油藏工程基础及动态分析12
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油藏动态分析讲义-PPT精选文档
3 、 试井测试资料 a） 试油、试注资料； b） 试井、分层测试资料； c） 泵工况、动液面资料。
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油、水井单井动态分析基本资料
4、流体性质资料
a） 原油性质及高压物性分析资料； b） 天然气性质分析资料； c） 地层水性质分析资料； d） 注入水水质、水性分析资料。
5 、 动态监测资料
a） 压力资料； b） 产液剖面分析资料； c） 含油饱和度测井资料； d） 吸水剖面分析资料； e） 工程测井分析资料。
2 、 油田稳产阶段分析重点
3、 油田递减阶段分析重点
a） 分析产量递减的规律，确定产量递减类型； b） 预测今后产量、含水的变化及可采储量； c） 提出控制油田产量递减的有效措施。
22
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讲义提纲
动态分析基本概念和方法
动态分
23
动态分析要求
a)历史与现状相结合，用发展和变化的观点分析问题； b）单井分析与油藏动态相结合，处理好点面关系，统筹兼顾，全 面考虑和分析问题；
济效益的目的。
24
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动态分析目标
a) 油藏特征及开采特点清楚；
b) 油藏开采动态变化原因清楚； c) 现阶段调整挖潜的基本做法和效果清楚； d) 开发中存在的主要问题清楚； e) 剩余油分布状态及调整挖潜的对象和目标清楚； f）开发调整工作部署及开发趋势清楚。
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20
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不同开发阶段分析重点
1 、 油田开发初期和上产阶段油田开发分析重 点
a) 分析比较钻井后的油田地质特征与方案编制时变化 情况。主要分析比较构造、储层厚度、孔渗饱参数、油 水界面、流体性质等； b） 油、水井投产和投注后油层能量的变化、油井产 液能力、初期产量、初期含水是否达到方案指标要求， 注水井吸水能力是否满足产液量需要，油田注采系统是 否适应，能否达到较高的水驱控制程度；设计的生产压 差能否实现；采油工艺是否配套； c） 利用系统试井等动态监测资料分析油水井对应关 系，观察和分析采油井见到注水效果的时间和见效特点， 即分析合理注采比、采油速度、储量动用程度、分层吸 水、产出状况、含水上升的变化规律等。
油藏动态分析基础
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
第三章 油藏工程方案
第十三条 油藏工程方案是油田开发方案的重要组成部分，其主要内 容应包括：概况，油田地质研究，开发原则、开发方式、开发层系组合、 井网部署及监测系统，开发指标预测及经济评价，多方案的经济比选及 综合优选和实施要求。
第十四条 概况主要包括油田地理与自然条件、矿权情况、区域地质 与勘探、油藏评价、开发简况和方案结论等内容。
1. 大中型中高渗透率砂岩油藏，要适时注水（注气），保持能量开采， 原则上油藏地层压力不低于饱和压力。
2. 低渗透砂岩油藏，应保持较高的压力水平开采，建立较大的注采压差 。对特低渗透油藏（空气渗透率小于1010-3μm2）要研究油藏裂缝系统 、地应力分布，建立有效驱动体系，对于低压油藏要开展超前注水工作。
第四条 本《规定》适用于股份公司及所属油（气）田分公司、全资子公 司（以下简称油田公司）的陆上油田开发活动。控股、参股公司和国内合作 的陆上油田开发活动参照执行。
第二章 油 藏 评 价
第五条 油藏评价阶段油藏工程管理的主要内容是： 1.编制油藏评价部署方案。 2.为提交探明储量和编制油田开发方案，取全取准所需要的各项原始 资料。 3.进行油藏开发技术经济评价，对有经济开发价值的油藏提交探明储 量。 4.开展开发先导试验。 5.建立概念地质模型，编制油藏工程初步方案。 第六条 油藏评价部署方案的主要内容应包括：评价目标概况、油藏评 价部署、油田开发概念方案、经济评价、风险分析、实施要求等。 1.评价目标概况应概述预探简况、已录取的基础资料、控制储量和预 探阶段取得的认识及成果。
第二十条 油藏工程方案应在产能论证的基础上进行开发指标预测。 油藏工程方案应以地质模型为依据，对重点油田或开发单元开展油藏数 值模拟，预测各种方案的15年开发指标及最终采收率。 对于复杂油田要用常规油藏工程方法预测10年开发指标及最终采收率。
第三章 油藏工程方案
第十三条 油藏工程方案是油田开发方案的重要组成部分，其主要内 容应包括：概况，油田地质研究，开发原则、开发方式、开发层系组合、 井网部署及监测系统，开发指标预测及经济评价，多方案的经济比选及 综合优选和实施要求。
第十四条 概况主要包括油田地理与自然条件、矿权情况、区域地质 与勘探、油藏评价、开发简况和方案结论等内容。
1. 大中型中高渗透率砂岩油藏，要适时注水（注气），保持能量开采， 原则上油藏地层压力不低于饱和压力。
2. 低渗透砂岩油藏，应保持较高的压力水平开采，建立较大的注采压差 。对特低渗透油藏（空气渗透率小于1010-3μm2）要研究油藏裂缝系统 、地应力分布，建立有效驱动体系，对于低压油藏要开展超前注水工作。
第四条 本《规定》适用于股份公司及所属油（气）田分公司、全资子公 司（以下简称油田公司）的陆上油田开发活动。控股、参股公司和国内合作 的陆上油田开发活动参照执行。
第二章 油 藏 评 价
第五条 油藏评价阶段油藏工程管理的主要内容是： 1.编制油藏评价部署方案。 2.为提交探明储量和编制油田开发方案，取全取准所需要的各项原始 资料。 3.进行油藏开发技术经济评价，对有经济开发价值的油藏提交探明储 量。 4.开展开发先导试验。 5.建立概念地质模型，编制油藏工程初步方案。 第六条 油藏评价部署方案的主要内容应包括：评价目标概况、油藏评 价部署、油田开发概念方案、经济评价、风险分析、实施要求等。 1.评价目标概况应概述预探简况、已录取的基础资料、控制储量和预 探阶段取得的认识及成果。
第二十条 油藏工程方案应在产能论证的基础上进行开发指标预测。 油藏工程方案应以地质模型为依据，对重点油田或开发单元开展油藏数 值模拟，预测各种方案的15年开发指标及最终采收率。 对于复杂油田要用常规油藏工程方法预测10年开发指标及最终采收率。
油藏动态分析相关基本知识介绍
根据油井和注水井相互位置的不同，面积注水可分为四点法面积 注水、五点法面积注水、七点法面积注水、九点法面积注水以及直线 排状系统等。
32
直线排状：
面积注水
直线排状系统：井排中井距与排距可以不等。 生产井：注水井 m＝1：1
33
五点井网：
面积注水
反五点井网和正五点井网是相同的。 m=1：1；
适合于强注强采的井网
油气田：指同一地域内一个油气藏或多个油气藏 的总和。
3
3
按圈闭成因
构造油气藏 地层油气藏 混合油气藏 水动力油气藏
4
4
按圈闭成因
5
5
按圈闭成因
6
6
按圈闭成因
7
7
按圈闭成因
8
8
按圈闭成因
9
9
按烃类性质
高凝油藏 挥发油藏 凝析油气藏 稀油油藏 稠油油藏
10
10
按烃类性质
11
11
按烃类性质
39
39
油藏开发基本矛盾
层间矛盾 平面矛盾 层内矛盾
40
40
层间矛盾
指非均质多油层油田，由于各个油层岩性、物性和储 层流体性质不同，在成各油层在吸水能力、水线推进速度 ，地层压力、出油状况、水淹程度等方面的差异，形成相 互制约、干扰、影响各个油层，尤其是中低渗透率油层发 挥不了作用。
41
41
层间矛盾
A4
A1
A8 A9
A7
。
A8
。。
A4
。
A9
A1
。
A2 A5
A3 A6
A10
。 。
A5
。 。
。 A6
A10
。
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直线排状：
面积注水
直线排状系统：井排中井距与排距可以不等。 生产井：注水井 m＝1：1
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五点井网：
面积注水
反五点井网和正五点井网是相同的。 m=1：1；
适合于强注强采的井网
油气田：指同一地域内一个油气藏或多个油气藏 的总和。
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按圈闭成因
构造油气藏 地层油气藏 混合油气藏 水动力油气藏
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按圈闭成因
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按圈闭成因
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按圈闭成因
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按圈闭成因
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按圈闭成因
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按烃类性质
高凝油藏 挥发油藏 凝析油气藏 稀油油藏 稠油油藏
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按烃类性质
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按烃类性质
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油藏开发基本矛盾
层间矛盾 平面矛盾 层内矛盾
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层间矛盾
指非均质多油层油田，由于各个油层岩性、物性和储 层流体性质不同，在成各油层在吸水能力、水线推进速度 ，地层压力、出油状况、水淹程度等方面的差异，形成相 互制约、干扰、影响各个油层，尤其是中低渗透率油层发 挥不了作用。
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层间矛盾
A4
A1
A8 A9
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A8
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A9
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A2 A5
A3 A6
A10
。 。
A5
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。 A6
A10
。
油田开发基本概念、指标计算、油藏动态分析
16
第二部分 开发指标计算及应用
17
一、生产类指标 二、技术类指标 三、开发效果评价类指标
18
一、生产类指标
1、日产油水平 2、平均单井日产油水平 3、单井日产油水平 4、单井日产油能力 5、综合含水 6、综合生产气油比 7、注采比 8、原油计量系统误差（输差）
19
一、生产类指标
日产油水平
8
开发工程名词
◆井网密度：每平方千米含油面积内所钻的开发井数。 ◆原始地层压力：油、气在未开采前的地层压力称为原始地层压力。 ◆注水方式：指注水井在油田上的分布位置及注水井与采油井的比例 关系和排列形式。又称注采系统。 ◆注采井组：一口注水井和几口生产井构成一单元称注采井组。又称 注采单元。 ◆注水方式分类：边缘注水、边外注水、边内注水、面积注水、线状 注水、顶部注水、点状注水。 ◆面积注水分类：三点法、四点法、五点法、七点法、九点法、反九 点法.
指一个油田或者区块月产油与当月日历天数的比值。单位为吨/日。
日产油水平是衡量一个油田（或者区块）原油产量高低和分析产量变化的 重要指标。
日产油水平＝
油田（
或区块） 月产油(吨) 当月日历天数
平均单井日产油水平
指油田（或开发区）日产油水平与当月所开油井实际生产天数开井数的 比值。参数符号qo,单位为吨/日。
由于数量众多，下面重点将与油藏动态分析关系紧密的开发工程 名词中常用的概念做一些介绍。
5
开发工程名词
◆地质储量：在地层原始状态下，油藏中油的总储藏量。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 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。 ◆地质储量丰度：是指油藏单位含油面积范围内的地质储量（单位： 万吨），它是储量综合评价的指标之一。分为：高丰度（﹥300）、 中丰度（100~300）、低丰度（﹤100）、特低丰度（﹤50）。 ◆单井控制储量：采油井单井控制面积内的地质储量。 ◆剩余可采储量：油田投入开发后，可采储量与累积采油量之差。
第二部分 开发指标计算及应用
17
一、生产类指标 二、技术类指标 三、开发效果评价类指标
18
一、生产类指标
1、日产油水平 2、平均单井日产油水平 3、单井日产油水平 4、单井日产油能力 5、综合含水 6、综合生产气油比 7、注采比 8、原油计量系统误差（输差）
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一、生产类指标
日产油水平
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开发工程名词
◆井网密度：每平方千米含油面积内所钻的开发井数。 ◆原始地层压力：油、气在未开采前的地层压力称为原始地层压力。 ◆注水方式：指注水井在油田上的分布位置及注水井与采油井的比例 关系和排列形式。又称注采系统。 ◆注采井组：一口注水井和几口生产井构成一单元称注采井组。又称 注采单元。 ◆注水方式分类：边缘注水、边外注水、边内注水、面积注水、线状 注水、顶部注水、点状注水。 ◆面积注水分类：三点法、四点法、五点法、七点法、九点法、反九 点法.
指一个油田或者区块月产油与当月日历天数的比值。单位为吨/日。
日产油水平是衡量一个油田（或者区块）原油产量高低和分析产量变化的 重要指标。
日产油水平＝
油田（
或区块） 月产油(吨) 当月日历天数
平均单井日产油水平
指油田（或开发区）日产油水平与当月所开油井实际生产天数开井数的 比值。参数符号qo,单位为吨/日。
由于数量众多，下面重点将与油藏动态分析关系紧密的开发工程 名词中常用的概念做一些介绍。
5
开发工程名词
◆地质储量：在地层原始状态下，油藏中油的总储藏量。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 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。 ◆地质储量丰度：是指油藏单位含油面积范围内的地质储量（单位： 万吨），它是储量综合评价的指标之一。分为：高丰度（﹥300）、 中丰度（100~300）、低丰度（﹤100）、特低丰度（﹤50）。 ◆单井控制储量：采油井单井控制面积内的地质储量。 ◆剩余可采储量：油田投入开发后，可采储量与累积采油量之差。
油藏动态分析规范PPT课件
30000
20000
10000
0
矿化度mg/l
渗透率比值
营11-8井岩心储层敏感性实验结果表现为弱水敏，弱速敏，
非酸敏，弱盐敏。
CHENLI
25
2、储层特征
（3）沉积特征：
储层厚度及物性在平面及纵 向的分布状况，沉积类型等。
CHENLI
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2、储层特征
（3）沉积特征：
储层厚度及物性在平面及纵 向的分布状况，沉积类型等。
七、下步调整工作安排
八、动态分析基本C图HEN表LI
42
四、现阶段开发动态形势分析
1、阶段产量构成分析
（1）阶段产量变化及原因分析
（2）阶段老井自然产油量、自然产油量变 化原因
（3）阶段措施、新井效果及产量变化情况 分析
CHENLI
43
CHENLI
44
2、阶段注水量分析
（1）阶段注水量变化及原因分析
2、储层特征
速 敏
储层中的粘土矿物(高岭石)与胶结差的
碎屑因流体流速变化C产HEN生LI 迁移堵塞喉道
22
2、储层特征
敏酸
酸液与地层中的酸敏CH性ENL粘I 土矿物(绿泥石)
23
发生反应,产生沉淀堵塞孔喉
2、储层特征
碱 敏
碱液与地层中的碱敏性粘CH土ENL矿I 物发生反应,产生沉淀 24 堵塞孔喉
38
D、94～2000年为特高含水期，>90%（12口注水井，16口油井）。
3、开发现状
1029t
26/19口 22/7口
90.5%
517m3
0.43
0.52% 98t
开油井 开水井 日液 日油 含水 采油速度 日注 注采比
实用油藏工程与动态分析方法PPT课件
分 析
计算储层流体的高压物性参数。
方
法
储
层
流
体
高
压
物
性
参
数
计
算
CHENLI
12
高
等
油 藏
第一节 地层天然气的物性参数计算
工
程
：
地层天然气主要是指干气气藏气体、凝析气藏气体和煤层
实 用
气气体，其高压物性参数包括天然气的偏差因子、压缩系数、
油
体积系数和粘度。
藏
工
程 与
一、天然气的偏差因子
动 态
1 拟临界压力ppc和拟临界温度 Tpc的计算
程 与
视作统一的整体来开发。
动
态
分 析
(C) 必须充分重视和发挥每口井的双重作用——生产与信
方
息的效能。
法
(D) 油田开发工程是知识密集、技术密集、资金密集的工业。
CHENLI
4
高 学习内容(学习目的)：为什么要学习高等油藏工程？
等
油
藏
工
程 ：
(1) 实用油藏工程与动态分析方法上的全部内容：包括流
实
体物性、岩石物性、储量计算、井网密度计算、压力系统分析、
用 油
物质平衡方法、油田开发动态分析、油田产量递减规律分析以及
藏 工
临界产量的确定分析等等。
程
与
动
(2) 介绍一些新的研究成果:注水井单井优化配注以及油气井
态 分
单井最优化配产等等。
析
方
法
CHENLI
5
高 什么时间学习：即学习时间安排？
等
油
藏 工
(1)总学时：40学时；分布于16~20周，8学时/周。
油藏动态分析讲义-PPT精选文档
6 、 编制归纳的资料
a） 采油井及注水井措施效果分析表； b） 采油井注水见效及见水数据表； c） 采油井单井开采曲线； d） 注水井单井注水曲线； e） 注水井全井、分层指示曲线； f） 产液剖面变化图； g） 含油饱和度变化图； h） 吸水剖面变化图。
8
8
油田（开发单元）开发动态分析基本资料
2、 井组注采平衡和压力平衡状况的分析
a) 分析注水井全井注入量是否达到配注要求，对应 分析各采油井采出液量是否达到配产要求，分析井组 注采比变化原因； b) 分析注水井各层段是否按分层配注量进行注水； c） 对比注采井组各油井产液量变化情况，分析各 油井采液强度与油层条件是否匹配； d） 分析注采井组油层压力平衡状况。
开发单元（油田）开发动态分析
1 、 开发单元措施效果分析
a） b） c） d） e） 注采系统完善、加密调整及效果分析； 提液及效果分析； 油层补孔及效果分析； 油、水井油层改造及效果分析； 其它措施效果分析等。
a） 分析产量指标变化情况：油量、气量、液量、水 量等； b） 分析开发指标变化情况：自然递减率、综合递减 率、含水上升率、存水率、注水利用率、水驱指数等； c） 分析管理指标变化情况：油水井综合利用率、油 水井免修期、躺井率、注水层段合格率等。
3 、 油井地面管理状况的分析
热洗清蜡制度，合理套压的控制等。
14
14
油、水井单井动态分析
注水井动态分析的主要内容 1 、 注水井油层动态分析
a） 注入层位变化情况分析； b） 注入压力变化情况分析；
c） 注水量变化情况分析；
d） 注水分层吸水量变化情况分析； e） 注采比的变化和油层压力情况分析；
1、 编制归纳的数据表
油藏动态分析
测 试 仪 器 起 下 记 录
上提 深度 (m) 下放 深度 (m) 1809 1721 起出 密封段直径 上 ㎜ 45.5 45.5 下 ㎜ 45.6 45.6 实测 层位 堵偏3 堵偏2
管柱图
下井日期：2006.11.7
偏1偏 1
9:15 9:30 9:45 9:50 10:05 10:20 10:35 10:40 10:55
20 日 产 油 量 (t) 15 10 5 0 3.31 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5
B油井生产“五线图”
上行电流 下行电流
掺 水
3
4.6
4.7
4.8
4.9
4.10
4.11
4.12
4.13
4.14
4.15
4.16
4.17
4.18
4.19
4.20 4.21 时间 : 日
分层测试成果表
分层测试资料的用途主要是了解油层或层段的吸水能力;鉴定分 层配水方案的准确性;检查封隔器是否密封;配水器工作是否正常;检 查井下作业施工质量等。
采油压差：指油井地层压力与油井生产时的井底压力（流动压力） 之差。
动液面:抽油井在正常生产过程中测得的油套管环形空间中的液面
深度叫动液面。
静液面:抽油井关井后，油套管环形空间液面逐渐上升，当升到一
定位臵并稳定下来时，测得的液面深度叫静液面。
一、动态分析基础知识
2、相关名词解释
注采井组：一口注水井和几口生产井构成的单元称注采井组。 正注：从油管往井内注水叫正注。 反注：从套管往井内注水叫反注。 笼统注水：在注水井上不分层段，在相同压力下的注水方式叫笼统
25 50
2170 13-6
2161 X13-6
油藏动态分析方法.
中原油田开发历程图 为了减缓油田递减， 2003 年下半年开展了为期三年的科技攻关会战。调整开发思路，实行“四个转
时间
变”、强化“三项工作”、调整“三个结构”，见到明显成效。新区产能建设规模逐步扩大，新动用储量
从698万吨上升到1422万吨，新建产能从8.3万吨提高到17.8万吨；老油田稳产基础得到加强，开发状况逐
(1996—2003)
精细调整阶段
(2003---目前)
800 700 600 500 400 300 200 100 0
当年动用储量(10 4 t)
8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007
陆相（河、湖沉积）砂、泥岩互层， 油藏非均质、多油层，油层及夹（隔）层 在纵向和横向的相态变化大是其特征。 纵向上不同油层的厚度、岩性、沉积 相，孔、渗、饱，吸入、产出状态等不同 。 横向上同一油层以上参数的平面展布变 化复杂。 纵向上不同夹（隔）层厚度、岩性、 沉积相等不同。横向上同一夹层由粉砂质 泥岩向泥岩、泥灰岩、灰岩转变，隔层多 为纯泥岩。 非均质、多油层砂岩油藏分层系注水 开发，出现的层间矛盾、平面矛盾、层内 矛盾也是贯彻开发始终的基本动态特征。 不同的开发井网、含水阶段，基本动态特 征也不同。
对于封闭未饱和高渗透连通性较好的油藏精度较高而对低渗饱和油藏精度较差压降法采出程度10适用于气田使用时须注意气藏是否为同一水动力学系统产量递减法开发中后期油气田及井均可使用估算可采储量统计法开发初中期预测地质储量及推算后备储量可采储量不稳定试井开发初期计算单井控制储量及小油气藏的储量储量分类与计算方法可采储量估算方法勘探评价阶段经验公式法类比法岩心分析法岩心模拟试验法分流量曲线法稳产阶段物质平衡法水驱特征曲线法数值模拟法递减阶段物质平衡法水驱特征曲线法产量递减法水淹区岩心分析数值模拟法储量分类与计算方法1选择合理的开发方式和布井方案既要合理利用天然能量又要满足并协调好采油速度和稳产时间的关系2确定合理采速及井的工作制度以充分发挥有效的驱动能量3控制油藏动态使之向高效驱动方式转化提高采收率评价油藏的主要驱动方式水压驱动气压驱动溶解气驱重力驱动目的油藏驱动能量分析计算驱动指数计算驱动指数分析判断驱动机理分析判断驱动机理生产气油比变化规律原理当多种驱动能量共同作用时每种驱动能量的作用程度可以根据实际的开发指标和油气水高压物性参数计算其大小和变化情况目的分析各驱动能量的利用率并通过人为干扰充分发挥有利的驱动能量提高开发效果和采收率判断依据油藏驱动能量分析11刚性水压驱动刚性水压驱动驱动面积油藏驱动能量分析地层压力常数常数qoqotrs常数井底压力常数11刚性水压驱动刚性水压驱动油藏驱动能量分析水体远远大于油藏22弹性水压驱动弹性水压驱动油藏驱动能量分析pipitqlqltqoqotrs常数井底压力常数22弹性水压驱动弹性水压驱动油藏驱动能量分析构造完整倾角陡渗透率高原油粘度低33刚性气压驱动刚性气压驱动油藏驱动能量分析pipitqlqlt井底压力常数rsrst33刚性气压驱动刚性气压驱动油藏驱动能量分析导致开发过程中油藏压力下降44弹性气压驱动弹性气压驱动油藏驱动能量分析pipitqlqlt井底压力常数rsrst44弹性气压驱动弹性气压驱动油藏驱动能量分析边底水少或无含油边缘基本不移动55溶解气驱动溶解气驱动油藏驱动能量分析pipitqlqlt井底压力常数rsrst55溶解气驱动溶解气驱动油藏驱动能量分析渗透性较好66重力驱重力驱油藏驱动能量分析pipitqlqlt井底压力常数ql常数rs常数66重力驱重力驱油藏驱动能量分析实例分析实例分析底水底水油藏油藏di0004020608开发时间a
油藏动态分析
油藏动态分析1. 常规测试的12个步骤射孔----第一次开井---第一次关井---第二次开井----第二次关井---开井测生产剖面---关井准备酸化作业---酸化作业---开井排酸---关井，下地面直读式压力计---开井24小时，测压降曲线—关井测压力回复曲线2. 试井的分类稳定试井（产能试井）：系统试井，等时试井，修正等时试井不稳定试井：单井试井，多井试井（脉冲试井，干扰试井）按压力形态分：压力降落试井，压力恢复试井按分析方法分：常规试井分析方法，现代试井分析方法3. 试井在油层动态分析中的作用确定油气藏的压力和产能状况确定油气井的井筒特征确定油气藏的特性参数确定油气藏的边界状况评价油气井的措施效果确定储层的渗透率分布状况确定储层的饱和度分布状况4. 试井分析的一般过程试井资料的收集---试井资料的预处理----试井模型的确定---试井解释方法的确定---试井结果的模拟检验5. 稳定流动，不稳定流动，单向流动，平面径向流动流的定义，特点稳定流动：流动仅为坐标的函数，q、p不随t变而变。
不稳定流动：q或V渗流和P不仅是坐标的函数，而且也是时间的函数单向流：流线彼此平行，各处渗流面积不变；垂直流线截面的各点压力相同，渗流速度相同，压力和速度都为流动方向上X轴的函数即符合达西定律VX = - K/μ * dP/dX流线在平面上向中心汇聚，并以井眼轴线为中心的各同心圆上，各点压力相同，速度相同，以井眼轴线为中心的极坐标上，各点压力和速度只与半径R有关，即V = K/U *DP/DR6.径向流压降公式7.叠加原理：地层中任何一点处的总压降等于油藏中每一口井因生产或注水在该点产生的压力降的总和。
C =△V /△P8.MDH方法9.井筒储集系数井筒储集系数：是描述井筒储集效应的强弱程度，可定义为在井筒条件下单位压力变化时的井筒流体体积变化量:c=10.表皮系数：用来表征井筒污染情况和完善程度11.试井流动阶段的划分1、早期阶段（Early Flow Period）也称井筒储集效应段它包括纯井筒储集阶段（单位斜率）和过渡阶段；或无限导流垂直裂缝切割井筒的情形（1/2斜率）或有限导流垂直裂缝切割井筒的情形（1/4斜率）。
[工学]油藏工程-油藏动态经验分析方法
![[工学]油藏工程-油藏动态经验分析方法](https://img.taocdn.com/s3/m/702ae8fb84254b35eefd344b.png)
Q Qi /(1 ai t )
Qi ) 1 ait Q
ln Q ln Q i at
产量与累积产 量的关系
(
Qi n ) 1 na i t Q
(
Np
Qi Q a
Np
Qi Q i n 1 1 ( ) a i (1 n) Q
Np
解：由图可知该油田满足指数递减规律，产量 由1995年开始，处于稳定递减阶段，从此以后， 产量变化呈直线， 方法一：求出其半周期为Ti=3.467a，代入(6 －11)式可得 a = 0.69315/3.467 = 0.20(a －1)
28
方法二：（直线斜率为0.199(a－1) ）
29
另由表6－3可以获得该油田的产量递减率a为: 用这两种方法求出的递减率在数值上有一定差别， 但二者是接近的。代入产量变化公式可以得到
图 Np∙t
～ t产量衰减曲线
图中曲线即为产量衰减曲线。由图可知，递 减之初的产量变化不完全合乎衰减规律。应该采 用的是后期的直线段。图中直线段斜率即为衰减 期可采储量A，在纵轴上的截距即为 —B。 即递减率随着时间的增加而不断减小。
27
【实例5－3】 Dg油田一个开发区的产量变化数据 由表6－3(154页）给出，从表6－3可知该油田产量 是递减的，但是处于稳定递减期是1995年以后。试 求该油藏的递减率，预测2005、2006和2007年时产 量和累积产量，并预测其最终采收率，已知其地质 储量为2630×104t。
第五章 油藏动态经验分析方法
直接地、系统地观察油藏的生产动态， 收集足够的生产数据，通过详细的分析和研 究来发现油田生产规律的分析方法。
研究方法： 1.研究油藏生产史—油藏的拟合期； 2.油藏动态的预测期； 3.预测方法的校正和完善。
油藏工程动态分析方法
dq dq D qdt dN p qn D Dr n qr dq qn Dr n dN p qr
19
5.产量递减规律的应用
q dN p Dr N pr
Np n q r
dq n q qr
只有认清了产量递减规律，才能有效地采取防
止产量递减措施，提高油气采收率。
4
Байду номын сангаас
1.产量变化模式
Q
三个阶段：
t
上产期：新井的不断投产，产量逐渐上升。
稳产期：油气产量达到最大设计产量。 递减期：地层有效驱动能量衰竭的象征。
5
1.产量变化模式
上产期：时间较短，采出可采地质储量的5-10% 稳产期：受地质条件和开发系统设置的影响。 中小型油气田：2-5年 大中型油气田：5-10年 特大型油气田：10年以上 产量大，稳产期内油田开发的深层次矛盾未 暴露出来。采出可采地质储量的50-60%
n 1
n 1 n
Dr D 1 nDr (t tr )
t
13
4.产量递减类型分析
d 2q n 1, 2 0 dt
d2q Dr n (n 1) n q 2 dt qr
表明递减速度逐渐变大, 产量为凸型递减。
q
vD
qr Dr
[1 nDr (t t r )]
1 qr n t tr [( * ) 1] nDr q 1 qr n tabn tr [( ) 1] nDr qel
*
q
*
t
*
17
5.产量递减规律的应用
qr 产量递减曲线: q [1 nDr (t t r )]1/ n t t qr qdt dt 1/ n [1 nDr (t t r )] tr tr
油藏动态分析内容与方法详解
濮城沙一油水相对渗透率比值 与含水饱和度关系曲线(K=735)
可采储量计算结果
时间
开采现状 含水 采出程度
累产油
甲型水 丙型水驱 俞启泰水 丁型水驱 张金庆水 驱曲线 曲线 驱曲线 曲线 驱曲线
（年.月） （%） （%） （万吨）
1999.12 98.1 50.19 569.69 649.4 566.8 565 565.2 563.4
一、注2、水水开驱发特指征标曲宏线观分析
驱替特征曲线有六种表达式
（f）俞启泰水驱曲线
Lp
LgN p
a
bLg( Wp
)
Np
102
1 fw b(1 fw)
2bfw
[1 fw b(1 fw)]2 4b2 fw
应用水驱曲线应注意几点
➢ 油藏未作大的调整 ➢ 调整后生产状况稳定了
➢ 不同原油性油藏选用不同的公式例如 （a）公式适用于低粘度油藏，（d）公式适 用于高粘度油藏；
1、含水率与采出程度
（2）油田含水率变化规律有七种数学 表达式，即含水率与采出程度有七种形 态关系曲线。
其中典型曲线有三种，其他四种为 三种典型曲线之间过渡型。
1、含水率与采出程度
三种典型曲线为凸型、S型、凹型。
凸型： LgR A BLg(1 - fw)
S型：
R A B lg(
fw )
1、含水率与采出程度
给出不同的ER可以求a、c值
不同采收率对应的校正系数值
ER
20
25
30
35
40
45
50
55
60
c 1.60012 0.66226 0.27711 0.11647 0.04905 0.02067 0.00872 0.00367 0.00155
油藏基本知识及分析
较低。当然油井的生产能力还与生产压差、
油层厚度和原油性质有关。但渗透性的好 坏是影响产能的一个重要因素。
储油层的主要特性
1、渗透率 渗透率是指液体流过岩石的难易程度， 是表示储油岩渗透性大小的指标。 目前，国际上通用的渗透率单位是平方 米，以符号m2来表示；或二次方微米，以符 号µ 2来表示。 m 1µ 2=1.01325达西=1013.25毫达西。 m
多种流体
储油层的主要特性
4、相对渗透
有效渗透率与绝对渗透的比值叫相对渗透
率。
相对渗透率=有效渗透率/绝对渗透率
岩石的绝对渗透率，反映了岩石的物理性 质。岩石的有效渗透率，除了反映岩石的物理 性质以外，还与流体的性质及流动特性有关。
储油层的主要特性
4、相对渗透
油田在开发过程中，油层的有效渗透率是在不断发生
=70%
油藏开发方面的相关概念
18、综合含水：油田月产液量中产水量所占
的百分数。 19、含水上升率：每采出1%的地质储量时含
水率的上升值。
油藏开发方面的相关概念
某油藏地质储量100万吨，月产液量5000吨，
月产油量2000吨，计算油藏的综合含水。
综合含水=月产水量/月产液量
=（5000-2000）/5000 =60%
径大，孔道也大，孔隙度也就大。
储油层的主要特性
3、影响孔隙度大小的因素 (2) 胶结方式对孔隙度的影响 砂岩主要胶结物是泥质和灰质。灰质中主要是 石灰质和白云质。通常用胶结物在岩石中的含量 来表示岩石的胶结程度。胶结物含量高，岩石比 较坚硬；胶结物较少，岩石就比较疏松。灰质胶 结比泥质胶结牢固。
储油层的主要特性
含油饱和度是指油层孔隙中的石
油体积与油层有效孔隙体积的比值。
油藏动态分析方法
6.水驱油效率分析:
取心、室内做水驱油实验确定水驱油效率（微观水驱油效率） 油水相渗曲线确定水驱油效率 类似油藏、经验公式确定
7.油田可采储量及采收率：
计算可采储量（方法的实用性） 分析影响水驱采收率的因素（油藏、流体的属性，开采方式及工艺 技术以及经济）
18
五、动态分析的评价标准
1、基础资料齐全、准确、实用
7
四、动态分析的类型及要求
（一）按照分析对象：单井、井组、层系、区块、油田
陆相沉积的非均质砂岩油藏的开发，由许多小层组合成一 个开发层系，由几口油、水井组成注采井组，许多注采井组 构成一个动态区（层系），几个动态区组成一个开发区（区 块），许多开发区组成一个油田。
分析程序： 应该按照小层（或油砂体）→单井→井组→
发现问题、分析原因、解决矛盾。不断认识油藏、改造 油藏，持续改善开发效果，提高采收率，获得最佳的开发效 益。
3
油田开发过程管理的主要任务
1、实现开发方案或调整方案确定的技术经济指标和油藏经 营管理目标。
2、确保各种油田生产设施安全、平稳运行，搞好伴生气管 理，控制原油成本，节能降耗，完成年度生产计划、经营 指标。
12
《油藏工程管理规定》有关动态分析规定 2）注水效果分析
（1）分析区块注水见效情况、分层注水状况，提出改善注水状况措施； （2）分析注水量完成情况、吸水能力的变化及原因 （3）分析含水上升率、存水率、水驱指数，并与理论值进行对比，评价 注水效果、波及效率、注采比、注采对应率。
3）分析储量利用程度和油水分布状况
如：油藏动态分析应具备“6图、10表、8曲线”，注采井组分析应具备“5图、5 表、5曲线”。
2、分析方法科学
遵循“从油藏着眼、从单井入手、以井组为单元、深入到小层”的程序， 按照“四个到层”的要求，综合应用多种分析方法，搞清油藏动态变化的特 点和规律、存在问题和影响因素。
取心、室内做水驱油实验确定水驱油效率（微观水驱油效率） 油水相渗曲线确定水驱油效率 类似油藏、经验公式确定
7.油田可采储量及采收率：
计算可采储量（方法的实用性） 分析影响水驱采收率的因素（油藏、流体的属性，开采方式及工艺 技术以及经济）
18
五、动态分析的评价标准
1、基础资料齐全、准确、实用
7
四、动态分析的类型及要求
（一）按照分析对象：单井、井组、层系、区块、油田
陆相沉积的非均质砂岩油藏的开发，由许多小层组合成一 个开发层系，由几口油、水井组成注采井组，许多注采井组 构成一个动态区（层系），几个动态区组成一个开发区（区 块），许多开发区组成一个油田。
分析程序： 应该按照小层（或油砂体）→单井→井组→
发现问题、分析原因、解决矛盾。不断认识油藏、改造 油藏，持续改善开发效果，提高采收率，获得最佳的开发效 益。
3
油田开发过程管理的主要任务
1、实现开发方案或调整方案确定的技术经济指标和油藏经 营管理目标。
2、确保各种油田生产设施安全、平稳运行，搞好伴生气管 理，控制原油成本，节能降耗，完成年度生产计划、经营 指标。
12
《油藏工程管理规定》有关动态分析规定 2）注水效果分析
（1）分析区块注水见效情况、分层注水状况，提出改善注水状况措施； （2）分析注水量完成情况、吸水能力的变化及原因 （3）分析含水上升率、存水率、水驱指数，并与理论值进行对比，评价 注水效果、波及效率、注采比、注采对应率。
3）分析储量利用程度和油水分布状况
如：油藏动态分析应具备“6图、10表、8曲线”，注采井组分析应具备“5图、5 表、5曲线”。
2、分析方法科学
遵循“从油藏着眼、从单井入手、以井组为单元、深入到小层”的程序， 按照“四个到层”的要求，综合应用多种分析方法，搞清油藏动态变化的特 点和规律、存在问题和影响因素。
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204-1338
19-
183187-
40
N39
121032
17133
15N30
11-N23
13-24
无压 降
0
三
➢(5)试分
区
析哪些注水
水
地层可能受
井
到污染
日
注
柱
状图ຫໍສະໝຸດ 1➢(6)试分析产油效果
三区各类储层含水与采出程度关系曲线
2
➢(7)试分析 可能钻井的地 方
➢剩余油分布图
3
(8)分析层内水淹状况及剩余油分布特点
3100
3113.3psi
3055.3psi
3027.1psi
2900
[psia]
[m3/D]
2700
250 125
0 0
372.78m3/d
10
20
History plot (Pressure [psia], Liquid Rate [m3/D] vs Time [hr])
389.4m3/d
30
内边界条件 + 微分渗流方程 + 外边界条件
解析解
3
试井解释基本微分方程
单相弱可压缩且压缩系数为常数的液 体在水平、等厚、各向同性的均质弹性孔 隙介质中渗流，其压力变化服从如下偏微 分方程（扩散方程）：
4
试井解释模型
试井井解释模型由下面三部分组成：
基本模型：油气藏的基本特性 边界条件：内边界条件--井筒及其附近的情况
3
➢(13)涠四段注气分析
WZ12-1-A12b井生产曲线
涠四段注气开发层位生产曲线
A12b井产油量比关井保护前升高 整个油藏产量重新上新台阶
4
➢(14)提液分析
文昌15-1油田新增产措施
5
A1h井生产情况
2010.01.18提液
A1h
2010年1月提液后效果较好，目前生产稳定
6
A4h井生产情况
15
6
➢二、油气田动态分 析
➢ 1.动态分析概念
➢ 2.动态分析方法
➢ 3.实例分析
7
基本方法
17
8
基本方法
18
9
2.1 资料搜集与常规分析 2.2 试井解释方法及其应用 2.3 数值模拟分析及其应用 2.4 产量预测方法
0
2.1资料搜集与常规分析
单井产油量、产液量、含水率、井底流压等数据
7
(9)分析油层能量特点
WZ11-4N-6 压力史曲线
8
(9)分析油层能量特点
9
(10)分析措施效果
2。生产过程中产能变化分析 单井井产量递减曲线分析
q
➢作 业
t
0
(11)分析油层是否损害
邻井动态对比 分析具有相同地层条件的邻井产量递减规律，以确定油层是 否损害
q
t
1
(12)注水分析
尽管B16长时间处于关井保护状态， 但是地层压力仍然持续降低，说明与 5井区主体部分是连通的。
数产 值量
资
模预
料 搜
油田日产油、年产油量、综合含水率、采出程度等数据
拟测
集
试
单井测试：一般包括拉井下压力梯度及压力恢复测试，
井
需要获取压力、温度数据及日产量数据等等
解
释
1
2.1资料搜集与常规分析
生
产
资
料
处
理
某油田：
开 发 井：4口水平井
动用探明储量：**×104m3
目前累积采油：**×104m3
油藏工程基础及动态分析12
2
➢黑箱一个,没有任何信息, 猜想箱里有什么 ?
➢黑色系统:没有任何信息,去预测
3
➢箱里有部分信息, 猜想箱里有什么 ?
➢灰色系统:有部分信息,去预测
4
➢箱子全透明, 猜想箱里有什么 ?
➢白色系统:有全部信息,去预测
5
一、动态分析的基本常识
（一）什么是动态分析
油田开发的过程是一个不断认识和调整的过程。 油藏投入开发后，油藏内部诸因素都在发生变化： 油气储量变化、地层压力变化、驱油能力变化、油 气水分布变化等。
推进过快易出现水淹区块，故不
建议采取措施加速开采。
9
ZJ1-4油组A2H井数模分析
A2H井数模研究：
➢ 经数值模拟认识到A2H井因水平井
A2H
末端距离油水界面较近，且数值模拟表
现为水平井末端较早见水，故建议先对
水平井末端实施堵水后再考虑增油措施
。
0
数模法产量预测
A1H
A2H
1
数值模拟法2011年产量预测
5
1.2 产量构成法
➢调整井工作量多的油田
➢递减断难选择 ➢油田产能受调整井工作量影响大
6
1.2 产量构成法
➢1、完成产量构成
图 XJ24-3产量构成图
7
1.3 综合递减法
8
二、水驱曲线法
➢HZ32-3
9
➢4 类比法
➢已投产未递减油田 ➢含水与采出程度类比法
➢类比递减率法
0
➢4 类比法
➢分批投产油田产量估算 ➢BZ25-1/S油田产量估算
0 残余油饱和度 可动油饱和度
3-15-更30井多功能测井解释结果（55层，复合韵律层）
6
(8)分析层内水淹状况及剩余油分布特点 3）相对均质油层水淹程度较均匀
微电极
0
105
50
100
0
渗透率（10-3μm2）
——含水饱和度 ------束缚水饱和度
0
残余油饱和度 可动油饱和度
2-19-40井多功能测井解释结果（51层，均质层）
➢考虑A平台投产后产量增加8万方，产量累计达到173万方
1
➢4 类比法
➢钻后储量变化较大的油田
➢LD10-1/4-2/5-2油田产量估算
2
综合递减法产量预测实例
启泵提液
拟合时间段：
200908至201008
；
预测时间段：
201101至201112
；
拟合类型：指数递减；
递减率：0.0452
3
产量风险及潜力分析
17-N39
258
19-351
19-39
537
12-1032
241
183 180 659 17-133
689
763
167 82195-N30
411
444
180
835
297
13-24
11-N23
液面在井口
三区压降分布柱状图
9
➢(4)试分 析注水效果 及各井受效 情况
0--3.9MPa
GD1311
19-
2010.01提液
A4h
2010年1月提液后效果较好
7
➢提 液
A5井提液
8
A6井生产情况
提液
A6
·
2010年1月已经提液，提液效果较好
9
➢(15)动态分析Wen13-2-A20H1井情况
0
➢A 1 ➢A 2 ➢A 7 ➢A
8
1
➢Wen13-2-A20H1井ZJ2-1U油组压力恢复解释结果（2011年1月）
11
2
平面矛盾
30％
90％
B05
12
3
层内矛盾
层内矛盾：指同一油 层内部纵向的物性差 异，造成注入水在油 层内垂向上的不均匀 分布和推进，影响油 层水洗厚度和驱油效 率提高。
13
4
油井措施
14
5
注水井措施
注水井措施大至分为以下类型： 改善注水：调剖/调驱、细分注水 增加注水：增压注水、酸化、压裂等
采出程度：13.54％
综合含水：26.82％
2
2.2 试井解释方法及其应用
常规试井分析包括压力降落测试、压力恢复试井、双 重介质油藏试井等等；现代试井分析包括DST测试、干扰 试井、脉冲试井、数值试井等等。在生产油气田主要用到 压力恢复试井及钢丝作业中的井筒压力梯度测试。
➢基本理论：
质量守恒定律 达西定律 状态方程
A3H
ZH1-1L油组
ZJ1-4油组
5
➢二、油气田动态分 析
➢ 1.动态分析概念
➢ 2.动态分析方法
➢ 3.实例分析
小层渗透率等值图
6
➢(1)说明哪区生产井可能产量较高 ?
K>1000 500<K<1000 200<K<500 0<K<200 K=0
7
➢(2)说明哪区生产井可能产量较高 ?
三区油井油量柱状图
7
8
层间矛盾
涠洲12-1油田中块油藏剖面示意图
88
9 A4井
层间矛盾
D
E
上层系
F
G
I
中层系
99
0
层间矛盾
10 10
1
平面矛盾
由于油层性质在平面上的差异，引起注 水开发后同一个油层的各井之间地层压力有 高有低、见水时间早晚、含水上升速度有快 有慢，因而相互制约、干扰、影响油井生产 能力的发挥。
而B15实施增压注水后，B16产量仍 然很低，又说明受效很慢，连通性不 是很好。
➢B16与主体连通性差，处于低水 平稳产
➢关井保护
➢关井 保护
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(12)注水分析
➢B9、B10生产气油比与B15井注水响应情况
➢B9、B10生产气油比与B15注水量响应情 况表明其连通性好。 ➢B10井暴性水淹，含水突升，日产量低 ➢B9井有见水前兆，压力、产量、气油比 下降较快。