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1、第三章油田开发方式的确定驱动方式的选择 开发层系的划分与组合油田注水方式的选择 开发井网部署3-1驱动方式的选择驱动方式选择，是油田开发方案设计的根本决策,它直接影响开发层系的划分与组合、开发井网部署、注采 系统配置和生产建设规模。对于一个具体油田，选择何种开发方式， 由其技术-经济条件（油田地质、渗流特征、流体性质、 注入剂来源、地面工程费用等）决定。5#-1驱动方式的选择选择开发方式的原则是:既要合理地利用天然能量又要有效地保持油藏能量(如注入流体等)以满足对开釆速度和稳产时 间的要求。开发油田应主要是从取得最大经济利润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
2、(blowdown)开发或天然水驱， 然后再辅之第二、三次采油。同时还要满足国家宏观 经济发展的需求。3-1驱动方式的选择青西油田位于酒泉盆地酒西坳陷青西凹陷的南部，东 距玉门市约30k左右。酒西坳陷位于甘肃省河西走廊西 端，东起文殊山，西止红柳峡，北达宽台山、黑山，南抵祁 连山北麓，面积约2700km2o;=青西油田所在区域属大陆性气候。冬季寒冷，且 长达56个月，夏季凉爽，年温差很大，最高气温可达 32C,最低-26. 7C,日均温差1015C；年均降雨量有 157加；春秋多季风，风力最大可达9级。青西油田区域地面为戈壁丘陵，平均海拔2500叭其中，南部为陡峭的石山区，地势高；北部多为丘陵
3、戈 壁，相对较低，自然条件总体较差。53-1驱动方式的选择青西油田属于特殊类型油藏，主要表现在:构造复杂，断层多;岩相变化大、岩性复杂（泥质白云岩、砂砾岩）； 裂缝发育、储集空间与渗流特征复杂;超深层、特低孔、特低渗、高压、低饱和油藏。解决的关键问题开发方式开发层系的划分 开发井网井距产能规模、开发方案5#-1驱动方式的选择#-1驱动方式的选择青西油田各种开发方式技术经济综合比较表开发方式衰竭式米收率有利因素12T3%总投资少一采收率较高（高于衰竭式和注气）技术成熟21%采油工艺和地面工程比注气、水气交替非混相驱和混相驱简单总投资少比水驱低 7%（借用丘 陵油田结 果） 吸气能力强，易于实现注
4、釆平衡、保持 压力 注入流压低于注水，有利于避免裂缝张 开 没有水质问题比水驱高 单纯注气时，气油流度比对波及效率不水气交替 非混相驱5%（借用丘 利，而注入水段塞可以改善注气波及效陵油田结 率，从而提高注气釆收率。果）注入坯类溶剂可使油层中发生溶解和水气交替混相驱比水驱高 10-15%（借 用丘陵油田 结果）抽提作用，降低或消除油气界面张力和毛 管力，产生油气混相，从而大大提高了驱 油效率；鉴于气油流度比对波及不利，因此往汕 层注入水段塞以改善绘类溶剂的波及效率，使釆收率大幅度提高。不利因素采收率低、裂缝易变形闭吞 注入水易沿裂缝水窜 水敏性中等-强 对水质要求较高 气油流度比远大于1,容易
5、产生气 窜，气驱油波及效率很低，采收率低 投资大 技术设备比较复杂 产能建设周期较注水长 一次性投资比较大 技术设备复杂 产能建设周期长 注入压力比单纯注水、注气高基同王三:_一=#-1驱动方式的选择衰竭式开采标定釆收率弹性驱釆收率：10-12% （压力5825MPa） 溶解气驱采收率：5-5.5% （压力25-20MPa） 衰竭式开釆产能递减快能量补充不足，压力递减快，产能下降；裂缝变形、闭合严重，对产能影响大，将导致采收率降低。根据分析，当压力由原始值（56. 59MPa）下降至l20MPa时, 产能将降65-75%,釆收率降低3-4%o考虑变形的影响，衰竭式采收率最终只能达到12-13%
6、 o驱动万式的选择渗透率有效应力变化曲线（地面条件）o o o o O岩石形变对产能的影响（衰竭式开采过程）8 6 4 2 0102030405C0No 1No 2YN O 3xNo. 4*No. 5No 6iNo. 783T驱动方式的选择数值模拟裂缝变形对开发效果的影响10101AOO06050403020孔隙压力(MPa)6O10103-1驱动方式的选择注水开发的可行性油层横向连通状况分析窿1块： Kg4和KgJ亚段连通较好有5口井以上控制的砂体连通厚度分别为251. Om和129.9 m,分别占相应亚段油层总厚度的91.3%和53. 7%。 K&3相对较差 K&2和K&i亚段连通性更差由
7、于部分井未钻穿和平面上岩性变化，致使储层厚度变薄，分布零散，连通性更差 K&3 . Kg亚段（第二套层系）是最有利的注水层段。10Q2-7窿1块注水连通图103-1驱动方式的选择窿5块: %吋、珀1和Kg4亚段连通状况最好（不考虑断 层）K&3考虑断层后连通较差，Kg4带有预测性 Kg/亚段次之叫町亚段最差 KgJ亚段（第二套层系）是最有利的注水层段大部分油层横向连通性较好，具有注水的地质基础1010有利注水层笫三套层系笫二套辰系Bill,1111：注水层段为二套层系的亚 段；咕昇和k,昇亚段如果没有断层 可以考虑注加I窿5北部注水10窿5块南部井区注水E73103-1驱动方式的选择注水开发的
8、可行性储层破裂压力分析破裂压力梯度：0. 0180-0. 0198MPa/m破裂压办 82. 4-85. 2MPa/m闭合压力：71. 3-76. 7MPa青西油田破裂压力数据统计表破裂压力梯闭合压力八opyi P深度（m）(MPa)度(MPa/m)二(MPa)柳1024234 57R 50 018571 5Hzr 且柳1块Ql-l4280. 091.90. 021081.9平均4257. 385.20. 019876.7窿1024537. 295.50. 021089.602（上层）4543. 076.40. 016870. 801块yve z L*Q2l（下层）4608. 575. 30.
9、 016367. 6壬平均壬 崖44562. 94179. 582.481.80. 01800. 019676.0 三66.9Q2-202-44324.14262. 970.77& 60. 0164o. 018466.370. 0|5 块 My J Q2-114579. 590.8cc c0. 0198c cccr82. 1W 8 平均4102. 64289. 793. 083.00. 02270. 019471. 071.3163-1驱动方式的选择163-1驱动方式的选择163-1驱动方式的选择注水开发的可行性最大注入压力最大井底注入流压：不能超过储层的破裂压力(裂缝开启压力)71. 3-7
10、6. 7MPa最大井底注入压差:19. 3 -24. 7MPa163-1驱动方式的选择通过多相垂直管流计算，最大井口注入流压为26.0-l=i1=131. 2MPa,可见，最大井口注入流压小于目前泵的最高压力 35. 0MPao青西油田最大注入压力(MPa)统计表163-1驱动方式的选择163-1驱动方式的选择分块破裂压力(MPa)开启压力最大井底(MPa)流压(MPa)地层压力保持水平(MPa)最大注入压差(MPa)最大井口注入压力(MPa)柳1 块 85.276.774.750.024.731.282.476.072.050.022.028.683.071.369.350.019.326.
11、0163-1驱动方式的选择注水开发的可行性注水时机在反复降压-升压过程中，岩石形变对渗透率和产能的影响大压力越高时开始恢复地层压力，渗透率恢复的幅度和最高值就越大注水时机：应是越早越好，即早期（或同步）注水比较注气开发的可行性注气开采存在的问题需要开展油气相对渗透率和气驱油实验研究；混相压力必须通过实验进一步证实；注气压力和注气能力，需要通过现场注气试验加以证 实；气源不足，需要外来（西气东输）天然气作为补充气 源；裂缝极为发育，容易产生气窜，气驱油波及效率很低;注气开发在我国仍属于新技术，实践过程中还会遇到很多复杂的情况;注气开发的建设周期要三年以上；技术设备比较复杂，总投资大，经济效益差;解决上述问题不仅有相当大的难度，更要耗费较长的时间。建议目前青西油田不宜注气开发。3-2开发层系的划分与纟呼、多油层油田的层间非均质特点 1.储油层性质之间存在差别; 2各层油水关系存在差别; 3.各层天然能量驱动方式存在差别; 4各油层油气水的性质、压力存在差别。划分开发层系就是把特征相近的含油小层组合在一起,与其它层分开，用单独一套井网开发，以减少层间干扰(interlayer interferenc
