32、区北区北区油藏初期采油指数随含水率递减较快，油藏吸水指数随含水率的变化油藏初期采油指数随含水率递减较快，油藏吸水指数随含水率的变化在含水率为在含水率为20%左右时，吸水指数下降左右时，吸水指数下降；当含水率达到当含水率达到40%后，采油指数、采液指数趋于相对稳定，一般采液指数是采油指数的后，采油指数、采液指数趋于相对稳定，一般采液指数是采油指数的1.31.5倍。倍。8.28.2油藏开发动态分析油藏开发动态分析油藏开发动态分析油藏开发动态分析208.28.2油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析油藏水油藏水油藏水油藏水驱油效驱油效驱油效驱油效果评价果评价果评价果评价?不

33、同性质油层的生产能力；层间非均质性对采油井开采状况的影响；不同性质油层的生产能力；层间非均质性对采油井开采状况的影响；?不同性质油层的吸水能力；层间非均质性对注水井吸水状况的影响；不同性质油层的吸水能力；层间非均质性对注水井吸水状况的影响；?平面非均质性对油水运动的影响；油藏水驱采收率评价。平面非均质性对油水运动的影响；油藏水驱采收率评价。含水率与含水饱和度关系曲线油藏水驱动态与含水率关系曲线0.00.20.40.60.81.00.020.040.060.080.0100.0含 水 率 ( % )含 水 饱 和 度 ( f )水驱前缘波及区平均全区平均0.00.20.40.60.81.00.0

34、20.040.060.080.0100.0含 水 率 ( % )驱油效率 & 波及系数 ( f )0.08.016.024.032.040.0采 出 程 度 (%)驱油效率波及系数水驱区采出程度全区采出程度21油藏水驱特征变化规律分析油藏水驱特征变化规律分析油藏水驱特征变化规律分析油藏水驱特征变化规律分析储量（储量（104t）采收率（采收率（%）地质地质可采可采地质地质可采可采目前目前338.634.367.040.477.598%505.751.3100.058.382.8目前目前413.629.964.041.365.098%646.446.7100.058.374.9目前目前555.83

35、6.968.240.883.098%814.354.1100.058.387.6目前目前1308.033.766.540.975.198%1966.550.7100.058.381.8全区全区3877.81966.5油组油组1506.1814.3油组油组1385.4646.4油组油组986.2505.7水驱洗油效率（水驱洗油效率（%）水驱波及系数（水驱波及系数（%）含水率阶段含水率阶段产油量（产油量（104t）区域区域根据甲型水驱曲线预测，到极限含水根据甲型水驱曲线预测，到极限含水98%时，全区还可采出原油约时，全区还可采出原油约658.5104t；而分析结果看，；而分析结果看，水驱波及系数不

36、高（目前全区约为水驱波及系数不高（目前全区约为75.1%）是影响油藏整体开发效果的主要因素。是影响油藏整体开发效果的主要因素。8.28.2油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析22油藏增产措施效果分析油藏增产措施效果分析油藏增产措施效果分析油藏增产措施效果分析 0204060801978198219861990199419982002时间（年）年产油量（104t）措施产量新井产油老井产油 036912151986198919921995199820012004时间（年）措施年产油量（104t）压裂酸化补孔卡堵水转抽改层换大泵下电泵其它合计措施产量构成主要有三个特点：措

37、施产量构成主要有三个特点：?19911994年油藏措施主要以油井补孔压裂为主 ；年油藏措施主要以油井补孔压裂为主 ；?19961998年措施产量主要由转抽产量构成，其中主要措施为油井堵水；年措施产量主要由转抽产量构成，其中主要措施为油井堵水；?2000年后，年后，措施主要为大泵和电潜泵措施主要为大泵和电潜泵，其措施产量占年措施产量的，其措施产量占年措施产量的40%左右 。左右 。8.28.2油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析23 010203040506019911993199519971999200120032005井数（口）020406080100分注率（%）

38、分注井数总井数分注率?通过分层注水，油藏的吸水不断改善，说明分层注水是成功的。通过分层注水，油藏的吸水不断改善，说明分层注水是成功的。?截止截止2005年年12月，全油藏共有注水井月，全油藏共有注水井56口，开井口，开井53口，其中分层注水井已经达到口，其中分层注水井已经达到39口，分注率为口，分注率为73.6%；近几年由于各种因素的影响，导致井下管柱和工具腐蚀严重，降低了分层注水合格率，影响了分注效果。；近几年由于各种因素的影响，导致井下管柱和工具腐蚀严重，降低了分层注水合格率，影响了分注效果。分层注水措施效果分层注水措施效果分层注水措施效果分层注水措施效果8.28.2油田开发动态分析油田开

39、发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析24纵向上小层的注采状况纵向上小层的注采状况纵向上小层的注采状况纵向上小层的注采状况相对吸水量相对吸水量相对产油量相对产油量相对产液量相对产液量含水率含水率12.616.74.80.92.95.91.414.722.60.13.10.11.31.421.4310.61.30.31.954321765432143216543215.912.94.310.94.11.40.74.62.23.92.36.20.51.8322.53.612.80.91.53.154321765432143216543218.414.14.41.81.44.11.60.54.6

40、1.83.626.40.71.52.620.4311.10.71.53.854321765432143216543215035.430.86155.230.638.38.230.214.823.519.431.245.515.518.421.815.518.45.429.643.55432176543214321654321主力层系和次主力层系测试次数较多，相对产液量也较大，主力层系和次主力层系测试次数较多，相对产液量也较大，主力层的相对产液量就占到历年测试总产液量的一半以上主力层的相对产液量就占到历年测试总产液量的一半以上，为，为51.04%；含水率大于；含水率大于50%的层共有的层共有3层

41、，层，分别为分别为1、2和和5。8.28.2油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析25注采动态对应状况注采动态对应状况注采动态对应状况注采动态对应状况吸水（产液）剖面对应状况吸水（产液）剖面对应状况6.1614.353.563.228.653.150.548.673.846.222.481.23.1800.5217.71.533.103.53.55432176543214321654321产液百分数产液百分数吸水百分数吸水百分数14.7512.8910.210.812.229.290.741.374.974.014.7803.780.021.630.9514.680.

42、9210.350.760.190.6954321765432143216543216、2、3和和4这这4个小层产液吸水对应状况较好，其它小层对应较差。整体上讲，油藏产液、吸水剖面对应较差。个小层产液吸水对应状况较好，其它小层对应较差。整体上讲，油藏产液、吸水剖面对应较差。8.28.2油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析26 02040608010019851990199520002005时间（年）储量动用程度（%）油井产液剖面水井吸水剖面1998年前，吸水剖面和产液剖面统计结果波动较大年前，吸水剖面和产液剖面统计结果波动较大，而且两种资料统计结果也相差较大；产液剖面

43、表明油井储量动用程度较高，而吸水剖面表明油层动用程度低。而且两种资料统计结果也相差较大；产液剖面表明油井储量动用程度较高，而吸水剖面表明油层动用程度低。主要原因主要原因：在开发前期，小层产出对注水依赖性相对较弱，而各层均有一定天然能量，动用较差的高压层易产出、难吸水，导致产液、吸水剖面显示动用程度不同。在开发前期，小层产出对注水依赖性相对较弱，而各层均有一定天然能量，动用较差的高压层易产出、难吸水，导致产液、吸水剖面显示动用程度不同。1998年后，两种剖面资料统计结果趋于一致年后，两种剖面资料统计结果趋于一致。油藏储量水 驱 动 用 程度 约油藏储量水 驱 动 用 程度 约75%，表明油藏开发

44、已进入注入控制产出的阶段，表明油藏开发已进入注入控制产出的阶段，改善注水是提高油藏开发效果的前提。改善注水是提高油藏开发效果的前提。储量动用状况分析储量动用状况分析储量动用状况分析储量动用状况分析8.28.2油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析27层间剩余油分布特征层间剩余油分布特征层间剩余油分布特征层间剩余油分布特征主要潜力层：主要潜力层：4、6、2、4、7、4、5。次要潜力层：次要潜力层：5、1、2、4、3、1、3。地质储量地质储量累积产油量累积产油量采出程度采出程度剩余储量剩余储量油藏北区油藏北区279.1356.697.653111.5111.118.626

45、.1104.764.8159.432.1120.831.187.662.7332.771.9232.127.523.416.8543217654321432165432188.6102.422.67.730.136.13.72.143.217.737.1223.71.119.915.2163.812.372.86.82.44.1543217654321432165432131.728.723.214.52732.519.8841.327.423.36.219.63.522.724.249.217.131.324.910.224.65432176543214321654321190.5254.2

46、7545.381.47514.92461.547.1122.330.197.13067.747.5168.959.6159.320.72112.754321765432143216543218.28.2油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析28主要潜力小层：主要潜力小层：4、6、4、7、4、5。次要潜力小层：次要潜力小层：1、5、6、3、4。油藏南区油藏南区层间剩余油分布特征层间剩余油分布特征层间剩余油分布特征层间剩余油分布特征地质储量地质储量累积产油量累积产油量采出程度采出程度剩余储量剩余储量146.2355.435.713.117.780.446.06.367.0

47、71.211.69.489.43.819.713.0273.154.9152.110.112.949.1543217654321432165432131.2125.33.90.83.435.314.01.522.023.22.70.130.90.24.21.9144.512.752.20.51.016.9543217654321432165432121.435.211.06.019.443.930.423.332.932.623.61.034.65.221.414.352.923.234.34.87.634.55432176543214321654321115.0230.131.812.314

48、.345.132.04.845.048.08.99.358.53.615.511.1128.642.299.99.611.932.254321765432143216543218.28.2油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发动态分析29平面剩余油饱和度分布特征平面剩余油饱和度分布特征平面剩余油饱和度分布特征平面剩余油饱和度分布特征 层系层系层系层系油藏全区油藏全区油藏北区油藏北区剩余油相对富集，高含油饱和度区域面积大，连片性好剩余油相对富集，高含油饱和度区域面积大，连片性好油藏南区油藏南区剩余油呈孤立、零星状分布剩余油呈孤立、零星状分布全区平均剩余饱和度为全区平均剩余饱和度

49、为0.4630 平面剩余油丰度度分布特征平面剩余油丰度度分布特征平面剩余油丰度度分布特征平面剩余油丰度度分布特征层系层系层系层系油藏全区油藏全区剩余油丰度大于剩余油丰度大于50104tKm2的井区主要在的井区主要在北部呈连片分布北部呈连片分布南部及东部地区南部及东部地区剩余储量丰度一般小于剩余储量丰度一般小于40104tKm2全区（累加）平均剩余储量丰度为全区（累加）平均剩余储量丰度为65104tKm231第八章第八章第八章第八章 油田动态监测与开发调整油田动态监测与开发调整油田动态监测与开发调整油田动态监测与开发调整油田生产动态监测油田生产动态监测油田开发动态分析油田开发动态分析油田开发调整

50、方法油田开发调整方法油田开发调整方法油田开发调整方法328.3.18.3.1多油层油田开发部署程序多油层油田开发部署程序多油层油田开发部署程序多油层油田开发部署程序多油层油田的多油层油田的多油层油田的多油层油田的开发部署开发部署开发部署开发部署阶段阶段开发对象开发对象研究内容研究内容?油田开发的前期准备工作油田开发的前期准备工作开发早期开发早期高中渗透率主力层高中渗透率主力层?基础井网适应性的研究和部署基础井网适应性的研究和部署?开发层系细分及井网加密调整的研究开发层系细分及井网加密调整的研究?改善和提高油田注水开发效果研究改善和提高油田注水开发效果研究?深化储层地质研究，动静结合、综合分析剩

51、余油分布规律深化储层地质研究，动静结合、综合分析剩余油分布规律?井网不均匀加密开发调整研究井网不均匀加密开发调整研究开发后期开发后期难采的低渗透薄层和表外储层难采的低渗透薄层和表外储层?高含水期三次采油提高采收率研究高含水期三次采油提高采收率研究开发中期开发中期中低渗透率油层中低渗透率油层制定合理的油田开发次序；制定合理的油田开发次序；层系的组合与划分；层系的组合与划分；油田开发井网的部署。油田开发井网的部署。33制制制制定定定定合合合合理理理理的的的的油油油油田田田田开开开开发发发发次次次次序序序序1、开发次序开发次序：就是把多油层油田的开发过程分成几个阶段，把对油田的认识和深入地开发有机地

52、结合起来，不断地加深对油田的认识， 实行：就是把多油层油田的开发过程分成几个阶段，把对油田的认识和深入地开发有机地结合起来，不断地加深对油田的认识， 实行“早期注水、分阶段布井、分层调整、接替稳产早期注水、分阶段布井、分层调整、接替稳产”的开发方法，提高油田的开发水平。的开发方法，提高油田的开发水平。2、层状砂岩非均质油藏开发层状砂岩非均质油藏开发采用早期内部注水，保持采用早期内部注水，保持油层压力开采油层压力开采；逐步提高注采速度逐步提高注采速度，保持中高含水期油田稳产；，保持中高含水期油田稳产；分阶段多次布井分阶段多次布井进行开发调整，以接替方式延长油田稳产期；进行开发调整，以接替方式延长

53、油田稳产期；不断进行不断进行分层调整分层调整，扩大注水波及体积；，扩大注水波及体积；不断深化储层地质研究，动静结合、综合不断深化储层地质研究，动静结合、综合分析剩余油分布分析剩余油分布；针对油田开发实际需求，进行先导性开发试验；应用针对油田开发实际需求，进行先导性开发试验；应用三次采油技三次采油技术术提高采收率。提高采收率。8.3.18.3.1多油层油田开发部署程序多油层油田开发部署程序多油层油田开发部署程序多油层油田开发部署程序34层系的组合与划分层系的组合与划分层系的组合与划分层系的组合与划分?开发层系划分与组合的基本单元应具备：在平面上是油水运动的独立单元，在地质上容易识别和追溯，具有一

54、定稳定性，单元内部砂体的油层性质差异较小。划分与组合层系时应遵循以下原则：开发层系划分与组合的基本单元应具备：在平面上是油水运动的独立单元，在地质上容易识别和追溯，具有一定稳定性，单元内部砂体的油层性质差异较小。划分与组合层系时应遵循以下原则： 一套层系内油层的一套层系内油层的分布形态和分布面积分布形态和分布面积应大体接近；应大体接近； 一套层系内的油层一套层系内的油层渗透率渗透率应接近；应接近； 一套层系上下要有比较可靠的一套层系上下要有比较可靠的隔层隔层，以保证层系具备独立开采的条件；，以保证层系具备独立开采的条件； 一套层系内的油层的一套层系内的油层的井段比较集中井段比较集中，对开采方式

55、最好具有相同的要求；，对开采方式最好具有相同的要求； 一套层系内的油层一套层系内的油层层数不宜过多层数不宜过多，以利于充分发挥分层调整的作用；，以利于充分发挥分层调整的作用； 一套层系内的油层应具有一定的一套层系内的油层应具有一定的储量和单井产量储量和单井产量。8.3.18.3.1多油层油田开发部署程序多油层油田开发部署程序多油层油田开发部署程序多油层油田开发部署程序35油田开发井网的部署油田开发井网的部署油田开发井网的部署油田开发井网的部署?井网部署的核心任务井网部署的核心任务：使注采井网最大限度地适应油砂体的分布状况，获得尽可能大的水淹面积，保证尽可能多的油水井能对应连通，使更多的油井受到

56、有效的水驱效果。：使注采井网最大限度地适应油砂体的分布状况，获得尽可能大的水淹面积，保证尽可能多的油水井能对应连通，使更多的油井受到有效的水驱效果。?在不同开发阶段，井网部署的原则和方法也不同在不同开发阶段，井网部署的原则和方法也不同，但每种井网的部署都要通过对油层特点和开发状况的分析，不同注采井网对油层的适应性分析，不同经济技术指标的综合对比后才能确定，且各阶段的井网部署应相互衔接，保证产量的稳产接替。，但每种井网的部署都要通过对油层特点和开发状况的分析，不同注采井网对油层的适应性分析，不同经济技术指标的综合对比后才能确定，且各阶段的井网部署应相互衔接，保证产量的稳产接替。?井网部署按开发阶

57、段可分为井网部署按开发阶段可分为：基础井网、层系细分井网、加密调整井网。：基础井网、层系细分井网、加密调整井网。?井网部署与层系划分的关系井网部署与层系划分的关系：每套层系必须要有自己完全独立的注采系统，这样才能充分发挥层系细分的效果；各套注采井网在保证自身层系合理开发的前提下，要充分考虑各套层系注采井网的相互配合和衔接，布井在总体上要比较均匀，尽量避免不同层系的注水井和采油井在同一井场。：每套层系必须要有自己完全独立的注采系统，这样才能充分发挥层系细分的效果；各套注采井网在保证自身层系合理开发的前提下，要充分考虑各套层系注采井网的相互配合和衔接，布井在总体上要比较均匀，尽量避免不同层系的注水

58、井和采油井在同一井场。8.3.18.3.1多油层油田开发部署程序多油层油田开发部署程序多油层油田开发部署程序多油层油田开发部署程序36?对一个全面投入开发的油田来说，当开采条件不变、生产一段时间后，产油量必然会出现递减；为确保油田长期稳产高产，就必须依据油田实际情况，对一个全面投入开发的油田来说，当开采条件不变、生产一段时间后，产油量必然会出现递减；为确保油田长期稳产高产，就必须依据油田实际情况，分阶段搞好开发调整分阶段搞好开发调整。?油田开发调整的内容包括：油田开发调整的内容包括：1、油藏开发调整的可行性、油藏开发调整的可行性2、开发方式调整、开发方式调整3、开发层系调整、开发层系调整4、注

59、采井网调整、注采井网调整5、注采压力系统的调整、注采压力系统的调整6、开采工艺的调整、开采工艺的调整8.3.28.3.2油田开发调整方法油田开发调整方法油田开发调整方法油田开发调整方法37油藏开发调整的可行性油藏开发调整的可行性油藏开发调整的可行性油藏开发调整的可行性项目项目研究内容研究内容1、对油田地质特征的再认识、对油田地质特征的再认识?构造、断层和油藏类型的再认识，原始地质储量核实；构造、断层和油藏类型的再认识，原始地质储量核实；?储层性质及其分布规律，油藏水动力学系统的再认识。储层性质及其分布规律，油藏水动力学系统的再认识。2、油田开发状况的分析、油田开发状况的分析?油田开发（调整）方

60、案的执行情况及调整措施效果分析；油田开发（调整）方案的执行情况及调整措施效果分析；?油田地层压力、注采压力系统变化和注采平衡的分析；油田地层压力、注采压力系统变化和注采平衡的分析；?储量动用状况及油藏剩余油分布、开发潜力的分析；储量动用状况及油藏剩余油分布、开发潜力的分析；?油气、油水界面的分析；油田开发试验的效果分析。油气、油水界面的分析；油田开发试验的效果分析。3、层层系系、井网、注水方式适、井网、注水方式适应性分析应性分析?不同类型油层性质、组合、动用状况及对开发效果影响；不同类型油层性质、组合、动用状况及对开发效果影响；?不同注水方式对油层储量控制、动用，开发效果的影响；不同注水方式对

61、油层储量控制、动用，开发效果的影响；?不同井网的适应性、井网密度与最终采收率的分析等。不同井网的适应性、井网密度与最终采收率的分析等。4、采油工艺适应性的分析、采油工艺适应性的分析?油井转抽条件的分析开发初期、中后期；油井转抽条件的分析开发初期、中后期；?主要增产措施增产效果评价、适应性分析。主要增产措施增产效果评价、适应性分析。5、油油田田地面装置及流程适应地面装置及流程适应性的分析性的分析?工艺限制工艺限制：注水方式，生产井数及布井方式、投产程序；：注水方式，生产井数及布井方式、投产程序；?技术限制技术限制：地层压力系统，油井举升装置，油气集输系统，：地层压力系统，油井举升装置，油气集输系

62、统，原油处理系统，污水（伴生水）净化、利用、收集系统。原油处理系统，污水（伴生水）净化、利用、收集系统。?计计划划经经济限制济限制：年度产量计划安排，选择合理调整方法所依：年度产量计划安排，选择合理调整方法所依据据的的经经济指标（成本、基建投资）、最低油井产量、油藏开济指标（成本、基建投资）、最低油井产量、油藏开发年限及其他。发年限及其他。38油藏开发调整基本方法油藏开发调整基本方法油藏开发调整基本方法油藏开发调整基本方法调整类别调整类别具体作法具体作法1、不改变、不改变开发开发层层系系及及注水注水方方式式和和注入注入井井，不不钻新井钻新井?提高提高井的水动力学完善性井的水动力学完善性，改善，

63、改善井底附近井底附近渗流阻力渗流阻力。方法有补充射孔、水力压裂、。方法有补充射孔、水力压裂、水力喷射射孔，不同方式的酸处理，使用表面活性剂等。水力喷射射孔，不同方式的酸处理，使用表面活性剂等。?油井油井产水层堵水产水层堵水。可使用不同方法挤水泥，建立各种人造屏障，采用化学堵水等。可使用不同方法挤水泥，建立各种人造屏障，采用化学堵水等。?调整油层调整油层出油和吸水剖面出油和吸水剖面。采用选择性化学溶剂封堵、注惰性气体，注稠化水等。采用选择性化学溶剂封堵、注惰性气体，注稠化水等。?改变油井改变油井工作方式及制度工作方式及制度。提高。提高或限制油或限制油井产液量井产液量直到关井，强化采液，周期性的直

64、到关井，强化采液，周期性的改变产量，自喷井转抽、气举等。改变产量，自喷井转抽、气举等。?改变改变注水井的工作制度注水井的工作制度。提高或。提高或限制注水限制注水量、重新量、重新配水、周期注水或循环注水，提配水、周期注水或循环注水，提高注水压力等。高注水压力等。?采用同井分注（采用同井分注（分层注水分层注水）或同井分采（）或同井分采（分层采油分层采油）或合注分采等采油工艺措施。）或合注分采等采油工艺措施。2、开发层、开发层系、系、井井网网、注采注采方方式式的的调整调整?钻钻加密调整井加密调整井补充开发井、层系调整井、加密调整井、更新调整井等。补充开发井、层系调整井、加密调整井、更新调整井等。?注

65、水方式调整注水方式调整完善完善注采系统注采系统，提高储，提高储量控制程量控制程度和水驱动度和水驱动用程度，以便提高用程度，以便提高油油层注水的波及程度，改善油田开发效果。层注水的波及程度，改善油田开发效果。?补孔或封堵油层、调整层系补孔或封堵油层、调整层系对对划分为划分为多套井网多套井网层系的油田层系的油田，采取层系互补，采取层系互补，油油水综合利用，同时也可采取原层系封堵的措施（水泥封堵、化堵或机械堵）。水综合利用，同时也可采取原层系封堵的措施（水泥封堵、化堵或机械堵）。39正方形井网加密调整示意图正方形井网加密调整示意图正方形井网不仅在注采系统调整方面具有很大的灵活机动性，而且在井网密度调

66、整方面也具有较大的余地。正方形井网不仅在注采系统调整方面具有很大的灵活机动性，而且在井网密度调整方面也具有较大的余地。正方形井网可以在排间加密，总的井网密度增加一倍。正方形井网可以在排间加密，总的井网密度增加一倍。三角形井网、四点井网要均匀加密就得增加三倍井数，经济上极不合适。三角形井网、四点井网要均匀加密就得增加三倍井数，经济上极不合适。加密后注采系统加密后注采系统原注采系统原注采系统调整后注采系统调整后注采系统原注采系统原注采系统三角形井网加密调整示意图三角形井网加密调整示意图一、注采井网调整一、注采井网调整一、注采井网调整一、注采井网调整井网井网井网井网形式的调整形式的调整形式的调整形式

67、的调整40反九点反九点五五点点纵纵向向线线状状横横向向现现状状正正九九点点大量油田生产实践说明，油大量油田生产实践说明，油田开发初期，采用田开发初期，采用正方形井网、反九点面积注水正方形井网、反九点面积注水方式确方式确实比较机动灵活，便于后期调整。实比较机动灵活，便于后期调整。反九点井网有四种调整方式：五点、纵向反九点井网有四种调整方式：五点、纵向线状、横向线状及正九点等。线状、横向线状及正九点等。而而三角形井网三角形井网注采确定后基本上没有调整的余地。注采确定后基本上没有调整的余地。一、注采井网调整一、注采井网调整一、注采井网调整一、注采井网调整井网井网井网井网形式的调整形式的调整形式的调整

68、形式的调整41井网密度的选择井网密度的选择井网密度的选择井网密度的选择?油藏合理井网密度：油藏开发特点及潜力分布，必须从整体上测算该油田开发中的各项技术经济指标。油藏合理井网密度：油藏开发特点及潜力分布，必须从整体上测算该油田开发中的各项技术经济指标。?合理井网密度就是判断该井网下是否能在投资回收期内尽已快收回投资，获得最佳效益。合理井网密度就是判断该井网下是否能在投资回收期内尽已快收回投资，获得最佳效益。?当油田井网达到极限井网密度时，则从整体上讲不宜再钻井，但对于小断块和断层遮挡潜力区带可通过边际生产能力来具体分析。当油田井网达到极限井网密度时，则从整体上讲不宜再钻井，但对于小断块和断层遮

69、挡潜力区带可通过边际生产能力来具体分析。?井网密度与油藏水驱控制程度的关系井网密度与油藏水驱控制程度的关系：在井网密度不变的情况下，随着采注井数比的增加，油藏水驱控制程度逐渐减少，在进行井网加密时，井网密度不能超过密度极限，同时应选择合理的注采井数比。：在井网密度不变的情况下，随着采注井数比的增加，油藏水驱控制程度逐渐减少，在进行井网加密时，井网密度不能超过密度极限，同时应选择合理的注采井数比。井 网 密 度0.00.20.40.60.81.00.01.02.03.04.0水驱控制程度= 0.25= 0.5= 1.0= 2.0= 3.0一、注采井网调整一、注采井网调整一、注采井网调整一、注采井

70、网调整42合理注采井距的确定合理注采井距的确定合理注采井距的确定合理注采井距的确定?油藏实际开发过程中，油、水渗流时的启动压力现象普遍存在，尤其是对低渗油藏的表现更为突出，造成油、水井中部分低渗油层动用较差甚至未能动用。油藏实际开发过程中，油、水渗流时的启动压力现象普遍存在，尤其是对低渗油藏的表现更为突出，造成油、水井中部分低渗油层动用较差甚至未能动用。?低渗透率油层的低渗透率油层的启动压差和生启动压差和生产压差产压差均高于高渗透率油层，随着含水率的增加，油藏生产所需的生产压差随之增大。均高于高渗透率油层，随着含水率的增加，油藏生产所需的生产压差随之增大。?在油田在油田进入中高含水期后进入中高

71、含水期后，需要通过提高注水量或进行井网加密才能保持油田的稳产。，需要通过提高注水量或进行井网加密才能保持油田的稳产。?极限注采井距可随油层渗透率的增大而提高。当油藏性质即油藏渗透率确定后，极限注采井距可随注采压差的增大而提高，但对低渗油藏而言，仅靠增大注采压差可增大的注采井距有限。极限注采井距可随油层渗透率的增大而提高。当油藏性质即油藏渗透率确定后，极限注采井距可随注采压差的增大而提高，但对低渗油藏而言，仅靠增大注采压差可增大的注采井距有限。Vo3.0 K15Vo3.0 K151010-3-3mm2 2 fw=1%fw=10%fw=20%fw=30%fw=40%fw=50%fw=60%fw=7

72、0%300250200150100051015202530井距(m)生产压差 (MPa)井距(m)生产压差 (MPa)一、注采井网调整一、注采井网调整一、注采井网调整一、注采井网调整430.00.51.01.52.02.53.03.5020406080100含水率 （%）油水井数比吸水指数采液指数油水井数比不同阶段不同阶段不同阶段不同阶段合理注采井数比合理注采井数比合理注采井数比合理注采井数比?合理的注采井数比：是指在油田的注水井和采油井井底流压一定，开发的总井数一定，油层压力符合压力界限要求的条件下，能够获得最高的稳定生产量的油井数和水井数的比例。合理的注采井数比：是指在油田的注水井和采油井

73、井底流压一定，开发的总井数一定，油层压力符合压力界限要求的条件下，能够获得最高的稳定生产量的油井数和水井数的比例。?由于油藏吸水指数、采液指数在开采过程中是随着含水率而变化的，而且油层的渗透率和油水粘度比不同，其变化也不同，合理注采井数比也不同。由于油藏吸水指数、采液指数在开采过程中是随着含水率而变化的，而且油层的渗透率和油水粘度比不同，其变化也不同，合理注采井数比也不同。?所以对一个具体油田来讲，在不同开采阶段保证油田取得最高产液量的注采系统是变化的，所以对一个具体油田来讲，在不同开采阶段保证油田取得最高产液量的注采系统是变化的，要随着开发阶段的变化对注采系统进行必要的调整要随着开发阶段的变

74、化对注采系统进行必要的调整。一、注采井网调整一、注采井网调整一、注采井网调整一、注采井网调整0.00.20.40.6020406080100含水率（%）注采井数比44注入、采出剖面的调整注入、采出剖面的调整注入、采出剖面的调整注入、采出剖面的调整?对注入、采出剖面的调整对注入、采出剖面的调整总的指导思想总的指导思想是：在充分发挥高渗透率和含水率油层作用的前提下，要不失时机地尽可能减少这类油层对低渗透率和含水率油层的干扰，不断挖掘油井的生产能力。是：在充分发挥高渗透率和含水率油层作用的前提下，要不失时机地尽可能减少这类油层对低渗透率和含水率油层的干扰，不断挖掘油井的生产能力。?调整主要通过：调整

75、主要通过：分层注水分层注水、分层堵水分层堵水和和分层压裂分层压裂等措施来实现，由于不同油层在注水收效时间、程度和见水时间的不同，因此在不同的开采阶段，注入、采出剖面的调整的对象和侧重点也不同。等措施来实现，由于不同油层在注水收效时间、程度和见水时间的不同，因此在不同的开采阶段，注入、采出剖面的调整的对象和侧重点也不同。?可分为可分为：中低含水阶段的调整；高含水阶段的调整；高含水后期阶段的调整；注水井的分层注水；采油井的分层堵水。：中低含水阶段的调整；高含水阶段的调整；高含水后期阶段的调整；注水井的分层注水；采油井的分层堵水。二、注采系统调整二、注采系统调整二、注采系统调整二、注采系统调整45注

76、水、产液结构的调整注水、产液结构的调整注水、产液结构的调整注水、产液结构的调整?从采液、采油速度变化上，可以将水驱后期阶段油田调整分为从采液、采油速度变化上，可以将水驱后期阶段油田调整分为提液稳产提液稳产、稳液降产稳液降产、降液控水降液控水三种模式。三种模式。 主要作法主要作法： 潜力分析潜力分析：难采储层加密调整井的部署；采油井堵水的井数以及控水增油效果；采油井：难采储层加密调整井的部署；采油井堵水的井数以及控水增油效果；采油井“三换三换”的井数、增液增油效果；采油井压裂的井数、压裂增产效果；水井分层注水量调整和分层注水能力，压力水平和变况等。的井数、增液增油效果；采油井压裂的井数、压裂增产

77、效果；水井分层注水量调整和分层注水能力，压力水平和变况等。 注水结构调整注水结构调整：完善或调整注采系统，进行注水结构的：完善或调整注采系统，进行注水结构的平面调整平面调整；提高注水井的分注率，进行注水结构的；提高注水井的分注率，进行注水结构的纵向调整纵向调整；满足油层产液结构变化的需要，进行跟踪分析不断调整。；满足油层产液结构变化的需要，进行跟踪分析不断调整。 产液结构调整产液结构调整：全油田分区的产液结构调整；分类井的产液结构调整；分井结构调整。：全油田分区的产液结构调整；分类井的产液结构调整；分井结构调整。 注水、采液注水、采液结构调整的优化目标结构调整的优化目标：在不断改善基础井网开发

78、效果的条件下，保持全油田产油量的稳定和产液量的少量增长。：在不断改善基础井网开发效果的条件下，保持全油田产油量的稳定和产液量的少量增长。二、注采系统调整二、注采系统调整二、注采系统调整二、注采系统调整46油田开发压力系统油田开发压力系统油田开发压力系统油田开发压力系统?注水压力的上限注水压力的上限：为保持油井的高产稳产，需要加大注水压力，但注入压力过高，会导致一部分油水井的套管损坏，当注入压力大于地层破裂压力时，会在地层中产生微裂缝，造成注入水乱窜。注水井最高注入压力界限要在目前工艺允许的范围，不要超过油藏地层的破裂压力。：为保持油井的高产稳产，需要加大注水压力，但注入压力过高，会导致一部分油

79、水井的套管损坏，当注入压力大于地层破裂压力时，会在地层中产生微裂缝，造成注入水乱窜。注水井最高注入压力界限要在目前工艺允许的范围，不要超过油藏地层的破裂压力。?生产井井底流压的限制生产井井底流压的限制：流压低于饱和压力的：流压低于饱和压力的40时，采油指数下降时，采油指数下降18%。主要原因是当流压低于饱和压力较多时，油中的溶解气逸出而形成气的连续相，影响了油的产出，采油指数下降。当油藏为低渗透时，在开发过程中存在主要原因是当流压低于饱和压力较多时，油中的溶解气逸出而形成气的连续相，影响了油的产出，采油指数下降。当油藏为低渗透时，在开发过程中存在“启动生产压差启动生产压差”现象，为了保证较高的

80、产液量，必须有较大的生产压差，而现象，为了保证较高的产液量，必须有较大的生产压差，而流动压力应在尽可能允许的范围内降低流动压力应在尽可能允许的范围内降低。据研究表明，当压力低于饱和压力据研究表明，当压力低于饱和压力15左右，有利于地下原油的渗流，但如果低于饱和压力很多，左右，有利于地下原油的渗流，但如果低于饱和压力很多，油层内将形成气的连续相，降低了油井的采油指数和采液指数油层内将形成气的连续相，降低了油井的采油指数和采液指数，则对油田的开发不利。，则对油田的开发不利。二、注采系统调整二、注采系统调整二、注采系统调整二、注采系统调整47合理的采油、采液速度合理的采油、采液速度合理的采油、采液速

81、度合理的采油、采液速度?多油层砂岩油藏从开发历程来看，大致经历了三个开发阶段，即产量上升阶段、高产稳产阶段和产量递减阶段。多油层砂岩油藏从开发历程来看，大致经历了三个开发阶段，即产量上升阶段、高产稳产阶段和产量递减阶段。递减期后油田合理递减期后油田合理采油速度采油速度为：为：递减期后油田合理递减期后油田合理采液速度采液速度为：为：()mRRaVV=max2()oLVBABVloglog+=0.00.20.40.60.81.001020304050607080工业采出程度 （%）Vo/Vmax产量递减阶段产量上升阶段高产、稳产阶段二、注采系统调整二、注采系统调整二、注采系统调整二、注采系统调整4

82、8三、开采工艺调整三、开采工艺调整三、开采工艺调整三、开采工艺调整?油田从自喷进入人工举升阶段，需要根据注采平衡的要求进行注水调整，包括油田从自喷进入人工举升阶段，需要根据注采平衡的要求进行注水调整，包括增加注水井点和提高注入压力增加注水井点和提高注入压力等。注水井的井底压力应低于油藏的破裂压力。等。注水井的井底压力应低于油藏的破裂压力。?在高含水情况下，通过加密钻井来提高面积波及系数，没有太大效果。这时侯的重点，要更多地放在改善垂向波及系数上，采用在高含水情况下，通过加密钻井来提高面积波及系数，没有太大效果。这时侯的重点，要更多地放在改善垂向波及系数上，采用调剖技术调剖技术调整吸水剖面，并与

83、注聚合物改善驱油效率相结合。调整吸水剖面，并与注聚合物改善驱油效率相结合。?开发中无天然能量补给或补给不充足的油田， 随着油层压力下降，油藏能量将不能把油举至井口，需要开发中无天然能量补给或补给不充足的油田， 随着油层压力下降，油藏能量将不能把油举至井口，需要人工举升人工举升。?而在注水的水驱油田中，随着开发的进行，含水率、流动压力不断升高，生产压差、产油量不断下降，到某一个阶段同样也需要人工举升。而在注水的水驱油田中，随着开发的进行，含水率、流动压力不断升高，生产压差、产油量不断下降，到某一个阶段同样也需要人工举升。?前者是补充压力的不足，而后者则更着重提高排液量；目前我国采用前者是补充压力

84、的不足，而后者则更着重提高排液量；目前我国采用电潜电潜泵和水力活塞泵泵和水力活塞泵来满足提高排液量的需要。来满足提高排液量的需要。49多油层砂岩油藏的开发调整实例多油层砂岩油藏的开发调整实例多油层砂岩油藏的开发调整实例多油层砂岩油藏的开发调整实例?在注水开发过程中，必须不断深化对各类储层及储量动用状况的认识，分阶段搞好开发调整，发展调整挖潜技术，逐步增加水驱可采储量。在注水开发过程中，必须不断深化对各类储层及储量动用状况的认识，分阶段搞好开发调整，发展调整挖潜技术，逐步增加水驱可采储量。1、 以基础井网为主的初期开发阶段、 以基础井网为主的初期开发阶段?以认识油藏特点、开发好主力油层、获得较高

85、的经济效益为目标 ；以认识油藏特点、开发好主力油层、获得较高的经济效益为目标 ；?创出了小层对比方法，画出了油层剖面图、油砂体图，建立了早期内部注水的有效开发方法 ；创出了小层对比方法，画出了油层剖面图、油砂体图，建立了早期内部注水的有效开发方法 ；?采用保持和提高地层压力、自喷开采方式开发；通过放产，逐步提高高渗透率油层的注采强度 。采用保持和提高地层压力、自喷开采方式开发；通过放产，逐步提高高渗透率油层的注采强度 。2、以细分层系为主的一次开发调整阶段、以细分层系为主的一次开发调整阶段?开发措施要及时转变，开发阶段要相应转移进入以层系细分为主的一次开发调整阶段。开发措施要及时转变，开发阶段

86、要相应转移进入以层系细分为主的一次开发调整阶段。?油田开采方式由自喷开采，全面转变为机械抽油开采；细分开发层系、解决层间矛盾为重点。油田开采方式由自喷开采，全面转变为机械抽油开采；细分开发层系、解决层间矛盾为重点。50多油层砂岩油藏的开发调整实例多油层砂岩油藏的开发调整实例多油层砂岩油藏的开发调整实例多油层砂岩油藏的开发调整实例对具体区块，应通过分析来确定调整对象和细分层系。主要做法为：对具体区块，应通过分析来确定调整对象和细分层系。主要做法为： 同一层系内油层沉积条件要大体相同。同一层系内油层沉积条件要大体相同。 油层物性接近，渗透率级差应小于油层物性接近，渗透率级差应小于5；渗透率较高的不

87、见水井点暂不射孔。；渗透率较高的不见水井点暂不射孔。 每套层系要有独立、完整的注采系统，水驱控制程度要达到每套层系要有独立、完整的注采系统，水驱控制程度要达到80。 新老井要错开布井新老井要错开布井,改善低渗透薄层的动用状况。改善低渗透薄层的动用状况。 每套层系平均单井可采储量达每套层系平均单井可采储量达35104t，单井日产油量达，单井日产油量达810 t以上。以上。 以调整对象细分沉积相后的油砂体图为基础，结合吸水剖面、出油剖面、水淹层解释、密闭取心、试油等资料，进行综合分析，确定射孔层位，使调整井初期含水大都低于以调整对象细分沉积相后的油砂体图为基础，结合吸水剖面、出油剖面、水淹层解释、

88、密闭取心、试油等资料，进行综合分析，确定射孔层位，使调整井初期含水大都低于30。 在开采中对渗透率低、产能低的油井（包括部分注水井），采用多裂缝或限流法压裂提高油井生产能力，改善低渗透薄层的动用状况。在开采中对渗透率低、产能低的油井（包括部分注水井），采用多裂缝或限流法压裂提高油井生产能力，改善低渗透薄层的动用状况。51多油层砂岩油藏的开发调整实例多油层砂岩油藏的开发调整实例多油层砂岩油藏的开发调整实例多油层砂岩油藏的开发调整实例3、以、以“稳油控水稳油控水”为目的，以结构调整和井网加密为主的二次开发调整阶段为目的，以结构调整和井网加密为主的二次开发调整阶段 加强分层注水，搞好注水结构调整加强

89、分层注水，搞好注水结构调整利用分层注水技术，搞好注水结构调整。利用分层注水技术，搞好注水结构调整。针对油层中剩余油的分布的不均匀性，搞好平面上的注水调整。针对油层中剩余油的分布的不均匀性，搞好平面上的注水调整。利用完善注采系统的新转注水井，搞好注水结构调整。利用完善注采系统的新转注水井，搞好注水结构调整。 利用油田多油层非均质严重的特性，搞好产液结构调整利用油田多油层非均质严重的特性，搞好产液结构调整以井间及层间含水率差异为依据，在油藏潜力、储层再认识的基础上，以油井为基本单元，以优化开发区块储采结构为主要目的，制定和实现产液结构调整方案，控制老井产量递减和全油田含水上升速度。以井间及层间含水

90、率差异为依据，在油藏潜力、储层再认识的基础上，以油井为基本单元，以优化开发区块储采结构为主要目的，制定和实现产液结构调整方案，控制老井产量递减和全油田含水上升速度。提高各项措施的单井效果，保证产液结构调整方案全面实施。提高各项措施的单井效果，保证产液结构调整方案全面实施。利用加密井资料研究厚油层剩余油富集区，继续挖掘厚油层潜力。利用加密井资料研究厚油层剩余油富集区，继续挖掘厚油层潜力。52多油层砂岩油藏的开发调整实例多油层砂岩油藏的开发调整实例多油层砂岩油藏的开发调整实例多油层砂岩油藏的开发调整实例4、特高含水期层系综合利用为主的三次开发调整阶段、特高含水期层系综合利用为主的三次开发调整阶段不

91、均匀加密补充井开发调整；不均匀加密补充井开发调整；油田注采系统逐步向块状注水转化；油田注采系统逐步向块状注水转化；逐步开展层系井网综合利用为主的开发调整；逐步开展层系井网综合利用为主的开发调整；全面推广三次采油方法 。全面推广三次采油方法 。538.3.38.3.3水动力学提高油藏开发效果水动力学提高油藏开发效果水动力学提高油藏开发效果水动力学提高油藏开发效果1. 产生附加窜流的不稳定注水机理产生附加窜流的不稳定注水机理2. 水动力学调整效果影响因素分析水动力学调整效果影响因素分析3. 水动力学调整合理注采方式、制度水动力学调整合理注采方式、制度4. 改变液流方向的水动力学调整策略改变液流方向

92、的水动力学调整策略541、水动力学调整主要作法、水动力学调整主要作法 通过改变井的工作制度，实现油田的强化开采周期注水；改变液流方向；提高排液量 ；调剖堵水 。通过改变井的工作制度，实现油田的强化开采周期注水；改变液流方向；提高排液量 ；调剖堵水 。 改变初始采用的井网和注采系统的方法强化注采系统的变形井网；建立补充的点状或排状注水系统 。改变初始采用的井网和注采系统的方法强化注采系统的变形井网；建立补充的点状或排状注水系统 。2、研究重点、研究重点?根据油藏实际情况，立足于目前注采井网的条件下，研究产生根据油藏实际情况，立足于目前注采井网的条件下，研究产生附加窜附加窜流的周期注水流的周期注水

93、、改变水驱液流方向、改变水驱液流方向这两种水动力学调整的机理、调整的方式、影响因素。这两种水动力学调整的机理、调整的方式、影响因素。?找出适合油藏的水动力学调整方法、调整方式；根据油田实际动态、剩余油可采潜力，找出适合油藏的水动力学调整方法、调整方式；根据油田实际动态、剩余油可采潜力，提出适宜水动力学调整的井区、合理调整措施提出适宜水动力学调整的井区、合理调整措施。8.3.38.3.3水动力学提高油藏开发效果水动力学提高油藏开发效果水动力学提高油藏开发效果水动力学提高油藏开发效果55一、产生附加窜流的不稳定注水机理一、产生附加窜流的不稳定注水机理一、产生附加窜流的不稳定注水机理一、产生附加窜流

94、的不稳定注水机理1 1、影响因素、影响因素、影响因素、影响因素?周期注水改善水驱效果的机理主要是周期注水改善水驱效果的机理主要是高低渗透区间的高低渗透区间的油水交渗效应油水交渗效应。?交渗效应的大小强弱取决于两个因素：交渗效应的大小强弱取决于两个因素：其一是毛管力其一是毛管力，主要是地层的孔隙结构、润湿性和界面张力，一般亲水地层交渗效应较强；，主要是地层的孔隙结构、润湿性和界面张力，一般亲水地层交渗效应较强；其二是高低渗透区间压力差的大小其二是高低渗透区间压力差的大小。2 2、作用机理、作用机理、作用机理、作用机理?毛管渗吸作用毛管渗吸作用体现在：体现在：宏观上宏观上毛管力作用能引起高、低渗透

95、层间的流体交换；毛管力作用能引起高、低渗透层间的流体交换；微观上微观上毛管力作用能引起封闭式孔隙、细网通道与粗网通道之间的流体交换。毛管力作用能引起封闭式孔隙、细网通道与粗网通道之间的流体交换。?在在注水升压半周期注水升压半周期时：注入水在压力梯度作用下，沿着高低渗透层之间的交渗面强化渗入低渗层；时：注入水在压力梯度作用下，沿着高低渗透层之间的交渗面强化渗入低渗层；?在在停注降压半周期停注降压半周期中：高渗透层压力迅速下降，低渗层弹性能量释放，孔隙内流体反向流入高渗层；同时部分渗入水滞留在低渗孔隙中，被滞留水取代的原油在降压半周期中流入高渗层后被采出。中：高渗透层压力迅速下降，低渗层弹性能量释

96、放，孔隙内流体反向流入高渗层；同时部分渗入水滞留在低渗孔隙中，被滞留水取代的原油在降压半周期中流入高渗层后被采出。563 3、开发效果、开发效果、开发效果、开发效果?按注水井组轮流改变其注水方式，在不同油水饱和度层带之间造成压力差，有助于克服毛管力作用的，使油水饱和度均衡，促使原先未被注水波及到的低渗透层带投入开发。按注水井组轮流改变其注水方式，在不同油水饱和度层带之间造成压力差，有助于克服毛管力作用的，使油水饱和度均衡，促使原先未被注水波及到的低渗透层带投入开发。RAfwfwKQttPLBOC=+lnln 1?在周期注水时由于注入水的周期性作用，在周期注水时由于注入水的周期性作用，使毛管力的

97、影响减小乃至消除使毛管力的影响减小乃至消除，在周期注水时的含水率相对于连续注水较小。，在周期注水时的含水率相对于连续注水较小。02040608010001020304050采 出 程 度 （%）含 水 率 （%）周期注水常规注水一、产生附加窜流的不稳定注水机理一、产生附加窜流的不稳定注水机理一、产生附加窜流的不稳定注水机理一、产生附加窜流的不稳定注水机理571、 压力波动幅度和交渗流量、 压力波动幅度和交渗流量1 1、 压力波动幅度和交渗流量压力波动幅度和交渗流量压力波动幅度和交渗流量压力波动幅度和交渗流量()()212cos2cosh12cos12cosh2+=xxBP() ()()()21

98、2121232cos2cosh12cos12cosh112+=xxBKKKKq2122=kLCp?越大越好越大越好，与储层的渗透率和孔隙度、表面张力，油水粘度比，周期注水工作制度等因素有关。与储层的渗透率和孔隙度、表面张力，油水粘度比，周期注水工作制度等因素有关。二、水动力学调整效果影响因素分析二、水动力学调整效果影响因素分析二、水动力学调整效果影响因素分析二、水动力学调整效果影响因素分析周期注水对油层的作用主要体现在使油层中周期注水对油层的作用主要体现在使油层中产生压力波动幅度产生压力波动幅度P和油层各层之间的和油层各层之间的交渗流量交渗流量q上 。在只有两层的渗流模型中：上 。在只有两层的

99、渗流模型中：B幅度参数，表示周期注水的注水量的波动幅度，幅度参数，表示周期注水的注水量的波动幅度，Bb。p强制的或工作的（绝对的）注水压力或注水量的波动频率。强制的或工作的（绝对的）注水压力或注水量的波动频率。b其中为注水量波动的相对幅度。其中为注水量波动的相对幅度。L注水线到采油线的距离，或注水带、注水前缘的宽度。注水线到采油线的距离，或注水带、注水前缘的宽度。而为注入水在储层中的滞留系数（利用系数）。而为注入水在储层中的滞留系数（利用系数）。X表示注水线到生产线的距离（用小数表示，表示注水线到生产线的距离（用小数表示，01）。）。无因次频率指标，表示周期注水工作频率与油层导压系数的关系。无

100、因次频率指标，表示周期注水工作频率与油层导压系数的关系。K1、K2油藏中两个相邻油层的渗透率与两层平均渗透率比。油藏中两个相邻油层的渗透率与两层平均渗透率比。582 2、 注水量变化幅度的影响注水量变化幅度的影响注水量变化幅度的影响注水量变化幅度的影响可以看出：层间交渗流量、压力波动幅度随注水量波动幅度增加而线性增加。可以看出：层间交渗流量、压力波动幅度随注水量波动幅度增加而线性增加。实际单井注水量增加受泵最大注水压力和排量的限制，降低注水量时油井地层压力必须高于泡点压力，实际单井注水量增加受泵最大注水压力和排量的限制，降低注水量时油井地层压力必须高于泡点压力，注水量波动的最大幅度取值一般小于

101、注水量波动的最大幅度取值一般小于1.0。 0.00.20.40.60.81.00.00.51.01.52.0波动幅度压力波动幅度0.00.10.20.30.40.5层间交渗流量压力波动幅度交渗流量二、水动力学调整效果影响因素分析二、水动力学调整效果影响因素分析二、水动力学调整效果影响因素分析二、水动力学调整效果影响因素分析593、周期注水工作频率变化的影响、周期注水工作频率变化的影响3 3、周期注水工作频率变化的影响、周期注水工作频率变化的影响、周期注水工作频率变化的影响、周期注水工作频率变化的影响在周期注水时取在周期注水时取1，即在周期注水的前半个周期（强化注水阶段的时间）应与后半个周期（停

102、止注水阶段的时间）相等时，注水开发效果最好。，即在周期注水的前半个周期（强化注水阶段的时间）应与后半个周期（停止注水阶段的时间）相等时，注水开发效果最好。 0.00.51.01.50.00.20.40.60.81.0距 离压力变化幅度0.00.51.01.52.00.00.20.40.60.81.0距 离交渗流量0.51.02.02.01.00.5二、水动力学调整效果影响因素分析二、水动力学调整效果影响因素分析二、水动力学调整效果影响因素分析二、水动力学调整效果影响因素分析604 4、周期注水最佳工作周期、周期注水最佳工作周期、周期注水最佳工作周期、周期注水最佳工作周期kLCT22=可以看出可

103、以看出：地层的弹性越差或渗透率越高，频率应越大，即周期的时间越短；随着驱替前缘的推进（随着L的增加），频率应减小，即周期的时间越大。地层的弹性越差或渗透率越高，频率应越大，即周期的时间越短；随着驱替前缘的推进（随着L的增加），频率应减小，即周期的时间越大。 0204060801000306090120150渗透率（103m2）波动周期（天）L250mL300mL350mL400mL450m二、水动力学调整效果影响因素分析二、水动力学调整效果影响因素分析二、水动力学调整效果影响因素分析二、水动力学调整效果影响因素分析61计算模型：计算模型： 层间干扰剩余潜力型 层内高渗通道型 平面弱受效方向型

104、油层边部潜力型 层间干扰剩余潜力型 层内高渗通道型 平面弱受效方向型 油层边部潜力型研究内容：研究内容：1、水动力学调整方式、水动力学调整方式2、水动力学调整注水周期、水动力学调整注水周期3、水动力学调整阶段注采量变化幅度、水动力学调整阶段注采量变化幅度4、 水动力学调整注水周期次数、 水动力学调整注水周期次数5、 水动力学调整注水时机、 水动力学调整注水时机6、水动力学调整后续注水方式、水动力学调整后续注水方式三、水动力学调整合理注采方式、制度三、水动力学调整合理注采方式、制度三、水动力学调整合理注采方式、制度三、水动力学调整合理注采方式、制度62典型模型分类典型模型分类典型计算模型典型计算

105、模型1、层间干扰剩余潜力型、层间干扰剩余潜力型2、层内高渗通道型、层内高渗通道型3、平面弱受效方向型、平面弱受效方向型 ? ?4、油层边部潜力型、油层边部潜力型 ? ?63水动力学调整方式水动力学调整方式水动力学调整方式水动力学调整方式典型模型典型模型对比方式对比方式水动力学调整方式水动力学调整方式层间干扰型层内高渗通道型油层边部潜力型层间干扰型层内高渗通道型油层边部潜力型连续注水连续注水连续注水连续注水 注采同步 注采交替 水井波动 油井波动 注采同步 注采交替 水井波动 油井波动平面弱受效型平面弱受效型 整体脉冲注采交替采油井间交替 注水井间交替注采交替采油井间交替 整体脉冲注采同步 整体

106、脉冲注采交替 注水井交替注采同步 注水井交替注采交替 整体脉冲注采交替采油井间交替 注水井间交替注采交替采油井间交替 整体脉冲注采同步 整体脉冲注采交替 注水井交替注采同步 注水井交替注采交替64水动力学调整合理注采方式优选水动力学调整合理注采方式优选水动力学调整合理注采方式优选水动力学调整合理注采方式优选方 式方 式层间干扰型层间干扰型层内高渗通道型层内高渗通道型平面弱受效型平面弱受效型油层边部潜力型油层边部潜力型注采方式注采方式注采交替注采交替注采交替注采交替整体脉冲注采交替整体脉冲注采交替注采交替注采交替注水周期注水周期注注3月停月停(采采)3月月注注3月停月停(采采)3月月注注2月停月

107、停(采采)3月月注注2月停月停(采采)3月月注采量变化幅度注采量变化幅度注采总量升高，幅度变化注采总量升高，幅度变化100%注采总量升高，幅度变化注采总量升高，幅度变化100%注采总量升高，幅度变化注采总量升高，幅度变化100%注采总量升高，幅度变化注采总量升高，幅度变化100%周期次数周期次数10轮次轮次10轮次轮次10轮次轮次越多越好越多越好注水时机注水时机含水含水80%含水含水50%含水含水50%含水含水50%后续注水方式后续注水方式调剖堵水调剖堵水+提液提液调剖堵水调剖堵水+提液提液调剖堵水调剖堵水+提液提液调剖堵水调剖堵水+提液提液65改变注水强度前压力场改变注水强度前压力场改变注水

108、强度后压力场改变注水强度后压力场死油区流体运移死油区流体运移?在一个或多个井组上周期性的调整注水强度，使相邻井组的注水强度相差较大，在一个或多个井组上周期性的调整注水强度，使相邻井组的注水强度相差较大，改变油藏流体流改变油藏流体流动方向，动方向，把死油区的油推到油井附近被采出来。把死油区的油推到油井附近被采出来。四、改变液流方向的水动力学调整策略四、改变液流方向的水动力学调整策略四、改变液流方向的水动力学调整策略四、改变液流方向的水动力学调整策略66产生液流改向的井间压差产生液流改向的井间压差产生液流改向的井间压差产生液流改向的井间压差 储层1 K1K2 储层2Pe1Pe2注采井组注采关系及地

109、层压力与距离、渗透率关系示意图注采井组注采关系及地层压力与距离、渗透率关系示意图油藏启动压力梯度与流动系数关系：则注采井间存在的启动压力为：产生液流改向的必要条件是：油藏启动压力梯度与流动系数关系：则注采井间存在的启动压力为：产生液流改向的必要条件是：P启动启动P0L注采井距注采井距2Pe1Pe2P转向转向P启动启动4956. 3ln3391. 0ln0=oKLP四、改变液流方向的水动力学调整策略四、改变液流方向的水动力学调整策略四、改变液流方向的水动力学调整策略四、改变液流方向的水动力学调整策略典型模型计算典型模型计算建立典型的反九点井网模型，地质参数及流体参数均源自典型井组分析计算结果。以

110、流线的形式建立典型的反九点井网模型，地质参数及流体参数均源自典型井组分析计算结果。以流线的形式展现了油井井底流压改变后液流改向的效果展现了油井井底流压改变后液流改向的效果。产生液流改向的井间压差产生液流改向的井间压差产生液流改向的井间压差产生液流改向的井间压差Jk5时井底流压变化前后的流线分布图时井底流压变化前后的流线分布图Pwf3.0MPaJk25时井底流压变化前后的流线分布图时井底流压变化前后的流线分布图Pwf4.5MPa68 02468101201020304050渗透率级差换向压差（MPa）考虑启动压力不考虑启动压力随着平面渗透率级差的增大，产生液流改向需要的压差逐渐增大，随着平面渗透

111、率级差的增大，产生液流改向需要的压差逐渐增大，呈对数变化规律呈对数变化规律；通过调整油水井工组制度改变液流改向，通过调整油水井工组制度改变液流改向，必须增加水井注水量、加大低产液井的产液量，同时控制高产液井的产液量必须增加水井注水量、加大低产液井的产液量，同时控制高产液井的产液量，以尽可能的满足换向压差界限。，以尽可能的满足换向压差界限。典型模型计算结果典型模型计算结果产生液流改向的井间压差产生液流改向的井间压差产生液流改向的井间压差产生液流改向的井间压差四、改变液流方向的水动力学调整策略四、改变液流方向的水动力学调整策略四、改变液流方向的水动力学调整策略四、改变液流方向的水动力学调整策略69

112、1、适合水动力学调整油藏区域选择、适合水动力学调整油藏区域选择?油层存在一定的油层存在一定的纵向非均质性、层内和平面非均质性纵向非均质性、层内和平面非均质性； 油层内注采接近平衡或压力平衡，具有一定的单井注采能力； 油水井连通率大于； 油层内注采接近平衡或压力平衡，具有一定的单井注采能力； 油水井连通率大于50%；区域剩余油饱和度大于；区域剩余油饱和度大于0.45。?在油藏边部，重点选择注采井网相对不完善、井组层间差异较大而不宜采用分层注水的区域；在油藏储层中部，考虑注采关联相对独立的井组。在油藏边部，重点选择注采井网相对不完善、井组层间差异较大而不宜采用分层注水的区域；在油藏储层中部，考虑注

113、采关联相对独立的井组。2、水动力学调整适用措施、水动力学调整适用措施?水井主要的调整措施是水井主要的调整措施是分注、增注、调剖分注、增注、调剖，油井主要的调整措施是，油井主要的调整措施是提液、堵水提液、堵水等。为达到增注和提液的要求，除要求提高注水井注入压力和降低生产井井底流压外，还需要进行必要的储层改造措施，如压裂、酸化等。等。为达到增注和提液的要求，除要求提高注水井注入压力和降低生产井井底流压外，还需要进行必要的储层改造措施，如压裂、酸化等。?根据油井实际生产能力，水动力学调整最有效的根据油井实际生产能力，水动力学调整最有效的实施时机在含水率实施时机在含水率80%前前。3、水动力学调整实施

114、建议、水动力学调整实施建议?实施水动力学调整过程中，应做好前期研究分析工作，从地下整体注采状况出发，选择适宜的井组，防止不稳定注水后其它油井单向突进、平面失调、能量下降等情况发生。实施水动力学调整过程中，应做好前期研究分析工作，从地下整体注采状况出发，选择适宜的井组，防止不稳定注水后其它油井单向突进、平面失调、能量下降等情况发生。?要结合地质因素、受效类型及实施中的注采动态变化等因素，确定不同周期、不同阶段配注水量，可以采用对整井进行不稳定注水，也可对注水井某一层段实施不稳定注水。要结合地质因素、受效类型及实施中的注采动态变化等因素，确定不同周期、不同阶段配注水量，可以采用对整井进行不稳定注水，也可对注水井某一层段实施不稳定注水。水动力学调整实施建议水动力学调整实施建议水动力学调整实施建议水动力学调整实施建议ENDENDENDEND