油藏工程第二部分.docx
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油藏工程第二部分
第二部分油田开发
通过油田的勘探及初期的试采，对油藏作全面的描述，便构成我们对油田的初步认识，建立起油田完整的地质—力学模型。
以此为依据，便可着手油田的整体规划，以便逐步地将其投人开发，以达到最佳开发油田的目的，取得最佳的经济效益。
油田开发方案，就是油田投入开发及建设的蓝图，是油田筹集开发资金、投人人力物力，建设的依据。
第一章编制油田开发方案的原则
石油是一种重要的战略物资，对国民经济发展有特殊的意义。
为充分利用和合理保护油、气资源，加强对油田开发工作的宏观控制，应按照我国“矿产资源法”和有关政策来制订油、气资源的开发方针及政策。
为此，在骗制开发方案时，必须贯彻执行持续稳定发展的方针，坚持少投入、多产出、提高经济效益的原则，严格按照先探明储量、再建设产能，然后安排原油生产的科学程序进行工作部署。
油田生产达到设计指标后，必须保持一定的高产稳产期，并争取达到较高的经济极限采收率。
在方案中，除油藏描述外，从工程技术上，应包括油田开发系统各部分，如油藏工程、钻井工程、采油工程、地面建设工程等。
各部分都要从油藏地质特点和地区经济条件出发，精心设计，选择先进实用的配套工艺技术，保证油田在经济有效的技术方案指导下开发，确保整个油田系统在高效益下运行。
开发设计方案是油田建设前期工程蓝图，必须保证设计的质量。
具体地说，开发方案要保证国家对该油田采油量的要求，即所制定的开发方案应保证可以完成国家近期和长远的采油量计划。
为保证原油产量长期稳定和逐步增长的需要，国家要求采取稳产的方针。
而一个油田如何保持稳产，应有一个合理的技术经济界限。
为此，需考虑储采比的高低，决定合理的开采强度以保证较长开发年限等。
油田开发方案还必须采用先进的开采技术，油田开采方式和井网部署，必须适应油藏特点。
进行多种数值模拟方案的对比和优化选择。
要按不同油藏的开发模式拟定配套的采油工艺技术系列，凡需要人工补充能量开采的油田，都要对补充能量的方式和条件做出论证。
方案选择要保证经济有效地增加储量动用程度，扩大扫驱体积和提高油田的经济极限釆收率。
为使全国原油生产稳定地增长，以适应国民经济发展的需要，可对不同级别的油田的稳产年限实行宏观的控制：
（1）可采储量大于1×108t的油田，稳产期应在10年以上；
（2）可采储量5000×104t到1×108t的油田，稳产期应在8-10年；
（3）可采储量1000×104t到5000×104t的油田，稳产期应在6-8年；
（4）可采储量500×104t到1000×104t的油田，稳产期应在5年以上；
（5）可采储量小于500×104t的油田，稳产期不少于3年。
要依照油藏特点和开采方式的不同，确定开发井的钻井完井程序及工艺技术方法要特别注意钻井过程中的保护油层措施。
井身结构的设计要适应整个釆阶段生产状况的变化及井行多种井下作业的需要。
油田的地面工程设计，必须在区域性的总体建设规划指导下进行，油田开发系统的地面工程设计要按稳产期末的最高产液量为依据，总体设计，分期实施。
油气集输系统要采用密闭流程。
注水工程、原油稳定工程、天然气处理工程、三废（废油、废气、废水）处理工程、防腐工程以及安全消防工程等都要与集输系统配套进行整体设计。
从经济上，油田开发方案要以最少的人力、物力消耗获得最佳的经济效益。
即投资最省、成本较低、建设期限短，投产后能得到较高的盈利。
考虑这些问题时，应与技术因素结合考虑，如油田采用天然能量开采则有投资少、成本低、投产快的优点；采用人工保持压力开采则可保持油田旺盛的生产能力，有利于延长稳产期，但要增加投资及费用。
又如分釆较合采开发效果好，但需要多打井，层系划分愈多，投资和经营费用就愈大。
因此，在技术经济研究中，应找出其合理的界限。
在作经济评价时，还应考虑从企业及国民经济两个方面来论证其经济效益。
有实际工作中，有些油田开发的局部经济效益并不显著，但从国民经济角度考虑却比较有利，此时虽开发投资或开发操作费用较大，企亚盈利很少，但从整体考虑仍应开发。
如某些边远地区的小油田或海洋上的边际油田以及稠油开发等均属此。
为解决边远地区用油，合理利用资源，国家常常采取必要的鼓励措施，支持其开发。
应该指出，随着我国社会主义市场经济的发展，金融、交通、信息等事业的开展，令后油田开发经济效益为主体的指导思想将会愈来愈占有重要地位。
因此，在油田开发过程中，要把油藏研究贯穿于始终。
及时准确地掌握油藏动态，依据油藏所处开发阶段的特点，制订合理的调整控制措施，保持油田开发系统的有效性，要依靠科学进步，努力提高油田开发技术和装备的现代化程度，加强科学研究和新技术开发准备工作，逐步提高生产效益和资源利用程序，提高油田开发水平。
第二章油田开发方式的确定
实际油田是千差万别，各种各样的，很难用统一的模式来确定其开发方式，必须因地因时制宜具体对待。
一个油田在地质—物理模型建立后，可以有许多方式可供开发，究竟哪一种方式最佳则要通过综合研究评价来确定。
本章将着重讨论有哪些可供讨论及研究的方案。
第一节驱动方式的选择
前面我们已经述及油田存在的几种驱动方式，它即可为天然所利用，也可以通过人工来建立。
而这些驱动方式又常常与地层压力大小有关，故地层压力经常是油田开发中最重要指标之一。
对于一个具体油田而言，我们选择的原则是：
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）以满足国家对开采速度和稳产时间的要求。
在这点上，我们与资本主义国家经营油田有根本的区别。
资本家开发油田是从取得最大经济利润及资金加速周转出发，总是想减少投资，充分利用天然能量，进行油田衰竭式开发或天然水驱，然后再辅之第二、三次采油。
我国则从边有需要与市场经济相结合，从全国经济整体及长远利益出发，在自然条件不能维持能量的情况下及早注水或注气，以保证油田的稳产和高产，再转入三次采油。
为此，我们必须进行区域性的调查研究，了解整个水压系统地质、水文地质特性和油藏本身的地质—物理特征。
油田有边水还是底水，有无液源供给区，中间是否有断层遮挡，岩相变异，尤其是含油边缘附近的渗透性好坏，边底水是否活跃都会影响自然水驱的利用。
油田有无气顶及其大小，油层顶部渗透必理否好，若垂直渗透率高，油层比较陡峭则有利于气顶膨胀及次生气顶的形成，溶解气逸出向气顶补充，有利于建立气压驱动。
当通过预测及研究确定油田能量不足时，则应考虑向油层注入驱替工作剂—水、气、蒸汽或其他工作剂。
注人剂的选择也与储层结构及流体有密切的关系。
当储层内渗透性很低时，在该处注水效果往往很差，油井见效慢，故高产井不仅适宜于采油更适于注水。
但断层及裂隙较多时，采用注水、注气，可令水、气沿断裂处窜人生产井或其他非生产层，因而必须搞清其发育规律，因势利导，以扩大水淹及水驱见效面积。
若储层性质均匀，渗透性好，油粘度小，水敏性粘土矿物少，对注水开发是合理的。
如渗透率值低于20-25×10-3μm2，不采取措施，效果会很差的。
若储层倾角较徒，在10-20以上，垂直裂缝发育，利用油气分离及顶部注气则会取得良好效果。
若油层渗透性太差，厚度过大，也易形成气窜。
此外，原油与气体粘度比也不宜过大。
开发过程的控制即开发速度的大小，也会对驱动方式建立产生重大的影响。
开发速度过大，由于外排生产井的屏蔽遮挡作用，往往使内部井见效受到影响。
开发速度过小，满足不了产量的要求。
此外，开发速度过大也可造成气顶、底水锥进、边水舌进，影响采收率。
对于较厚的油层，还可造成水气不合宜的超前超覆作用，降低驱替效果，影响采收率。
实行人工注水、注气还要考虑注入剂来源及处理问题。
如某处于沙漠的油田，顶部已形成气顶，且上部还有气层，底部含油边缘附近是低渗带，沙漠地带水源困难，那么，是否注水呢?
此时考虑注气会比注水更优越些。
注水必然要涉及水质、是否与储层配伍及环保等问题。
注冷水、淡水可能会对地下温度、原油物性及粘土矿物产生影响，这也涉及水内是否要加添加剂，如氯化钾、活性水等，是否要作加热的预处理。
显然，向油层注人驱替剂要增加油田前期的投资、设备及工作量，实现这些要求的技术措施的可能性，成本大小，并由此措施所获得经济效果和采收率多少，是否得以偿失。
因此，在选择压力驱动时，应该对地质、工程及经济全面加以分析考虑，对于采取不同方式所能获得烃类的最终釆收率及经济效果予以论证，从而确定其必要性、可靠性，确定注入剂的类型。
此外，还应结合流体性质、储层孔隙结构、粘土矿物成分，确定注人剂标准及添加剂、注入的程序。
最后，还应该指出，由于水的来源广、价格便宜、易于处理、水驱效果一般较溶解气驱、策略驱强，故凡是有条件的油田；我国都采用注水开发，并取得了显著的经济效果。
但是也应指出，它不是唯一最佳的，必须因地因时制宜，防止绝对化及僵化。
它是我国现阶段的产物，今后必须加以发展。
此外，在一个油田为了实现有效的注水，还应多方面采取措施，尤其是工程工艺的措施，以提高水驱效果。
第二节开发层系的划分与组合
实际上所发现的绝大多数油田是属于多油层或多油藏的。
合理地划分和组合开发层系可以减少层问干扰，提高纵向波及系数，是开发多油层油田的一项根本性措施。
所谓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，提高注水纵向波及系数及采收率，并以此为基础，进行生产规划、动态分析和调整。
在本世纪40年代以前，油田开发采用天然驱动或衰竭式开采石油，一井开采多层可以少打井，提高单井产能，故对开发层系的划分与组合未能引起人们的重视。
但油田在强化水、气驱的过程，各层因非均质差异形成的层间矛盾非常突出，常可使合釆的某些层不出油或少出油。
因此，当前世界上许多新开发的油田，除油层少且薄；面积小的个别例外，一般都划分成几套层系同时进行开发。
县体的做法有两种：
（1）层系一开始就细分，多套井网分采不同的油层，少搞分层作业，实现较高的波及系数。
（2）初期层系划分得粗一些，少钻井，多搞分层开采作业，提高注水波及体积。
后期根据需要，多井网分釆各层。
美国多采用第一种，他们不强调自喷生产，油井完成即安抽油机。
注水井用“永久作业”调整吸水剖面，采油井尽可能降低流压，以消除层间干扰，油层很少搞分层配产工作。
苏联多采用第二种，每套开发展系有效厚度不超过20m，油层数不超过4个。
杜依玛兹油田，平均有效厚度为15-20m，罗马什金为15m。
我国的砂岩油用多为陆相沉积，具有多物源、多旋回、岩性物性变化大、非均质严重的特点，多采用粗分层，后期调整。
大庆油田中区葡一组和萨尔图葡二组两套，有效厚度为15.15m和15.65m；克拉玛依油一区分克一克二，分别为14m及9m。
这些油田发展了以分层注水为基础的分层测试、分层采油和分层调整挖潜的工艺措施以适应初期及中期高、稳产的要求。
但进入中含水后期开采阶段，靠堵水和偏心管柱增到四至五级，各层的差异仍大，水洗程序不一致。
需进行开发层系的调整。
如胜坨油田的沙二油层由原来的二套细分为几套分采，对每套井网采用了不同的注水系统和井距、排距。
表2—l是我国73个注水开发的砂岩油田统计的结果。
大多数油田为一套层系，油层数为5—15层，有效厚度为10-20m。
在油层多、厚度大、层间渗透率差异大的油田，则划分成为若干个层系开发。
表2—I我国砂岩油田层系的划分
层系套数
油田个数
代表性油田
1
40
扶余、杏树岗、魏岗
2
9
克拉玛依、喇嘛旬、江汉习二区
3
7
老君庙。
埕东。
钟市、萨尔田北一区
4
4
河南下二门、双河
5
4
胜坨二区、王家岗
根据乔罗夫基对苏联油田44个开发层系的统计，大多数油田将l—4个层划分成一套层系来开发。
表2—2是苏联几个大油田划分层系开发的情况。
表2苏联几个大油田开发层系的划分
油田名称
开发年代
层系套数
每套层系内
层数
厚度（m）
杜依玛兹油田
40年代末
3
1-3
3-20
姆罕菪夫油田
50年代
2
5—6
14
罗马什金油田
50年代
2
1
5-15
萨马特洛尔油田
70年代
5
2-7
7一11
那么，为什么在多油层非均质油田进行水驱时要分层开发呢?
前面巳作过简单的回答，以下作更深入的分析。
当油层内各小层渗透率粘度相差几倍至几十倍时，混合注水因各小层吸水能力不同，造成注入水在各层的推进速度、采油速度不同，以致开发过程中见效显著的地层压力过大，驱油阻力变小，水淹程度高。
见效小或未见效层则不然，甚至有些根本没有流动。
这种矛盾可能愈来愈严重，直至油井见效层出水，有些层还出油甚少，甚至未动。
我国老君庙L油层混合注水开发就是很好的例证。
当L3层已经水洗完水淹后，Ll、L2层油层压力还未得到恢复，采出数量还很少。
苏联克里活诺索夫等研究某油田多层合注证实，油田不同层因渗透率不同，在多层合注的吸水剖面上，渗透率较低的油层不吸水，注水量全部被渗透率高的层所吸收。
经采用不同压力分注后，才使得没有吸水的油层开始大量吸水。
表2—3列举了其中一个实例。
表2—3苏联某油田油层合注与分注吸水能力对比表
井号
层位
射孔厚度
（m）
渗透串
（×10-3m）
合注
分注
压力
（at）
水量
（M3/d）
压力
（at）
水量
（M3/d）
压力
（at）
水量
（M3/d）
3266
τ
τ+A
2．0
11．0
170
600
114
0
114
140
0
1260
142
125
359
737
958
A
B
τ
2．6
2．4
6．6
100
350
101
0
0
130
150
105
30
130
3206
A
B
τ
τ+h
2．4
3．2
3．2
10．0
130
130
130
250-400
113
0
0
0
142
120
0
0
0
386
123
187
因此，矿场上常采用见效层及不见效层、井来表明各层、井的注水效果。
显然，在合采井中，见效层的油层压力增加，产出量上升。
在合釆井产量保持不变的情况下，人使该井流动压力上升。
因此，当低压层压力低于合釆井流动压力时，低压层就将停止生产。
有时，甚至庙坟层出来的液体还会从井中倒灌进人低压层。
这种井在单层出水后，表现尤为突出。
这些特征：
也可从部分井堵水资料看出来。
表2—4是其中一例。
所以，油井见水后，通常使得井筒内流体密度增加，引起流压上升，同时又恶化了低压、低渗透率层的生产条件，形成倒灌现象，结果这些低压层的储量根本没有动用。
表2-4杏北油田不同井距堵水后出产数据表
井距
（m）
井数
（口）
时间
日产油
（t）
含水
（％）
流动压力
（at）
地层压力
（at）
总压差
（at）
生产压差（at）
采油指数（t/（d.at）
500
6
堵前
20
77．0
106．5
114．6
-1.9
8．1
2．42
堵后
38
6．9
81．2
102．7
-13.6
21．5
1．80
300
7
堵前
15
75．0
116．0
128．6
+11．0
12．6
1．19
堵后
19
40.7
98．3
117．3
-0.4
18．9
1．01
为了减少高压层对低压层的影响，在含水井中经常要求在开发过程不断调整工作制度、逐渐放大生产压差、提高产液量外，在注采工艺上，应该考虑单井分注合釆或分注分采、合注分采的技术，尽量减少层系的数量。
那么，层系应该怎样划分才好呢?
显然，这是我们值得研究的课题。
它包括在地质、驱动、工程及经济因素方面的影响．需要通过生产试验、实践及综合研究来解决。
通常认为：
（1）随着开发层系内油层层数和厚度增加，油层动用厚度和出油好的厚度明显减少，油层采油强度下降，采收率下降。
a·不同注水压力下工作层与射开层之比和层系分层性的关系曲线。
b-层系中不工作渗透串与最高
曲线l—10分别表示注水井的井口压力层渗透率比值和注入压力的关系
为315．265，240,185，165，140．120,115．85,65at
图2-I非均质油层合采的实验关系曲线（罗马什金油田）
季雅舍夫根据苏联罗马什金油田42口井，105个工作制度的试井和测试资料及专门矿场试验结果，得到非均质油层合采的实验关系曲线，如图2—1，该图曲线a表示：
在多油层开发时，不是层系中所有油层都参加生产的，随着注入压力的提高，工作的油层数增加，让所有巳射孔油层都受到影响是不可能的。
曲线b可以确定不吸水层的渗透率。
曲线c可求得不吸水层的影响半径（泄油半径）或者不工作油层投入开发时的井网密度，从而可确定哪些油层与高渗透率油层合釆时没参加产出。
若要使没有动用的油层投入开发，途径是加密井网，或用独立的层系开发，或提高注水压力。
大庆油田研究了随着油层射开厚度的增加，单位厚度釆油指数和采油强度有明显降低的趋势。
见图2—2。
它表明开发层系随着厚度的增加，一部分油层发挥作用差。
图2—2大庆油由初期分E单位厚度采油指数与有效厚度关系曲线
当然，上述情况势必形成层间矛盾加剧，影响到油层的釆收率。
卡契托夫根据苏联油藏大量资料，通过计算表明，随着渗透率和油水粘度比的增加，多层牲对原油采收率的影响也随之增加，当渗透率大于800×10-3μm时，比较均匀层组与非均匀层组原油采收率差值可达15％-18%。
（2）开发层系内高、低渗透率油层不同的厚度比例，对开发效果影响大。
杨通佑等人曾用大庆油田小井距试验井生产史，作了五个不同渗透率（100，300，500，700，900）不同厚度比例对开发效果的影响（见图2—3）。
可以明显看出；高渗透率层变化，层间的非均质性对采收率有明显的影响。
高渗透率的厚度比越大；层间的非均质系数越小，采收率越高；反之则低。
但当低渗透率层厚度超过60％时，虽然非均质系数增加，采收率反而略有上升，而低渗透层厚度占40％—60％时；采收率最低—。
如高渗透层为主，夹一、二低渗层影响不大；若以低渗层为主，夹—、二高渗薄层则将导致油田井过卑水淹，釆收率下降，影响不大。
（3）开发层内不伺渗透率、不同粘度油层、不同组合对开发效果影响很大。
杨通佑等人还研究了五点法面积注水下两等厚油层，不伺渗透串、不同油水粘度比、不同组合的影响。
计算结果，随着两层粘度比比值的增加（第二层油水粘度比不变），采收率明显下降，当高粘度且为高渗透层时，随着两层渗透率比值加大，采收率反而略有增加，这说明流体的流度比大小将会对开发产生综合影响。
因此，在进行油层组合开发时，必须具体分析注采过程存在的层间及层内矛盾，否则可降开发效果。
当然，将特征相似的油层组合在一起，用独立井网开采；可充分发挥各类油层的生产能力，缓和层间矛盾。
也就是说，合理组合及划分、调整开发层系是实现油田稳产、高产、提高采收率的一项重要措施。
根据我国非均质、多油层油田所具有的特点，在编制老君庙、克拉玛依、大庆油田等开发设计时，为合理划分及组合开发层系制订了以下几项原则：
（1）一套独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油井具有一定的生产能力；
（2）两套开发层系之间，应具有良好的隔层，在注水开发条件下，两套开发层系能够严格分开，以避免层系之间发生水窜，影响分采效果；
（3）同一开发层系内各小层的物理性质相似，尤其是油层渗透率接近，以防止注水过程中，形层严重的单层突进；
（4）同一开发导弹系内各小层的油水分布、原油性质、压力系统应当接近；
（5）划分开发层系时，应考虑当前采油工艺技术水平，同一油藏中相邻油层应尽可能组合在一起，以便进行井下工艺措施，应尽量发挥工艺措施的作用，不要将开发层系划分过细，即可少钻井，有便于管理，又能达到同样的开发效果。
前苏联勃拉维得夫根据乌拉尔、西伯利亚油田开发经验，提出六条划分开发层系的原则：
（1）油层不能与油气层或底水油层合并为一套开发层系；
（2）每套开发层系应当具有足够的储量；
（3）划分开发层系应当考虑油层的产率，高产率层可作一套层系开发的单位，原油储量可能比低产率油层小一些，但是必须保证获得的采瀘量有利可图；
（4）把几个可采储量比较大的油层合并为一套开发层系是不合理的，应当根据产率和最终技术经济指标作为划分开发层系的厚度标准。
在西伯利亚的条件下，划分开发层系的最小厚度可以定为4m，对于油气层或底水油层，厚度标准应该大一些；
（5）渗透率相差一倍以上，以及压力本差很大的油层，不能合并为一套开发层系；
（6）原油粘度相差三倍以上，或产率相有效期一倍以上的油层不能合并为一套开发层系。
这些原则是值得我们借鉴的。
但量工发层系不能划分过细，应少投人（井），多产出（油），减少管理及经济支出，这又是值得注意的事。
除了单狡的层系划分外，也可以采用插花的形式进行组合。
如果考虑到油层自上而下，或自下而上，先“肥”后“瘦”，先“瘦”后“肥”及工艺技术措施等开发方式，层系划分还可有更多的组合方式，这些在具体油田研究时，应在深人了解其储油层特征的基础上加以确定。
开发层系的划分涉及油田的总体战略布署，包括油田的地面建设设计和布署，一旦失误则要造成很大的浪费和后患，这种教训是国内外皆有，不可掉以轻心。
根据我国具体的油田的开发实践，在进行非均质多油层层系划分时，采取以下步骤进行研究：
1.研究油砂体特性及对合理开发的要求，确定开发层系划分与组合的地质界限
我国油田开发实践表明，我国陆相沉积油层含油最小的基本单元为油砂体。
因此，通过分层对比，定量确定特性参数后，应查明油砂体的大小，以此为核心，进行储油层研究。
在研究时，应注意：
（1）分析油层沉积背景、沉积条件、类型和岩性组合（研究以油层组为单元），通常油层沉积条件相近，油层性质也就相近。
，在相同井网、注水方式下，开采特点也大体一致。
故将沉积条件相迫的油层组合成一套井网进行开发。
（2）研究液层内部的韵律性，以便细分小层。
（3）从油砂体研究人手，来认识油层分布形态和性质。
油砂体是控制油水运动的基本单元。
在详探阶段，井数较少，可以油层组为单元，从统计油层有效厚度、渗透率、岩性等资料入手，以研究油层性质及其变化规律，了解各类油砂体不同延长度和不同分布面积油砂体所控制的储量，不同等级渗透率油砂体所控制的储量；主要砂体性质及其差异程度，不同开发层系组织的可能性，各类油层分布的稳定性，并对此作出评价。
表2—5是某油田一个开发区各油层组按砂体分类的结果。
表示第四油层组占90％储量的油砂体为高、中渗透层，延伸稳定，大于3.2Km2的油砂体储量占96％以上；大于5Km2面积的砂体占储量的94％。
这说明第四组油层与其他油层组有显著的区别。
第一、三、五组油砂体特点相近，属于中、低渗透层，延伸不稳定的油层。
占储量50％—80％的油砂体渗透率均小于0.3μm2延伸3.2Km2的油砂体只占储量的30％-60％，小于3Km2面积的则占储量40％-60％以上。
表2—5某油田各油层组油砂体特性分类表
油
层
组
各级渗透油砂体占本组
储量（5）
不同廷仲长度度砂体占本组储量累积（％）
不同分布面积油砂体占本组储量（％）
0.8
（μm2）
0.5-0.8
（μm2）
0.3-0.5
（μm2）
<0.2
（μm2）
>3．2
（Km）
>l.6
（Km）
>1.1
（Km）
>0．6
（Km）
>10
（Km2）
10-5
（Km2）
5-3
（Km2）
<3.0
（Km2）
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