油田开发动态分析的基本技术内容和要求——【石油天然气】
油气田开发工程
1什么叫一口井的井身结构？井身结构包括哪些内容？
2目前常用的有哪些完井方式？各有何特点？
3什么叫试油？常用的诱导油流的方法有哪些？各有何特点？
4什么叫油井流入动态曲线？IPR曲线反映的是什么物理量之间的关系？
5一般而言，气液混合物在垂直管道中的流动型态可能有哪些？什么是滑脱现象？
6气举采油的基本原理是什么？什么是气举的启动压力和工作压力？气举凡尔有什么用途？
油水两相渗流理论，包括：活塞式水驱油、非活塞式水驱油。
三、思考与练习
1什么是原始地层压力、目前地层压力、折算压力、供给边缘压力、流动压力？
2什么是渗流速度？什么是真实速度？两者有什么关系？
3利用达西定律分别推导单向渗流和平面径向流时的产量公式和压力分布公式。
4什么是等压线、流线？单向渗流和平面径向流的渗流场图特点是什么？
开发指标的定义。
油田开发综合调整，包括：油田开发综合调整的任务、油田开发综合调整的内容。
三.思考与练习
1一个油田的开发过程一般要经历哪几个阶段？
2什么是油田开发方案？它一般包括哪些内容？
3油藏的驱动类型有哪些？其开采特点是什么？
4为什么要划分开发层系？如何划分开发层系？
5什么叫注水方式？目前国内外油田所用的注水方式有哪些？
三、思考与练习
①油藏流体有哪些？油藏流体的高压物性只要指什么？
②天然气主要有哪几种烃组成？什么是天然气的体积系数和压缩系数？
③油气分离方式通常有哪几种？不同脱气方式的特点是什么？
⑤反映地层原油高压物性的物理量都有哪些？影响地层原油高压物性的主要因素有哪些？
⑥石油行业中地层水采用什么分类方法？包括几种水型？
混相驱，包括，混相气驱、混相水驱。
油田开发基本概念、指标计算、油藏动态分析
第二部分 开发指标计算及应用
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一、生产类指标 二、技术类指标 三、开发效果评价类指标
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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
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。
油田开发动态分析基础知识(课题二
• 4.影响油井和油田产液量的因素
•
• • •
•
(1)油层本身的产液能力：用采液指数来衡量。在其他条件不变时，采液指数 越大，产液量也就越大。 (2)油井的生产压差：生产压差越大，产液量就越大。 (3)含水率：含水率越高，产液量越大。 (4)井网密度。井网密度加大，可以提高整个油层的开采强度，提高产液量。 但由于受经济和开发条件的限制，井网密度不能无限加大。 (5)工艺技术水平：指泵的极限排量和分离气量能力对油田产液量的影响。另 外，油田产液量还要受地面管网设施、经济界限和油井高含水关井界限及油井 损坏因素的影响。
一、采油过程中油层动态和生产动态
（三）水驱开发油田的三大矛盾及动态类型
1、注水开发的三大矛盾
• 1）层间矛盾：
• 一般在注水开发初期， 层间矛盾是主要的。
注水井 生产井
• 表现形式：单层突进。 • 解决途径：
本质上：增大差油层的生产 压差，如闭式（负压）抽油； 分采、分注； 隔、堵高压水层。
图3.4.1 层间矛盾示意图
一、采油过程中油层动态和生产动态
（一）油层动态 • 1.影响油层内油水分布状况的主要因素
• 油田注水开发过程中，油水在油层中的运动是驱动力、重力、毛管力和粘滞 力共同作用的结果。但由于油层地质特征不同，影响因素也不相同。影响油层 内油水分布状况的主要因素有以下几个方面：
• • • • •
•
(1)油层内渗透率的分布及组合关系。 (2)油层夹层的发育程度。 (3)油层厚度。 (4)孔隙结构及润湿性变化。 (5)开采条件。
•
•
图3.4.2 局部舌进示意图
•
• 3）．层内矛盾：
• 长期存在，油田开发后期，进入全部水洗 采油阶段，层内矛盾将上升为主要矛盾。 注水井 采油井
油田开发动态分析的流程和方法
VS
数据整理
对收集到的数据进行清洗、分类、编码和 标准化处理，确保数据的准确性和一致性 。
数据分析与处理
数据分析
运用统计学和数学方法对整理后的数据进行分析，提取有价 值的信息。
数据处理
对分析结果进行进一步的处理和加工，以满足后续模拟和预 测的需求。
动态模拟与预测
模型建立
01
根据油田开发的理论和实际经验，建立动态模拟模型。
案例三：人工智能方法在油田开发中的应用
总结词：创新应用
详细描述：人工智能方法在油田开发 中逐渐得到应用，例如利用机器学习 算法对油田生产数据进行预测和优化， 提高油田开发效率和效益。
05
油田开发动态分析的未来展望
新技术的发展与应用
1 2 3
人工智能技术
利用机器学习和深度学习算法，对油田开发动态 数据进行高效处理和预测，提高分析精度和效率。
统计分析方法
总结词
统计分析方法是一种基于数学和统计 学的分析方法，通过对油田开发数据 的收集、整理、分析和解释，来评估 油田开发动态。
详细描述
统计分析方法包括回归分析、时间序 列分析、主成分分析等，可以用于预 测油田产量、评估开发效果、优化开 发方案等。
数值模拟方法
总结词
数值模拟方法是一种基于计算机仿真的分析方法，通过建立数学模型来模拟油田开发过程，可以对油 田开发进行预测和优化。
模型验证
02
对建立的模型进行验证，确保其能够准确反映油田开发的实际
情况。
预测
03
利用验证后的模型对油田开发的未来趋势进行预测，为决策提
供依据。
结果评估与优化
结果评估
对模拟和预测的结果进行评估，分析其可靠性和准确性。
油井和油藏开发动态分析
油井和油藏开发动态分析油田开发分析一般是从点到线，从线到面的分析方法。
也就是我们常说的单井分析（油井、水井）、井排及排间（行列注水）分析、区块分析（不同构造部分的油藏或断块）及全油田分析。
不同类别的分析其目的、要求及所取资料是不尽相同的。
一、单井开采动态分析1、目的：为合理开发油田服务及更好的完成原油生产任务。
2、具体要求：（1）、收集每口井的全部地质和技术资料，建立油水井井史档案；（2）、建立健全单井生产动态资料，包括产量、压力、检测资料、分析化验资料、建立油水产出、注水账目等进行单井动态分析；（3）、根据油水井目前生产情况，结合全油藏特征，对油井生产能力进行评估。
分析不同工作制度下的产量变化，为配产配注提供依据；（4）、对未来油井生产动态进行预测；（5）、通过油井产状和试井资料，可以分析其周围井之间的连通情况，流层渗透率及渗流特征参数的计算；（6）根据生产特征判断油藏驱动类型，自然水驱及人工注水的必要性；（7）、为油田动态分析提供各项资料；3、油井分析所需资料油井产状分析是油田分析的基础（最小单元），也是做好油田开采工作的重要指标。
因为油井产状变化受到多项因素影响。
所以所涉及的资料也比较广泛。
下面列举油井分析所需各项资料：1）、基础井史资料（1）、井号（类型）：（2）、开采层位及投产日期（曾经动用及目前动用）；（3）、开采层位深度及海拔；（4）、完井方法记录：油套管规格、下入深度、射孔规格、曾射后封、卡层情况；（5）、必要的图幅：井位图、构造图、剖面图、连通图、井身结构图、单井开采曲线图；2）、开采层的性质及参数资料（1）、开采层岩石性质；（储油气岩石主要是砂岩和碳酸岩即都是沉积岩）、孔隙度（岩石孔隙的总体积和岩石总体积之比）、渗透率（在一定压差作用下，储油岩石具有流体通过的的能力）、饱和度（某流体体积占岩石空隙体积的百分数）（2）、开采层油层厚度（砂层、有效厚度）；（3）、油层有效孔隙度；（4）、油层有效渗透率；（5）、油层原始油、水饱和度；3）、试油及原始压力资料（1）、开采层、油层原始压力；（2）、投产初期地层压力；（3）、初期试油成果：试油时间、方法、工作制度、参数产量、静压、油气比、原油性质、含砂等；（4）、压力恢复曲线及解释资料；（5）、投产后增产措施资料：压裂强度、压裂参数、压裂规模等，酸化液性质、配方、规模等。
油田动态分析基本知识
二、动态分析
1.油田动态分析及主要内容 2.油藏分类 3.开发阶段划分 4.主要生产技术指标计算（或确定）方法
二、动态分析
地理位置
海上油藏
油
藏
陆上油藏
（原油性质）
稠油油藏
类
型
稀油油藏
划
（岩性特征）
特殊岩性油藏
7类
分
砂岩油藏
（储层物性）
低渗透油藏
中高渗油藏
能否形成 ห้องสมุดไป่ตู้效驱替
井网
整装油藏 复杂断块油藏
数之比。开井数是指当月连续生产时间不小于24h的油井井数。
综合递减率：老井在采取增产措施情况下的产量递减速度 自然递减率：老井在未采取增产措施情况下的产量递减速度
主要生产技术指标及定义
（3）注水井生产动态指标 注水量：单井日注水量是指井口计量的日注水量，开发单元和阶段时间的
注水量用单井日注水量进行累加得出。
油田动态分析基本知识
一、油藏工程方案
1. 油藏评价部署方案（油藏评价）
“油田开发概念设计”，主要根据评价目标区的地质特征和已 有的初步认识，在落实勘探提交的控制储量的基础上，提 出油井产能、开发方式以及生产规模。
开发阶 段
主要任务
油藏描述的主要 内容和任务
油藏描述的主要技术和方法
开发准 备阶段
评价和设计
因此油藏类型的划分顺序为：
海上油藏→稠油油藏→特殊岩性油藏→低渗透砂岩油藏→整装砂岩油 藏→复杂断块砂岩油藏→极复杂断块砂岩油藏
二、动态分析
1.油田动态分析及主要内容 2.油藏分类 3.开发阶段划分 4.主要生产技术指标计算（或确定）方法
二、动态分析
“开发阶段”有关： 资料信息、油藏描述、油藏地质模型、油藏动态 监测内容、原油采收率等。 一般划分（按原油产量） 产能建设上产阶段（开发初期） 产量相对稳产阶段（开发中期或开发调整阶段） 产量递减阶段（开发后期）
石油天然气勘探开发标准
石油天然气勘探开发标准第1章勘探准备与地质调查 (4)1.1 勘探前期资料收集与分析 (4)1.1.1 资料收集范围与内容 (4)1.1.2 资料分析方法 (4)1.2 地质调查与评价 (5)1.2.1 地质调查内容 (5)1.2.2 地质评价方法 (5)1.3 勘探目标确定与设计 (5)1.3.1 勘探目标确定 (5)1.3.2 勘探设计 (5)第2章物探技术与数据处理 (6)2.1 物探方法选择与数据采集 (6)2.1.1 物探方法选择 (6)2.1.2 数据采集 (6)2.2 数据处理与解释 (6)2.2.1 数据处理 (6)2.2.2 数据解释 (7)2.3 物探成果评价与应用 (7)2.3.1 物探成果评价 (7)2.3.2 物探成果应用 (7)第3章钻井与完井技术 (7)3.1 钻井工程设计 (7)3.1.1 设计原则与要求 (7)3.1.2 设计内容 (7)3.1.3 设计步骤 (7)3.2 钻井液与固井 (8)3.2.1 钻井液体系 (8)3.2.2 固井设计 (8)3.3 钻井过程监测与控制 (8)3.3.1 钻井参数监测 (8)3.3.2 井控技术 (8)3.4 特殊钻井工艺与技术 (8)3.4.1 侧钻井技术 (8)3.4.2 水平钻井技术 (8)3.4.3 大位移钻井技术 (9)3.4.4 超深井钻井技术 (9)第4章试油试气与储量评价 (9)4.1 试油试气工艺 (9)4.1.1 试油试气目的 (9)4.1.2 试油试气方法 (9)4.1.3 试油试气工艺流程 (9)4.2 储量参数测定与计算 (9)4.2.1 地质储量参数 (9)4.2.2 可采储量参数 (10)4.2.3 储量分类与评价标准 (10)4.3 储量评价与报告编制 (10)4.3.1 储量评价方法 (10)4.3.2 储量评价结果分析 (10)4.3.3 储量报告编制 (10)4.3.4 储量报告审查 (10)第5章开发方案设计与优化 (10)5.1 开发地质研究 (10)5.1.1 地质条件分析 (10)5.1.2 油气藏评价 (10)5.1.3 油气藏模拟 (10)5.2 开发方案设计 (10)5.2.1 开发原则 (10)5.2.2 开发方式 (11)5.2.3 开发井网设计 (11)5.2.4 开发参数优化 (11)5.2.5 设备与工艺选择 (11)5.3 开发试验与评价 (11)5.3.1 开发试验 (11)5.3.2 开发效果评价 (11)5.3.3 经济效益评价 (11)5.4 开发方案优化与调整 (11)5.4.1 优化依据 (11)5.4.2 优化方向 (11)5.4.3 调整措施 (11)5.4.4 动态监测与调整 (11)第6章油气田生产与动态分析 (12)6.1 油气田生产管理 (12)6.1.1 生产计划与调度 (12)6.1.2 生产过程监控 (12)6.1.3 生产安全管理 (12)6.1.4 生产成本控制 (12)6.2 生产数据分析与处理 (12)6.2.1 数据采集与传输 (12)6.2.2 数据处理与分析 (12)6.2.3 生产趋势预测 (12)6.3 动态监测与评价 (12)6.3.1 动态监测技术 (12)6.3.2 油气藏评价 (13)6.3.3 生产效果评价 (13)6.4.1 生产参数优化 (13)6.4.2 生产工艺改进 (13)6.4.3 生产组织与管理优化 (13)6.4.4 应急预案制定与实施 (13)第7章油气藏改造与提高采收率 (13)7.1 油气藏改造技术 (13)7.1.1 酸化技术 (13)7.1.2 压裂技术 (13)7.1.3 挤压技术 (14)7.1.4 油气藏改造工艺优化 (14)7.2 提高采收率方法与工艺 (14)7.2.1 化学驱油技术 (14)7.2.2 热力驱油技术 (14)7.2.3 气体驱油技术 (14)7.2.4 微生物驱油技术 (14)7.3 改造效果评价与分析 (14)7.3.1 采收率评价方法 (14)7.3.2 改造效果影响因素分析 (15)7.3.3 经济效益评估 (15)7.3.4 环境影响评估 (15)第8章环保与安全 (15)8.1 环境保护措施与实施 (15)8.1.1 环境保护原则 (15)8.1.2 环境保护措施 (15)8.1.3 环境保护实施 (15)8.2 安全生产与应急预案 (16)8.2.1 安全生产原则 (16)8.2.2 安全生产措施 (16)8.2.3 应急预案 (16)8.3 环保与安全监测 (16)8.3.1 环保监测 (16)8.3.2 安全监测 (16)8.3.3 监测数据应用 (16)第9章节能与减排 (16)9.1 节能技术与应用 (16)9.1.1 节能技术概述 (17)9.1.2 节能技术应用 (17)9.2 减排措施与实施 (17)9.2.1 减排措施概述 (17)9.2.2 减排措施实施 (17)9.3 节能与减排效果评价 (18)9.3.1 评价指标 (18)9.3.2 评价方法 (18)第10章石油天然气勘探开发信息管理 (18)10.1 信息采集与处理 (18)10.1.1 信息采集原则 (18)10.1.2 信息采集方法 (18)10.1.3 信息处理技术 (18)10.2 数据库建设与管理 (18)10.2.1 数据库设计 (18)10.2.2 数据库建设 (19)10.2.3 数据库管理 (19)10.3 信息安全与共享 (19)10.3.1 信息安全策略 (19)10.3.2 信息安全防护技术 (19)10.3.3 信息共享机制 (19)10.4 决策支持与智能应用 (19)10.4.1 决策支持系统 (19)10.4.2 智能技术应用 (19)10.4.3 应用案例分析 (19)第1章勘探准备与地质调查1.1 勘探前期资料收集与分析1.1.1 资料收集范围与内容在石油天然气勘探前期，需对相关资料进行全面的收集与分析。
石油行业油气勘探开发技术方案
石油行业油气勘探开发技术方案第1章绪论 (3)1.1 项目背景 (3)1.2 勘探开发目的 (4)1.3 研究方法与流程 (4)第2章石油地质条件分析 (4)2.1 区域地质概况 (5)2.1.1 地层分布 (5)2.1.2 构造特征 (5)2.2 油气藏地质特征 (5)2.2.1 储层特征 (5)2.2.2 封盖层特征 (5)2.2.3 油气水分布特征 (5)2.3 油气成藏条件分析 (5)2.3.1 油气源岩条件 (5)2.3.2 油气运移条件 (5)2.3.3 油气聚集条件 (6)第3章勘探方法与技术 (6)3.1 地震勘探方法 (6)3.1.1 三维地震勘探 (6)3.1.2 高分辨率地震勘探 (6)3.1.3 海底地震勘探 (6)3.2 非地震勘探方法 (6)3.2.1 重力勘探 (6)3.2.2 磁法勘探 (6)3.2.3 电法勘探 (7)3.3 勘探资料处理与解释 (7)3.3.1 数据处理 (7)3.3.2 地质解释 (7)3.3.3 风险评估 (7)第4章油气藏评价 (7)4.1 油气藏类型与分布 (7)4.1.1 油气藏类型 (7)4.1.2 油气藏分布特征 (8)4.2 油气藏参数计算 (8)4.2.1 储层参数计算 (8)4.2.2 流体参数计算 (8)4.2.3 开发参数计算 (8)4.3 油气藏评价方法与指标 (9)4.3.1 油气藏评价方法 (9)4.3.2 油气藏评价指标 (9)第5章开发地质研究 (9)5.1.1 地质构造特征 (9)5.1.2 岩石学特征 (9)5.1.3 沉积相特征 (9)5.1.4 储层非均质性 (10)5.2 油气藏开发方案设计 (10)5.2.1 开发策略 (10)5.2.2 开发井网设计 (10)5.2.3 生产制度优化 (10)5.2.4 储层改造措施 (10)5.3 油气藏开发风险评价 (10)5.3.1 地质风险 (10)5.3.2 工程风险 (10)5.3.3 经济风险 (10)5.3.4 环境风险 (10)第6章钻井工程技术 (11)6.1 钻井工程设计 (11)6.1.1 设计原则与目标 (11)6.1.2 钻井工艺流程 (11)6.1.3 钻井参数设计 (11)6.1.4 钻井风险分析与预防措施 (11)6.2 钻井液与完井液技术 (11)6.2.1 钻井液类型及功能 (11)6.2.2 钻井液配制与维护 (11)6.2.3 完井液技术 (11)6.3 钻井工程安全与环保 (11)6.3.1 钻井工程安全技术措施 (11)6.3.2 环境保护措施 (12)6.3.3 应急预案与处理 (12)第7章油气藏改造与提高采收率技术 (12)7.1 油气藏改造技术 (12)7.1.1 酸化压裂技术 (12)7.1.2 水平井分段压裂技术 (12)7.1.3 热力采油技术 (12)7.2 提高采收率方法 (12)7.2.1 化学驱油技术 (12)7.2.2 气驱油技术 (12)7.2.3 纳米驱油技术 (12)7.3 油气藏改造与提高采收率综合评价 (13)7.3.1 技术适用性分析 (13)7.3.2 经济效益评价 (13)7.3.3 环境影响评价 (13)7.3.4 技术发展趋势 (13)第8章采油工程技术 (13)8.1.1 设计原则 (13)8.1.2 设计内容 (13)8.2 采油工艺技术 (13)8.2.1 针对油气藏特点的采油技术 (13)8.2.2 提高采收率技术 (14)8.2.3 油气井生产优化技术 (14)8.2.4 智能化、信息化技术 (14)8.3 采油工程安全与环保 (14)8.3.1 安全管理 (14)8.3.2 安全防护措施 (14)8.3.3 环保措施 (14)8.3.4 应急预案 (14)第9章油气田生产与集输 (14)9.1 油气田生产系统设计 (14)9.1.1 设计原则 (14)9.1.2 设计方法 (15)9.1.3 生产系统设计 (15)9.2 油气集输与处理技术 (15)9.2.1 原油集输技术 (15)9.2.2 天然气集输技术 (15)9.2.3 污水处理技术 (15)9.2.4 油气计量技术 (15)9.3 油气田生产管理与优化 (15)9.3.1 生产管理 (16)9.3.2 生产优化 (16)第10章经济评价与环境影响评价 (16)10.1 投资估算与经济评价 (16)10.1.1 投资估算 (16)10.1.2 经济评价 (16)10.2 环境影响评价 (16)10.2.1 环境影响识别 (16)10.2.2 环境影响预测与评价 (17)10.3 社会影响评价与可持续发展建议 (17)10.3.1 社会影响评价 (17)10.3.2 可持续发展建议 (17)第1章绪论1.1 项目背景我国经济的快速发展，对能源的需求不断增长，石油和天然气作为主要的能源资源，在我国的能源结构中占有举足轻重的地位。
气田开发管理及生产动态分析
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
第五十七条：气田生产维护主要包括：生产井、地面集输和净 化处理系统维护、报废设施的处理等。其中：
(1)生产井维护包括修井、防砂、排水采气、防腐和气井增产措施
等作业。 (2)地面集输系统维护主要包括：集输管线、设备及配套装置维护； 在线检测自控系统和计量系统维护；泄压放空等安全保护系统维护；增 压及其他动力设备维护。 (3)天然气净化处理系统维护主要包括：各种装置、设备及仪表的 日常维护保养和定期检修；重要阀门、分离器和加热设备的检测和维护； 泄压放空等安全保护系统的维护。 (4)因地质、工程等因素失去利用价值的气井、站场等应按有关管 理规定申请报废，批准报废后按有关要求做好气井和站场的处理。
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
(3)在供气需求发生重大变化时，应通过勘探与生产公司向油田公司下达产量调 节指令。动用气田备用能力应报股份公司批准。 (4)气田生产以开发方案设计指标为依据，坚持科学开发原则。在供气高峰期 应尽可能利用储气库、管网调节能力或备用产能解决调峰问题。 (5)按照分级计量的要求，推广应用先进实用的计量技术，定期组织计量设备 的检定，保证计量准确。
情况、开发技术政策的适应性、开发趋势及预测、方案设计指标符合程 度及开发效果评价、开发经济效益评价、开发存在的主要问题、调整对 策与措施等。 第五十六条：地面生产系统管理是对气田地面生产系统进行安全
运行控制和优化管理。按照各项操作规程，细化各项管理措施，确保生
产设施安全、平稳运行，提高技术经济指标，合理降低成本，保证处理 后天然气质量、污水与废气外排等达到国家有关标准的要求。
一、气田开发管理的主要任务
什么是气田开发过程？ 简单讲：就是气田自投入开发一直 到报废这一漫长过程。这一个过程 基本函盖了气田开发的所有内容， 也是现代气藏经营管理的主要内容， 产 量
油气井动态分析
油气井动态分析一、动态分析的内容、方法一、动态分析的内容、方法动态分析基本方法：统计法、作图法、物质平衡法、地下流体力学法动态分析步骤：单井-单井裂缝系统(区块)-全油气藏-全油气田单井动态分析步骤：地面-井筒-地层一、动态分析的内容、方法油藏驱动方式弹性驱动气压驱动重力驱动一、动态分析的内容、方法生产制度生产方式自喷机械采油油嘴气举采油生产时数连喷间喷有杆泵采油无杆泵采油一、动态分析的内容、方法自喷采油：依靠油层压力将石油举升到地面，并利用井口剩余压力输送到计量站、集油站。
特点：设备简单、操作方便、采油速度较快、经济效益好等优点。
连喷井：在一个月内只有一个生产和关井周期并且连续生产在半月以上的油井或全月连续生产的油井。
间喷井：在一个月内有两个及两个以上的生产和关井周期的油井或虽然只有一个生产和关井周期，但连续生产时间在半个月以下的油井。
一、动态分析的内容、方法机械采油：人为地通过各种机械从地面向油井内补充能量举油出井的生产方式。
有杆泵采油：游梁式抽油机-深井泵采油装置、地面螺杆泵采油装置无杆泵采油:电动潜油泵、水力活塞泵、射流泵、振动泵、抽汲、提捞等气举采油：将天然气加压注入井底，进行举油。
一、动态分析的内容、方法两高三低产量高压力高气油比低含砂低含水低一、动态分析的内容、方法油井单井分析要解决哪些问题？1、单井工作制度是否合理。
2、单井生产能力有无变化。
3、井内技术状况。
4、注水见效情况。
5、井下作业措施效果。
6、弄清生产潜力，提出挖潜效果。
一、动态分析的内容、方法听看摸二、动态分析常用术语、参数一次采油：油井利用天然能量开采的采油方式。
特点：采收率10%,投资少，技术简单、利润高、采收率低。
二次采油：一次采油以后用注水、注气等人工补充能量开采的采油方式(使之在饱和压力以上或较高压力下生产)。
特点：采收率30-40%,技术相对复杂，投资费用较高，生产能力旺盛、经济效益较高。
三次采油(强化开采技术):二次采油以后，采用聚合物注稠化水、CO2、蒸汽或溶液等方法驱油，提高采收率。
油田动态分析要点2010.4.28
油田动态分析要点（个人观点仅供参考）一、油田动态分析的目的及基本方法1、什么是动态分析：动态分析的实质就是通过大量的油水井第一性资料，认识油层中油、气、水的运动规律的工作。
2、油田动态分析的基本目的是正确认识和改造油田；具体来说就是通过生产及其专们的测试资料，了解油田开发过程中地下各层中油、气、水及压力的运动和变化规律；分析影响产量变化和储量动用程度的基本因素；指出油田生产潜力所在，提出增产挖潜方向及措施，促使油田尽可能地提高开发速度。
延长稳产期，达到最大的最终的采收率，达到最高的经济效益。
3、油田动态分析的基本内容包括三部分：一是油水井的生产动态分析；二是油田在当前生产阶段中，生产形势变化的生产动态分析；三是油田在开发过程中，开发效果好坏的开发动态分析。
在分析内容方面要抓住主要矛盾，点明要害问题，提出有效的措施意见。
4、搞好油田动态分析是油田生产一线广大职工生产管理活动中不可缺少的部分，又是开发地质人员的科研课题；同时也是负责油田生产工作的领导人员高好油田开发管理的反馈信息。
因此，高好油田动态分析工作，除有关科研人员外，还要发动和组织油田生产一线广大职工参加；各级领导要定期听取汇报。
检查评比树立典型，不断提高油田开发动态分析和生产管理水平。
5、搞好油田动态分析的基本要求是取全取准第一性的分析资料，在方法上要不断完善不断创新。
搞好油田生产动态分析，和开发动态分析，必须要有油藏地质，油藏地球物理，油藏工程（包括试验室，采油工艺以及油田开发经济等方面的协作配合。
6、油田动态分析基本方法及具体做法：（1）、动态分析运用的基本方法有哪些？动态分析主要运用的方法主要有统计法、作图法、物质平衡法、地下流体力学法（2）、做到四个结合（1）、生产现状与历史状况相结合（2）、动态变化与静态数据相结合（3）、采油与注水相结合（4）、专业技术人员与基层操作人员相结合（3）、做到六分四清四到层：（1）、六分：分层采油、分层注水、分层测试、分层研究、分层改造、分层管理（2）、四个清楚：分层产量状况清楚、分层出水状况清楚、分层压力状况清楚、分层注水状况清楚（3）、四到层：要认识到层、分析到层、措施到层、配产到层（4）、分析要达到五个提高（1）、提高对油、气、水运动变化规律的认识（2）、提高对储层静态变化的认识（3）、提高对地层压力变化的认识（4）、提高对注水变化的认识（5）、提高措施效果的认识（5）、措施井效果分析做到三评价：（1）、油水井措施前经济效益评价；（2）、措施过程的施工及工艺评价；（3）、措施后效果评价。
7-2油田开发动态分析
p一、月（季）生产动态分析分析内容有：（1）月（季）产油量、产液量、注水量、综合含水、地层压力等主 要指标的变化，与上一个月（季）或预测的生产曲线进行对比。
分 析变化的原因，提出下一步调整措施。
（2）产量构成、老井自然递减和综合递减与上一月（季）或预测曲 线的相应值进行对比，分析产量构成和递减变化的趋势及原因，提 出措施意见。
（3）注水状况分析，分析月（季）注水量、注采比、分层注水合格 率等变化情况及生产形势的影响，提出改善注水状况的措施意见。
（4）分析综合含水及产水量的变化和原因，提出控制油田含水上升 速度的措施意见。
（5）分析主要增产措施的效果，尽可能延长有效期。
每半年除应分析上述几项内容外，要全面分析，总结半年来油田地 下形势及突出变化，提出下半年的调整意见。
6p二、年度油藏动态分析全面系统地进行年度油藏动态分析，搞清油藏动态变化。
为编制第二年的配产、配注方案和调整部署提供可靠依 据。
在年度分析时，重点可考虑：（1）注采平衡和能量保持利用状况的分析评价（2）注水效果的分析评价（3）分析储量利用程度和油的分布状况（4）分析含水上升率与产液量增长情况（5）分析新投产区块和整体综合调整区块的效果（6）分析主要增产措施的效果（7）分析一年来油田开发上突出的重要变化（8）分油田编写开发一年来的评价意见7p三、阶段开发分析一般情况，在下述时期要进行阶段分析。
（1）五年计划的末期；（2）油田进行重大调整前（包括开采方式的转变）；（3）油田稳产阶段结束，开始进入递减阶段；（4）油田正常注水临近最后结束阶段。
阶段开发分析，要在年度开发动态基础上进行，着重分析：油藏注 采系统的适应性，储量动用状况潜力的分析研究，阶段的重大调整 （如层系、井网注采系统、开发方式、配产配注的调整等）和增产措施的效果，现有工艺技术适应程度评价，开发的经济效益，油藏总的潜力评价等。
阶段分析的另一内容是改进对油藏储量的评价：1）修正原有储量； 2）采收率的修正。
石油工程概论 ：第五章 油藏开发动态分析方法
图5-4 压降分析半对数曲 线
②在半对数直线段取一点，已知时间和对应压力可求表皮
系数S。
（2）压力恢复试井
在油井以定产量生产一定时间后， 突然关井测量井底压力随时间的 变化曲线的试井方法
假定油井产量为q，生产时间T后 关井，关井后地层液体立即停止 向井内流动(即砂层面关井)，地 层压力重新分布，压力的变化过 程满足弹性不稳定渗流规律。
a ——产量递减率； n ——递减指数； k ——比例常数；
图5－11 递减率定义示意图
2、产量递减规律分类
(1)指数递减
n=∞
a 1 dq
dq
1
kqn
q dt dN p
递减率变化关系： a Const
产量随时间变化关系： Q Qieat
累积产量随时间的变化关系：
Np
Qi a
1 eat
图5－5 压力恢复试井 的产量和井底压力历史
弹性不稳定渗流基本方程 迭加原理
关井后井底压 力变化规律
Pw
t
Pi－2.121
10 3
qB
Kh
lg
t
p
t t
井底压力与 lg t p t 成直线关系
t
斜率 m 2.121 103 qB
Kh
应用
①已知斜率可求地层流动系数Kh/μ和渗透率K；
图5－6 Horner曲 线
②外推直线段至纵坐标,可以直接推算原始地层压力；
三、现代试井分析方法 (课本p47)
自学
现代试井分析方法的重要手段之一是图版拟合。通 过图版拟合，可以得到关于油藏及油井类型、流动阶 段等方面的信息，还可以算出K、S、C等参数。
目前一般采用现代试井分析软件计算分析。
动态分析基本方法
（一）注水井动态分析调整
注水井分析调整的目的，就是要管好注水井，使井组 内做到分层注采平衡，压力平衡，水线推进比较均匀，保 证油井长期高产稳产。 注水井分析调整的方法： 1、整理注水井基础资料，根据井史、分层情况、测试成 果等资料对油水井管柱结构、连通性况、渗透率、有效厚 度、配水方案（层段、层段性质、水嘴、压力）、分层水 量、全井水量（注水时间及压力、全井及分层累计注水量 等）搞清楚、绘制出曲线与图表。 2、检查配注任务完成情况，对比配注和实注情况，掌握 哪些层符合配注方案要求，哪些层超注或未完成配注。
16-33
1
0.8 0.5
2
2.8 1.9
3
0.4 0.4
4
0.6 0.6
4
1.3 1.1
6
2.7 2.4
8
3.7 3.0
9
2.4 2.4
10 1.7 1.3
11 0.3 0.3
11 0.3 0.3
1 0.5 2 1.6 3 0.5 4 1.6 1.3 5 1.0 1.0 6 0.9
9 0.5 9 0.3 0.3 10 0.3 0.3 11 0.8 0.8
2、井网或层系调整措施
1）钻加密调整井。根据调整井所起的 作用不同可分为，补充开发井，层系调整 井，加密调整井，更新调整井。
2）注水方式的调整，为了提高所采用 的注水系统的效果，油田开发过程中，必 须及时地分析和采取一些调整措施完善注 采系统。
3）层系调整
三、注水分析调整方法及措施井 选井选层方法
（二）油田动态分析的主要方法 1、 统计法，图表法，物质平衡法、水
动力学法四种。 2、 理论分析法，经验分析法，模拟分
析法，系统分析法，类比分析法。
动态分析试题和答案
动态分析大赛基础测试，共100分一、填空题（请将正确的答案填在括号内上。
每空0.5分，共20分）1、产量递减规律主要有（指数递减）规律、调和递减规律、（双曲线递减）规律、产量衰减规律。
2、逆断层在剖面上的表现形式是上盘（上升）、下盘（下降）。
3、用渗透率相近、润湿性相差较大的不同油层的相对渗透率曲线，在同一坐标系内，曲线由左向右依次为（亲油）、中性、（亲水）。
4、确定动态监测内容和数量，要根据油藏（类型）和开发特点，以满足油藏（开发动态分析）为原则。
5、油田开发要把（油藏地质研究）贯彻始终，及时掌握油藏动态，根据油藏特点及所处的开发阶段，制定合理的调控措施，改善开发效果，使油田达到较高的（经济采收率）。
6、利用目前采用的测井系列，可以准确地把渗透层划分出来，其中比较有效的测井方法是（自然电位）、（微电极）、井径曲线。
7、钻密闭取心井，在油田开发初期主要是确定油层的（原始含油饱和度），在注水开发过程中主要是用来确定油层（水淹状况）。
8、探明地质储量分三类：已开发探明储量、（未开发探明）储量和（基本探明）储量。
9、注水井封隔器失效的主要表现为：（油、套管）压力平衡，注水量上升；注水压力（不变或下降）。
10、研究油藏压力变化，一般应绘制（压力等值）图、（压力剖面）图和不同开发阶段压力随时间的变化曲线、开采形势图及阶段的压差和注采比的关系曲线等。
11、从压裂效果和影响因素来看，地质条件方面主要有（压裂厚度）、（含水）、渗透率、原油粘度、地层压力。
12、油藏动态监测主要内容有以下7个方面：（油层压力）和温度监测、（分层流量）监测、（水驱油状况和剩余油分布）监测、流体界面和性质监测、储层性质变化监测、地应力和天然裂缝分布监测、（井下技术状况）监测。
13、油井低产的原因通常归纳为以下四种：油层（物性差）、油层压力水平低、原油性质差、（油层堵塞）。
14、气泡对油流造成阻碍这一作用叫做（贾敏）效应；（水敏性）是指因与储层不匹配外来流体的进入而引起的粘土膨胀、分散、运移，导致储层渗透率下降的现象。
油藏动态分析方法
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。
油气田开发[试题]
![油气田开发[试题]](https://img.taocdn.com/s3/m/b25d152011661ed9ad51f01dc281e53a580251d8.png)
1、简述无机成因和有机成因假说的观点和证据？答：1）无机成油学说基本观点：认为石油是在地壳深处形成的，后来沿着深大断裂渗透到地壳上部；或者在天体形成时形成，当地壳冷凝时以“烃雨”的形式降落下来，后聚集成油气藏。
即石油是在高温、高压条件下形成的，为非生物成因产物。
主要证据：①在实验室，用无机C、H 元素合成了烃类；②在岩浆岩内曾发现过石油、沥青；③在宇宙其它星球大气层中也发现有碳氢化合物存在；④在陨石中发现有碳氢化合物及氨基酸等多达100 多种；⑤认为用有机观点对世界上有些大的沥青矿（如加拿大的阿萨巴斯卡沥青矿，储量达856 亿吨以上）不能作出令人满意的解释。
2）有机成油学说基本观点：石油、天然气由地质时期中生物遗体在适宜条件下生成的。
主要证据：①环境：世界已发现的油气田99.9%都在沉积岩中，只有极少数分布在岩浆岩和变质岩中，且这少数石油也被证明是从沉积岩中运移而来的，而与沉积岩无关的地盾和巨大结晶岩突起发育区，至今未找到油气聚集。
②分布：石油在地层时代的分布上与煤、油页岩及有机质的分布状况相吻合的，表明它们在成因上是有联系的。
③组成：虽然世界上的石油没有成份完全相同的，但所有石油的元素组成和化合物组成是相近的或相似的，说明它们的成因可能大致相同。
④条件：大量油田测试结果可知，油层温度很少超过100℃，有些深部油层温度可以高达141℃，而当T 超过250℃时，烃类就会发生急剧而彻底的裂解，生成石墨及H2，说明石油不可能在高温下形成。
⑤时间：从目前发现的油气藏分析看，石油生成、聚集成藏不需很长的时间，大约需不到一百万年。
⑥标志：石油中含的卟啉化合物，异戊间二烯型化合物，甾醇类，石油的旋光性都证明石油是在低温下，由生物有机质生成的。
⑦实验：石油地质工作者对近代沉积的研究成果表明，在近代沉积中确实存在着油气生成过程，且至今还在进行着，生成的数量也很可观。
并且，在实验条件下，用有机质进行地下条件模拟，转化出了烃类，这为有机成因学说提供了有力的科学依据。
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压力系统。 天然能量充足，开发过程易形成水锥和气锥。
层状砂岩油藏
油层层数多，单层厚度相对小。 油层顶底界是不渗透的边界。 油藏的外边界是断层、边水、或岩性尖灭。 有油水边界、油气界面(带气顶)，油水过渡带宽
度与地层倾角有关。 (1)有统一的油气水界面，属同一压力系统。 (2)
亲油油藏：
水相相对渗透率的终点值较高（0.5-0.7），油 相相对渗透率随含水饱和度增加下降快。 注水开发过程，注入水不仅要克服流体的粘滞 力，而且还必须克服界面收缩力，注入水是沿孔道 的轴部推进。 油井见水后含水上升较快。高含水或特高含水 期，剩余油分布在小孔道中或大孔道壁上呈薄膜状。
渗透率 275.4
80 119 406
文明寨沙二上、下（明1、36、49）
层位 样品号
沙二上 2
8 15
沙二上 5 32-17/44
44
沙二下 2 6/4/2014 51
69 沙二下 2
沙二下 3 87
沙二下 5
孔隙度 24.4 27.75 24.8 25 21.5 16.62 27.18
20.1
储层润湿性对注水开发的影响
储层润湿性大致分为亲油、亲水、近中性三种类型。
储层润湿性主要受流体性质、孔隙结构、流体 与岩石颗粒表面接触时间长短影响。
中性（润湿）大孔隙道含油，小孔隙道含水， 则形成大孔隙道亲油，小孔隙道亲水。
亲水油藏：
水相相对渗透率的终点值较低（0.1-0.2），油 相相对渗透率随含水饱和度增加下降慢。 不易高速度、大压力梯度注水，应温和注水， 使注水驱和界面收缩力共同作用，提高水驱油效率。 油井见水早，但含水上升速度慢。高含水或特 高含水期，剩余油分布呈斑状、滴状、珠状或肠状。
4#
实验油水 粘度比
岩芯 长度
渗透率 md 5.41
孔隙度 % 15.5
19.85 79.24 165.3 3.58
17.31 19.1 19.35
45cm
单注单采实验
样号
1# 3# 1# 4#
渗透率 md 5.41 19.85 79.24 165.3
孔隙度% 15.5 17.31 19.1 19.35
渗透率 34.6 180 119 39
2 149
2
备注 明1 明36 明1 明49
明1
文中油田文10块沙三中7-10（文10-1）
层位 沙三中 7
沙三中 9
样品号
13 14
133 135 148 171
孔隙度
26.3 24 20.4
22.7 21.6 24.5
渗透率
133 93.2 101
135 22 175
储层润湿性对注水开发的 影响
储层敏感性对注水开发的 影响
孔隙 度、 渗透 率对 注水 开发 的影
响
渗透率高、低影响流 态
达西 非达西
孔隙结构影响驱油效率
层间非均质影响水驱动用状况
孔隙 结构 影响 驱油 效率
孔隙结构 均匀
孔隙半径均匀，孔喉比小 压汞曲线呈粗歪度坐椅形
孔隙结构 不均匀
孔隙半径分布不均匀，孔喉比 大。
层位 沙三中 8
沙三中 10
样品号
35 40
41 216 230 300 301
孔隙度
28.2 28.3 27.9
23.7 17.4 26.2 23.3
渗透率
675 541 319
280 4.7 142 57.6
文13东块文13-85井长岩芯水驱油试验数据
岩样基础数据及实验条件
岩样号 1#
2#
3#
无统一的油水界面。 有边水和气顶能量，气顶易形成气窜，层间水驱
动用不均。
透镜体状砂岩油藏
为岩性圈闭油藏，平面上储层分布不连续，分布面积小。 小透镜体形成独立的油气小系统，纵向多个透镜体叠加，
表现为油水关系复杂。 平面投影叠加连片，开发井均钻遇油层，但不连通，形不
成注采井网。 井距大有可能对比成假连通，把油藏类型搞错了。 难形成注采井网，主要靠天然能量开发（弹性、溶解气），
油藏类型
组 成 油 藏 地 质 因 素
几何形态及边界条件 储层物理性质 流体性质 埋藏深度 压力、温度
一、油藏几何形态及边界条件
几 何Leabharlann 块状砂岩油藏形态
多油层层状砂岩油藏
及
边
透镜体状砂岩油藏
界
条
件
小断块砂岩油藏
块状砂岩油藏
油层厚度大，面积与厚度的比值相对小。 油藏的顶底界与流体接触，顶界与气体接触（带气
含水 98% 时采收率 0 31.32 40.7 34.33
%
层间非均质影响水驱动用状况
水退沉积的三角洲和河口坝，储层渗透率顶高 底低，注水开发过程由于重力作用，层内波及体积 大（初期不宜高速注水，后期周期注水）。 河流相沉积储层渗透率顶低底高，层内波及体 积小，平面上高渗带呈带状分布。 较大型的湖泊沉积，储层相对稳定，注水开发 效果比较好。
油田开发动态分析的 基本技术内容和要求
二OO四年九月
油藏 开发 动态 分析 所涉 及的 技术 内容
油藏类型
油藏类型不同，地质条件不同 影响开发效果的地质因素不同
开发阶段
不同油藏类型不同开发阶段开 发特征不同
调整治理内容不同
目录
一、油藏类型分析 二、油藏低含水开发阶段 三、中含水开发阶段 四、高含水、特高含水开发阶段 五、油藏开发效果评价与趋势预测
一口井纵向可钻遇各个断点，断点之间深度差值 小，断块面积小，油水井井数多。
油藏内部小断层认识时间长，注采井网只能逐步 完善。
断失油层多，细分层系难度大。 作好注采动态分析，加强动态认识构造，新钻调
整井多测RFT。 初期注水见效井少，产量递减快。
二、储层物理性质
储 层 物 理 性 质
孔隙度、渗透率对注水开 发的影响
孔径大的孔隙占的容积百分数 小，对渗透率的贡献值大。
压汞曲线向右偏移呈细歪度
濮5-1 沙一下
层位 沙一下
样品号 14 21 48 116
孔隙度 29.3 30 29.5 30.6
渗透率 864 558 1108 1223
濮1 沙二上1
层位 沙二上 1
样品号 1 3 8 18
孔隙度 32.6 28 30.5 29.4
纵上油层多，最好不要一次性全射孔，采取逐层上返开发。 稳产难度大，采收率低。
小断块油藏（复杂断块油藏）
断块油藏一般是被断层复杂化了层状砂岩油藏
断层面倾向与地层倾向同向，形成
断
滚动背斜，或形成牙刷状断块油藏。
块
类
型
断层面倾向与地层倾向相反，形成 反向屋脊油藏，该类断裂形成的油
藏比前者更复杂。
小断块油藏（复杂断块油藏）