油田动态分析基本知识.pptx

油田动态分析基本知识油田动态分析基本知识一、油藏工程方案一、油藏工程方案1.1.1.1.油藏评价部署方案（油藏评价）油藏评价部署方案（油藏评价）油藏评价部署方案（油藏评价）油藏评价部署方案（油藏评价）“油田开发概念设计油田开发概念设计”，主要根据评价目标区的地质特征和已，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。出油井产能、开发方式以及生产规模。开发阶开发阶段段主要任务主要任务 油藏描述的主要油藏描述的主要内容和任务内容和任务 油藏描述的主要技术和方法油藏描述的主要技术和方法 油藏描油藏描述的阶述的阶段段 开发准开发准备阶段备阶段评价和设计评价和设计.布布好好评评价价井井，取取得得各种开发参数各种开发参数.确确定定开开发发方方式式和和井井网部署网部署.预预测测生生产产历历史史和和生生产规模产规模.对对采采油油工工程程、设设施施等提出建议等提出建议进进行行经经济济评评价价和和预预测测 落实探明储量落实探明储量确确定定油油藏藏基基本本骨骨架架确确定定油油藏藏类类型型、流体性质和分布流体性质和分布建建立立概概念念地地质质模模型型 以以区区域域背背景景和和地地震震资资料料为为基基础础的油藏基本骨架确定技术的油藏基本骨架确定技术.以以藏藏层层沉沉积积学学为为基基础础，应应用用地地质质知知识识库库的的砂砂体体空空间间分分布布预预测测技术技术.以以确确定定储储层层骨骨架架空空间间分分布布为为重重点的随机建模技术点的随机建模技术.地地震震横横向向预预测测资资料料在在建建立立概概念念地质模型中的应用方法地质模型中的应用方法早期油早期油藏描述藏描述 2.2.油田开发方案（油藏工程部分）油田开发方案（油藏工程部分）油藏评价结束后完成油田或区块开发方案，油田开发方案是产能建设的基油藏评价结束后完成油田或区块开发方案，油田开发方案是产能建设的基础。础。开发方案编制结束提交探明储量。开发方案编制结束提交探明储量。一、油藏工程方案一、油藏工程方案开发阶开发阶段段主要任务主要任务 油藏描述的油藏描述的主要内容和主要内容和任务任务 油藏描述的主要技术和方法油藏描述的主要技术和方法 油藏描油藏描述的阶述的阶段段 主体开主体开发阶段发阶段主体开发阶段实施和主体开发阶段实施和调整调整.钻钻好好开开发发井井,取取全全取取准油田各项静态参数准油田各项静态参数.油田正常生产管理油田正常生产管理.根根据据地地质质再再认认识识调调整整开开发发层层层层系系和和注注采采井井网网.取取全全取取准准各各项项动动态态参数参数.落落实实可可采采储储量量.详详细细确确定定构构造造及及油油气气水水分布分布.全全油油田田小小层层对比对比.建建立立和和完完善善储储层层静静态态模模型型全区小层划分对比统层技术全区小层划分对比统层技术.以以三三维维地地震震结结合合井井网网、动动态态资资料为基础的详细构造解释技术料为基础的详细构造解释技术.以以测测井井资资料料为为基基础础的的多多井井储储层层评价技术评价技术.动态监测、跟踪模拟技术动态监测、跟踪模拟技术.储层静态储层静态,模型建立技术模型建立技术中期油中期油藏描述藏描述 2.2.油田开发方案（油藏工程部分）油田开发方案（油藏工程部分）油藏评价结束后完成油田或区块开发方案，油田开发方案是产能建设的基油藏评价结束后完成油田或区块开发方案，油田开发方案是产能建设的基础。础。开发方案编制结束提交探明储量。开发方案编制结束提交探明储量。主要内容包括：主要内容包括：油藏地质、开发原则、开发方式、开发层系组合、开发井油藏地质、开发原则、开发方式、开发层系组合、开发井网、注采系统、监测系统、开发指标预测（生产能力预测）、采收率估算。网、注采系统、监测系统、开发指标预测（生产能力预测）、采收率估算。实施后考核指标：实施后考核指标：产能到位率：一般油田产能到位率：一般油田90%90%；复杂断块油田；复杂断块油田85%85%“初期平均含水率初期平均含水率”符合率：一般油田符合率：一般油田90%90%；复杂断块油田；复杂断块油田85%85%水驱控制储量：一般油田水驱控制储量：一般油田90%90%；复杂断块油田；复杂断块油田85%85%一、油藏工程方案一、油藏工程方案2.2.油田开发调整方案（油藏工程部分）油田开发调整方案（油藏工程部分）实施后评价和考核的主要指标：实施后评价和考核的主要指标：“单井初期日产油量单井初期日产油量”符合率：符合率：80%80%；“单井初期含水率单井初期含水率”符合率：符合率：80%80%；产能到位率：产能到位率：90%90%；新增可采储量预测误差：新增可采储量预测误差：10%10%。一、油藏工程方案一、油藏工程方案2.2.开发后期调整挖潜方案开发后期调整挖潜方案一、油藏工程方案一、油藏工程方案开发阶开发阶段段主要任务主要任务 油藏描述的油藏描述的主要内容和主要内容和任务任务 油藏描述的主要技术和方法油藏描述的主要技术和方法 油藏描油藏描述的阶述的阶段段 提高采提高采收率阶收率阶段段.增加可采储量增加可采储量维维持持油油田田经经济济有有效效地地生产生产.确确定定挖挖潜潜、提提高高采采收收率措施率措施.提高油田最终采收率提高油田最终采收率 微构造研究微构造研究精精细细沉沉积积微微相研究相研究流流动动单单元元划划分与对比分与对比层层内内及及微微观观非均质性非均质性剩剩余余油油空空间间分布确定分布确定建建立立储储层层预预测模型测模型.水水淹淹层层测测井井解解释释技技术术,剩剩余余油油分分布布动动态态监监测测技技术术,高高压压密密闭闭取取心技术心技术.微地质界面研究微地质界面研究.细分沉积微相研究技术细分沉积微相研究技术储储层层物物性性动动态态变变化化空空间间分分布布规规律研究技术律研究技术.流动单元空间结构研究技术流动单元空间结构研究技术.储层预测模型建立技术储层预测模型建立技术.地质、油藏、数模一体化技术地质、油藏、数模一体化技术精细油精细油藏描述藏描述 产能贡献率：产能贡献率：新建原油产能项目实施新建原油产能项目实施当年的产油量当年的产油量与与建成能力建成能力的比值。的比值。产能到位率：产能到位率：新新建建原原油油产产能能项项目目建建成成投投产产后后第第二二年年的的年年产产油油量量与与建建成成能能力力的的比值。比值。产量符合率：产量符合率：新新建建原原油油产产能能项项目目投投产产第第二二年年以以后后（第第三三年年、第第四四年年和和第第五五年年）实际的年产油量实际的年产油量与与开发方案预测的同年产量开发方案预测的同年产量的比值。的比值。新建产能新建产能“三率三率”指标指标一、油藏工程方案一、油藏工程方案二、动态分析二、动态分析1.1.油田动态分析及主要内容油田动态分析及主要内容2.2.油藏分类油藏分类3.3.开发阶段划分开发阶段划分4.4.主要生产技术指标计算（或确定）方法主要生产技术指标计算（或确定）方法在在油油田田开开发发过过程程中中，运运用用各各种种监监测测方方法法采采集集到到的的大大量量第第一一性性资资料料，进进行行深深入入分分析析、不不断断认认识识地地下下油油水水运运动动规规律律及及其其发展变化，及时发现和提出解决各种问题的办法。发展变化，及时发现和提出解决各种问题的办法。每每年年进进行行的的改改善善油油田田开开发发效效果果各各类类措措施施，比比如如开开发发调调整整（钻钻新新井井、层层系系、井井网网、开开发发方方式式）、“开开发发调调整整方方案案”的的重要基础之一就是油藏动态分析。的的重要基础之一就是油藏动态分析。油油田田动动态态分分析析包包括括：生生产产动动态态分分析析、油油井井井井筒筒内内升升举举条条件件分析和分析和油层（藏）动态分析油层（藏）动态分析三个方面的内容。三个方面的内容。二、动态分析二、动态分析生生产产动动态态分分析析亦亦称称单单井井动动态态分分析析，包包括括油油井井动动态态和和注注水水井井动动态分析，是油田生产管理经常性的基础工作。态分析，是油田生产管理经常性的基础工作。油油井井动动态态分分析析包包括括：分分析析压压力力、产产量量、含含水水变变化化，搞搞清清见见水水层层位位，来来水水方方向向及及井井下下技技术术状状况况，判判断断工工作作制制度度是是否否合合理理及及生产是否正常等。生产是否正常等。注注水水井井动动态态分分析析包包括括：分分析析井井口口压压力力、注注水水量量及及吸吸水水能能力力变变化，判断井下故障等。化，判断井下故障等。二、动态分析二、动态分析生产动态分析主要指标生产动态分析主要指标注水状况分析：注水状况分析：注水量、吸水能力注水量、吸水能力油油层层压压力力状状况况：油油层层压压力力分分布布，以以及及油油层层压压力力与与注注水水量量、注注采比之间的关系采比之间的关系含水率变化：含水率变化：含水与注采比、采油速度合理界限含水与注采比、采油速度合理界限油油井井生生产产能能力力：采采油油指指数数、采采液液指指数数变变化化，油油井井利利用用率率、时时率、递减率（综合递减率、自然递减率）、措施效果。率、递减率（综合递减率、自然递减率）、措施效果。二、动态分析二、动态分析油藏动态分析油藏动态分析搞搞清清各各类类油油层层中中油油水水的的分分布布及及其其运运动动状状况况、吸吸水水能能力力和和产产油油能能力力变变化化，地地层层压压力力及及渗渗流流阻阻力力变变化化，含含水水率率及及产产量量变变化化，油油层层及及流流体体性性质质变变化化，储储量量动动用用及及剩剩余余油油分分布布等等，为为挖挖潜潜油油层潜力提供依据。层潜力提供依据。油藏动态分析：以井组（或开发单元、区块）为单元，搞清油层产量、压力和含水率的变化状况，吸水能力及注采平衡状况等。油水分布及水线推进状况，储量动用及潜力分布状况等。针对出现的问题提出各种有效措施，不断提高井组（或开发单元、区块）开发效果。二、动态分析二、动态分析油藏动态分析主要内容油藏动态分析主要内容油藏地质特征再认识：油藏地质特征再认识：层系、井网、注水方式适应性：层系、井网、注水方式适应性：比比如如不不同同井井网网、井井距距下下各各类类油油层层水水驱驱控控制制程程度度、油油砂砂体体钻钻遇遇率、水驱采收率等方面分析其适应性。率、水驱采收率等方面分析其适应性。油田稳产基础分析：油田稳产基础分析：储量替换率、储采比状况储量替换率、储采比状况（强调质量）（强调质量）新井、老井及措施增油的变化新井、老井及措施增油的变化二、动态分析二、动态分析油藏动态分析主要内容油藏动态分析主要内容油层能量保持状况油层能量保持状况储量动用及剩余油分布状况：储量动用及剩余油分布状况：各类重大措施（压裂、补孔、调剖、卡堵水）对储量动用影响各类重大措施（压裂、补孔、调剖、卡堵水）对储量动用影响储储层层的的连连通通状状况况的的分分类类统统计计，不不同同井井网网控控制制程程度度下下储储量量的的动动用用、水驱控制程度及剩余油分布状况水驱控制程度及剩余油分布状况注入水纵向、横向波及及水洗状况注入水纵向、横向波及及水洗状况二、动态分析二、动态分析二、动态分析二、动态分析1.1.油田动态分析及主要内容油田动态分析及主要内容2.2.油藏分类油藏分类3.3.开发阶段划分开发阶段划分4.4.主要生产技术指标计算（或确定）方法主要生产技术指标计算（或确定）方法二、动态分析二、动态分析油油藏藏类类型型划划分分7 7类类二、动态分析二、动态分析 1 1、低渗透油藏根据、低渗透油藏根据空气渗透率空气渗透率细分为细分为3 3个亚类：个亚类：一般低渗透一般低渗透油藏：油藏：30-50mD30-50mD 一般低渗透一般低渗透油藏：油藏：10-30mD10-30mD 特低渗透油藏：特低渗透油藏：1-10mD1-10mD 超低渗透油藏：超低渗透油藏：1mD1mD 2 2、稠油油藏按、稠油油藏按地层原油粘度地层原油粘度细分为细分为5 5个亚类：个亚类：普通稠油普通稠油油藏：油藏：200-3000mPa200-3000mPas s 普通稠油普通稠油油藏：油藏：3000-10000mPa3000-10000mPas s 特稠油油藏：特稠油油藏：10000-50000mPa10000-50000mPas s 超稠油油藏：超稠油油藏：50000-100000mPa50000-100000mPas s 特超稠油油藏：特超稠油油藏：大于大于100000mPa100000mPas s 3 3、特殊岩性油藏细分为、特殊岩性油藏细分为5 5个亚类：个亚类：碳酸盐岩油藏、砾岩油藏、变碳酸盐岩油藏、砾岩油藏、变质岩油藏、火山岩油藏、粘土岩油藏。质岩油藏、火山岩油藏、粘土岩油藏。二、动态分析二、动态分析 4 4、中高渗油藏主要考虑含油面积大小、能否形成有效驱替井网，、中高渗油藏主要考虑含油面积大小、能否形成有效驱替井网，进一步划分为整装油藏、复杂断块油藏、极复杂断块油藏：进一步划分为整装油藏、复杂断块油藏、极复杂断块油藏：整装油藏整装油藏：含油面积大于：含油面积大于1.5 km1.5 km2 2且构造简单的单元。且构造简单的单元。复杂断块油藏复杂断块油藏：含油面积大于：含油面积大于0.2 km0.2 km2 2且小于且小于1.5 km1.5 km2 2（若由多个自然（若由多个自然断块组成，含油面积大于断块组成，含油面积大于0.2 km0.2 km2 2的自然断块地质储量占到单元的的自然断块地质储量占到单元的60%60%以上），且能形成有效驱替井网（两向以上）的单元。以上），且能形成有效驱替井网（两向以上）的单元。极复杂断块油藏极复杂断块油藏：含油面积小于：含油面积小于0.2 km0.2 km2 2，（若由多个自然断块组成，（若由多个自然断块组成，含油面积小于含油面积小于0.2km0.2km2 2的自然断块地质储量占到单元的的自然断块地质储量占到单元的60%60%以上），不以上），不能形成有效驱替井网（两向以上）的单元能形成有效驱替井网（两向以上）的单元因此油藏类型的划分顺序为：因此油藏类型的划分顺序为：海上油藏海上油藏稠油油藏稠油油藏特殊岩性油藏特殊岩性油藏低渗透砂岩油藏低渗透砂岩油藏整装砂岩油整装砂岩油藏藏复杂断块砂岩油藏复杂断块砂岩油藏极复杂断块砂岩油藏极复杂断块砂岩油藏 二、动态分析二、动态分析1.1.油田动态分析及主要内容油田动态分析及主要内容2.2.油藏分类油藏分类3.3.开发阶段划分开发阶段划分4.4.主要生产技术指标计算（或确定）方法主要生产技术指标计算（或确定）方法二、动态分析二、动态分析“开发阶段开发阶段”有关：有关：资资料料信信息息、油油藏藏描描述述、油油藏藏地地质质模模型型、油油藏藏动动态态监测内容、原油采收率等。监测内容、原油采收率等。一般划分一般划分（按原油产量）（按原油产量）产能建设上产阶段产能建设上产阶段（开发初期）（开发初期）产量相对稳产阶段产量相对稳产阶段（开发中期或开发调整阶段）（开发中期或开发调整阶段）产量递减阶段产量递减阶段（开发后期）（开发后期）二、动态分析二、动态分析开发调整（整体加密或井网调整）：开发调整（整体加密或井网调整）：一次井网调整一次井网调整二次井网调整二次井网调整三次井网调整阶段三次井网调整阶段 原来原来“勘探开发勘探开发”阶段的划分：阶段的划分：勘勘探探阶阶段段和和开开发发阶阶段段，开开发发阶阶段段又又分分开开发发准准备备阶阶段段、投投产产阶段阶段和和生产阶段生产阶段。“勘探开发一体化勘探开发一体化”阶段的划分：阶段的划分：预探、评价、产能建设和油气生产阶段。预探、评价、产能建设和油气生产阶段。二、动态分析二、动态分析按含水率的划分：按含水率的划分：无水期开采阶段：含水率无水期开采阶段：含水率2%2%低含水开采阶段：含水率低含水开采阶段：含水率2%2%20%20%中含水开采阶段：含水率中含水开采阶段：含水率202060%60%高含水开采阶段含水率高含水开采阶段：含水率606090%90%特高含水开采阶段：含水率大于特高含水开采阶段：含水率大于90%90%按采出程度划分：按采出程度划分：二、动态分析二、动态分析真武油田开发历程真武油田开发历程0 05 510101515202025253030353519751975198019801985198519901990199519952000200020052005年年产产油油：万万吨吨0 0101020203030404050506060707080809090100100可可采采采采出出程程度度、含含水水：上产阶段上产阶段稳产阶段稳产阶段递减阶段递减阶段一次细分一次细分控水稳油控水稳油大幅度递减大幅度递减综合治理挖潜综合治理挖潜二次细分二次细分0 05 510101515202025253030353519751975198019801985198519901990199519952000200020052005年年产产油油：万万吨吨0 0101020203030404050506060707080809090100100可可采采采采出出程程度度、含含水水：上产阶段上产阶段稳产阶段稳产阶段递减阶段递减阶段一次细分一次细分控水稳油控水稳油调整挖潜调整挖潜二次细分二次细分试油试采试油试采初期开发初期开发二、动态分析二、动态分析1.1.油田动态分析及主要内容油田动态分析及主要内容2.2.油藏分类油藏分类3.3.开发阶段划分开发阶段划分4.4.主主要要开开发发政政策策和和生生产产技技术术指指标标计计算算（或或确确定）方法定）方法（1）开采井网指标井网密度：油田（或区块）单位面积已投入开发的采油井、注水井总数。注采井数比：注采井数比：水驱开发油田注水井总数与采油井总数之比。水驱储量控制程度：水驱储量控制程度：水驱储量动用程度：水驱储量动用程度：平均单井射开厚度：油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井中射孔总厚度与油水井总井数的比值。平均单井有效厚度：油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井中有效厚度之和与油水井总井数的比值。可采储量：可采储量：主要生产技术指标及定义主要生产技术指标及定义（2）油井生产动态指标井口（核实）产油量：日产、月产、年产、累积产油量 井口（核实）日产油水平=当月井口（核实）月产油/当月日历天数 原油产量构成：新井产量和老井产量（基础产量和措施增油量）。新井：当年投产油井 老井：上年末以前已投产的油井输差系数：核实产油量/井口产油量，按区块计算。井口产水量：核实产水量：井口产水量和输差系数计算。井口（核实）产液量：井口（核实）产油量+井口（核实）产水量主要生产技术指标及定义主要生产技术指标及定义（2）油井生产动态指标综合含水：按月计算，月产水/月产液。有时分年均含水或年末含水。年均含水=年产水/年产液综合气油比：按月计算；月产气/月产油油井利用率（或开井率）：按月计算，油井开井总数占油井总井数之比。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：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：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。吸水指数：注水井单位注水压差的日注水量。吸水强度：单位有效厚度单位注水压差的日注水量。注水井利用率（或开井率）：按月计算，注水井开井总数占注水井总数之比。开井数是指当月连续注水时间不小于24h的井数。分层注水合格率：分层注水井测试合格层段数与分注井测试层段数之比。注水井分注率：实际分层配注井数（含一级两层分注井）与扣除不需要分注和没有分注条件井之后的注水井数之比。主要生产技术指标及定义主要生产技术指标及定义（4）注采系统指标油井生产压差：油井地层压力与井底流动压力之差。总压差：原始地层压力与目前油井地层压力之差。注采比：开发单元注入水地下体积与采出液的地下体积之比。月注采比、年注采比、累积注采比地下亏空体积：油田（或区块）采出地下体积与累积注水地下体积之差。采液（油）指数：单位生产压差的日产液（油）量；采液（油）强度：单位有效厚度采液（油）指数。生产能力：单井日产油水平：单井当月产油量与当月日历天数的比值。单井生产时率：单井当月生产时间与当月日历时间之比。年生产能力：开发单元月产油量折算成全年产油量。主要生产技术指标及定义主要生产技术指标及定义（5）采油速度与采出程度指标采油速度：地质储量采油速度：油田（或区块）年采油量占地质储量的百分数。可采储量采油速度：油田（或区块）年采油量占可采储量的百分数。剩余可采储量采油速度：当年核实年产油量占上年末剩余可采储量的百分数。储采比：储采比等于剩余可采储量的倒数。采出程度：地质储量采出程度：油田（或区块）的累积产油量占地质储量的百分数。可采储量采出程度：油田（或区块）的累积产油量占可采储量的百分数。主要生产技术指标及定义主要生产技术指标及定义（6）水驱油田开发效果指标含水上升率：每采出1%的地质储量时含水率的上升值。年均含水上升率=（当年年均含水上年年均含水）/（当年底采出程度上年底采出程度）水驱采收率：水驱采收率：累积采出油量占原始地质储量的百分数。水驱储量控制程度：水驱储量控制程度：水驱储量动用程度：水驱储量动用程度：水驱指数：油田（或区块）注入水地下存水量与累积产油量地下体积之比。存水率：油田（或区块）注入水地下存水量与累积注水量之比。水油比：累积产水与累积产油之比。主要生产技术指标及定义主要生产技术指标及定义跟跟油藏动态分析油藏动态分析“密切密切”的参数的参数：水驱储量控制程度水驱储量控制程度（跟井网密度、油藏类型关系密切）（跟井网密度、油藏类型关系密切）水驱储量动用程度水驱储量动用程度（跟井网、油藏类型关系密切）（跟井网、油藏类型关系密切）油藏能量保持水平和利用程度油藏能量保持水平和利用程度（跟注采比、配注合理性）（跟注采比、配注合理性）剩余可采储量采油速度剩余可采储量采油速度（储采比的倒数）（储采比的倒数）年产油量递减率年产油量递减率（综合递减率、自然递减率）（综合递减率、自然递减率）水驱状况水驱状况（内容比较多，好、中、差）（内容比较多，好、中、差）含水、含水上升率含水、含水上升率（跟开发阶段关系比较大）（跟开发阶段关系比较大）原油采收率原油采收率（油田开发过程中不断提高）油田开发过程中不断提高）开发水平分级指标开发水平分级指标跟跟油藏动态分析油藏动态分析“间接间接”的参数：的参数：老井措施有效率老井措施有效率注水井分注率注水井分注率配注合格率配注合格率油水井综合生产时率油水井综合生产时率注水水质达标状况注水水质达标状况动态监测计划完成率动态监测计划完成率操作费控制状况。操作费控制状况。开发水平分级指标开发水平分级指标（1）水驱油田年度调控指标（1）含水上升率（2）自然递减率和综合递减率（3）剩余可采储量采油速度（4）油藏压力系统（5）注采比（2）水驱开发油田阶段调控指标（1）水驱储量控制程度（2）水驱储量动用程度（3）可采储量采出程度（4）采收率（水驱采收率开发调控指标开发调控指标（1）水驱油田年度调控指标（1）含水上升率根据有代表性的相对渗透率曲线或水驱曲线来确定，各开发阶段含水上升率不超过理论值。（2）自然递减率和综合递减率根据油藏类型和所处的开发阶段确定递减率控制指标。（3）剩余可采储量采油速度一般控制在8%11%，低渗透油藏控制在6%左右。开发调控指标开发调控指标老井综合递减率、自然递减率老井综合递减率：油田（或区块）核实年产油量扣出当年新井年产油量后下降的百分数。老井自然递减率：油田（或区块）老井扣出措施增产油量后年产油量下降的百分数。Dn=（1（qob(t)qo(t)qox(t)）qob(t1)）式中：Dn=（1（qob(t)qoxt)）qob(t1)）qob(t)第t年的核实年产油量qob(t1)第t1年标定的年产油量qo(t)第t年老井措施增油量qox(t)第t年的新井年产油量开发调控指标开发调控指标开发储采比开发储采比石油储采比是指当年末剩余开发动用石油可采储量与当年石油储采比是指当年末剩余开发动用石油可采储量与当年原油核实产量的比值。原油核实产量的比值。开发储采比越大，稳产基础越好。开发储采比增加、原油开发储采比越大，稳产基础越好。开发储采比增加、原油产量可能上升。产量可能上升。临界开发储采比：超过该临界值，产量就可能下降。临界开发储采比：超过该临界值，产量就可能下降。通常认为临界开发储采比大约通常认为临界开发储采比大约10131013左右。左右。开发调控指标开发调控指标储采平衡系数（储量替换率）储采平衡系数（储量替换率）指当年新增可采储量与当年原油产量之比。指当年新增可采储量与当年原油产量之比。当年新增可采储量包括当年新区新增动用可采储量与老区新增当年新增可采储量包括当年新区新增动用可采储量与老区新增可采储量之和。可采储量之和。储采平衡系数（储量替换率）大于储采平衡系数（储量替换率）大于1，储采实现平衡。，储采实现平衡。比如比如：2005年中石油股份公司储量替换率大于年中石油股份公司储量替换率大于1。新老区新增可采合理比例，新老区新增可采合理比例，有分析认为大概为有分析认为大概为2.5：13.0：1。2005年中石油股份公司新老区新增可采储量的比例年中石油股份公司新老区新增可采储量的比例2.9：1。开发调控指标开发调控指标开发水平分类开发水平分类 水驱储量控制程度：一般要达到80%，特高含水期达到90%以上；水驱储量动用程度：一般要达到70%，特高含水期达到80%以上；可采储量采出程度：低含水期末达到15%20%；中含水期末达到30%40%；高含水期末达到70%；特高含水期再采出30%。水驱采收率：不低于35%。开发调控指标开发调控指标中高渗透注水油藏开发水平分类开发水平分类 水驱储量控制程度：一般要达到70%以上；水驱储量动用程度：一般要达到60%以上；可采储量采出程度：低含水期末达到20%30%；中含水期末达到50%60%；高含水期末达到80%以上。水驱采收率：不低于25%，特低渗透不低于20%。开发调控指标开发调控指标低渗透油藏开发水平分类开发水平分类 水驱储量控制程度：一般要达到60%以上；水驱储量动用程度：一般要达到50%以上；水驱采收率：不低于25%。开发调控指标开发调控指标断块油藏1、油藏天然能量评价、油藏天然能量评价 根据方宏长教授根据方宏长教授油藏天然能量早期评价油藏天然能量早期评价所述方法，油藏天然驱动能量的大小以每采所述方法，油藏天然驱动能量的大小以每采出出1%地质储量的压降值（地质储量的压降值（P/R）以及无因次）以及无因次弹性产量比（弹性产量比（Npr）作为评价指标（其中无因）作为评价指标（其中无因次弹性产量比（次弹性产量比（NPR）是指）是指“压力下降压力下降P 对应的累积采油量与压力下降对应的累积采油量与压力下降P 对应的理对应的理论弹性产量之比论弹性产量之比”）方法方法1：开发方式选择开发方式选择主要指标确定主要指标确定1、油藏天然能量评价、油藏天然能量评价 主要指标确定主要指标确定1、油藏天然能量评价、油藏天然能量评价 主要指标确定主要指标确定1、油藏天然能量评价、油藏天然能量评价方法方法2：计算弹性采收率和溶解气驱采收率：计算弹性采收率和溶解气驱采收率压力下降到饱和压力，计算弹性采收率压力下降到饱和压力，计算弹性采收率压力下降到饱和压力以下，计算溶解气驱采收率压力下降到饱和压力以下，计算溶解气驱采收率主要指标确定主要指标确定1、油藏天然能量评价、油藏天然能量评价方法方法3：物质平衡方程，计算驱动指数：物质平衡方程，计算驱动指数主要指标确定主要指标确定注水时机的确定注水时机的确定 第一，油田的天然能量的强弱。第一，油田的天然能量的强弱。第二，油田的开采特点和开采方式。第二，油田的开采特点和开采方式。第三，油田的大小和对油田产量（采油速度）的要求第三，油田的大小和对油田产量（采油速度）的要求.判断注水时机是否适当，研究方法主要是判断注水时机是否适当，研究方法主要是天然能量的大小；天然能量的大小；注水时的压力水平；注水时的压力水平；地层压力对原油物性地层压力对原油物性(主要是原油粘度主要是原油粘度)的影响程的影响程度。度。主要指标确定主要指标确定1、油藏天然能量评价、油藏天然能量评价 注水时机注水时机 天然能量的大小；天然能量的大小；注水时的压力水平；注水时的压力水平；主要指标确定主要指标确定1、油藏天然能量评价、油藏天然能量评价 注水时机注水时机 地层压力对原油物性地层压力对原油物性(主要是原油粘度主要是原油粘度)的影响程的影响程度。度。地层压力对原油物性具有一定影响。地层压力对原油物性具有一定影响。就油藏原油粘度而言，地层压力的变就油藏原油粘度而言，地层压力的变化会导致原油粘度的变化。但不同的化会导致原油粘度的变化。但不同的油藏，地层压力对原油粘度的影响程油藏，地层压力对原油粘度的影响程度是不同的。对于那些原油粘度与压度是不同的。对于那些原油粘度与压力关系大的油田，地层压力合理降低力关系大的油田，地层压力合理降低值为饱和压力的值为饱和压力的10%。主要指标确定主要指标确定2、开发效果分析、开发效果分析（1）含水上升规律分析）含水上升规律分析图图2-3-1 2-3-1 平均相对渗透率数据的标准化平均相对渗透率数据的标准化及平均处理成果图及平均处理成果图图图2-3-2 2-3-2 处理后标准相渗成果图处理后标准相渗成果图归一化、标准化处理归一化、标准化处理主要指标确定主要指标确定2、开发效果分析、开发效果分析（1）含水上升规律分析）含水上升规律分析波及系数波及系数EV主要指标确定主要指标确定2、开发效果分析、开发效果分析（1）含水上升规律分析）含水上升规律分析波及系数波及系数EV图版法图版法经验公式方法经验公式方法主要指标确定主要指标确定2、开发效果分析、开发效果分析（1）含水上升规律分析）含水上升规律分析主要指标确定主要指标确定2、开发效果分析、开发效果分析（1）含水上升规律分析）含水上升规律分析注意注意:波及系数波及系数 动用储量动用储量主要指标确定主要指标确定注意：曲线的校正注意：曲线的校正主要指标确定主要指标确定主要指标确定主要指标确定主要指标确定主要指标确定万吉业经验公式法万吉业经验公式法主要指标确定主要指标确定万吉业经验公式法万吉业经验公式法SZK油田的含水、含水上升率关系曲线油田的含水、含水上升率关系曲线主要指标确定主要指标确定图版法图版法主要指标确定主要指标确定2、开发效果分析、开发效果分析（2）注水效果状况）注水效果状况真12断块E2s16-1历年水线推进示意图主要指标确定主要指标确定2、开发效果分析、开发效果分析（3）合理压力和压力分布）合理压力和压力分布 地层压力包括三个部分：地层压力包括三个部分：注水井平均地层压力注水井平均地层压力 油井平均地层压力油井平均地层压力 油藏平均地层压力油藏平均地层压力 通常所说的地层压力是油井平均通常所说的地层压力是油井平均地层压力。地层压力。油藏实现有效驱动的前提是油油藏实现有效驱动的前提是油水井的压力边界逐渐重合。当无法重水井的压力边界逐渐重合。当无法重合后，注入压力无法在油藏形成有效合后，注入压力无法在油藏形成有效扩散，出现注不进、采不出的现象。扩散，出现注不进、采不出的现象。主要指标确定主要指标确定(1)合理压力水平的定义u合理压力水平是指既能满足油田提高排液量的需要，又不会造成原油储量损失、降低开发效果的压力水平。u在现井网及工艺条件下或者经过井网及工艺调整后，不同含水时期存在一个最大生产压差，对应有一个最大合理注水压力和一个最小合理井底流压。这个合理生产压差既保证了油藏注采达到平衡，又可以满足实现最大排液量的提液措施的需要，同时还保证了油藏内原油不会外溢，造成原油储量损失。主要指标确定主要指标确定(2)油井井底最小合理流压计算方法采油井井底流压不仅与下泵深度有关，还与含水率有关。在保证一定沉没度，达到合理泵效所需的泵口压力下限值的前提下，计算油井井底最小合理流压。采油井井底流压计算公式采油井井底流压计算公式PWf=PP+0.01混(D中-D挂)混=o(1-fw)+wfw主要指标确定主要指标确定(3)最大合理注水压力的确定方法注水井最大合理注水压力的确定要求既能满足注水的需要，又不超过地层最低破裂压力。根据现场压裂施工得出的资料，确定在地层破裂压裂下的破裂概率，以此计算出最大井底流压。Piwf=Ph=P破(1-X)P破=D中Y其中：PiWf 水井井底流压,MPa;Ph 最大合理注水压力,MPa;P破地层破裂压力,MPa;X 破裂概率,小数;Y 破裂压力梯度,MPa/m主要指标确定主要指标确定在确定了最小合理流压的基础上，最低合理地在确定了最小合理流压的基础上，最低合理地层压力就等于最小合理流压加上不同含水阶段层压力就等于最小合理流压加上不同含水阶段流体从泄油边界内流入井底的生产压差。流体从泄油边界内流入井底的生产压差。(4)最低合理地层压力和注采平衡地层压力的确定主要指标确定主要指标确定在确定了最小合理流压的基础上，最低合理地在确定了最小合理流压的基础上，最低合理地层压力就等于最小合理流压加上不同含水阶段层压力就等于最小合理流压加上不同含水阶段流体从泄油边界内流入井底的生产压差。流体从泄油边界内流入井底的生产压差。生产压差：初期油井试油获得生产压差：初期油井试油获得IPRIPR曲线计算得曲线计算得出，后期根据实际生产历史资料计算得。出，后期根据实际生产历史资料计算得。(4)最低合理地层压力主要指标确定主要指标确定由注采平衡图得出由注采平衡图得出(5)注采平衡压力主要指标确定主要指标确定注采平衡图版应用注采平衡图版应用目前地层压力目前地层压力 注采平衡地层压力注采平衡地层压力泵挂加深泵挂加深泵挂加深泵挂加深注水压力注水压力注水压力注水压力增加增加增加增加1 1、直观判断目前地层压力是否达到注采平衡、直观判断目前地层压力是否达到注采平衡主要指标确定主要指标确定2 2、注采平衡图与最小合理地层压力相结合结合，确定合理地层压力、注采平衡图与最小合理地层压力相结合结合，确定合理地层压力（1）最小合理地层压力（2）注采平衡地层压力合理地层压力合理地层压力注采平衡图版应用注采平衡图版应用主要指标确定主要指标确定注采平衡图版应用注采平衡图版应用3 3、确定合理提液方式，以指导开发调整、确定合理提液方式，以指导开发调整A 方向:油井流压保持不变,通过增加注水压力和注入量来提高地层压力，加大生产压差，提高单井产液量。B 方向:地层压力保持不变,通过加大泵挂来获得较大生产压差,通过提高注水压力提高注采平衡注入量。C 方向:保持注水压力不变,沿着C 方向加深泵挂,通过降低地层压力来获得增大注水压差，可使注水量及产液量提高。主要指标确定主要指标确定注采平衡图版应用注采平衡图版应用3 3、确定合理提液方式，以指导开发调整、确定合理提液方式，以指导开发调整D 方向:通过提高注采井数比，注水压力逐渐提高。通过整体的增加注水量，来增加提液量。注采平衡方程式：注采平衡方程式：主要指标确定主要指标确定2、开发效果分析、开发效果分析（4）储量动用状况）储量动用状况搞清三个储量搞清三个储量；注水储量、水驱控制；注水储量、水驱控制储量、水驱动用储量储量、水驱动用储量分层动用状况分层动用状况主要指标确定主要指标确定1）影响水驱采收率（或可采储量）的主要因素（1）水驱采收率基本公式 水驱采收率等于水驱油效率与注水波及体积系数之积：（2）水驱采收率主要影响因素 水驱油效率：储层物性（渗透率）和流体性质（油水粘度比）波及体积系数：注采井网（井网部署、层系划分）、储层宏观非均质性（砂体的规模与砂体间的相互关系、韵律性等）和采油工艺技术。5)、采收率和可采储量计算、采收率和可采储量计算2、开发效果分析、开发效果分析主要指标确定主要指标确定2）可采储量或水驱采收率确定方法开发早期：一般先通过确定采收率，计算可采储量，主要方法有经验公式法（规范方法和油区自己统计的公式）、类比法、地质综