下载文档原格式
稠油油藏过渡带油水分布规律及布井界限吴丽;陈民锋;乔聪颖;李晨辰【摘要】稠油油藏油水过渡带相对较宽,开发潜力较大,井网部署空间较大.但是,受经济技术条件限制,难以在过渡带有效布井,过渡带井网控制程度低,储量难以得到有效动用.通过定量研究粘度对油水过渡带分布的影响,分析稠油油藏油水过渡带含油饱和度分布及油井产出规律.在此基础上,考虑经济因素的影响,提出确定油水过渡带油井投产经济技术界限的方法,并基于油田特点和开发要求,建立W油藏油井投产经济技术界限图版.该图版便于指导W油藏油水过渡带加密调整井的有效部署.【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2016(023)003【总页数】6页(P77-82)【关键词】稠油油藏;油水过渡带;粘度;毛管压力曲线;饱和度分布;收支平衡法;经济技术界限【作者】吴丽;陈民锋;乔聪颖;李晨辰【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE345油水过渡带主要是构造低部位临近油水边界区带及注水井与油水边界之间无井控制的区带。
与常规油藏相比，稠油油藏的原油粘度和油水过渡带厚度大、分布面积广，具有较大的开发潜力［1-2］。
目前，稠油油藏油水过渡带开发存在2个主要问题：①油水分布复杂，原油流动能力差，含水率上升快，产油能力低，储量未能有效动用；②因剩余油丰度较小，受经济技术条件限制，油水过渡带难以有效布井，井网控制程度差、油藏采收率低［3-4］。
为完善稠油油藏油水过渡带开发井网，提高开发效益，必须建立反映稠油油藏油水过渡带特点的油井投产经济技术界限，以指导油水过渡带调整井的部署。
目前，针对稠油油藏油水过渡带开发部署界限的研究较少。
笔者通过分析稠油油藏油水过渡带分布特点及产出规律，基于W油藏实际参数，利用收支平衡法，对其进行了油水过渡带油井投产经济技术界限研究，便于指导稠油油藏油水过渡带经济有效地布井，提高油水过渡带剩余油的产出效率。
石油工程基础知识单选题100道及答案解析1. 石油的主要成分是（）A. 碳氢化合物B. 碳水化合物C. 氧化物D. 硫化物答案：A解析：石油主要由碳氢化合物组成。
2. 以下哪种岩石不是常见的储油岩石（）A. 砂岩B. 石灰岩C. 花岗岩D. 白云岩答案：C解析：花岗岩不是常见的储油岩石，砂岩、石灰岩和白云岩是常见的储油岩石。
3. 石油勘探中，最常用的地球物理勘探方法是（）A. 重力勘探B. 磁力勘探C. 地震勘探D. 电法勘探答案：C解析：地震勘探在石油勘探中应用广泛且效果较好。
4. 油井的井底压力（）井口压力。
A. 大于B. 小于C. 等于D. 不一定答案：A解析：通常情况下，井底压力大于井口压力。
5. 提高采收率的方法不包括（）A. 化学驱油B. 热力采油C. 微生物采油D. 降低采油速度答案：D解析：降低采油速度不是提高采收率的方法，其他选项都是常见的提高采收率的方法。
6. 石油的初次运移是指（）A. 从生油岩到储集岩B. 从储集岩到圈闭C. 在储集岩内的运移D. 从圈闭到地面答案：A解析：石油的初次运移是指从生油岩到储集岩的运移。
7. 以下哪种不是石油的加工产品（）A. 汽油B. 煤炭C. 柴油D. 煤油答案：B解析：煤炭不是石油的加工产品。
8. 储层的非均质性不包括（）A. 层内非均质性B. 平面非均质性C. 纵向非均质性D. 体积非均质性答案：D解析：储层的非均质性通常包括层内非均质性、平面非均质性和纵向非均质性。
9. 注水开发油田时，注水井的位置通常（）A. 均匀分布B. 靠近油井C. 远离油井D. 集中在高产区答案：A解析：注水开发油田时，注水井的位置通常均匀分布。
10. 油藏的驱动方式不包括（）A. 水压驱动B. 气压驱动C. 重力驱动D. 人工驱动答案：D解析：油藏的驱动方式包括水压驱动、气压驱动和重力驱动等，人工驱动不是常见的油藏驱动方式。
11. 以下哪种储层孔隙类型不是主要的（）A. 粒间孔隙B. 裂缝孔隙C. 溶洞孔隙D. 晶间孔隙答案：D解析：晶间孔隙在储层中不是主要的孔隙类型，粒间孔隙、裂缝孔隙和溶洞孔隙较为常见。
油田动态分析（研究）细则油田动态分析（研究）细则1、油田动态分析（研究）的目的油田动态分析（研究）的目的是搞清单井、油藏或油田目前的开采现状，综合评价开发效果，寻找开发中存在的问题及地下潜力，提出下一步措施，确保油田开发效果最佳。
2、油田开发动态分析的主要内容2.1 生产动态分析内容2.1.1 注水状况分析2.1.1.1 分析注水量、分层注水量、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。
2.1.1.2 分析分层配水的合理性，不断提高分层注水合格率。
2.1.1.3 搞清油井见水层位、来水方向。
分析注水见效情况，不断改善注水效果。
2.1.2 油层压力状况分析2.1.2.1 分析油层压力（静液面）、流动压力（动液面）、压力变化趋势及其对生产的影响。
2.1.2.2 分析油层压力与注水量、注采比的关系，不断调整注水量，使油层压力维持在合理的水平上。
2.1.2.3 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。
2.1.3 含水率变化分析2.1.3.1 分析综合含水、产水量变化趋势及变化原因，提出控制含水上升的有效措施。
2.1.3.2 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。
2.1.3.3 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。
2.1.4 气油比变化分析2.1.4.1 分析气油比变化及其对生产的影响，提出解决办法。
2.1.4.2 分析气油比与地饱压差、流饱压差的关系，确定其合理界限。
2.1.4.3 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。
2.1.5 油田生产能力变化分析2.1.5.1 分析采油指数（采油强度）、采液指数（采液强度）变化及其变化原因。
2.1.5.2 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。
2.1.5.3 分析自然递减率变化及其对油田生产能力的影响。
2.1.5.4 分析油田增产措施效果变化及其对油田生产能力的影响。
79油田位于坳陷南部储层砂体属于辫状河道沉积，平均有效孔隙度为10.8 %，平均有效渗透率0.4×10-3μm2，为低孔、超低渗、低丰度的致密砂岩岩性油藏。
启动压力梯度大，油井技术极限井距小是影响油田区的致密砂岩油藏储量提高的重要阻碍，这使得储层压裂改造亟不可待。
储层普遍发育裂缝，天然裂缝、压裂人工缝的综合作用，使得确定油井井距的工作变得愈加困难。
本文首先是通过实验测定启动压力梯度，接着得出了启动压力梯度与渗透率的关系，在此基础上本文进一步确定了储层油井技术极限井距。
本文认为，为更有效更准确地确定油井的井距，在工作中应该测量储层裂缝发育程度。
一、启动压力梯度1.实验方法低渗透油藏的启动压力梯度与地层平均渗透率的关系满足幂函数。
n K αλ= （1）式中：λ一启动压力梯度，MPa/m；K一地层平均渗透率，mD；α、n—回归系数，采用油藏实测岩心启动压力梯度实验数据回归获得。
2.数据处理对11块储层岩心进行室内单相流体渗流实验。
实验时根据启动压力梯度的非线性渗流公式得到启动压力梯度。
通过对实验数据进行回归分析，得到启动压力梯度与渗透率的关系曲线，和回归关系式为：383.0050.0−=K λ （2）由资料分析可知，对于低渗透油藏，渗透率对启动压力梯度的影响显著。
岩心的渗透率越小，流体流动所需要的启动压力梯度越大，而且当渗透率降低到一定的程度后，其启动压力梯度急剧增大。
二、技术极限井距在一定技术极限条件下，油井周围处在拟达西流或接近拟达西流状态下的径向距离叫技术极限生产（泄油）半径。
常规油田开发中，技术极限生产（泄油）半径的2倍看作为技术极限井距。
技术极限生产（泄油）半径处的驱动压力梯度为：d r d P d r d P w2l n ⋅∆= （3）式中：ΔP—生产压差，MPa；d一技术极限生产（泄油）半径，m；rw一井筒半径，m。
若要实现技术极限生产（泄油）半径处的油流动，驱动压力梯度至少应等于该点处的启动压力梯度，结合式（2）（3），可以确定技术极限生产（泄油）半径：383.0050.02l n −=⋅∆K d r d P w（4）油田储层平均渗透率为0.4mD，原始地层压力为20.0 MPa，初期生产压差为8.0 MPa~10.0 MPa，根据式（4）计算得技术极限生产（泄油）半径为38 m~46 m，技术极限井距为76 m~92 m。
油气井盈亏平衡产量及经济极限产量初探摘要油气井的盈亏平衡产量是衡量油气井能否盈利的产量界限值;经济极限产量是油气井在生产经营过程中处于盈利状态时经营水平对油气井产量的最低要求.经初步探讨和研究,表明在同一个油气藏,井深,气价,采油气成本对油气井盈亏平衡产量和经济极限产量影响较大.当井深大于3000m时,井深对气井盈亏平衡产量影响更大.关键词盈亏平衡经济极限产量井深气价成本随着我国石油天然气企业进入市场化经营,油气井的生产经营所产生的经济效果,在企业整个经营管理过程中的作用越来越被人们所重视.油气井的盈亏平衡产量和单井经济极限产量,是衡量油气井能否盈利和气井在经营过程中,处于盈利状态时,经营水平对气井产量的最低要求.目前,在油气田开发技术经济领域,对单井经济极限产量的研究和矿场应用没有一套成熟而实用的方法.本文力图从实际出发,初步探讨其计算方法,摸索不同条件下盈亏平衡产量和经济极限产量的测算方法.油气井盈亏平衡产量当油气井的销售收入等于固定成本和变动成本之和时的油气井产量,为盈亏平衡产量.当油气井在生产期内不含水时,该产量是油气井在生产过程中的一个瞬间值,即在产量变化中导致油气井生产盈利和亏损的划界点,大于该产量时则可盈利,小于该产量时则出现亏损.盈亏平衡点越低,说明生产井盈利的可能性越大,亏损的可能性越小,油气井的抗风险能力就越强(图1).在此采用静态进行分析计算.1.1计算方法目前,油气井已有的盈亏平衡产量,即计算产量盈亏临界产量(QBEP)~的方法见公式(1): QBEF=×尸一Cv—Z33式中:一盈亏平衡产量,104m/d;Sn一单井年固定成本,10元;P一单位产品价格,元/103m;C,,一单位变动成本,元/103m;Z一单位产品税金,元/103m.1.2计算参数1.2.1单井年固定成本生产成本费用不随产量的增减而成比例增减的成本部分.包括折旧费(单井投入的固定资产按10年直线折旧),职工工资,职工福利费,维护及修理费,折耗费,其它费用,厂矿管理费,财务费, 管理费等.1.2.2单位变动成本生产成本费用随产量的增减而变化的成本.包括材料费,燃料费,动力费,驱油气物质注入费,井下作业费,测井试井费,稠油热采费,轻烃回收费,油气处理费,运输费,销售费.1.2.5油气价格销售价格取决于国家和石油天然气股份有限公司对天然气的价格政策.1.2.4税金按照国家统一规定,增值税13%(天然气)和17%(石油),城建税3%～7%,教育附加费3%,资源税4～15元/103m(天然气)和8～24元/t(石油),所得税33%.1.3实例计算不同油藏由于井深,地理位置不同,油气有不同的采油成本.另外,油气价格和税金,在各地区也有区别.以某气田为例,将单井固定成本,变动成本,气价及平均税金代入公式(1),作不同井深的气井盈亏平衡产量计算.结果见表1,两者的回归关系见公式(2).QmiIl=11.084h.一2.9996h+2.016(2)r:O.9818式中:一盈亏平衡产量,104m/d;一钻井深度,m.图2表明当井深小于3000m时,井深对盈亏平衡产量的影响不是很大,如果井深大于3000m,盈亏平衡产量随井深快速上升.150020002500300035004000井深(m)根据产能评价和油气藏开发指标设计,对油①中国石油天然气股份有限公司规划设计部等编:建设项目经济评价方法与参数气井及油气藏进行数值模拟计算,预测油气藏和单井开发的自然稳产期,调整稳产期,递减率及递减生产期.计算单井在设计开发期的经济效益及经济极限产量,即在目前的开发技术经济条件下,油气井在投产时最低的单井产量.由于油气井在开发过程中影响生产成本和销售价格的因素很多,对未来所发生的变化趋势和定量预测更不易实现,因此,从不同固定资产投资(即不同井深),不同气价,不同生产成本,研究单因素变化时对油气井的经济极限产量的影响程度.2.1测算的基本方法油气井在整个生产期财务净现值等于零时的生产产量.采用现金流法将各年发生的净现金流量,按预定的折现率(现规定为12%),折现到基准年(建井的前一年)年末的现值和,即财务净现值等于零时的单井年产量,见公式3.NPV=∑(C—Co)1+f)(3)t=l式中C,一当年现金流入,104元;一当年现金流出,1O元;(—),第f年净现金流量,1O元;j一折现率(12%).2.2计算参数2.2.1勘探投资按勘探投资定额计算单井动用探明可采储量的勘探投资.2.2.2单井固定资产投资①钻井投资:测算不同井深时单井钻井成本.②地面建设投资:根据对实施开发方案设计的地面建设工作量及投资测算,计算每口井的地面建设投资额.2.2.5采气成本收集该气田实际生产的平均采气成本或采用类比法测算.2.2.4建设期1年产量为零.生产期9～19年,采用数值模拟预测的各阶段生产动态数据.2.2.5油气价销售价格取决于国家和石油天然气股份有限公司的价格政策.2.3实例计算以某气藏为例,单井分摊勘探投资193X10元,地面建设投资559X10元/井,流动资金67×10元/井,利息,22X10元/井,折算单位操作成本144.3元/10m,自然稳产期7年,增压稳产期3年,递减生产期9年,递减率5%～8%,计算单井不同影响因素的经济极限产量.2.5.1不同井深气井经济极限产量气井投产的固定资产直接投资主要包括地面建设和钻井投资,由于不同气藏的各井区井深差别较大,假设其它参数不变,参不同井深时固定资产投资时经济极限产量进行测算.结果见表2,图3.2.8口\善.6{L2.4醛晕燃2.2鼎201818002300280033003300井深(m)图3不同井深经济极限产量关系曲线作回归分析,两者呈指数关系,见公式(4)Qmi=1.4071e.? (4):O.9947根据公式(4)可以初步计算该气田不同井深时的单井经济极限产量.2.5.2不同气价经济极限产量由于价格的高低直接关系到销售收入的大小, 所以,价格是气井生产经济效益最直接的也是最敏感的重要参数.在其它参数不变时,计算不同衰3经济极限产量毛美丽:毫{L蹬辎蠖鼎气价(1o元/104m)■4不同气价的经济极限产量气价时的经济极限产量见表3,图4,两者关系见公式(5),(6).平均井深2500m时:Qmi=一13.329Qj+12.4171=0.994平均井深3500m时:Qmin一16?207Qj+14?662f61r=0.984式中:qm一经济极限产量(104m/d)Q一天然气价格(10元/104m)图4为两种井深不同气价与经济极限产量关系曲线.图示表明曲线斜率较大,说明当气价上升时,盈亏平衡产量下降幅度较大.用关系式(5,6) 可计算不同气价时的经济极限产量.2.5.5不同采气操作费时经济极限产量操作费的大小与物价,采气工艺技术,自动化管理程度的高低,各级生产管理部门的管理水平,生产工人工资的上下调整幅度等多因素有关. 在多因素的组合影响中,有导致操作费上升的因素,也有可能使其下降的因素,在此,对目前实裹4不同采气操作费经济极限产量≤黉鼬00溱睡00童融.≯穗酾馕鹞t争畦ll5.42.2l26.22.5144.32.5l57.82.9l73.22.8l89.43.1善棚钆蹬辎瞧鼎气价(10元/104m)圈5不同操作费经济极限产量变化圈际发生的操作费上下幅度20%,分析其经济极限产量的变化情况.其它参数仍然采用前面的平均值,气价630元/10m,结果见表4图5.3结论与认①油气井盈亏平衡产量是油气井在生产进程中能否盈利的产量界限值,通过井深变化对该指标的影响程度分析,表明当井深大于3000m时,井深对油气井的盈亏平衡产量影响更大.②经济极限产量是油气井在投产时最低的单井产量,对气井而言,按气井寿命20年计算,采用现金流法计算当气井在寿命期内,财务净现值等于零时的投产产量,即为气井的经济极限产量.③通过不同井深.不同天然气价格,不同生产成本的单因素变化对气井经济极限产量影响程度的初步分析,初步确定了各影响因素在不同情况下经济极限产量的估算方法.(收稿日期2002—04一l6编辑周季陶)。
