《油田开发概论》
第三章：开发储层评价
储层地质研究可以分为勘探储层（区域储层）与开发储层两大类。勘探储层评价主要涉及储集的时空分布和对油气聚集带内在地质规律的揭示，是对油气勘探工程的指导。
开发储层评价是指从油气田发现开始直到开发了的整个过程中所有的储层评价工作，是直接为油气开发工程服务的。勘探储层评价是开发储层评价的重要基础，而开发储层评价是勘探储层评价深化。当然，两者因目的不同，研究的重点内容不同。工作方法和手段也不同。
第一节概述
一、开发储层评价的主要特点
1．开发储层评价工作具有阶段。随着开发过程，储层评价工作从储层宏观特征逐渐深入到小层内部的微观水地质特征，从定性描述向是量表征和预测发展，是对储层评价研究的不断认识和深入。
2．开发储层评价的目的为油田开发方案，动态分析，调整控潜提供地质依据的，所其评价重点内容是影响开发动态的储层地质特征。如对注水开发而言，评价的重点应是控制和影响注水开发效果（水驱油效率和注入水波及系数的大小）的地质特点，当然，不同类型油的地质特征不同，评价的则重点也是不同。
3．开发储层评价采取的是静态与动态评价想结合的方法，动用多手中动态评价技术手段，进一步验证和深化用静态方法对储层静态特征的研究，并得出对储层开发（主要是注水开发）动态的认识，为多技术，多学科综合应用于开发储层评价工作，更好地为油气田开发服务。
二、开发储层评价的资料基础
开发储层评价所需的基础资料有四大类
1．岩心及其实验分析资料
与勘探阶段区别不大，仅是有一些特殊取的岩心分析，如评水淹部分的岩心分析；了解储层的渗流特征，未取相对渗透率，水驱油效率，储层的敏感性等。
2．测井及其解释资料
主要搞清油层的“四性关系”满足如下需要：
①岩类的判别，对比标准层的建立；测井相的建立；
②渗透砂岩、隔层、产油、产量、产不层的定性判别
③孔、渗、有效厚度，Sio,siw的定量解释
④投产后的储层动态参数的确定。如出油厚度，出油量，剩除油饱和度等。
3．测试资料
包括：地层测试（重复式、钻杆测试），试井，完井试油（特别是分层试油），示踪剂测试，以及开发过程中生产井的数据等资料。
测试资料应能满足
①建立储层压力场和温度场；
②确定储层的边界与性质、连续性、连通性；
③确定储层中流体的性质与分布；
④确定储层的产能大小；
⑤了解储层中油气的动用程度和水淹状况；
4．开发地震资料
油田发现以后，用三维地震测量，配以部分重直地震剖面（VSP）测量，通过各种特殊处理用于对储层进行评价，由于其具有一定的优越性，而广泛受到重视。（VSP是井下检波器在地层内反射而附近拾取的反射波剖面，为高保真记录的一维反射图象。由于它用时间显示，未经速度投标，因此，通过VSP与钻井地剖面进行对比，可直接建立时、深关系。并可VSP剖面上确定开发地震资料主要用于：各地层界面的反射同相轴，将两者站在一起确定共相应的地质层位
①通过地震相识沉积相。地震相是特定沉积相或地质体的响应。根据地震反射特征，如反射外形，内部结构，顶底及侧向接触关系，以及振幅的强弱等主要参数，确定出地震相类型，从而定出沉积相类型来。
②精查储层的构造形态，断裂分布发育情况。通过三维地震测量往不能补充，修正原有的构造解释。
③识别储层的岩性，确定储层的厚度，分布、形态，特别是可用合成地震测井等进行储层横向追踪，确定砂体的类灭位置等。
④利用各种声波信息判断储层中的孔隙发育带，用名种地震烃类检测技术判断储层中流体类型和确定油水、油气界面。
⑤监测储层开发过程中流体流体的变化，如气顶的变化，底水的推进，热蒸气和吞吐前人的位置等。
以上四大类资料用于储层评价“岩心是基础，地球物理（测井与地震）”是
手段，测试是验证，必须强调综合运用各种技术方法，才能保证对储层作出科学评价。
三．开发储层评价工作程序及其各阶段评价内容
每个开发阶段具有的资料基础不同，所要解决的开发任务不同；
1．开发准备阶段：
①对各含油层系进行地层对比。开发层系油层组划分，做出油层综合柱状，油层对比剖面图。
②描述各油层组岩性特征。
③分油层组统计有效厚度，分油层组的有效厚度等值图。做含油面和图，描述砂体的连续性，稳定性、方向性。
④沉积亚相分析：分析各亚相带的旋回性、韵律性等，做出相模式图。
⑤开发储层孔隙结构研究；（各种测试方法）如压录等
⑥物性分析；统计Q、K分布，各油层组或含油层系间的渗透率很差，变异系数，做水均质评价。做出含油饱和度统计。
⑦渗流特征分析；分含油层系，油层组确定润湿性，做出相对渗透率曲律，做出敏感性评价。
⑧隔层研究：确定隔层标准，统计含油层系，油层组间的隔层厚度，隔层的孔渗性、裂缝、钻遇、描述隔层的岩性，做出隔层平面等厚图。
⑨在上述研究的基础上初步建立储层的概念模型。
2．开发方案设计与实施阶段
①进行油层对比，将含油层系细分到小层。做连通图，小层平面分布图。
②开展小层沉积相研究，将沉积相带划分到微相。
③孔隙结构研究“控制成因单元砂体的最小一级沉积环境”
④成岩作用研究
⑤水均层性研究：以小层为单元，进行平面、层间、层内水均质性描述，统计变异系数，水均质系数，很差等数据。
⑥渗流特征分析；分区块、分油层组
⑦隔层研究
⑧根据对小层特征的上述研究，以小层为单元，对其作出评价分析分类。
⑨进一步完善储层概念模型，建立出储层静态模型。
3．开发方案的调整与完善阶段
油田开发方案全面实施基本结束后，根据开发生产和油田动监测资料，结合前段静态资料，对小层进行认识，加深对储层特征认识，掌握油水运动规律，搞清剩余油分布，为油田开发方案的调整与完善提供较精细（确）的储层静态模型，并研究和建立更精细的对井间水控制参数点有实际预测意义的储层预测模型。
①开发方案实施后，对储层的各种特征进行全面的系统的认识，检验沉积微相划分的合理性；
②研究开发过程中（主要是注水开发过程）中储层特性的变化，流体分布的变化，水淹规律和剩余油的分布规律等。
③进一步研究高孔隙带，高渗透带的分布规律；加强对渗储层特征的研究；
④为编制三次采油方案而进行的储层评价工作；如经初步分析，本油田宜采用热力采油技术，则需要进一步评价储层岩石的密度、比热、导热系数，层内水均质特征、，原油的粘、度密度、燃烧特点等。
第二节砂体的沉积微相分析
一、油田开发中的沉积微相分析概念
储层沉积学理论指出，沉积环境是沉积物形成条件，而沉积相是在该环境下形成的岩石特征的组合。沉积相是沉积环境的产物，是沉积环境的物质表现。砂体的沉积环境和沉积条件，控制着砂体的分布状况和内部结构特征。大量的实验和生产动态研究表明，不同环境成因的砂体其储层性质不同，流体在其中的运动规律不同，开发特征也不同。
对于开发储层评价而言，进行相分析必须逐级分析到微环境和微相。所谓“微环境”是指控制成因单元砂体——即具有独特储层性质的最小一级砂体的环境（装示楠1990）。如研究曲流河环境沉积的砂体，应进一步细分为点坝、决口扇、中沟和废弃河道等微相，它们虽属同一曲流河上的沉积。但储层特性完全不同，开发效果差别很大。
开发与勘探阶段中的相分析所研究的目的不同，资料不同，所详细程度不同，勘探相分析一般比纵向上划分到群、组、段、平面上划分到大相；而开发中的相分析，垂向上要细分到单层，平面上要细分到微环境，确定每口井，每个油层气处的微相类型。因此，人们往往把油田内的油层沉积相研究称为“细分沉积相”。
二、砂体沉积相分析方法：
开发储层沉积相分析一般的程序为：分析区域沉积背景，划准大相和亚相，确定油田所处的相带位置；划分沉积时间单元；确定各沉积时单元的向相类型。
1．划准大相和亚相
油田开发中储层沉积相分析总是在一个油田范围内进行的，研究范围比较局限，若脱离大相的控制，直接进行微相分析，就容易发生“窜相”。因此，识别微相必须在识别大相，亚相的前提下级进行。
一般利用区域岩相古地理研究成果，分析区域沉积背景，结合岩心观察和分析化验资料，以及测井相分析和地震相分析，划定大相和亚相。
2．划分沉积时间单元
所谓沉积时间单元，系指在相同沉积环境背景下的物化作用，生物作用所形成的同时沉积。同一单砂层就是同一沉积时间单元的沉积产物。进行单克砂体沉积微相分析时，划分的沉积单元应当是一个一次连续沉积的单砂层。
不同的沉积环境下形成的沉积其稳定不同。划分沉积时间单元的方法也不同。
（1）对于湖相和三角洲前缘相比较稳定的沉积环境下沉积的油层，因其大多具有明显的多级次沉积旋回和清晰的多标准层，岩性和厚度的变化均有一定的规律可循，所以常用“旋回对比，分级控制”的旋回—厚度对比油层的方法，即在标准层控制下，按照沉积旋回的级次和厚度比例关系，从大到小逐级对比，直到每个单层。
（2）对于河流沉积环境下的不稳定沉积而言，由于沉积环境变化快，河流侧向摆动与下切巨烈而导致砂层厚度不稳定，厚度与岩性变化，就不能采用前述方法。
如图1-1中2井钻遇河床下切中心，存在1井及3井中的2号砂层因河床下切而被冲蚀掉，此时如果不考虑沉积和条件将2井中的厚砂层劈分为1、2、3号三层后与1井3井连接对此线，势必混清了沉积时间的顺序搞乱了沉积时间单元，该认识和指导合理开发带来了困难，所以一般采用“等高程”对比法。（地下地质讲过）
该方法的原理是：同一河流内的同期沉积物特别是河道末期因淤塞而形成的以悬浮物为主的泛滥平原沉积物，其顶面就是等时面（地下地质讲过）。
3．进行各沉积时间单元微相分析
（1）单井相分析：
依据各巧综合资料建立单井相分析柱状图。主要反映砂层的定相标志，确定相类型和在纵向上的相层序，以及选定的指相测井曲线，单井相分析的可靠程度
直接影响着相分析的最终结果。（可用图说明）。在建立单井相剖面的基础上，根据加密井网测井相解释成果，可以得出砂体沉积微相平面分析状况。进而可以建立全区的沉积模式。
（2）砂体沉积相类型与开发动态
一定沉积成因的油砂体必然有一定的结构，构造特征，注水开发时也知必然不一定的生产特征也是不同的。
如大庆油田研究河道砂岩体中的注入水水淹规律为“局部突进条带水淹”，得于河道砂体主体部位的油井多为“高产短命井”；而注入水在河口砂坝砂岩体中的水淹要比在河道砂体中均匀，且多形成“高产稳产”。
从砂体的成因入手，总结不同相类型砂体的沉积特征与注水开发动态的关系，对指导油田合理开发有着十分重要的意义。
第三节储层的水均质性研究
一、关于储层水均质性的概念
1．储层水均质性的概念
储层水均质是指表征储层特征的参数在空间上的不均匀性。储层的不均质性是储层的普遍性，完全绝对的均质储层是不存在的。在开发储层评价，对储层的水均质的评价具有双重性质的，即对赋存流体的岩石的水均质性和岩石空间中赋存的流体的性质的水均质性的评价。
岩石的水均质性和流体水均质性，往往是相互关联又相互制约的。但岩石水均质性又往往是首要的，主导的因素。岩石的水均质性主要是原始沉积过程中形成的，也可能是后业形成作用，构造变动造成的可以说沉积环境主要控制着储层岩石水均质性，而岩石的水均质性又进而控制着储层孔隙空间中流体的分布和流动，因此，影响流体在其中分布和流动的那些性质及其变化，这就是油田开发中储层描述和评价的重点。
2．储层水均质性的分类
根据水均规模大小，成因和对流体的影响程度来进行分类。目前较为流行的多种分类方法基本上都是按规模大小来分的。
如Pettijohn（1973年）等提出的五咱种类型（图），Haloidsen （1986）分为四个级别（图）即微观（孔隙和砂粒），宏观（岩心规划），大型（模拟网格观模）；和臣型（地层和区域规模），第二届国际储层表征技术研讨会（1989）上有人分为微观（孔隙规模）；宏观（井间）；中观（层规模）及宇观（油田规模）四
级。
我国学者裘亦楠，根据我国陆相储层特征及生产实践，把碎屑岩储层的水均质由小到大分成四级即：
①微观孔隙水均质性；包括孔隙分布、孔隙类型、粘土基质等；
②层内水均质性；包括粒度韵律性，层理构造变序列，渗透率差异程度及高渗段位置，层内不连续泥质灰层分布频率和大小，以及其它不渗透隔层特征，全层规模的水平垂直渗透率比值等；
③平面水均质性；包括砂体成因单元连通程度，平面孔隙度和渗透率的变化及水均质程度，渗透率的方向性，
④层间水均性；包括层系的旋回性，砂层间渗透率的水均质程度，隔层分布，特殊类型层的分布，层组和小层划分等。
这一分类方案更加明确，而且适合生产中应用。目前应用较广泛。
3．研究储层水均质的意义
在注水开发中，关键是解决好开发中表现出的层间、层内和平面矛盾，而储层的层间，层内和平面水均质性不是导致这三大矛盾的根本原因。同时，储层水均质性直接影响水驱系收率的大小。
微观水均质性有直接影响驱油效率高低；而层内、层内、层间水均质性直接影响厚度波及系数的大小；平面水均质性直接影响面积波及系数的大小。在搞清储层各种水均质性的前提下，采取各种合理的开发措施，是提高采收率的关键。
二、砂体几何形态与连续性的确定
1．砂体几何形态分类
砂体几何形态是砂体各向大小的相对反映。砂体几何形态的地质描述一般以砂体的长宽比分为：
①席状砂体：长宽比近于，平面上呈等轴状；
宽厚比＞1000；
②土豆状砂体：长宽比＜3：1形状似“土豆”
宽厚比＞100；
③条带状砂体呈带状分布若长宽比＜20称为条带状，＞20，则可称之鞋带
砂体
宽厚比＞30；
④不规则状砂体；形态不规测，一般有一个主要延伸方向，但在其它方向也
有延伸。长宽比＞20：1
宽厚比＞30；
2．砂体连续性的概念
砂体连续性指砂体在各向上的规模大小，重点是研究它的长度和宽度，反映砂体的侧向连续性。
表达砂体连续性，通常用砂体实际延伸的长度和宽度，砂体的宽厚比，砂体宽度与井距之比，钻遇率（钻遇砂层的井数与总井数之比）来表示。
砂体连续性按延伸的长度可宽度可分为五级；
一级：砂体延伸大天2000米，连续性极好；
二级：“”1200—200米，连续性好‘
三级：“”600—1200米“”中等；
四级L“”300—600米“”差；
五级：砂体处伸小于300米，连续性极差；
3．砂体形态与连续性的判断与确定方法
①用沉积概念模式来判断
在储层沉积学理论中，建立了较完整的沉积模式，并指出了相同成因的砂体有大致相近可相同几何形态与连续性。如三角洲前缘砂岩体，海滩砂岩体通常为席状；河道砂岩体往往是条带状；事实上，砂体的形态也可作为划相的标志之一。
②用井眼资料确定
油田现场主要是利用井眼资料作出单砂层厚度等值线图，勾画出砂体平面变化趋势，然后着重进行砂体几何形态和连续性研究。
③用地震资料来确定
方法主要有：合成志波测井法，波形振幅分析法，三维地震技术VSP（垂直地震）技术等。
确定砂体的几何形态和侧向连续性，对开发中采取的布井方式和井网密度有实际有指导意义。大面积稳定分布的油层。一般适用于切割排状注水，且较稀井网就可对油层有较好控制。小面积分散规划分布朱稳定油层，则往往需要采取面积。注水和较密井网来开发。研究表明；大面积稳定规则分布的油层，注入水波及系数大，剩余油量少；反之，注水效果要差。
三、砂体的连通性分析
连通性一般是指各成因单元有砂体在垂向上和侧向上相互接触连通的方式
和程度。如果相互间连通性好。就必然扩大了储层的连续性。砂体的连通性与前述的砂体的几何形态及连续性同为储层平面水均质性的研究内容。
1．砂体间的连能方式和连通程度
（1）连通方式
砂体之间的连通方式可概括为基本的三种形式
砂体间在侧面上连通为主；砂体间在垂向上相互连通为主；灰体彼此之相互连通（2）连通程度
描述砂体之间相互连通的程度大小，一般可用下列几个参数；
①砂体配位数：与某一个砂体连通接触的砂体数。
②连通程度：指砂体连通面积部分占砂体总面积的百分数。
③连通系数；连通砂体的层数占砂体层数的百分数。
④厚度连通系数：连通砂体的厚度占砂体总厚度的百分数。
大庆将各井之间为同一砂体者称为一级连通；同一进期沉积的不同河道砂体相交或相切接触时称为二级连通；河道砂体与其它类型砂体连校时两者岩性、物性有很大的差异，称为三级连通。
2．孔隙连通单元
开发地质研究中研究砂体的连通性有二重含义。一是砂体间的相互接触连通关系，二是储集砂体内的孔隙连通单元的分布情况。油气分布在储层的孔隙中，而且只有分布在连通的孔隙中，才可以被开采出来。特别是在注水开发中，注入井和采油井必须在同一个孔隙连通单元中才存在有驱替油气的作用。
对于注水开发油田来说，孔隙连通单元是油气开采的基本单元。不弄清孔隙连通单元，要确定科学的注采井网是不可能。如：陕甘宁盆地长6.2储层的物性遮挡，渤海湾盆地中一个砂体被断层切割成几个孔隙连通单元有等实例。
3．砂体连通性的研究方法
（1）静态法：
①根据钻遇砂层实际数，统计砂体连通程度参数。用表格或绘制砂体连通图。
②用艾伦（A.Allen,1978）提出的“河道砂体密度监界值法”来推测砂体连通情况的统计对比法。
成因单元砂体之间的连通程度取决于沉积体的沉积速度，沉积体的冲裂转移频率和盆地沉降速率之间的相对大小大系。若沉降速度小于沉积速率，则砂层沉积数多，砂体连通程度高，反之就低。
且当河道砂体间垂向密度大于50%时，一般砂体连通性好，小于50%以上，砂体大面积、连通，扩大后的砂体宽度可超过数千米，而密度小于30%时，多属孤立的河道砂体，砂体密度在30—50%之间时，要作具体分析，可能会有局部连通。
③断层封闭性研究分析，（地下地质已讲过）。
断层两则岩性的接触关系（岩性）“岩性与断面物质的排驱压力的大小声波测井曲线等。
（2）动态法
研究一砂体与另一砂体接触连通后是否真不具有水动力联系，断层两侧储层是否同处一个压力系统，砂体中是否会有二个或二个以上的孔隙连通单元等问题，动态法要可靠的。
动态法主要包括：干扰试井法，测压分析法，示踪剂测试法，油水井生产动态分析法等。
四、砂体微观孔隙结构特征的分析
（油层场理已讲了部分内容）
1．孔隙（喉）大小及分布特征分析
2．孔喉大小及其分布特征对驱油效率的影响等
五、储层的层内，层间水均质性研究
1．层内水均质性
层内水均质性是指一个单砂层规模，内部垂向上的储层性质变化。它是直接影响和控制单砂层内水淹厚度波及系数的关键地质因素。层内水均质性是生产中引起层内矛盾的内在原因。
层内水均质性重点分析的内容有：
（1）垂向粒度分布的韵律性：
①不韵律
②反韵律
③复合韵律：即不、反韵律以上下组合，由不韵律组合称复合不韵律，由反韵律组合者为复合反韵律；
④均质韵律；颗粒粗细上下变化不大，接近均匀分布；
⑤无韵律；颗粒粒度在纵几上变化不规律可循；
（2）层理构造
碎屑岩储层中常发育有水平层理、斜层理、交错层理、层理的存在会引起渗透率的各向异性，从而影响注水及三次采油开发动态。
水平层理发育时，会影响流体的垂向流动（渗流），注入水易顺层理面推进，也很可能因注水压力高使层理面启开（开启），导致注入水沿层理而严重水窜，使驱油效果不好。对于斜层理而言，渗透率的各向异性也很明显。在顺层理、逆层理方向渗透率的差异，严重影响不同方向注水时的采收率大小，大庆油田对斜层理砂岩储层进行不同方向注水驱油模拟实验其结果；
不同注水方向驱油效果对比
从上表的结果可看出，垂直于层理方向渗透率较低，采收率最高；而顺层理方向的渗透率高，水淹快，无水采收率低，易形成较多的残余油，故驱油效率低，最终采收率也低。
交错层理的渗透率各向异性最强，且交错纹层组合愈复杂，各向异性程度愈高。Weber（1983）通过研究指出，对于交错层来说，垂直于前程纹层（平行于吉河道轴）方向的驱替特性比主流动平行于前程纹层更有利。事实上，渗透率的方向性控制着驱替特征的各向异性。
（3）层内夹层
层内夹层指位于单砂层内部的相对低渗透率层或作渗透性岩层。在注水开采过程中，夹层对地下流体具有隔绝能力或遮挡作用
层内夹层常见的有泥（页）岩，粉细质泥岩、钙质泥岩、含砂泥岩等，此外还包括成岩过程中形成的硅质、钙质条带等。
常见是泥（页）岩夹层，一般厚度较薄，仅有数厘米至数十厘米，延伸的长度一般也不大。但在不同相带砂体的延伸范围明显不同，如在三角洲前缘相中的延伸范围大于在分流河道砂体中，而分流河道中的处伸又大于在点坝砂体中，总的来说其侧向连续较差，有人分析认为，这种泥（页）岩夹层代表了在弱紊流地区水均匀地形中沉积的物质的细粒部分。因此，夹层的厚度仅与沉积过程中的局部地形有关，似乎与夹层的延伸长度无关，这样就导致井与井之间夹层的不可对
比性。
层内夹层的分布状态除可在单井岩心剖面上观察和露头调查外，也可用自然伽码—中子测井曲线来识别。通过统计井剖面中的夹层频率（单位厚度岩层中夹层的层数，单位：层/米）和夹层密度（夹层总厚度占所统计）的砂岩剖面总厚度的百分数来表示，也可绘制成夹层等密度设图来直观反映。
泥（页）岩夹层的产状决定了砂与泥之间的配置方式，进而对油水运动的空间轨迹，速度和采出状况有密切影响。平行于砂层面分布的夹层对垂向渗透率有很大影响，而由于上下夹层合并可与层面方向斜交分布，或由于不规则的粘土层和相互交织。也会阻碍流体的水平流动，并使流体运动更加复杂化。
（4）层内渗透率水均质性
描述层内渗透率的分布特征，一是要确定层内最高渗透率的处的位置，二是单砂层规模的垂直和水平渗透率的比值，三是层内渗透率的分布模式的差异程度。
①理论研究和数值模拟实验以及闭密取的分析油层水淹规律，均表明在其它条件一定时。单砂层中最高渗透率段越靠近项、上部，水淹厚度波及系数越大，越接近衣部，水淹厚度波及系数越小，且油层厚度越大，重力作用越明显，底部突进现象越严重。这不是不韵律厚油层在注水开发中面临的最大问师——严重的层内矛盾。
②全层规模的垂直渗透率与水平渗透率的比值，反映了流体在垂和水平方向流动能力的相对大小，它决定于砂粒，片状矿物的排列，层内夹层的存在，各种层理构中的泥质纹层等因素。两者的比值越大，越有利于提高水淹厚度波及系数。
③单层渗透率的垂向分布模式可对应粒度的分布特征，也可分为不韵律反韵律，复合韵律（包括各种组合）等，不同渗透率模式，即对注水开发效果有很大的影响。相对应的为开发效果差水淹厚度小，含水上升快和开发效果好的水淹厚度大（反韵律），介于中间的为复合韵律等。
层内渗透率的水均质性差异程度，通常用于列定量统计参数来。表示： ①渗透率变异系数（Kv ）:
单砂体内渗透率样品标准偏差与其平均值的比值 即：Kv k δ
=
其中2)/ki k n δ=-
式中：δ—样品标准偏差 Ki—单个样品可各相对均质段渗透率率值，10-3um2
δ—样品平均值
k—样口数
Kv反映样口偏离整体平均值的程度，Kv≥0。Kv值越小，说明样品值越均匀，非均质性弱。通常用Kv可粗略地评价层内水均质程度，即Kv＜0.5为均匀，
0.5-0.7为较均匀，≥0.7为不均匀，当然还需综合其它条件。
②渗透率突进系数（K
T
）:（非均质系数）
单砂层内渗透率极大值与平均值的比值：
即；
max
T
K
K
k
=1
1
n
i
hiki
k
n
hi
i
=
=
=
∑
K
T 是评价层内渗透率非均质性的一个重要参数，K
T
≥1。KT越小，说明垂向
上渗透率变化小，注入剂厚度及系数小，驱渍效果好，反测向变化大，注入剂易由高渗段宗进，注入剂厚数波及系数小，水驱效果差。
③渗透率级差（K
T
）
单砂层内渗透率最大值与最小值比值。
即
max
min T
K
k
K
=
所映渗透率变化的幅度，K
T
≥1。数值越大，非均质性越强，数值越接近1，储层越均质。
研究表晃，层内平均渗透率分别与突进系数及变异系数虽反此关系。说明平均渗透率越低，变异系数越大，突进系数也截越高。
渗透率级差及突进系数与变异系数呈抛物律，即指数关系，表明渗透率倍数越大，实进系数越大，则变异系数也越大，渗透率级差和突进系数大到一定数值后，变异系数相变化减小，实践表明，变异系数能较好地反映储层的非均质性。
2．层间非均质性
层间非均质性是指垂向上各种环境的砂体交互出现的规律性，以及途径为隔层的泥质岩类，在剖面上的发育和分布情况，属于层系规模的储层描述。
层间非均质性研究既是油田开发初期划分开发层系，确定开发方案的地质基础，也是在多油层合理时分析层间矛盾和研究剖面水淹规律及剩余油分布特征的
地质依据。
层间非均质重点研究内容有：
（1）砂层的发育与分布
①分析沉积旋回性，认识砂体在剖面上的发育与分布，划分储层单元，了解特殊的分布等。
②统计分层系数垂向砂岩密度等参数，研究砂体的发育与分布。
分层系数：指一定层段内砂层的导数。常以平均单井钻遇砂层数表示，一般分层系数越大，则层间非均质性愈严重。
垂向砂岩密度；又称砂岩系数，指剖面上砂岩总厚度占地层总厚度的百分数。数值越大，砂体越发育，连续性好。
（2）各砂层间渗透率非均质程度
通过统计分析层间渗透率很差，突进系数，变异系数，来分样研究砂层之间的渗透率差异。其差异程度，在很大程度上决定着中层的产油吸水状况，是引起层间干扰的主要原因，所以它也是划分开发层系必须考虑的一个重要因素。
（3）主力储油层在剖面中的位置，分布的集中程度和高顺水层有分布等必须考虑主力油层的具体分布以及非主力油层在剖面上的配置关系，最大限度的发挥主力为油层的作用，则地应尽可能地减小层间干扰，使各类油层都能得到较好的动用，如对高渗层具体位置的确定，可采取适当的措施，避免造成过早形成注入水单层突进。
（4）层间隔层的岩性、物性、分布状况
搞清其差别是目的，如隔层分布范围，厚度。
（5）构造裂缝的发育程度，产状和分布规律
六、砂体的平面孔隙与渗透性
砂体内的孔隙度、渗透率的平面变化与砂体的几何形态，连通性等内容同属储层平面非均质性的研究范畴，直接关系到注入剂的平面波及效率。
1．岩性变化引起的渗透率方向性
沉积能量大小决定了沉积岩的岩性，而岩性对物性有直接的控制，一般的沉只规律是，高能带沉积体中的岩相粗、物性大，如在平面上随着沉积环境由高能向低能的转变，相应也会出现砂岩—细砂岩—粉砂岩—泥质砂岩—砂质泥岩—泥
页岩这样的沉积序列，伴随着的也是渗透率逐渐降低的序列。分析沉积能量喧，有助于我们认识沉积物岩性带的分布，进而掌握渗透率等物性的平面分布。在河流三角洲沉积体系中，许多砂体的几何长轴方向，也是渗透率最大方向。沉积体的主体带的渗透率大于边缘带的渗透率。
2．砂体内沉积构造和结构同不因素引起的渗透率方向性
除了层理等构造可引起砂本中具有主向性渗透率外，伸长砂粒、状矿物的定向排列也会引起渗透率的方向性。砂粒沉积时的排列方式受沉积时水流方向影响很大。一般都是砂粒长轴平行于古流方向，且大头一端指向来水方向。顺古水流方向，由沉积颗粒所形成的孔相道对于其垂直方向来说，孔道较直，弯曲较少，孔径变化也较小，故沿此方向渗透充一般都大于其垂方向渗透率，且向下游方向渗透率高于向上游方向渗透率，所以注水驱油开发时，如果沿古水流方向注水驱油。注入流动阻力小，推进快，在此方向油井易早水，且易水淹，而在其它方向的油井免效差，使总的水驱效果不好。
3．裂缝引起的渗透率的方向性
当储层中发育裂缝时，往往会导致储层渗透率的严重非均质性。沿裂缝的延伸走向。储层有很高的导流能力，所以，它很大程度地控制着注入的运动轨迹。
对裂缝分布规律的认识，可通过定向全岩心分析，构造学分析，地层段角测井，脉冲试井，注示踪剂分析和注水开发动态等方法来进行，确定出裂缝的主要走向方位。
一般认为对有天然裂缝的油层，注水井应沿裂缝延伸走向布置使注水流律垂直裂缝走向，有利于驱替裂缝壁两侧孔隙介质中的石油，使注水控面积大，波及系数大，采收率高。
除裂缝外，砂体沉积时形成的渗透率方向性，是导致注入水平面舌进的主要原因。注入水总是优先沿渗流阻力最小，渗透率最大的方几和部位快速推进，而在低渗方向和部位推进较幔，造成水线前缘的严重非均匀分布，影响平面波及效率。如果能够预先认识到砂体在平面上的非均质性，就可有效地指导我们采用合理注采方案。达到最佳开发效果。
第六章提高采收率的方法
一个油田投入开发后，其开发效果主要有三个指标衡量；采油速度、采收率、经济效果，它们是反映油田开发技术水平，采油工艺对油田储层利用程度的标志，随着开发水平和开采技术的不断改时和提高，采收集也会不断提高。由驱动杰类型可知，若仅依靠天然能量来开采渍层，其采收率和驱动方式有关。水压驱动的采收率约为50-80%；采驱为30-70%而溶解气驱采收订，一般只有10-15%，这说明即使在最好的水压红色动的油田，最的也将有一半原油采不出来。如果我闪将采收集提高一倍，这将意味着只要增加很少投资，就等于将原来一个油田变成两个油田可见提高原同采收率的重要性，如何提高采收率已成为国内外采油工作者研究的主要课题。
由于影响采收率的因素是多方面的，所以，提高采收率总是从各个方面考虑，通过油田生产实践和科学试验，所提供的各种提高系数，率的方法，按其质，都是从改变驱油介质的性质方面入手，来达到提高驱油时的波及系数（注入工作剂在油层中波及程度）和洗驱油效率，按其工艺特点所采用方法有：注水时应用各种添加剂来提高采收率，用互溶混相驱的方法以及采用热力红驱动提高采收率的方法。
1．注水时加入各种添加剂提高采收率（化学驱）
添加剂的作用是提高水的粘性，或降低油同水界面的张力，用某此化学试剂来改变的性质，目前矿场使用和空内研究的方法有活性水驱，增粘水驱及低界面张力和高浓性水驱。
（1）活性水驱，就是在注入水中加入各种表面活性剂，改变注入水的性质，提高水的洗油能力。降低油水界面的张力，减少毛管阻力，同时活性水有使油乳化的能力，使油变成水包油型的乳化液，不易粘附在岩石表面，从而提高了洗油效率。
这种方法由于活性剂在岩石表面吸附损失比较严重，影响驱油效果。但随着活性剂活性物质工业的发展，同时加活性剂无需增加多少设图备投资，所以是有发展前途的一种提高采收率的方法。
（2）注稠化水：目有是降低油水粘度差，主要是提高水的粘度方法，即在水中加入增粘剂使水粘度提高，如加入水溶性的高分子化合物，目前采用的有人
工合成的高分子聚丙烯酰胺（PHP）以及生物合成的高他子化合物，如某些细菌生成的杂多糖等。
对增粘剂要求是稳定性好，在地下温下不产生沉积，与油层水和注入水不起化学反应，同时在岩石孔隙中不吸附或极少吸附，不诸塞孔隙，要求来源广，价格便宜，同时还要增粘效果好。
（3）注泡沫水：在注入水中加入少量的可以大量起泡的活性剂，在水中产生大量泡沫。这种泡沫的粘度远比水大，能使波及系数提高，同时泡沫水在油层中产生的气阻效应，使注入水能波及到渗透性较差的孔道中，从而也提高了采收率，另外起泡剂本身还是一种活性物质，所以泡沫水也是一种活性水，其洗油效率比纯水要高。
泡沫水是由水、气体（空气、天然气、CO
2
）起泡剂组成，起泡剂的作用主要是使泡沫容易发生，具有一定的稳定性，常用的有烷基磺酸钠，烷基本磺酸钠，松香酸钠等。
（4）注入氢氧化钠：Na OH可以改度油层的润湿性，由于石油中活性物质吸附在岩石表面，致使油层紊水变为紊油，从而降低了水驱油的效率，而原油中的活性物质，如沥青质酸和烷酸能与NaoH起作用，生成水溶性很好的环烷酸钠和沥青质酸钠，从而使岩石紊油转变为紊水，也就是提高了注入剂的洗油效率。而同时生成的环烷酸钠是形成水包油的乳化剂，它又是乳化剂夜的优点，另外环烷酸钠和沥青酸钠也是活性剂，还能降低油水界面张力。
（5）注二氧化碳水：由于CO
2极为溶于水和油，溶于水生成为碳酸，CO
2
能
提高采收率的原因在于其能降低原渍粘度。
CO
2
溶于油后减少了原油分子间的引力，因而使原油粘度降低了，从而提高了波及系数。
同时CO
2
可以与油水互溶使段塞前缘达到混相，清除界面。因此波及系数与洗油效率都可大小提高。
CO
2
还可改变油层的润湿性。
但是，CO
2
对设备有腐蚀，结垢现象也比较严重，况且CO2来源也是一个大问题，这是有待解决的问题。
（6）注胶束溶液，即油、水两相中加入活性剂，使油水互溶成为透明或半透明的胶束溶液，将这种溶液注入油层后能提高波及系数。同时胶束溶液是一种混溶剂，即可与油互溶，同时又可以与水互溶，这样就可以清除油水界面及界面
张力，减少毛细管阻力，因此波及系数，洗油效率都提高。
国外有人认为：只要胶束溶液能驱到的地方，可以100%地将油驱出，并且用量也较其它方法少。
三元复合驱：（A、S、P）
碱水
表面活性
聚合物
2．互溶混相驱方法
基本原理是清除由剂与原油间的相界面，减少驱油时的毛管阻力，附着阻力，增加驱油剂对油层的洗油能力。携节能力，从而提高采收率，常用互溶混相驱有以下几种方法：
（主要（1）高压注气：即在高压下（几百到上千个大气压），将天然气CH
4
是甲烷）注入油层使其驱汪。因为天然气在高压下性质和轻质油相近，对较重质油有溶解能力。因此，高压下注入的天然气与原油间界面就可以逐渐清除。实验证明；当油气达到互相互溶时，的气驱油的洗油效率可达90%左右，但是，由于气驱渍时的气，油粘度差很大，波及系数仍不高。所以这种方法只有在油层原油粘度不太大，且溶有大量的天然气，油层要保持较高的压力下才适用。
（2）注富气：即在注入气中，含重质烃类（C2-C6）的量较高，这样的气体对原油中的重质油组分溶解能力较一般天然气要强些。也就容易使富气和原油间建立互溶（混相）带，注入压力此高压注气的压力要求也低些，但是所需气量仍很大，一般注入量为孔隙体积的1—1.5倍。
（3）注溶剂：选择可与原油互溶又可以驱油剂（气或水）互溶的液体，注入油层，这呼液体有液化气（主要液化丙、丁烷），液化CO2，醇类、酮类等。但由于成本离而影响的广泛使用。
沉积驱方法。由于气来源，设备、成本条件的限制，目前在我国应用还很少。
（2）热驱方法
对于一些高粘度原油（油中含重质成分很高，粘度有的达到几千厘泊）的油田，若能提高油的温度，粘度便会下降，热驱就是针对采用油田而采用的较为有效的方法，目前常用的方法有注热载体法和火烧层法。
（1）注热载体：是选用能够携带热量的流体，将热能带到油层，使油温外升高，这种流体称为热载体，它能驱油的机理是：使油层厚油发生热膨胀，增加
地层面的体积系数，即相对增大油层内含油饱和度，冷却后残余油的饱和度相应减少，故多采出了原同，同时，原油粘度也降低，与驱油剂粘度并减少，提高了波及系数和洗油效率。另外热载体对原油中的易挥发必馏分有燕馏作用，也就易形成局中混相。
注热蒸汽，对于一些粘度特高的油层，其采收率可以5-6%，提高到30-40%。
注热载体主要存在热能量损失问题，故多用于浅而厚的油层目的是减少注入过程的热损失。注热载体法包括蒸汽吞吐和蒸汽驱动。
在热力驱中，蒸汽和蒸汽吞吐是两种广泛的应用的方法：
①蒸汽驱油
从井组为基础，向注入井连续地注入蒸汽，注入油层的蒸汽在完全冷凝之前，在油层内扩散蔓延，与温度降低的储层岩石接触时开始冷凝并释放出潜热，而蒸汽温变保持不变，从而将岩石及所含流体加热到蒸汽温度。冷凝水流向生产井，这样就形成了一个不断扩大的蒸汽带。水蒸汽的体积与少量体积的水相比要大得多，如1m3水能生产100m3，压力为1Mpa，于度为75%的蒸汽
蒸汽驱油机理可归纳为:
1)降低原油粘度，改善流动性。
2)原油增温热膨胀降低残余油饱和度。
3)蒸馏作用产生的轻质烃类馏分，进一步稀释采用油改善流度比。
4)蒸汽带内水蒸气和逐渐增多的冷凝水联合交替产生的原油驱油效率
在蒸汽驱过程中，往往一开始开发效果不太好当注采之间一但形成热连通后，再注蒸汽，便可获得较高的条收率。
②蒸汽吞吐
蒸汽吞吐又称循环蒸汽或蒸汽浸泡，是向油层内高速注几用蒸汽，然后关井数目，进行所谓的“焖井”然后再开井生产。
蒸汽驱和蒸汽吞吐的增产效果差别很大，这主要取决于井和油芷条件，如油层压力，原油粘度、饱和度、油层厚度，有无底水或气顶，注气过程地层是否压裂等。一般认为在油芷厚、井距小的情况下蒸汽驱效果愈加明显。
（2）火烧油层（火驱）法：
是将油层原油直接点燃，并不断向油层注助烯剂（空气）形成一个移动火线向油层纵深推进。
具体方法是用井下点火器（用气体燃料、液体燃料或电热器）首先将井底周
围的原油加热致自然燃温度（燃烧温度一般从250-500℃），随后不断注入空气助燃，使燃带为不断推进。靠近燃烧带原油受热蒸发、裂化，形成轻质油蒸汽向前流动。
1999年在北京香山召开的由国家科委发起组织讨论我国重大科技问题的第114次会议的中心议题是“石油强化开采中心的重大问题”，国家攀登计划“复合驱强化采油中重大基础性研究”首席科学家。中国科学院光化学所研究所教授俞稼镛教授讲“在今后很长地时间内，石油仍是国民经济发展的重要命脉，预计2000年我国的石油需求是将突破2亿，2001年将达到2.5亿，而我国的石油储量很难有较大的增长，很难设想大量石油依赖从国外进口。所以采油技术的研究不能受油价波动影响，要大力加强三次采油的基础技术研究，为21世纪我国石油工业的发展打下基础”。三次采油使采收率为30%增加至45-50%，攻克三次采油技术，提高采收率是无需找到油田即可找到新储层的理想道路，也是在我国新区勘探难大的形势下，来降低石油成本的现实之路。
第七章：提高采收率的方法：复习题
1．目前在提高油层采收率过程中，按其工艺特点所采用的方法主要有那几种
2．其各种方法的基原理和作用是什么？
4．油芷微生物处理技术（微生物采油）
微生物是指所有，形体微小、单细胞或个体结构较为简单的多细胞，甚至没有细胞结构（病青）的低等生物，包括、细菌、放线菌、霉菌、单位细胞藻类，原生动物和病毒等，类群十分底杂。
利用微生物的产业中，产值最大的有三项；即酵周业、抗生素业、和酶制品业，对人类文明的发展起着巨大的推动作用。但目前人类所不解的微生物仅占自然界中存原种类的十万分之一。自然中还有许我的微生物等待着人类去发现，认识，开发和利用。
微生物与石油的关纱，早期前苏联科学家就通过分析地面土壤中的细菌的种类来寻找油矿，加拿大科学家试验用细菌发酵来合成石油，1962年美国Backman 第一次提出利用微生物在地层中的活动来提高采收率的设想，1947年Zobell成功地进行了现场试验。随后许多国家开展微生物强化采油的研究和矿场试验，均获得了较好的效果。
油田开发中油藏工程技术方法的应用及其发展
油田开发中油藏工程技术方法的应用及其发展 摘要：油藏工程技术是实现油气田开发方案的重要手段,是决定油田产量高低、采油速度快慢、最终采收率大小、经济效益的优劣等重要问题的关键技术。分析了我国采油工程技术发展的5个阶段和各自的工艺技术状况,介绍了与我国油藏相适应的5套油藏工程技术方法,指出了采油工程技术今后发展的必然趋势。 关键词：油藏工程技术应用发展 油藏工程技术发展阶段 一、探索、试验阶段(50年代到60年代初) 1949年9月25日玉门油田获得解放,当时共有生产井48口,年产原油6. 9×104t,再加上延长15口井和独山子11口油井,全国年产原油总计7. 7×104t。1950年进入第一个五年计划时期,玉门油田被列为全国156项重点建设工程项目。一开始油井都靠天然能量开采,压力下降,油井停喷, 1953年在前苏联专家帮助下编制了老君庙第一个顶部注气、边部注水的开发方案。为砂岩油藏配套开采上述技术打下了一定的基础,成为全国采油工程技术发展的良好开端。 二、分层开采工艺配套技术发展阶段(60年代到70年代) 陆相砂岩油藏含油层系多、彼此差异大、互相干扰严重,针对这些特点,玉门局和克拉玛依油田对分层注水、分层多管开采进行了探索。60年代大庆油田根据砂岩油藏多层同时开采的特点,研究开发了一整套以分层注水为中心的采油工艺技术。 1、分层注水
大庆采用早期内部切割注水保持地层压力开采,采用笼统注水时因注入水沿高渗透层带突进,含水上升快,开采效果差,为此开展了同井分层注水技术。 2、分层采油 发挥低渗透层的潜力进行自喷井分采,可分单管封隔器、双管分采和油套管分采三种形式。 3、分层测试 研究发展了对自喷采油井产出剖面和注水井注入剖面进行分层测试、对有杆泵抽油井进行环空测试、油水界面测试及有杆泵井下诊断、无杆泵流压测试等技术。 4、分层改造 压裂酸化工艺是油田增产的重要措施。 二、发展多种油藏类型采油工艺技术(70年代到80年代) 1、复杂断块油藏采油工艺技术 根据复杂断块油藏大小不一、形态各异、断层上下盘互相分隔构成独立的开发单元等特点,采用滚动勘探开发方法,注水及油层改造因地制宜,达到少井多产,稀井高产,形成了复杂断块配套的工艺技术。 2、碳酸盐岩潜山油藏开采技术 潜山油藏以任丘油田为代表,与砂岩油藏完全不同,油气储存在孔隙、裂缝和溶洞中,下部由地层水衬托,成为底水块状油藏。以任丘奥陶系、震旦系油藏为主,初产高、递减快,油田开采中形成了碳酸盐
2 油田开发效果评价方法 油田开发效果评价贯穿于油田开发的全过程，正确、客观、科学的综合评价油田开发效果，是油田开发方案调整，实施有效、高效挖潜措施，达到高效合理开发的基础。目前评价油田开发效果的指标众多，根据各评价指标的性质和实际涵义，大体上可将其划分为三大类，即开发技术指标、生产管理指标和经济效益指标。开发技术指标是描述油田开发过程动态变化的参数指标，用来评价管理单元的开发动态状况，主要包括注采井网完善状况、含水变化状况、产量变化状况、储采开发状况、注水开发效果、开采程度指标等;生产管理指标主要包括措施效果评价、工作量完成情况以及油水井和地面设备的使用状况和动态监测状况；经济效益指标主要用来评价管理单元经济效益的，主要包括操作成本、新钻井经济极限初产、老井经济极限生产指标以及各项措施的经济指标。油田开发作为一个有机的整体，各项指标有着密切的联系，其中开发指标是油田开发状况的反映，是油田开发效果好坏的直接指标，在三类指标中占主导地位；生产管理指标是实现开发技术指标的基础和保障；经济效益指标是油田效益好坏的表现，是油田是否经济、有效开发的最终体现；开发技术指标和生产管理指标都是为实现经济效益指标服务的。由于课题来源于海外参股项目，中方为非作业者，对措施的实施以及经济评价没有决策权，因此，主要从开发技术指标方面对油田开发效
果进行正确的、客观的、科学的综合评价，从而指导油田的下一步开发调整。 2、1开发效果评价指标的筛选与计算方法研究开发技术指标大体上可分为6个大的方面，但在实际计算应用中，又进一步细分为多个指标，如反映注采井网完善状况的指标可进一步细分为水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、注采对应率、注采井数比、井网密度、单井控制地质储量等；注水状况评价指标可进一步细分为注采比、注水量、存水率、水驱指数、耗水比、地层压力保持水平等；含水变化状况指标可细分为含水率、含水上升率、含水上升速度等；产量变化指标可细分为地质储量采油速度、无因次采油速度、自然递减、综合递减、总递减、采油指数、采液速度、采液指数等；储采状况指标可细分为储采平衡系数、储采比、剩余可采储量采油速度等；开采程度指标细分为地质储量采出程度、可采储量采出程度、采收率等。为了能够应用较少量的开发指标较全面地反映油田开发效果，对国内外开发效果评价指标进行了系统的研究，根据中石化、中石油以及各油田单位的相关行业、企业标准或评比规定等，筛选了有代表性的油田开发效果评价指标，并对各项开发指标的计算方法进行了研究。 2、1、1天然能量与地层能量保持水平评价 1、天然能量评价油藏天然能量是客观存在的，其包括油藏在成藏过程中形成的流体和岩石的弹性能量、溶解于原油中的天然
评价油田注水开发效果指标的计算 (一)、见水井开井数：指已确定见水的油井中，当月生产出水的井，堵水后生产不出水的井不算在内。 (二)、产水量：表示油田出水的多少。包括日产水量和累计产水量。年核实水量为当年各月核实水量之和；核实累积产水量：为历年核实水量之和。 －计量综合误差）（井口产水量核实月产水量1?= (三)、综合含水率：表示油田出水或水淹程度。 (四)、水油比：从地下采出一吨油同时要采出多少水。它同含水率一样，也是表示油田出水程度的一个指标。 (五)、含水上升率：每采出1%地质储量含水上升的百分数。 (六)、含水上升速度：每月（或每季、每年）含水率上升的多少，这个数值叫做含水上升的月（或季、年）速度。 当油田中油井见水之后，含水将随油田采出程度的增大而不断上升，含水上升速度和含水上升率就是表示油田含水上升快慢的一个重要指标。 (七)、注入量：是单位时间内往油层注入的水量。注入量的多少表示注水的快慢程度。包括日注入量、月注入量、年注入量和累计注入量。 1 2 (八)注入速度
(十)注采比：注入剂所占的地下体积与采出物所占地下体积之比。包括月注采比和累计注采比。 注采比是油田生产中极为重要的指标之一，用它来衡量地下能量补充程度和地下亏空弥补程度。注采比、油层压力变化和含水上升速度等指标有着极为密切的关系，因此合理控制注采比是油田开发中极为重要的工作。 (十一)、注采平衡：注入油藏水量和采出液量的地下体积相等(注采比为1)叫注采平衡。在这种情况下生产，就能保证油层始维持一定的压力。 (十二)地下亏空：注入剂的体积少于采出剂的地下体积，叫地下亏空。是注采不平衡的表现。 (十三)累积亏空体积：指累计注入量所占地下体积与采出物所占地下体积之差。 (十四)注水利用率 用注水利用率衡量油田的注水效果。注水初期的油田不含水，注入1立方米的水就推出1立方米的油。注水利率就是指注入水中有多少留在地下起着驱油作用。 注水利用率随注水开发油田的生产时间加长而不断下降。 (十五)注水井吸水指数：单位注水压差的日注水量。 （十六）水驱储量控制程度：是指现有井网条件下与注水井连通的采油井射
中国石油大学（北京）远程教育学院 期末考核 《油气田开发方案设计》 论述题：从以下6个题目中选择3个题目进行论述，每题不少于800字。（总分100分） 1、详细论述油气田开发的方针和原则，以及编写油气田开发方案涉 及到的各个方面的内容。 提示：参见教材第二章，重点说明油气田开发方案编制过程中涉及到的八方面内容。 答：油田开发方针和基本原则 我国油田勘探开发应遵循的方针是： 少投入 多产出 确保完成国家原油产量总目标 具体遵循的原则是： 1、在详探的基础上尽快找出原油富集规律，确定开发的主要油层， 对此必须实施稀井广探、稀井高产和稀井优质的方针。尽快探明和建设含油有利地层，增加后备储量和动用储量 2、必须实施勘探、开发、建设和投产并举的方针，即边勘探、边建 设、边生产的方针 3、应用在稀井高产的原则下，实行早期内部强化注水，强化采油， 并且向油层展开进攻性措施，使油田长期高产稳产。
油田开发的核心是采油和采气 一个含油构造经过初探发现具有工业油流以后，接着就要进行详探，并逐步深入开发，油田开发就是依据详探成果和必要的生产性开发实验，在综合研究的基础上，对具有工业价值的油田从油田的实际情况和生产规律出发制定出合理的开发方案，并对油田进行建设和投资，使油田按预定的生产能力和经济效果长期生产，直至生产结束。 一个油田的正规开发经历三个阶段 1、开发前的准备阶段：包括详探、开发实验等选取代表性的面积， 选取某种开发方案，提前投入开发，取得经验，指导全油田的开发工作。主要任务是研究主力油层的分布，厚度和储量，孔隙度的大小和非均质的情况井网研究、生产动态规律研究确定合理的开采工艺 2、开发设计和投产，其中包括对油层的研究和评价，全面布置开发 井，注采方案和实施。 3、方案实施过程中的调整和不断完善，由于油气埋藏在地下，客观 上造成了在油田开发前不可能把油田的地质情况都认识得很清楚，这就不可避免地在油田投产后，会在某些方面出现一些原来估计不到的问题，使其生产动态与方案设计不符合，加上会出现对原来状况估计不到的问题，使其生产动态与开发方案设计不符合，因而我们在油田开发过程中就必须不断地对开发方案进行调整。
中国石油大学（北京）远程教育学院 期末考试 《油气田开发方案设计》 学习中心：_姓名：_学号：_ 一、题型 本课程考核题型为论述题，10选5题。每题20分，试卷总分100分。 二、题目 1、论述开辟生产试验区的目的、任务、内容和原则。 提示：参见教材第一章，结合自己的理解全面阐述生产试验区的各项内容。2、详细论述油气田开发的方针和原则，以及编写油气田开发方案涉及到的各个方面的内容。 答：油田开发方针和基本原则 我国油田勘探开发应遵循的方针是：少投入；多产出；确保完成国家原油产量总目标。 具体遵循的原则是： 1、在详探的基础上尽快找出原油富集规律，确定开发的主要油层，对此必须实施稀井广探、稀井高产和稀井优质的方针。尽快探明和建设含油有利地层，增加后备储量和动用储量 2、必须实施勘探、开发、建设和投产并举的方针，即边勘探、边建设、边生产的方针 3、应用在稀井高产的原则下，实行早期内部强化注水，强化采油，并且向油层展开进攻性措施，使油田长期高产稳产。 油田开发的核心是采油和采气 一个含油构造经过初探发现具有工业油流以后，接着就要进行详探，并逐步深入开发，油田开发就是依据详探成果和必要的生产性开发实验，在综合研究的基础上，对具有工业价值的油田从油田的实际情况和生产规律出发制定出合理的开发
方案，并对油田进行建设和投资，使油田按预定的生产能力和经济效果长期生产，直至生产结束。 一个油田的正规开发经历三个阶段 1、开发前的准备阶段：包括详探、开发实验等选取代表性的面积，选取某种开发方案，提前投入开发，取得经验，指导全油田的开发工作。主要任务是研究主力油层的分布，厚度和储量，孔隙度的大小和非均质的情况井网研究、生产动态规律研究确定合理的开采工艺 2、开发设计和投产，其中包括对油层的研究和评价，全面布置开发井，注采方案和实施。 3、方案实施过程中的调整和不断完善，由于油气埋藏在地下，客观上造成了在油田开发前不可能把油田的地质情况都认识得很清楚，这就不可避免地在油田投产后，会在某些方面出现一些原来估计不到的问题，使其生产动态与方案设计不符合，加上会出现对原来状况估计不到的问题，使其生产动态与开发方案设计不符合，因而我们在油田开发过程中就必须不断地对开发方案进行调整。 油田开发的整个过程也就是一个对油田不断重新认识及开发方案不断调整和完善的过程。 在编制开发方案时，应对以下几方面的问题作出具体规定 1、确定采油速度和稳产期限 一个油田必须以较快的速度生产以满足国家对石油的需要。但同时对稳产期或稳产期采收率有明确的规定。它们必须以油田的地质条件和工艺技术水平以及开发的经济效益为出发点。一般的稳产期采收率应满足一个统一的标准，即大部分的原始可采储量应在稳产期采出来。 2、规定开采方式和注水方式 在开发方案中必须对开采方式作出明确的规定，是利用什么驱动方式采油以及开发方式如何转化（如弹性驱转溶解气驱再转注水、注气等）。如果决定注水，应确定早期还是后期注水，而且还必须明确注水方式。 3、确定开发层系 一个开发层系，应是由一些独立的上下有良好隔层，油层性质相近，驱动方式相近，并且具有一定储量和生产能力的油层组合而成。每一套开发层系应用独立
p一、开发层系调整技术 1．开发层系细分调整的原则 通常油田进行开发细分调整的原则包括下列几方面： （1）通过大量的实际资料，并经过油藏动态分析证实，由于某种原 因基本未动用或动用较差的油层有可观的储量和一定的生产能力， 能保证油田开发层系细分调整后获得较好的经济效果。 （2）弄清细分调整对象。在对已开发层系中各类油层的注水状况、 水淹状况和动用状况认识调查研究的基础上，弄清需要调整的油 层，以及这些油层目前的状况。 （3）与原井网协调。调整层位在原开发井网一般均已射孔，所以在 布井时必须注意新老井在注采系统上的协调。 （4）大面积的层系细分调整时，如果需要划分成多套层系时，则尽 可能一次完成，这样的经济效益最佳。 （5）层系细分调整时，要求相应的钻井、测井、完井等工艺必须完 善、可行 。 23
p一、开发层系调整技术 2．开发层系细分调整的方法 根据油藏具体地质、开发状况的不同，层系细分调整有这样几种方法： （1）新、老层系完全分开，通常是封堵老层系的井下部的油层，全部转 采上部油层，而由新打的调整井来开采下部的油层。 （2）老层系的井不动，把动用不好的中、低渗透油层整层剔出，另打一 套新的层系井来进行开发。 （3）把开发层系划分得更细一些，用一套较密的井网打穿各套层系，先 开发最下面的一套层系，采完后逐层上返。 （4）不同油层对井网的适应性不同，细分时对中、低渗透层要适当加密。 （5）细分层系，打一批新井也有助于不断增加油田开采强度，提高整个 油田产液水平。 （6）层系细分调整和井网调整同时进行。 （7）主要进行层系细分调整，把井网调整放在从属位置。 （8）对层系进行局部细分调整。 24
石油工程综合训练 XX油田MM断块油藏工程方案设计
学院：车辆与能源学院 专业：石油工程 姓名：龙振平 学号：100113040001 指导教师：马平华讲师 答辩日期：2014年1年17日 目录 1.开发原则 (5) 2.开发方式 (5) 2.1开发方式论证 (5) 2.2 注入方式和时机选择 (5) 3.开发层系与井网井距 (6) 3.1 开发层系 (6) 3.2 井型、井网与井距 (8) 3.2.1 井型的确定 (8)
4.开发井的生产和注入能力 (13) 4.1 开发井的生产能力 (13) 4.2注水井的注入能力 (14) 5.采收率及可采储量 (15) 5.1 采收率计算 (15) 5.2 可采储量计算 (18) 6.油藏工程方案比较与推荐 (18) 6.1方案比较论证 (18) 6.2推荐方案描述与推荐 (22) 7.开发潜力与风险分析 (26) 7.1 开发潜力 (26) 7.2 风险分析 (26) 8.方案实施要求 (27) 8.1钻井及完井 (27) 8.2油井投产要求 (27) 参考文献 (27)
油藏工程方案 1.开发原则 根据有关开发方针、政策，综合考虑以下因素，提出油田开发原则：（1）充分考虑油田的地质特点； （2）充分利用油气资源，保证油田有较高的经济采收率； （3) 采用合理的采油速度； (4) 合理利用油田的天然能量； (5) 充分吸收类似油田的开发经验； (6) 确保油田开发有较好的经济效益。 2.开发方式 2.1开发方式论证 试采分析表明，M1油井初期产量较高，这说明油藏具有一定的天然能量，利用借鉴高压物性资料及经验公式计算，该块油藏弹性采收率为13.35%，因此考虑到经济效益，在开发方式上初期采用天然能量开发，后期天然能量降低，产量下降，并且油藏具有边底水，由油水相渗曲线（图2.1）可得束缚水饱和度Swr为0.4，所以可采用注水方式开采。 M2井采用注水方式开采，产量逐渐升高然后保持一个较高的稳定状态。 综合M1井M2井实验室资料和生产资料分析，该地区应采用注 2.2 注入方式和时机选择
第一章油田开发基础及开发方案 (2) 第一节油田开发方案的主要内容及资料准备 (3) 一、油田开发方案的主要内容 (3) 二、油田开发方案所需资料 (4) 第二节田地质模型的建立 (5) 一、地层 (5) 二、构造 (5) 三、储集层（分类、成因及储集性质、孔隙结构特征、形成条件及分布特征）5 四、隔层及夹层 (6) 五、油藏 (6) 六、储量 (7) 第三节储层精细地质研究 (7) 一、储层精细研究现状和发展方向 (7) 二、储层精细研究的特点和内容 (9) 三、地质知识库和随机建模技术（前面已经介绍） (11) 四、储层精细研究的理论基础和方法 (11) 五、储层非均质表征及定量建模 (12) 六、储层预测内容及方法 (12) 第四节整装储量油田合理开发程序 (13) 一、开辟生产试验区 (14) 二、分区钻开发资料井 (15) 三、部署基础井网 (15) 四、编制正式开发方案 (16) 第五节断块油田合理开发程序 (18) 一、断块油田的地质特点 (18) 二、断块油田的主要类型 (18) 三、断块油田的合理开发程序 (19) 第六节油藏驱动方式及开采特征 (20) 一、弹性驱动 (21) 二、溶解气驱动 (21) 三、水压驱动 (21)
四、气压驱动 (22) 五、重力驱动 (23) 第七节多油层油田开发层系的划分与组合 (24) 一、划分开发层系的原则 (24) 二、划分开发层系的意义 (25) 三、开发层系划分与组合中应研究的问题 (26) 四、油田开发层系划分与组合实例 (28) 第八节砂岩油田注水开发 (28) 一、油田注水方式 (28) 二、选择注水方式的原则 (30) 三、影响注水方式选择的因素 (30) 第九节井网密度 (31) 一、井网密度、合理井网密度和极限井网密度 (32) 二、确定井网密度时要考虑的几个关系 (32) 三、确定合理井网密度的几种简单方法 (33) 第十节油田开发技术指标计算方法 (35) 一、开发技术指标计算的数值模拟方法 (35) 二、开发技术指标计算可供选择的模型 (36) 第十一节油田开发方案的经济评价及选择 (44) 一、经济评价的任务、原则和步骤 (45) 二、经济评价的依据 (46) 三、经济评价指标 (47) 四、最优方案的选择 (49) 习题 (50)
孙梦茹：胜利油田老油田二次开发实践及认识 受国际金融市场急剧动荡、世界经济增长明显放缓的影响，国际油价大幅下跌。我国石油石化行业呈现增速明显放缓、价格急剧回落、效益大幅滑坡、经营逐渐困难的局面，未来行业发展形势不容乐观。在5月22-23日首届石油石化产业发展国际论坛上，来自行业内的专家学者纵论石油石化行业发展走向，为今后行业发展探路引航，以下是来自搜狐财经的现场报道。 胜利油田老油田二次开发实践及认识 作为我国第二大油田，胜利油田已经开发了45年，油区大多数主力油田相继进入“高含水、高采出程度、高剩余速度”三高开发阶段，原油生产呈现递减趋势，老区新增可采储量逐年减少，地面设施老化严重，油田高含水期开发矛盾日益凸显，老油田挖潜难度日益增加。面对严峻的开发生产形势，近年来，胜利油田通过加强基础研究和理论创新，转变开发调整思想，加大新工艺新技术的推广应用力度，强化地下地面一体化治理等工作，群面试时老油田“二次开发”工作，形成了适合胜利油田油藏特点的系列二次开发研究和配套技术。通过现场实施，取得显著成效，实现了新一轮有效开发，为老油田提高高采收率探索了一条新路。 一、胜利油田发展现状。 胜利油田地处山东省东北部的黄河三角洲地带。主要油区集中在东部的济阳坳陷及滩海地区和昌潍坳陷。截止08年底，探明油田70个，气田2之，累计探明含油面积27.99.65平方千米，探明石油地质储量48.34。探明天然气地质储量23.00.4。 胜利油田为典型陆相复式油气区，发育有构造、岩性、地层、符合油气藏四大类15种油气藏类型，具有“油藏类型多，构造复杂，油藏埋深分布广，储层、原油性质变化大”的特点。自1964年投入开发以来，胜利油田经历了稳步建产64-80年、高速生产81-87年、高速稳产88-95年、持续稳定发展96年到目前四个阶段。截止08年底，投入开发70个油田，动用地质储量41.54，现井网和工艺条件下标定技术可采储量11.69，标定采收率28.1%。08年油田年产油2774，累计产油9.36，可采储量采出程度80.1%，综合含水90.5%，剩余可才储量采油速度10.6%，总体处于“高含水、高采出程度、高剩余速度”三高开发阶段，主力油藏类型、开发单元的开发程度、采收率状况差异大。 二、老油田二次开发时间及认识 “九五”以来胜利大多数主力油田相继进入“三高”开发阶段，含水上升、递减加大、井况井网损坏加剧成为油田开发中的突出矛盾。面对矛盾和问题，近年来，胜利油田老油田开发的阶段特征，以科学发展观为指导，研究与实践并重，大力开展理论创新和科研攻关，在不断深化老油田潜力评价的基础上，研究调整政策，攻关技术手段，积极推进邮亭“二次开发”工作，实现了“三个转变”、“三个扩大”、“两个强化”，有效促进了老油田开发水平的再提高。 （一）深化高含水期油藏潜力认识，引领开发思路转变。
油田开发要紧工艺技术指标计算方法 （征求意见稿） 一、机械采油指标的确定及计算方法 通过研究分析石油行业、集团公司、油田公司的相关标准、规范及要求，经论证优选，打算以石油行业标准《抽油机和电动潜油泵油井生产指标统计方法》（SY/T 6126-1995）为基础，参考其他相关标准及规范，确定出采油工艺指标12项：油井利用率、采油时率、泵效、检泵周期、抽油机井系统效率、平衡度、冲程、冲次、抽油泵径、泵挂深度、动液面、沉没度、动态操纵图上图率，具体见下表。 机械采油指标论证确定结果表
1、油井利用率 油井利用率指油井实际开井数与油井应开井数的比值。 %100?-= y z x c n n n K (1) 式中：K c ——油井利用率，%； n x ——开井数，口； n z ——总井数，口； n y ——打算关井数，口。 注： ① 开井数指当月累积产油达到1吨以上（含1吨）的油井（含在册捞油井），或当月累积伴生气达到1千立方米以上（含1千立方米）的油井，为采油开井。 ② 打算关井包括测压或钻井关井，方案或试验关井，油田内季节性关井或压产关井。 ③ 油井利用率按月度统计，季度油井利用率按季度最后一个月（即3月、6月、9月、12月）的油井利用率为准，半年油井利用率以6月的油井利用率为准，年度油井利用率以12月的油井利用率为准。
2、采油时率 采油时率指开井生产井统计期内生产时刻之和与日历时刻之和的比值。 % 100?-= ∑∑∑r w r r D D D f …………… (2) 24 ∑∑= L w T D ………… (3) 式中：f r ——采油时率，%； ∑r D ——统计期内统计井的日历天数之和，d ； ∑w D ——统计期内统计井的无效生产天数之和，d ； ∑L T ——开井生产井累计停产时刻，h 。 注： ①采油时率统计基数为所有开井生产井，其中新投产井在投产第一个月不予统计。 ②开井生产井累计停产时刻包括停电、洗井、停抽、维修保养等时刻，不包括测压停产、措施、大修等正常安排的停井时刻。 ③间开井等待液面上升的时刻应计入生产时刻内（即间开井应按照正常生产井来计算采油时率）。
第2章油田开发效果评价方法研究 油田开发效果评价贯穿于油田开发的全过程，正确、客观、科学的综合评价油田开发效果，是油田开发方案调整，实施有效、高效挖潜措施，达到高效合理开发的基础。目前评价油田开发效果的指标众多，根据各评价指标的性质和实际涵义，大体上可将其划分为三大类，即开发技术指标、生产管理指标和经济效益指标。开发技术指标是描述油田开发过程动态变化的参数指标，用来评价管理单元的开发动态状况，主要包括注采井网完善状况、含水变化状况、产量变化状况、储采开发状况、注水开发效果、开采程度指标等;生产管理指标主要包括措施效果评价、工作量完成情况以及油水井和地面设备的使用状况和动态监测状况；经济效益指标主要用来评价管理单元经济效益的，主要包括操作成本、新钻井经济极限初产、老井经济极限生产指标以及各项措施的经济指标。油田开发作为一个有机的整体，各项指标有着密切的联系，其中开发指标是油田开发状况的反映，是油田开发效果好坏的直接指标，在三类指标中占主导地位；生产管理指标是实现开发技术指标的基础和保障；经济效益指标是油田效益好坏的表现，是油田是否经济、有效开发的最终体现；开发技术指标和生产管理指标都是为实现经济效益指标服务的。由于课题来源于海外参股项目，中方为非作业者，对措施的实施以及经济评价没有决策权，因此，主要从开发技术指标方面对油田开发效果进行正确的、客观的、科学的综合评价，从而指导油田的下一步开发调整。 2.1开发效果评价指标的筛选与计算方法研究 开发技术指标大体上可分为6个大的方面，但在实际计算应用中，又进一步细分为多个指标，如反映注采井网完善状况的指标可进一步细分为水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、注采对应率、注采井数比、井网密度、单井控制地质储量等；注水状况评价指标可进一步细分为注采比、注水量、存水率、水驱指数、耗水比、地层压力保持水平等；含水变化状况指标可细分为含水率、含水上升率、含水上升速度等；产量变化指标可细分为地质储量采油速度、无因次采油速度、自然递减、综合递减、总递减、采油指数、采液速度、采液指数等；储采状况指标可细分为储采平衡系数、储采比、剩余可采储量采油速度等；开采程度指标细分为地质储量采出程度、可采储量采出程度、采收率等。为了能够应用较少量的
注水开发效果评价类指标 1、含水上升率， 2、含水上升速度， 3、综合递减率， 4、自然递减率， 5、水驱储量控制程度 6、水驱储量动用程度， 7、水驱指数， 8、存水率， 9、水驱油效率，10、累积亏空体积 存水率、注入倍数增长率、水驱指数、注水利用率、吨油耗水量分析、吸水指数（注水强度(相对吸水指数）、地层吸水能力现场分析法----视吸水指数分析）、无因次采液油曲线、油田含水变化规律等。 第三章油田开发基础 油田开发基础知识是采油工进行油水井管理和动态分析所必备的。本窜主要包括油田开发和油田动态分析方面的基础知识，介绍了采油工在油水瞬管理中经常遇到的油田开发主要技术指标、动态分析的基础概念以及油田并发常用图幅的编制和应用。 第一节名词术语 1．什么叫开发层系? 把油田内性质相近的油层组合在一起，用同一套井网进行开发，叫开发层系。 2．什么叫开发方式?可分哪两大类? 开发方式指依靠哪种能量驱油开发油田。 开发方式分依靠天然能量驱油和人工补充能量驱油两种。 3．什么叫井网? 油、水、气井在油气田上的排列和分布称为井网。 4．什么叫井网布署? 油气田的油、水、气井排列分布方式、井数的多少、井距排距的大小等称为井网布署。 5．井网的分布方式分哪两大类? 井网的分布方式分为行列井网和面积井网两大类。
6．油田注水方式分为哪两大类? 油田注水方式分为边外注水和边内注水两大类。 7．什么叫边内注水? 在油田含油范围内，按一定的方式布置注水井进行注水开发叫边内注水。 8．边内注水可分为哪几种方式? 边内注水按不同布井方式可分为：行列式内部切割注水、面积注水、腰部注水、顶部注水等。 9．什么叫配产配注? 对于注水开发的油田，为了保持地下流动处于合理状态，根据注采平衡、减缓含水率上升等，对油田、油层、油井、水井，确定其合理产量和合理注水量叫配产配注。 lO．什么叫注采平衡? 注入油藏水量与采出液量的地下体积相等(注采比为1)叫注采平衡。 11．什么叫油田开发方案?主要包括鄢些内容? 油田开发方法的设计叫油田开发方案。 油田开发方案的内容包括：油藏地质研究，油藏工程设计、钻井工程设计、采油工程设计、地面建设工程设计、方案经济优化决策。 12．什么叫井别? 油田上根据钻井目的和开发的要求，把井分为不同类别，称为井另别。如探井、评价井、资料井、生产井、注水井、观察井、检查井等。 13．什么叫生产井?什么叫注水井? 用来采油的井叫生产井。用来向油层内注水的井叫注水井。
油气田开发方向——未来五大关键技术 1、高含水中后期油藏表征与剩佘油监测技术 ⑴技术的重要性与战略意义 当前我国已开发油田的主体正进人高采出程度和高含水阶段，在近期如无新的储层发现，还需靠老油田的稳产、提高采收率来支持发展。确定老油田持续发展的技术是发展改善注水波及体积提高采收率的技术，还是发展提高驱油效率的三次采油技术，确定从二次采油向三次采油转变的最佳时机等，都有着极其重要的战略意义。 ⑵技术难点 关键技术难点是：井间储层特性和油气分布的直接测试技术少、精度不够。 ①缺少剩余油直接监测技术。 ②在陆相沉积储层纵横向非均质十分严重情况下，横向预测的方法很难测准。 ③单学科独立运做，难以形成多学科集成化地质建模与表征。 ⑶主要研究内容： ●高含水后期水淹层测井与过套管测井技术； ●四维地震、井间地震、VSP技术； ●井间电磁波技术； ●高分辨率层序地层学研究与多旋回油层等时对比技术； ●薄差层及低阻油层识别技术； ●沉积微相，低幅构造研究与油层非均质性井间预测技术； ●剩余油饱和度综合反演预测技术。 2、提高水驱采收率新技术 ⑴技术的重要性与战略意义 ①绝大部分油冂采用注水开发。 ②大部分注水油田进人中高含水期，但仍是主力产油区。
③生产面临严峻挑战—急需提高老区油田采收率。 ◆已开发的油田产量明显出现递减； ◆“控水稳油”难度不断加大； ◆储采平衡系数下降； ◆新区未能达到计划指标。 ⑵技术难点：如何准确地描述剩余油的分布， 扩大水驱波及体积，提高采收率。 ⑶主要研究内容： ①高含水期油藏开采特点及二次采油转三次采油的界限 和时机； ②高含水期油藏高效开采的成熟技术优化集成方法； ③油藏整体深度调驱技术； ④复杂结构井（包括老井侧钻水平井）挖潜技术； ⑤注空气低温氧化技术。 3、低渗透油气藏开采技术 ⑴技术的重要性与战略意义 低渗透油藏储量在近年来在已探明储量中占60％～70％的比例。预计今后所找储量也是这个趋势。低渗透油田将成为长期支持我国石油产能建设和产量增长的主要力量。 ⑵技术难点： ①裂缝性低渗透油藏，裂缝网络不清，储层描述不确切， 造成储量计算困难，开发井难布，严重影响开发生产。 ②油气水在储层中的渗流机理和规律不清。 ③预防储层伤害。 ④低渗透油气藏改造技术。
油田开发生产动态分析的内容 A、注水状况分析 1）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。 2）分析分层配注的合理性，不断提高分层注水合格率。 3）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。 B、油层压力状况分析 1）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。 2）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。 3）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。 C、含水率变化分析 1）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。 2）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。 3）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。 D、油田生产能力变化分析 1）分析采油指数、采液指数变化及其变化原因。 2）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。 3）分析自然递减变化及其对油田生产能力的影响。 4）分析增产措施效果变化及其对油田生产能力的影响。 5）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。 油藏工程名词解释 地质储量 original oil in place 在地层原始状态下，油(气)藏中油(气)的总储藏量。地质储量按开采价值划分为表内储量和表外储量。表内储量是指在现有技术经济条件下具有工业开采价值并能获得经济效益的地质储量。表外储量是在现有技术经济条件下开采不能获得经济效益的地质储量，但当原油(气)价格提高、工艺技术改进后，某些表外储量可以转为表内储量。 探明储量 proved reserve 探明储量是在油(气)田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的地质储量，在现代技术 和经济条件下可提供开采并能获得经济效益的可靠储量。探明储量是编制油田开发方案、进行油(气)田开发建设投资决策和油(气)田开发分析的依据。 动用储量 draw up on reserves 已钻采油井投入开采的地质储量。 水驱储量 water flooding reserves 能受到天然边底水或人工注入水驱动效果的地质储量。 损失储量 loss reserves 在目前确定的注采系统条件下，只存在注水井或采油井暂未射孔的那部分地质储量。 单井控制储量 controllable reserves per well 采油井单井控制面积内的地质储量。 可采储量 recoverable reserves 在现有技术和经济条件下能从储油(气)层中采出的那一部分油(气)储量。 剩余可采储量 remaining recoverable reserves
p一、概述 油田开发是建立在人们对客观认识的基础上进行的有效 的、漫长的生产过程，从油田第一口井投产直至按油田开 发方案设计与实施、运行，都将通过取资料、监测、观察、 分析开发指标的变化规律而采用人工干预的方法来改善油 田开采生产的状况，从而达到取得最终最优的采收率、最 佳的经济效益。 为此油田开发中的调整是经常发生的，是使自己主观认 识符合客观认识的一种重要方法。但是要进行比较大规模 的开发调整，就必须仔细地研究编制油田开发调整方案。 13
p一、概述 通常需要编制油田开发调整方案的有以下5种情况： 1）原油田开发设计与实际开发情况出入较大，采油速度达不到设计 的要求，需对原设计作出调整和改动、甚至重新设计。 2）改变油田开发方式。 3）根据国家对原油生产的需要，或油公司经营策略的转变，要求油 田提高采油速度，增加产量，采取提高注采强度和井网加密等调整 措施。 4）改善油田开发效果，延长油田稳产和减缓油田产量递减。 5）为提高油田最终采收率，对油田进行的调整，包括采用各种物理、 化学方法、热采法、钻调整井。如三次采油提高采收率，即属于此 类。 14
p一、概述 在作调整方案时应包含有以下内容： 1）分析油藏分层工作状况，评价开发效果。 2）利用开采历史资料，对地层模型进行再认识和修正， 描述各类油砂体剩余油饱和度分布（即剩余储量的分 布）。 3）提高储量的动用程度，保持油田稳产的注采系统和压 力系统。 4）采用油藏数值模拟技术，拟合原有油田开发过程并预 测调整措施后的开发效果及开发调整后的指标。 5）经济技术指标的计算及分析，拟优选方案。 6）方案实施的要求。 15
油田开发技术现状与挑战与对策研究 摘要：日以渐进，油田事业的发展已有悠久的历程，随着社会的发展，石油本身的性质日渐衰退，其地址结构也随之变差，其重要优质油田日渐干枯，其拌水值增高，油田的产值日渐衰退，在投资油田产业中的优质油田渐渐减弱。为提高其开发技术，我们对国外的油田技术进行了研究，通过研究结果发现国外石油开采获取率很高，其原因是在打井、完工、检测技术、石油分类等许多地方的技术比较先进，其技术的进步速度快，对其投入地方具有针对性，技术的运用得到了很好的发挥作用，从而使其石油的采收率在先进技术的基础上日渐升高，技术的提高覆盖了各个地方，使其石油产量日渐增高。 关键词：地下渗透粘度高探测地质 近年来我国石油技术开采上出现了一些问题，原因是我国石油很多地方是位于水量较多的后期时段，这就使石油的产量越来越少，而导致在石油业中优质石油的产量也越来越少，后期增加的新石油开采地有着地形复杂难以开采的问题存在，还有一些地区存在石油地下渗透率低，石油粘度高难以开采的石油，随着社会的发展这种情况越来越严重，而经济的迅速发展使我们对石油的需求不断增加，而我国的石油开采凉已无法满足我们的需求，所以我国石油对外消费越来越高。 随着科学的发展，我国在石油开采技术上也有了很大的进步，对于解决我国一些石油难开采问题做出了重点研究，对于一些低渗透油田的开采做出了针对性的技术，根据石油所在地区的地形进行细致研究，努力找出优质石油，尽可能产出高值石油，结合的运用地质、井的检测、地震裂痕分布来寻找石油分布地。利用远古时代的方法进行人工打井方式来探测地质，确定石油存在的地方，保证油田存地的压力，增加原油不断的增动力，减少对石油存储地的表层破坏。进行全面裂痕或反复裂痕的调整，以确保石油的产能达到一定的期望值。使油田开发系统优化升级，采用蜘蛛网式分布，运用井的短距离、对井进行蜘蛛网的分布，确保高度的采用压力差。检测地质的好坏，地应力的向心力，把握开采的力度，保持打井的持续性，减少因停工而造成经济损失和对机器的破坏，以达到最大力度的开采。其早些时代的一些工人使用举升的方式来开采石油，从而保证采取油量的质量。其次采用规法的保护法来保护油层，确保在开采时向地下注入水的水质，利用机器高压力注射，确保在开采时各种机器的稳定度。也可运用丛式井、用较小的小井钻、简便地表密集输入程序，以增加和提升低渗透油田的全面开发效果。 伴随着探查技术的深入发展与机械技术的探索，我国石油开发技术在不断的提高，其石油的产量也不断的升高，对低渗透油田的开发也有了一定的进步，对开发出来的渗透油田量也日益升高，比着往年的产值也在升高，因此形成了各地区低渗透油田开发地，也在以后油田事业的发展中起到了很大的作用。 一、石油存储技术开发现状
一个含油构造经过初探，发现工业油气流以后，紧接着就要进行详探并逐步投入开发。所谓油田开发，就是依据详探成果和必要的生产试验资料，在综合研究的基础上对具有工业价值的油田，按石油市场的需求，从油田的实际情况和生产规律出发，以提高最终采收率为目的，制定合理的开发方案，并对油田进行建设和投产，使油田按方案规划的生产能力和经济效益进行生产，直至油田开发结束的全过程。 一个油田投入开发，会给整个国民经济的发展带来很大的影响．因此，开发油田必须依据一定的方针来进行。开发方针的正确与否，直接关系到油田今后生产的经济效益的好坏与技术上的成败。正确的油田开发方针应根据国民经济对油田工业的要求和油田开发的长期经验总结制订出来。开发方案的编制不能违背这些方针，否则就会给油田开发本身带来危害，而使国家资源蒙受损失。 油田开发必须依据一定的技术方针来进行，在制订油田开发技术方针时要考虑的因素为：①采油速度，即以什么样的速度将地下的原油采出==即年产油量占油藏可采储量的百分比；②油田地下能量的利用和补充；③采收率的大小；④稳产年限；⑤经济效果；⑥工艺技术。这几个方面相互联系．但有时又是相互矛盾的。应该根据国内外油田开发的经验和国家的能源政策，制订出科学的油田开发方针，并在油田开发过程中不断补充和完善。 一个油田在明确的开发技术方针指导下，要想进入正规的开发，必须编制好油田开发方案，即依据油田开发的基础知识，对油田的开发程序、开发方式、层系划分、注水方式、井网密度、布井方式及经济指标等各因素进行充分的论证、细致的分析对比，最后制订出符合实际、技术上先进、经济上优越的方案。 油田在明确的开发方针指导下，进入正规的开发过程，该过程包括三个阶段： (1)开发前的准备阶段：包括详探和开发试验等。 (2)开发设计和投产，其中包括油层研究和评价、全面部署开发并网、制订射孔方案和方案的实施。
油气田开发方案编制模板 ——获奖作品 第一章油田概述 一、油田地理位置及自然条件 1）说明油田的地理位置（包括盆地、构造单元）、行政归属、地理环境及油田区域范围油田，并附油田地理位置图。（图1-1-1） 2）简要说明油田所在地区的地貌类型、特点和平均海拔高度。 3）简要说明油田所在地区的气候类型及季节特点，列出当地气象资料。参考表1-1-1。 4）河流与水源。简要说明当地主要河流、湖泊类型、大中型水利设施及蓄水排灌情况、地下水深及水质矿化度。 5）简要说明油田所在地的岩石类型和下列不良的工程地质情况：湿陷性黄土、膨（冻）涨土等的级别，岩溶、流沙、滑坡、崩塌和泥石流分布等。 6）说明国家或当地地方对环境保护与生态的要求。 气象资料表表1-1-1
注：上表视资料收集情况而定 二、交通运输、电力及通讯 1）简要说明当地铁路、公路、水运、航运（或机场）等概况及它们到油田的距离。 2）简要说明当地供电网络及供电能力，目前在线负荷和剩余负荷。 3）当地地方通讯网、油网机构组织及设施、容量、规模及运行情况。 第二章当前油田开发准备工作概况 第一节油田勘探简史 说明油田勘探简史，其中包括：①.油田所处的区域构造位置、工区范围、区域地质背景及油气富集规律；②.油田勘探开始的年份、经历的阶段、重大勘探部署；③.发现井产油的时间、油层以及试油工作制度、压力、日产量，并说明探明地质储量等。 第二节油田勘探程度及取得的资料 一、地震工作量 油田范围内所做过的二维、三维地震工作量、测网密度及做过的处理和结果。简要说明物、化探工作量及其它地质勘探工作量。 二、钻井及钻井工程情况 1）统计已钻探井、评价井、开发资料井的基本情况，并列出各井的基本数据，参考表2-2-1。说明目前的井网密度，即井数/km2。 ××油田完钻井基本数据表表2-2-1 注：当井数较多时，可将该表作为附表。 2）说明已钻各井使用的钻机类型、钻头类型、各次开钻的钻具组合及它们的使用情况，评价地层岩石的可钻性等，同时说明已钻井井身结构、完井方式、各钻井参数及井斜情况等。 3）说明已钻各井使用的钻井液类型、分层段钻井液配方、主要性能、处理和维护方法。 4）说明已钻各井的钻井和完井过程中的复杂情况及处理，如喷、塌、漏、卡等情况。
中海油在海上油田开发中的钻完井技术现状和展望 姜伟 中国海洋石油总公司 摘要：本文总结中国海洋石油总公司在海上油田勘探、开发和生产中，结合海上油田开发的需要和特点，通过不断的探索和实践，逐步的掌握了在中国近海开发油田的关键技术及其特点。同时根据目前国外的开发技术发展现状，结合中海油自身的特点，针对海上油田开发的具体不同的需求。经过改革开放20多年来的不断努力，中海油已经掌握并形成了一整套的海上油气田开发的钻完井工程技术。并且形成了以海上油田开发为目标的优快钻完井技术体系；大位移钻井技术体系；稠油开发钻完井技术体系；海上丛式井和加密井网钻完井技术体系；海上疏松砂岩油田开发储层保护技术体系；海上平台模块钻机装备技术体系等八大技术特色和体系；在海上油田的开发和生产中发挥了巨大的作用，同时也在为海洋石油未来的发展产生了积极的推动作用。 关键词：海洋石油海上油气开发技术挑战钻完井工程关键技术体系 中国海洋石油工业的发展源于上世纪60年代初期，进入到上个世纪80年代初期，随着中国的改革开发，海洋石油总公司成立28年来，海洋石油工业在对外合作开发海上油气资源的过程中，遵循一条引进、消化、吸收、再创新的道路，并且成功的实现了由浅水向深水、上游向下游、单一的勘探开发向综合能源公司发展的三个跨越。并且逐步形成和建设了一个现代化的海洋石油工业体系。 1．中国海上油气开发的概况和挑战 在中国近海开发油气资源，在技术、资金、自然环境等方面面临诸多的困难和挑战，对于钻完井工程而言，我们主要面临三大挑战： 首先是海洋环境的挑战，在海上钻井，除了我们通常的地下各种工程地质问题以外，海洋自然环境条件大大的增加了我们工作的难度。北冰南风是我们要面临的海洋开发的自然环境条件中的最大难题和挑战。 第二个挑战是海上油田开发，钻完井工程投资高、风险大，昂贵的海上开发费用和海上钻完井作业成本与经济有效的开发海上油田的挑战。 第三个挑战是以渤海稠油开发、南海西部高温高压地层的钻探、南海东部深水生产装臵周边油田的经济开发为代表的海洋钻完井技术的和安全风险控制的挑战。