延长油田动态分析基本内容和技术要求.docx

延长油田动态分析基本内容和技术要求.docx

《延长油田动态分析基本内容和技术要求.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《延长油田动态分析基本内容和技术要求.docx（11页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

延长油田动态分析基本内容和技术要求

油田动态分析技术要求

1适用范围

本技术要求是在石油天然气行业标准SY/T6225-1996《油田动态分析技术要求》的基础上结合大量的实际工作经验编写的。

它规定了油田开采中动态分析所需要的主要基础资料和技术要求，适用于公司天然能量及人工注水开发的稀油油田的动态分析。

2油田动态分析的概念及目的

油田动态分析是指通过连续收集大量的不同时间段的油、水井第一性资料（包括静态、动态资料），利用统计法、作图法、物质平衡法、地下流体力学法、类比法、数值模拟法等方法对收集的资料数据整理分析，进行油水井单井动态分析、注采井组动态分析、油田（区块）生产动态分析和油藏动态分析四个层面的动态分析研究，从而认识油层中油、气、水运动规律的工作。

它是注水开发油田分析见效、预测见水、方案调整与挖潜研究常用的基本方法。

正确分析注采动态,是编制合理的配产配注方案的基础。

合理的配注方案,再加严格执行,是减缓产量自然递减、实现长期稳产高产的关键。

在油田开发初期,一般根据静态资料制定注水技术政策及配注方案。

油藏投入开发后，油藏内部诸因素都在发生变化：

油气储量的变化，地层压力的变化，驱油能力的变化和油气水分布规律的变化。

动态分析就是研究这些变化，找出各种变化原因之间的相互关系，以及对生产的影响。

通过分析变化、解释现象，认识本质，发现规律，为调整配产配注方案提供依据，提出调整措施，挖掘生产潜力，预测今后的发展趋势。

油田动态分析的目的就是掌握油田开发过程中动态变化的特点及趋势，为制定油田年度生产计划和编制油田开发长远规划提供依据，增加可采储量，提高油田开发水平和总体效益。

3油田动态分析所需要的主要资料

3.1需要下列油藏研究图件：

a）油藏开发地质综合图、钻井测井图；

b）油层栅状连通图、油层剖面图、油层构造井位图；

c）油砂体有效厚度等值线图、油砂体有效渗透率等值线图、沉积相带图；

d）油、水（气）相对渗透率曲线；

e）孔隙度分布与毛管压力关系曲线；

f）渗透率分布曲线；

g）原油物性特征曲线。

3.2应具备下列开发动态数据及图件:

a）油田年度生产运行数据及其曲线；

b）油田综合开发数据及其曲线；

c）油田产量构成数据、曲线或图；

d）油田递减率对比数据及其曲线；

e）油田注采压力系统数据及其曲线；

f）无因次采液、采油指数与含水关系曲线；

g）油田开发阶段划分曲线；

h）油层压力分布等值线图；

i）注采剖面变化对比图；

j）剩余油饱和度分布图、剩余储量分布图；

k）油田开采现状图。

3.3所需油田开发效果评价资料如下：

a）驱替特征曲线；

b）含水率与采出程度关系曲线，水驱指数与采出程度关系曲线，存水率与采出程度关系曲线；

c）产量衰减曲线。

4油田开发动态分析的基本内容

油田开发动态分析可分为生产动态分析和油藏动态分析，生产动态分析根据分析研究的对象分为单井动态分析、注采井组动态分析和油田（区块）生产动态分析。

4.1油水井单井动态分析

4.1.1需要准备的资料：

a）静态资料：

井号、开采层位、砂层数据、油层数据、油层物性、油层油气水性质、单井控制储量、断层、裂缝资料等；

b）生产数据：

生产层位、射孔数据、压裂数据、压裂裂缝监测成果、工作制度、油水井综合记录、油水井月度数据、压力资料、液面资料、示功图、作业资料、分层测试资料、系统试井资料等，以及相邻生产井、注水井的有关资料；

c）曲线：

单井采油曲线、注水曲线、电测曲线、吸水剖面曲线、产液剖面曲线、注水指示曲线等；

d）图和表：

油砂体数据表、油砂体平面图、构造井位图、油水井油层连通图、油井生产数据表、注水井生产数据表、油水井措施前后对比表、以及根据动态分析需要绘制的各种数据表及图幅；

e）工程情况：

包括钻井、固井、井身结构、井筒状况、地面流程等资料。

4.1.2单井动态分析的基本内容

4.1.2.1分析生产井的产油量变化情况。

油井日产油量的变化一般有以下三种情况：

a）产量平稳型：

是指油井在较长时间内，日产油量波动幅度不大，基本稳定在一个水平上。

当产量平稳时应及时总结工作制度、合理压差、注采比及管井经验，尽力延长其稳产期；

b）产量递减型：

此时应及时分析变化原因，提出解决问题的措施；

c）产量递增型：

在未改变工作制度、未射开新层位、未进行增产措施情况下，油井产量逐渐上升为递增。

说明油井已见到注水效果，也说明注入水已向油井推进，如果控制不当，会造成油井过早含水、过早水淹。

应及时分析变化原因，提出解决问题的措施。

4.1.2.2分析地层压力

油井压力的高低是反映油井生产能力大小的一个重要指标。

地层压力的分析主要包括以下两个方面内容：

a）分析目前地层压力、总压差、地饱压差的变化；

现场应定期测地层压力。

对于依靠天然能量开发的油田，目前地层压力总是低于原始地层压力。

此时要合理使用地层能量，使地层压力不能下降过快、过大。

如果地层压力降到饱和压力附近时，地层中的油气将分离，使油的渗透率降低，从而降低采收率。

因此应确定合理的工作制度，使流压下降尽量缓慢。

对于注水开发的油田，目前地层压力往往保持在原始地层压力附近。

当总压差为正值时，说明注入量大于采出量，目前地层压力超过了原始地层压力。

在这种情况下，应控制注水量，保持注采平衡。

当总压差为负值时，说明注入量小于采出量，产生地下亏空，使目前地层压力低于原始地层压力。

对于目前地层压力远远低于原始地层压力的井，应该使注采比大于1，使地层压力逐渐恢复到原始地层压力附近。

b）分析流动压力、流饱压差、生产压差、套压和油压变化原因。

现场应定期测流动压力。

依靠天然能量开发的油田，随着油层压力的下降，流压也将下降。

当流压降到低于饱和压力时，油气在井下过早分离，造成气油比上升，油流上升困难，产量下降。

因此应及时调整工作制度，使流压下降尽量缓慢。

注水开发的油田，由于保持地层压力稳定，流压也就比较稳定。

一旦流压发生变化，如流压上升，流压梯度也上升，而油压、套压下降，就可能是油井见水。

因为原油见水，使井筒内液柱的密度增加，使流压及梯度上升，井口剩余压力下降。

这时应加强含水分析，测试找出出水层位，判断来水方向，调整工作制度和注采关系，尽量延长低含水期。

4.1.2.3分析油井含水变化，分析水源，分析见水层位。

油井含水率的变化可分为4类：

含水稳定、含水上升、含水下降、暴性水淹。

根据分析出的变化原因及时采取合理对策。

4.1.2.4分析气油比。

气油比反映每采出一吨原油所消耗的气量。

注水开发的油田生产气油比不能超过原始气油比太多。

若气油比太高，表明地下原油性质发生了变化，流动条件变差。

应分析发生变化原因，提出解决办法。

4.1.2.5分析水井注水压力、日注水量的变化原因，分析吸水剖面的变化原因，提出合理的调整措施。

4.2注采井组动态分析

4.2.1需要准备的资料：

注采井组动态分析是在单井动态分析的基础上，以注水井为中心，分析研究周围油井和注水井之间的注采反应特征。

除了准备与注采井组相关的所有油水井的单井动态分析所用的资料之外，还需准备井组生产数据表、注采井组综合开发曲线、示踪剂测试资料、水驱前缘测试资料、井组注采比、油水井之间的排列方式和井距、油水井连通情况等资料。

4.2.2注采井组动态分析内容

注采井组动态分析的主要内容是在单井动态分析的基础上，以注水井为中心，联系周围油井和注水井，将注采井组的各项指标进行对比（指所分析某阶段的阶段初与阶段末的各项指标），分析指标变化原因，总结注采井组存在的问题，提出调整措施。

对比的内容一般包括：

日注水量、日配注量、注水压力、日产液量、日产油量、含水率、动液面、注采比、流体性质等。

具体分析研究以下问题：

a）分析各油井、各小层产量、压力、含水变化的情况和原因；

b）分析注采平衡、分析水线推进情况；

c）分析井组连通情况、水驱动用情况；

d）分析注水是否见效，产量是上升、下降还是稳定；

e）分析本井组与周围油井、注水井的关系。

通过分析，提出对井组进行合理的动态配产配注，把调整措施落实到井、落实到层上，力求收到好的效果。

4.3油田（区块）生产动态分析

4.3.1需要准备的资料：

4.3.1.1油田地质资料，包括如下六项：

a）构造井位图、小层平面图、分层岩相图、油层剖面图、连通图和钻井测井图；

b）油层物理性质，即孔隙度、渗透率、含油饱和度、原始地层压力、油层温度和泥质含量等等；

c）油、气、水流体性质，即密度、粘度、含蜡、含硫、凝固点；天然气组分；地层水矿化度，氯离子含量；高压物性资料；

d）油水界面和油气界面；

e）油层有效厚度；

f）有关油层连通性和非均质性的资料。

4.3.1.2油水井生产动态资料，包括油、气、水产量、压力、井口及井下温度、动液面、含水、气油比、注水量、注水压力、吸水剖面、产出剖面、示踪剂测试资料、水驱前缘测试资料等。

这些资料要整理、加工、编绘成曲线。

4.3.1.3工程情况，包括钻井、固井、井身结构、井筒状况、地面流程等。

4.3.2油田（区块）生产动态分析主要内容 

4.3.2.1注水状况分析

a）分析注水量、吸水能力变化及其对油田生产形势的影响，提出改善注水状况的有效措施。

b）分析分层配注的合理性，不断提高分层注水合格率。

c）搞清见水层位、来水方向。

分析注水见效情况，不断改善注水效果。

4.3.2.2油层压力状况分析

a）分析油层压力、流动压力、总压降变化趋势及其对生产的影响。

b）分析油层压力与注水量、注采比的关系，不断调整注水量，使油层压力维持在较高水平上。

c）搞清各类油层压力水平，减小层间压力差异，使各类油层充分发挥作用。

4.3.2.3含水率变化分析

a）分析综合含水、产水量变化趋势及变化原因，提高控制含水上升的有效措施。

b）分析含水上升与注采比、采油速度、总压降等关系，确定其合理界限。

c）分析注入水单层突进、平面舌进、边水指进、底水锥进对含水上升的影响，提出解决办法。

4.3.2.4气油比变化分析

a）分析气油比变化及其对生产的影响，提出解决办法。

b）分析气油比与地饱压差、流饱压差的关系，确定其合理界限。

c）分析气顶气、夹层气气窜对气油比上升的影响，提出措施意见。

4.3.2.5油田生产能力变化分析

a）分析采油指数、采液指数变化及其变化原因。

b）分析油井利用率、生产时率变化及其对油田生产能力的影响。

c）分析自然递减率变化及其对油田生产能力的影响。

d）分析油田增产措施效果变化及其对油田生产能力的影响。

e）分析新投产区块及调整区块效果变化及其对油田生产能力的影响。

4.4油藏动态分析

4.4.1油藏地质特点再认识

4.4.1.1利用钻井、测井、油田动态、开发地震等资料，对构造、断裂分布特征和油藏类型进行再认识。

4.4.1.2应用开发井及检查井的钻井、测井、岩心分析，室内水驱油实验等资料，对储层性质及分布规律进行再认识。

4.4.1.3应用油田动态、不稳定试井、井间干扰实验等资料，对油藏水动力系统进行再认识。

4.4.1.4应用钻井取心和电测资料对储层沉积相进行再认识。

4.4.1.5应用动态资料对油藏地质储量参数进行再认识，按国家最新规范核算地质储量。

4.4.2层系、井网、注水方式适应性分析

4.4.2.1利用油层对比、细分沉积相等新资料分析各开发层系划分与组合的合理性。

4.4.2.2统计不同井网密度条件下各类油层的水驱控制程度、油砂体钻遇率等数据，分析井网的适应性。

4.4.2.3依据油层水驱控制程度、油层动用程度、注入水纵向和平面波及系数等资料，分析井网密度与最终采收率的关系。

4.4.2.4应用注水能力、扫油面积系数、水驱控制程度等资料，分析注水方式的适应性。

4.4.3油田稳产趋势分析

4.4.3.1应用分年度油田综合开发数据及其相应曲线,分析油田产液量、产油量、注水量、采油速度、综合含水、注采比、油层压力、存水率、水驱指数、储采比等主要指标的变化趋势。

4.4.3.2对照五年计划执行期间油田产液量、产油量、注水量构成数据表及其相应曲线，分析各类产量和各类增产措施对油田稳产及控制递减的影响，对产量构成中不合理部分提出调整意见。

4.4.3.3根据油田递减阶段产量随时间变化的开发数据，应用曲线位移法、试差法、典型曲线拟合法、水驱曲线法或二元回归分析等方法，分析油田递减规律和递减类型，预测油田产量变化。

4.4.4油层能量保持与利用状况分析

4.4.4.1分析边（底）水水侵速度与压力、压降以及水侵系数、水侵量大小的关系；对弹性驱、溶解气驱、气顶驱开发的油田，分析相应驱动能量大小及可利用程度。

4.4.4.2对于注水开发的油田，分析油田注采比变化与油层压力水平的关系和油藏目前所处开发阶段合理的压力剖面、注水压差和采油压差（或动液面及泵合理沉没度）。

4.4.4.3根据油田稳产期限、采油速度、预期采收率及不同开采条件和不同开采阶段的要求，确定油层压力保持的合理界限；分析地层能量利用是否合理，提出改善措施意见。

4.4.5储量动用及剩余油分布状况分析

4.4.5.1分析调整和重大措施（压裂、补孔、改变开采方式、整体调剖、堵水等）前后油藏储量动用状况的变化。

4.4.5.2应用不同井网密度下油层连通状况的分类统计资料，分析井网控制程度对储量的动用和剩余油分布的影响。

4.4.5.3应用油、水井的油层连通资料，分析不同密度的注采井网或不同注水方式下水驱控制程度及其变化。

4.4.5.4应用注入、产出剖面、C/O测试、井间剩余油饱和度监测、检查井密闭取心、新钻井的水淹层解释、分层测试、数值模拟等资料，分析注入水纵向及平面的波及和水洗状况，评价储量动用和剩余油分布。

4.4.5.5应用常规测井系列，建立岩性、物性、含油性、电性关系图版及公式，确定油层原始、剩余、残余油饱和度的数值。

利用原始、剩余、残余油饱和度（或单储系数）曲线重叠法确定剩余油分布。

4.4.5.6对于水驱油田，应用水驱曲线分析水驱动用储量及其变化。

4.4.6驱油效率分析

4.4.6.1应用常规取心和密闭取心岩心含油分析、天然岩心驱油试验等资料，分析不同类型油藏驱油效率。

4.4.6.2对于水驱油田，应用驱替曲线及其公式系列对驱油效率进行预测。

4.4.6.3应用油藏工程方法计算水驱波及体积、水驱指数、存水率等数据，分析水驱油效率。

4.4.7油层性质、流体性质变化及其对油田开发效果影响的分析

4.4.7.1应用检查密闭取心岩心润湿性测定或油层岩心室内冲刷润湿性定时测定等成果,分析岩石润湿性在油田开发过程中的变化情况．以及对两相渗透率曲线和最终采收率的影响。

4.4.7.2应用检查井密闭取心岩心退出效率测试或室内水驱油实验岩样测试的渗透率、孔隙度、滞后毛管压力曲线、电镜扫描和矿物成分等资料，分析油田开发过程中储层孔隙度、孔隙结构、渗透率、粘土矿物成分的变化，以及对油田开发效果的影响。

4.4.7.3分析油田开发过程中油、气、水性质变化及其对开发效果的影响。

4.4.8油田可采储量及采收率分析

4.4.8.1油田开发初期及中、后期可采储量的标定按SY5367的规定执行。

4.4.8.2油田技术可采储量及经济可采储量．根据油田驱动类型分阶段定期标定。

4.4.8.3分析下列因素对油田可采储量及采收率的影响：

a）油藏物性：

渗透率、孔隙度、含油饱和度、油藏面积及形态、储层空间结构、油层多层及非均质性；

b）流体性质：

原油粘度、体积系数、油层温度等；

c）岩石与流体相关的特性：

油水过渡带大小、驱动类型、润湿性、孔隙结构特征；

d）开采方法及其工艺技术：

开采方式、驱动能量、井网密度、压力系统、驱油效率；

e）经济因素：

地理条件、气候条件、原材料及原油价格变化。

4.4.8.4分析油田调整及大型措施前后可采储量的变化，并提出增加可采储量和提高采收率的措施意见。

4.4.9油田开发经济效益分析

4.4.9.1分析单位产能建设投资、投资效果、投资回收期、投资收益率、成本利润率等指标变化。

4.4.9.2分析不同开发阶段采油成本、措施成本变化及措施成本占采油成本的比例。

4.4.9.3根据油田剩余可采储量、产能建设投资、采油操作费、原油价格、投资回收期等指标，分析油田不同开发阶段井网密度极限和合理的井网密度。

4.4.9.4依据采液指数、生产压差、井网密度、工艺技术水平、地面管网设施、经济界限等因素，分析油田最大产液量。

4.4.9.5依据工艺技术和经济条件，分析油田合理的极限含水率。

根据高含水油井产值及能量消耗，确定高含水井关井界限。

4.4.9.6依据油藏驱动类型、采油方式、油水井技术状况、经济条件等因素，分析油藏废弃产量及废弃压力的合理界限。

油田动态分析工作是经常性的、多层次的、连续性的分析研究工作，油水井动态、静态资料的准确与否，关系到动态分析结论的正确性，关系到调整措施的有效性，关系到油田的稳产增产。

油水井动、静态数据收集整理的管理也应是连续的、多层次的。

从这个意义上讲，油田动态分析工作还应包括油田动态管理这个重要的环节，即应叫做油田动态管理与分析。

本技术要求自下发之日起执行。

本技术要求由延长油田股份有限公司开发部负责解释。