井網(wǎng)部署布井方式.ppt

1、,第三章 油田開發(fā)部署,3.2 開發(fā)方式 一、開發(fā)方式概念與分類 二、開發(fā)方式和采油方式的區(qū)別 三、注水開發(fā),3.1 開發(fā)層系劃分,3.3 井網(wǎng)部署 一、 布井方式 二、 布井原則 三、井網(wǎng)密度 四、井?dāng)?shù)估算 五、基礎(chǔ)井網(wǎng)的部署 六、 布井方案,主 要 內(nèi) 容,3.1 開發(fā)層系的劃分（P9）,概念 研究意義 劃分開發(fā)層系原則 開發(fā)層系劃分條件,國內(nèi)外油田大多 數(shù)是非均質(zhì)多油 層，各油層特性 差異很大，不宜用一套經(jīng)網(wǎng)籠統(tǒng)合采，就要考慮層系劃分的問題。,開發(fā)層系指用一套井網(wǎng)來開發(fā) 一個以主力油層為主的地質(zhì)特 征相近的油層組合.,一、概念,(一) 合理劃分開發(fā)層系，有利與充分發(fā)揮各類油層的作用。 在

2、同一油田內(nèi)，由于諸油層在縱向上的沉積環(huán)境及其條件不可能完全一致，因而油層特性有差異，層間矛盾不可避免。所以，將特征相近的油層組合在一起，用一套井網(wǎng)開發(fā)，就會緩和這種矛盾。 高低滲層合采，由于低滲層阻力大，使其生產(chǎn)能力受到限制； 高低滲層合采，低壓層常常不出油，甚至高滲層的油竄入低壓層； 高低滲層合采，對于注水開發(fā)的油田，高滲層很快水淹，這種合采導(dǎo)致層間干擾 矛盾加劇，油水層相互干擾使得油田開發(fā)很被動。 P10倒流現(xiàn)象 (二)劃分開發(fā)層系是部署井網(wǎng)和規(guī)劃生產(chǎn)設(shè)施的基礎(chǔ)。 確定了開發(fā)層系，就確定了井網(wǎng)套數(shù)。 (三) 采油工藝技術(shù)的發(fā)展水平要求進行層系劃分。 多油層，油層數(shù)目很多，往往多達十幾個甚至

3、幾十個，開采井段有時長可達數(shù)百米。 采油工藝就是要充分發(fā)揮各油層作用，吸水均勻生產(chǎn)均衡。 分層技術(shù)：分層開采、分層注水、分層控制 (四) 油田高速開發(fā)要求進行層系劃分。,二、 目的及意義,蘇聯(lián)薩莫特洛爾油田：9個油層劃分為4套層系。 羅馬尼亞丘列世蒂油田：3個油層分為3個 層系。 我國大慶、勝利 等油田，也是多套層系開發(fā)的。,（ 一）把特征相近的油層組合在同一層系，以保 證各油層對注水方式和井網(wǎng)具有共同的適應(yīng)性，減 少開采過程中的層間矛盾。 （二）在分層開采工藝所能解決的范圍內(nèi)，開發(fā)層 系不宜劃分過細，以利于減少建設(shè)工作量，提高經(jīng) 濟效果。 （三）對于油層層數(shù)過多，含油井段不宜過長。 （四）注

4、意劃分的基本單元。通常人們以油層為組 合開發(fā)層系的基本單元，也有以砂巖組來劃分和組 合開發(fā)層系。因為砂巖組是一個獨立的沉積單元， 油層性質(zhì)相近。,三、劃分開發(fā)層系原則,四、劃分開發(fā)層系具體條件,（一）一個獨立的開發(fā)層系應(yīng)具有一定的儲量， 以保證油田滿足一定的采油速度，并具有較長的穩(wěn)產(chǎn) 時間和達到較好的經(jīng)濟指標。 （二）各開發(fā)層系間必須有良好的隔層，以便 在注水開發(fā)的條件下，層系間能嚴格的分開，確保層系間不發(fā)生 串通 和干擾。 （三）有大致相同的油藏類型。 （四）同一開發(fā)層系內(nèi)油層的構(gòu)造形態(tài)，油水邊界，壓力系統(tǒng) 和原油物性應(yīng)比較接近。,32 開發(fā)方式（p16）,一 概念 指主要利用什么驅(qū)油能量來

5、進行油氣田開發(fā)。 開發(fā)方式有利用天然能量開發(fā)、人工注水和注氣 開發(fā)、先利用天然能量后進行注水或注氣開發(fā)等。 開發(fā)方式的選擇取決與油氣田地質(zhì)條件及國家對采 油速度的要求。,二、開發(fā)方式和采油方式的區(qū)別 （一）開發(fā)方式是指原油依靠何種能量運移到井底。 而采油方式是指原油從井底到井口所依靠的動力。 （二）二者是分屬兩套系統(tǒng)，開發(fā)方式是屬于地層 系統(tǒng)，采油方式是屬于井筒系統(tǒng)。,三 注水開發(fā) 時間: 1 早:蘇 2 晚:美,二次采油 影響因素: 1 壓力降低界限 2 壓力保持水平 3 注水目的 a 提高采收率:降低壓力至飽和壓力的10% b 保持較高的采油速度,單井產(chǎn)量:早期注水,分類: （一）邊緣注水

6、 邊緣注水分為三類：緣外注水、緣上注水 和緣內(nèi)注水。,圖3-1 緣外注水示意圖,（1）緣外注水(P18) 注水井按一定的形式布在油田邊界以外含水區(qū)內(nèi)進行注水叫緣外注水。(圖3-1) 要求:含水區(qū)內(nèi)滲透性較好,含水區(qū)與含油區(qū)之間不存在低滲透帶或斷層.,（2）緣上注水 注水井按一定形式布在油水邊界線上或油水過渡帶內(nèi)進行注水叫緣上注水。（見圖3-2）,圖3-2 緣 上 注 水 示 意 圖,（3）緣內(nèi)注水 布在含油面積內(nèi)進行注水叫邊內(nèi)注水。邊內(nèi)注水按注水井與采油井的排列關(guān)系分為邊內(nèi)切割注水和面積注水。(圖3-3),圖3-3 緣 內(nèi) 注 水 示 意 圖,邊緣注水的適用條件： 中小油藏，油層穩(wěn)定，特別邊部

7、滲透性較好的地區(qū) 邊緣注水的優(yōu)點： 油水界面比較完整,逐步由外向油藏內(nèi)部推 進,易于控制; 無水采收率和低含水率采收率較高； 缺點： 1.要求不斷移動注水線，形成油田多階段開發(fā)，地面工程大； 2.大量注入水流向含油邊界以外，降低注入水利用率； 3.受到注水井排影響的生產(chǎn)井排不多，僅僅靠邊緣注水只能 影響構(gòu)造邊部井，而要使構(gòu)造頂部井生產(chǎn)，降低采油速度，延長開發(fā)年限。,邊緣注水的實例：,實例1： 蘇聯(lián)巴夫雷油田,面積為80平方公里,平均有效滲透率為600毫達西,油層比較均勻,穩(wěn)定,邊水活躍.采用邊外注水后,平均壓力為穩(wěn)定在140-150大氣壓.在注水的五年內(nèi)原油日產(chǎn)基本上沒有波動,年采油速度達6%

8、(按可采儲量),實例2： 我國老君廟油田,面積較小,并有邊水存在.因而L油層和M油層起初都采用邊外注水.,圖3-4邊內(nèi)切割注水,二） 邊內(nèi)切割注水 利用注水井排把油田切割成若干區(qū)塊，分區(qū)進行注水開發(fā)，兩排注水井之間夾三排或五排等采油井，這種布井形式叫邊內(nèi)切割注水 (圖3-4)。,邊內(nèi)切割的實例：,實例1： 蘇聯(lián)羅馬什金油田,在中央三個較大的切割區(qū)內(nèi)增加了切割水線后，注水效果很好，大部分油井保持了正常的自噴,實例2： 我國大慶油田,一些好的油層儲量大，油層延伸長度大，油層性質(zhì)好，占儲量8090以上的油砂體延伸到3.2公里以上。采用邊內(nèi)切割早期注水，仍可以控制90以上的儲量，開發(fā)效果良好。,（1）

9、適用條件：油層面積大且穩(wěn)定的地區(qū)，注采之間連通性好，滲透率高，具有一定的流動系數(shù)，構(gòu)造形態(tài)規(guī)則的較大油田。 （2）優(yōu)點：提高了開發(fā)速度；并且可隨時動用任何一塊儲量；沒有外流量損失。 （3）缺點：區(qū)間存在開發(fā)不平衡;而且不適合非均質(zhì)極強的區(qū)塊；第一排井見水快；注水井間有死油區(qū)。,（三）面積注水： 面積注水是注水井和生產(chǎn)井按一定的幾何形狀和密度均勻分布在整個油田上進行注水。,特點： 把油層分割成許多更小的單元,一口水井控制其中之一并同時影響幾口油井，而每一口油井由同時在幾個方向上受注水井影響。,（1）適用條件： 面積注水是一種強化注水，適于分布面積較小，形態(tài)不規(guī)則，構(gòu)造不完整，連通性差，滲透率低的

10、油層及各種復(fù)雜類型的油氣藏 （2）優(yōu)點：對油層控制程度高；采油速度高；采收 率高；特別適合于致密低滲透層。 缺點：來水方向不易控制。 （3）注水方式 按注水井與采油井比例關(guān)系和排列形式分主要分為六種方式,命名原則： 采油井和周 圍的注水井 總井?dāng)?shù)為幾 就稱幾點法， 例正四點就 是一口生產(chǎn) 井周圍有三 口注水井一 共四口井,圖3-5 面積注水方式,強注強采,正 七 點 法,每口油井受六口注水井影響,每口注水井控制三口油井,注采比2：1,高強度注水,每口油井受三口注水井影響,每口注水井控制六口油井,注采比1：2,表3-1 各 面 積 注 水 井 網(wǎng) 特 征,注采井?dāng)?shù)比： 注/采= (n-3)/2,

11、油層滲透率和油水粘度比不同，都將會使注采井?dāng)?shù)比不同；對一個具體油藏來講，不同開采階段的注采系統(tǒng)也應(yīng)是不同的。 中國油藏開發(fā)初期，大多采用注采井?dāng)?shù)比為1:3的反九點法面積注水方式，這是因為開發(fā)早期不含或低含水時，產(chǎn)油、產(chǎn)液量不大，注采井?dāng)?shù)比1:3即可滿足生產(chǎn)要求；油藏開發(fā)進入中、后期，含水上升，產(chǎn)液量大幅度增加，必須相應(yīng)增加注水井點，注采井?dāng)?shù)比可從1:3達到1:1；到油田開采后期，進一步調(diào)整為九點法注采井網(wǎng)，注采井?dāng)?shù)比為3:1。 開發(fā)初期采用反九點法面積注采井網(wǎng)，可為以后注采系統(tǒng)調(diào)整提供多種選擇的余地，如可從反九點法轉(zhuǎn)換為五點法或線狀注水，或是轉(zhuǎn)為九點法注水，這樣既適應(yīng)了油藏開發(fā)全過程需不斷加密

12、井網(wǎng)的要求，也適用于三次采油方法的應(yīng)用，而且可做到注采系統(tǒng)相對完整。,（4） 波 及 系 數(shù),a 分類,b 影響因素,表3-2 各種井網(wǎng)在不同流度比下的面積波及系數(shù),流度比,a 井網(wǎng)系統(tǒng)不同，同一流度比下的面積波及系數(shù)不同，在大于1的流度比下，以五點系統(tǒng)的波及系數(shù)為最高，其次是交錯式排狀系統(tǒng)，接著依次為直線系統(tǒng)，反九點，反七點，七點，九點井網(wǎng)系統(tǒng)。 b 面積波及系數(shù)反比于流度比。流度比從0.2變到10時，注水波及系數(shù)急劇下降，當(dāng)流度比進一步增大時，注水波及系數(shù)的遞減速度減緩。 c 在不利的流度比以下（大于1的流度比），驅(qū)替的不穩(wěn)定過程對五點和七點注水系統(tǒng)的波及系數(shù)的影響小于對交錯式，直線式及九

13、點井網(wǎng)注水系統(tǒng)對波及系數(shù)的影響。,由計算結(jié)果可看出：,圖 3-6,無量綱累積注水量Vi/Vd,圖 3-7,圖 3-8,圖3-9,這四幅圖是對各種井網(wǎng)在不同無量綱累積注水量Vi/Vd時，流度比與面積波及系數(shù)的關(guān)系。從圖看出，見水后繼續(xù)注水面積波及系數(shù)均可繼續(xù)增大，但隨著注入倍數(shù)的增加，其驅(qū)替效率也越來越低。如在五點系統(tǒng)，當(dāng)流度比為1時，注入倍數(shù)從0.3增到0.4時，面積波及系數(shù)可提高10.5%,而注入倍數(shù)從0.9增到1.0時，面積波及系數(shù)只提高1%。,流度比：驅(qū)動相（水）的流度與被驅(qū)動相（油）的流度比值。,流度:滲透率和粘度的比值。反映該流體在孔隙介質(zhì)中的流動能力。,研究表明，流度比對面積波及系

14、數(shù)具有明顯的影響。,上式可見：油相粘度越大，水相對滲透率越高，則流度比越大。 1.當(dāng)M=1時，意味著注入的水和產(chǎn)出的油兩種流體能以相等的能力流過油藏。 2.當(dāng)M=10時，則表明水的流動能力要比油的流動能力大10倍。,當(dāng)M=1時,油井見水時的波及面積可以達到80左右，油水界面推進比較均勻。 當(dāng)M2.4時,油井見水時的波及面積可以達到45左右，油水界面輕度指狀推進。 當(dāng)M4.58時,油井見水時的波及面積可以達到20-30左右，油水界面很不規(guī)則，指狀推進十分嚴重。,1.增加水的粘度采用稠化水注入 2.降低油粘度，采用熱力法、化學(xué)法,布井方式 布井原則 井網(wǎng)密度 井?dāng)?shù)估算 基礎(chǔ)井網(wǎng)的部署 布井方案,3

15、.3 井 網(wǎng) 部 署,圖3-10 布井方式,一、布井方式,布井方式與驅(qū)油能量分布及方向有關(guān)： （一）能量具有方向性 如氣頂，邊水驅(qū)動，布置環(huán)狀或排狀井網(wǎng)（見圖3-10） （二）能量均勻分布 如底水驅(qū)動，溶解氣驅(qū)，彈性驅(qū)動，布置規(guī)則井網(wǎng)，例上圖的三角形和正方形井網(wǎng) （三）能量沒有方向布不規(guī)則井網(wǎng)。 斷塊，裂縫油藏,（一)排距L大于井距a的一半(圖3-11)（二)生產(chǎn)井交叉排布(圖3-12),L,a,圖 3-11,圖 3-12,二、布井原則,（一)表示方法： （1)井距a 排距L(圖3-13) (2) 含油面積/井?dāng)?shù),三、井網(wǎng)密度,（二)發(fā)展史,較稀井網(wǎng)密度，達到較高的采油速度,1. 30年代以前

16、：“ 鉆井加采油”。認為：井?dāng)?shù)越多， 采油量越多。每平方公里64口井效果2.30年代末：“二次采油”。認為：井?dāng)?shù)和井網(wǎng)密度 并不影響最終采油量。井網(wǎng)密度由密 到稀40年代：16公頃單井； 50年代：32公頃單井 60年代：32-64公頃單井 3.40年代以后：強化采油技術(shù)，發(fā)揮注水作用，提高 單井采油強度,問題：井網(wǎng)密度對采收率的影響程度,1：油井干擾的水動力學(xué)理論反映，當(dāng)生產(chǎn)井?dāng)?shù)大幅度增加（布井方式不變），單井產(chǎn)油量增加的幅度較少。一般，稀井網(wǎng)不變，可以通過放大生產(chǎn)壓差提高產(chǎn)油量。,2：適應(yīng)油藏地質(zhì)結(jié)構(gòu)和注水系統(tǒng)的最佳布井，大于井網(wǎng)密度對采收率的影響,3：不同油田不同開發(fā)時期的井網(wǎng)密度應(yīng)不同

17、,4：巖性復(fù)雜油藏，尤其開發(fā)后期，非均質(zhì)油層，井網(wǎng)密度對采收率有相當(dāng)大的影響。,5：均質(zhì)油藏，井網(wǎng)密度對采收率的影響小,蘇聯(lián)B.H.馬爾脫夫：分析采收率與井網(wǎng)密度和流動系數(shù)關(guān)系。,流動系數(shù)越高，井網(wǎng)密度對采收率影響越小。流動系數(shù)大于50時，井網(wǎng)密度從5公頃井變到70公頃井時，采收率變化范圍為0.60.75；流動系數(shù)15時，采收率變化范圍為0.250.55；,非均質(zhì)越嚴重，井網(wǎng)密度對采收率影響越大。相反越小,井網(wǎng)密度的影響：,由于油層的非均質(zhì)性和油砂體分布不均勻性，不同的井網(wǎng)密度對儲量的控制程度不同；,由于地層的非均質(zhì)性和水驅(qū)油的非活塞性，不同井網(wǎng)的驅(qū)油效果不同,（三)原則 （1） “早稀后密”

18、 （2） 地質(zhì)條件： a非均質(zhì)嚴重要加密 b滲透率低要加密 c原油密度大要加密 d油層厚度大，井網(wǎng)稀 e油層深度大，井網(wǎng)稀,其中： q單井產(chǎn)量；v 開發(fā)速度；N地質(zhì)儲量；330一年有效生產(chǎn)天數(shù)；s鉆井投資； 單井價格;,四 、 井?dāng)?shù)估算,油井：,注水井：根據(jù)注水方式定，一般1312 油井,五、基礎(chǔ)井網(wǎng)的部署,井網(wǎng)部署的基礎(chǔ)工作，主要內(nèi)容： (一)油砂體研究 （二）開發(fā)目的層的選擇 （三）指標概算,一)油砂體研究 1）油砂體延伸長度與控制儲量的統(tǒng)計關(guān)系曲線,從這三條曲線看， P上油組應(yīng)為主力 油層,圖3-14,（2）油砂體平均有效滲透率與控制儲量的統(tǒng)計關(guān)系曲線,從這三條曲 線看，P上 油組應(yīng)為

19、主力油層,（二）開發(fā)目的層的選擇 (1)油層分布必須穩(wěn)定，形態(tài)易于掌 握 (2)基礎(chǔ)井網(wǎng)能控制該層系80%以上 的儲量 (3)上下有良好隔層 (4)有足夠的工業(yè)儲量 (5)油層滲透性好，油井有一定生產(chǎn) 能力（三）指標概算,表3-3 基礎(chǔ)井網(wǎng)開發(fā)指標計算結(jié)果,從方案和方案的計算結(jié)果分析，方案比較合適。,六布井方案,確定開發(fā)層系,計算生產(chǎn)井?dāng)?shù),布置開發(fā)井網(wǎng),開發(fā)指標計算,經(jīng)濟指標計算,確定最優(yōu)方案,布井方案調(diào)整,布井方案主要 有七大內(nèi)容,圖3-18 布井方案主要內(nèi)容,雙河油田特高含水期井網(wǎng)綜合調(diào)整技術(shù),雙河油田基本情況,雙河油田特高含水期井網(wǎng)綜合調(diào)整,油藏精細描述,剩余油潛力分布特征，成因類型及三

20、維定量描述,動態(tài)儲層評價,微觀動態(tài)儲層評價,宏觀動態(tài)儲層評價,微 觀 儲 層 評 價,剩余油分布特征,地層能量微觀特征,注水開發(fā)微觀 綜合效果分析,注水效果微觀特征,剩余油儲量分布,剩余油儲量豐度,剩余油單儲系數(shù),剩余油滲儲量,剩余油滲儲豐度,剩余油易滲儲量,剩余油易滲儲豐度,地層壓力分布特征,壓儲比特征,壓力梯度特征,微觀面積波及系數(shù)分布,微觀厚度波及系數(shù)分布,微觀體積波及系數(shù)分布,微觀平面干擾系數(shù)特征,微觀縱向干擾系數(shù)特征,宏 觀 儲 層 評 價,非線性水驅(qū)曲線特征,單 井 開 發(fā) 模 式,層 系 開 發(fā) 模 式,七 井網(wǎng)適應(yīng)性研究-南陽油田為例,一 剩余油儲量結(jié)構(gòu)復(fù)雜、性質(zhì)變差，現(xiàn)井網(wǎng)對潛力富集區(qū)控制程度差 剩余油富集區(qū)： 1 井網(wǎng)本身控制型 1） 井網(wǎng)控制不住和井網(wǎng)及射孔不完善 前者剩余油儲量比例為14.31%; 后者剩余油儲量比例為24.5%; 小砂體或小土豆比例為1.52% 2）注水井間壓力平衡區(qū) 剩余油儲量比例為8.03%,3） 邊水內(nèi)側(cè)的有注無采區(qū) 剩余油儲量比例為6.87% 4）采油井之間的死油區(qū) 剩余油儲量比例為4.83% 2 干擾型- 1）因物性差等原因造成的層間層內(nèi)干擾以及吸水差或不吸水。 剩余油儲量比例為23.65