油田开发调整讲义ok

油田开发调整苏玉亮副教授中国石油大学（华东）石油工程学院油田开发调整层系调整井网调整驱动方式调整工作制度调整开采工艺调整专题一层系调整一.层系调整的原因在多油层的油藏中，有些含油砂体或单层在水动力学上是连通的，需要分成多个开发层系，用不同的井网进行开发。

•例如：大庆油田从萨尔图油藏顶部到高台子油藏底部，从压力系统到油水界面的一致性来说，可以认为是一个油藏。

但用一套井网来进行开采时，每口井的射孔层段都可能达到300米。

这样在注水以后，由于不同层位的渗透率的差异，层间干扰严重。

甚至出现层间倒灌的现象。

•因此，在开发实践中，往往把厚度很大的一个油藏，分成若干个开发层系。

二进一步划分可能出现的情况在开发过程中，一个层系中的各个单元之间，由于注采的不均衡而产生了新的不平衡，需进行更进一步的划分。

可能出现两种情况：1、在一个开发层系内部更进一步划出若干个开发层系。

2、在相邻的开发层系之中，把开发地较差的单层合在一起，形成一个独立的开发层系。

注意：在进一步划分时除考虑一般的划分原则外还要考虑经济效益。

例如：•例如坨28块，1973年开发层系从7-12一套层系调整为7-8、9-103、104以下三套层系，其中7-8又进一步细分74-81、83-5层系。

•七区中从Ng4-6一套层系局部细分为4-5(2+3)、55-64两套层系。

油田开发调整层系调整井网调整驱动方式调整工作制度调整开采工艺调整专题二井网调整•井网问题是长期以来很多人研究的问题，主要研究内容放在了以下三个方面：•提高产量•提高采收率•最大经济效益一.钻加密调整井油田开发井数与经济效益密切相关。

另外，产量与井数之间存在一个合理井数的问题即存在最佳的井网密度范围。

确定合理井网密度的方法包括：•综合经济平均法•采液吸水指数法•合理采油指数法•规定单井产能法•注采平衡法•单井控制储量法•最终采收率法•采液吸水指数法•合理采油速度法•规定单井产能法•注采平衡法•单井控制储量法•最终采收率法二. 注水方式调整•注水方式有边缘注水，切割注水，面积注水。

但常用的是面积注水。

不同的注水系统都是以三角形或正方形为基础的开发井网。

•正方形井网的特点* 注采井网系统转换的灵活性正方形井网可以形成正方形反九点注采井网、五点注采井网、线状注水井网、九点注采井网等，注采井数比可以在1：3～3：1之间变化，以适应不同储层特征的油藏。

*井网加密调整的灵活性当油田需要进行加密调整时，正方形井网可以很方便地在排间加井，进行整体或局部均匀加密，这样一来油藏整体或局部的井网密度就可增加一倍。

这种注采井网调整方式在技术和经济上比较容易接受和实现。

原生产井原注水井加密生产井调整转注井加密调整后注采系统原注采系统图.正方形井网加密调整示意图.三角形井网的局限性１、三角形井网很难进行均匀加密，要均匀加密，就得增加三倍井数，显然这是不可行的。

2、三角形注采井网也可以看做一种特殊的行列注水井网，即在两注水井排之间夹两排生产井，生产井与注水井排的夹角不相同，水线比较紊乱，如果储层有裂缝存在，不论裂缝方位如何，总有生产井处于不利位置。

三角形井网加密调整示意图原生产井原注水井加密生产井加密转注井原注采系统调整后注采系统反九点——五点应当指出三角形井网布井不多，因为后期调整余地较小补充钻新井调整井网反四点－七点适用于原油粘度比较高，井距比较大的情况，如萨尔图北一区油水井间布置油井，油井间部署水井，形成井距缩小一半的新七点井网对于正七点为油水井间部署水井，水井之间部署油井实际的井网调整多种多样，要考虑地层的各向异性，同时往往配合着层系的细分。

油田开发调整层系调整井网调整驱动方式调整工作制度调整开采工艺调整专题三驱动方式调整主要采用的方式是从天然能量开发向依靠注入的能量开发。

注水、三采方式。

边底水活跃的油藏，可以考虑充分利用边水能量后，在进行内部注水•在储层中的含气饱和度还低于气体开始流动的饱和度以前进行注水，地下原油不会流入已被气体占据的空隙空间，仍可得到很好的效果。

•在异常高压油藏中注水，是否保持原始油藏压力，要根据实际情况来定。

•带气顶的油藏，国外开发实践和室内研究表明，油藏的压力不能过高，以避免部分原油进入气顶，而造成地下原油损失。

•稠油油田开采方式的转换•低渗透油田开采方式的转换稠油油田分类标准稠油油田类型粘度（mPa.s）比重普通稠油I类50－1000.90~0.92普通稠油II类100－100000.92~0.95特稠油*10000－*500000.95~0.98超稠油>*50000>0.98注：带*的为油层温度下的脱气原油粘度无*的为油层条件（P,T,Rs)下的粘度国外地下原油粘度大于100mPa.s作为划分稠油标准一.普通稠油I类常规采油→注冷水常规注水→蒸汽驱出砂冷采→注热水二. 普通稠油II类蒸汽吞吐→蒸汽驱蒸汽吞吐→热水驱蒸汽吞吐→热水、氮气、泡沫剂驱蒸汽吞吐→热水加化学剂驱蒸汽吞吐→间歇蒸汽驱蒸汽吞吐→水平压裂辅助蒸汽驱蒸汽驱→热水驱出砂冷采→蒸汽吞吐出砂冷采→蒸汽驱蒸汽吞吐→水平井间歇蒸汽驱蒸汽吞吐→电磁加热三. 特稠油蒸汽吞吐→蒸汽加氮气泡沫驱蒸汽吞吐→直井与水平井组合蒸汽驱蒸汽吞吐→蒸汽辅助重力泄油蒸汽吞吐→水平压裂辅助蒸汽驱蒸汽吞吐→火烧油层出砂冷采→蒸汽吞吐出砂冷采→水平井蒸汽驱蒸汽吞吐→水平井间歇蒸汽驱蒸汽吞吐→电磁加热三. 超稠油水平井蒸汽吞吐→蒸汽辅助重力泄油水平井蒸汽吞吐→水平井压裂辅助蒸汽驱水平井蒸汽吞吐→压力循环蒸汽驱水平井蒸汽吞吐→火烧油层出砂冷采→蒸汽辅助重力泄油低渗透油田开采方式转换一、注水多数低渗透油田宜采用先期注水方式室内实验表明，低渗透储层在压力下降后，渗透率急剧大幅度下降，而压力再升高时，渗透率恢复的很少，远低于原始水平。

油田现场试验也得到相似的结果。

同步和提前注水的区块，油井产量可以稳定到初期的70%-80%，而滞后注水的区块，油井产量只能保持到40%-50%。

所以高效开发低渗透油田一定要保证早期同步注水，最好争取提前注水。

超前注水效果分析：当一个特低渗透油藏采用滞后注水方式时，采油井首先采油，主要是较高渗透层段供液，由于特低渗透油层的渗流阻力大、供液能力差、能量消耗快，使较高渗透层段的压力降落较大。

当注水井投注之后，注入水将沿渗流阻力小的较高渗透层段突进，再加上较高渗透层段较大的压力降落，更加剧了注入水沿较高渗透层段的突进，使注人水的平面波及系数减小。

如果油田采用先注后采方式，由于油田在未投入开发前地层处于原始的平衡状态，各点处的原始地层压力基本保持一致。

此时，注水井投注时，由于均衡的地层压力作用，注入水在地层中将均匀推进，从而有效地提高了注入水的有效波及体积。

长庆油田已经利用超前注水方式取得了较好的效果。

天然能量大的油田也可适当推迟注水•对于欠压实型异常高压油藏。

在这些油田的开发设计中，都认为必须采取注水保持压力的开发方式。

但注水时机可以适当推迟一些。

因为地层压力本来就高，再加上油层渗透率特别低，如果早期注水，则需要的注水压力很高（有些超过40Mpa以上）。

这样，不仅注水设备难以适应，而且油田实际开发效果不一定最好。

多数油田主张把地层压力降到静水柱压力附近再开始注水，一方面现有注水设备可以基本适应需要，注水井吸水能力可以满足要求，同时利用油田自然弹性能量可以采出一定程度的地质储量（4%-5%左右），这样总的开发效果比较好。

例如大港油田马西深层油藏。

低渗透油田开采方式转换二、注气(1)注天然气过去我国天然气探明储量很少，没有富余的资源用作注气，绝大多数油田都采用注水开发方式。

现在天然气探明储量大幅度增加，另外注水开发低渗透油田暴露出许多复杂问题。

目前注气开发油田愈来愈引起人们的注意和重视。

关于注水开发油田与注气开发油田的比较，国外统一地认识是，在一般正常情况下，注水效果比注气效果好，在油层含束缚水饱和度不高，用水驱油的效率总比用气区油的效率要高。

但同时也指出，注气比较简单，费用较少，基本没有风险，特别在含束缚水饱和度高的情况下，注气也有它的优越性。

油田名渗透率采收率增加值缔拉瓦拉油田（澳）布里杰湖油田（美）1-15 ×10-3μm27.9 ×10-3μm220%17.4%采用烃类混相驱开发取得较高采收率。

20%26%注水采收率最终采收率40%43.4%结合我国实际情况，与注水开发方式相比较，注气开发方式的有利和不利因素可以归纳如下：A、主要有利因素：(A) 吸气能力强，并且能够保持稳定，易于实现注采平衡，保持地层压力；(B)注气流压低于注水流压，有利于避免裂缝张开，防止产生窜进现象；(C) 没有水质问题，可以避免一整套比较复杂的处理水质的工艺流程设备，(D)因水质腐蚀和泥岩膨胀而造成的套管损坏问题较轻，报废井较少；(E) 油井见注入气比见注入水后情况比较简单B、不利因素：(A)技术、设备比较复杂，我国实践经验较少：(B)天然气与原油的粘度差别大、气油流度比高，容易造成粘滞指进，产生气窜现象，影响开发效果。

原油粘度越高，影响越大。

由于我国对油田注气保持地层压力开发方式研究的很少，更缺乏实践经验，因而关于注气开发方式和注水开发方式的建设投资、开发效果以及经济效益问题，目前还不好作比较确切的对比。

但是目前低渗透油田注水开发状况不够理想。

在天然气储量比较充足的地区，对油层渗透率低、原油粘度也低的油田应该积极开展注天然气保持压力的开发方式试验。

同时应加强天然气驱油机理和特征的室内实验及理论研究工作。