《油藏工程》期末复习汇总

一个油田的正规开发一般要经历以下三个阶段：1开发前的准备阶段：包括详探、开发试验等2开发设计和投产：包括油层研究和 评价 LEC评价法下载LEC评价法下载评价量规免费下载学院评价表文档下载学院评价表文档下载 ，全面部署开发井、制定射孔 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 、注采方案和实施3开发方案的调整和完善。 详探阶段的任务：1、以含油层系为基础的地质研究2、储层特征及储层流体物性3、储量估算－油田建设规模4、天然能量评价－天然能量的利用、转注时机5、生产能力（含吸水能力）－井数、井网 生产试验区的主要任务：1、详细解剖储油层情况；2、研究井网；3、研究生产动态；4、研究采油工艺、集输工艺、油层改造措施。 油田开发方案编制步骤1．油藏描述2．油藏工程研究3．采油工程研究4．油田地面工程研究5．油田开发方案的经济评价6．油田开发方案的综合评价与优选 油田开发方案编制内容:1油田地质情况2流体物性3储量计算（指开发储量及其核实情况）4油田开发原则5油藏驱动类型6油藏温度压力系统7开发层系、井网、开采方式、注采系统8钻井工程和完井方法9采油工艺技术10油气水的地面集输和处理11开采指标12经济分析13实施要求。 油田开发方案编制步骤:1．油藏描述2．油藏工程研究3．采油工程研究4．油田地面工程研究5．油田开发方案的经济评价6．油田开发方案的综合评价与优选 弹性驱开采特征:油藏压力不断降低,日产油量不断降低,瞬时生产气油比不变,一般处于无水采油期，变化很小. 溶解气驱开采特征：油藏压力不断降低,日产油量不断降低,瞬时生产气油比变化剧烈,一般处于无水采油期，变化很小. 刚性水驱生产特点：油藏在生产过程中油层压力不变，井底流压不变，压降越大，采油量越大，压降不变，采液量不变；油井见水后产油量急剧下降；生产气油比始终不变（开采过程中气全部呈溶解状态） 原始地质储量：指已发现资源量的部分，根据地震、钻井、测井和测试，以及取芯和液体取样等取得的各项静动态资料，利用确定参数的容积法计算的油气地质储量。 原始可采储量：又称为总可采储量或最终可采储量，它是在现代工业技术条件下，能从已探明的油气田或油气藏中，可以采出的具有经济效益的商业性油气总量。 剩余可采储量：是指已经投入开发的油气田，在某一指定年份还剩余的可采储量。 储量的计算方法：类比法，容积法，动态法。 类比法：利用已知相类似油气田的储量参数，去类推尚不确定的油气田储量。 容积法：在油气田经过早期评价勘探，基本搞清了含油气构造、油气水分布、储层类型及岩石物性与流体物性之后，计算油气田原始地质储量的方法。 储量丰度：单位面积控制的地质储量。 单储系数：单位面积和单位厚度控制的地质储量。 储采比又称为储量寿命，——某年度的剩余可采储量与当年产量之比值。 采收率：累积采油量占原始地质储量的百分比。 最终采收率：油田废弃时采出的累积总采油量与地质储量之比值。 无水采收率：油田在无水期（综合含水小于2%）采出的总油量与地质储量的比值； 阶段采收率：油田某一开采阶段采出的油量与地质储量的比值； 影响采收率的因素分析:1天然驱动能量的大小及类型 2油藏岩石及流体性质 3油气藏的地质构造形态 油田开发和采油技术对采收率的影响:1油气藏开发层系的划分2布井方式与井网密度的选择3油井工作 制度 关于办公室下班关闭电源制度矿山事故隐患举报和奖励制度制度下载人事管理制度doc盘点制度下载 的选择和地层压力的保持程度4完井方法与开采技术 5增产措施以及采用新技术、新工艺的效果6提高采收率的二次、三次采油方法的应用规模机效果。 采出程度：截止计算时间为止所采出的总采油量和地质储量的比值。 常用采收率测算方法：经验公式法，室内水驱油实验法，岩心分析法，地球物理测井法，分流量曲线法，动态资料分析法 划分开发层系：把特征相近的含油小层组合在一起，与其它层分开，用单独一套井网开发，并以此为基础，进行生产规划、动态分析和调整。 为什么要进行开发层系的划分？ 各油层之间的差异:1河流相储层，沉积相变化复杂，导致形成的油藏不同，不同的油藏开采机理，驱动方式都不同，需要分层系进行开发2即使油藏类型相同，不同层系之间的油水关系可能不同3各个油层的油气水性质，地层压力可能不同4储油层的物性有差别，主要体现在油砂体的几何形态、分布面积，渗透率上。 开发层系的划分原则：1一个独立的开发层系要有一定的厚度和储量2同一层系内的油层物性应接近，尤其是渗透率3各开发层系间必须有良好的隔层4考虑采油工艺技术水平和经济成本，不宜划分过细。 为什么要进行注水开发？（天然能量开采的缺点和人工注水的优点） 人工注水的优点：1能保持高产，注水保持地层压力，可以保持较高压差生产，因而产量高2驱油效率高，高压注水，水可将油层中的油驱向生产井底3容易控制和调整4采收率高，砂岩油田溶解气驱采收率为15～31%，而水压驱动则可为36～60%。碳酸盐油田溶解气驱采收率平均为18%，而水压驱动采收率可达44%以上5经济效果好。 存在的问题：I多数油田天然能量不充足，同时局限性大，不易控制，作用时间短II能量发挥不均衡，一般初期大，油井高产，但很快递减，不能实现稳产III油田的调整和控制困难IV采收率较低 早期注水特点:地层压力高于饱和压力时注入，使地层压力始终保持在饱和压力以上 晚期注水特点:地层压力低于饱和压力时注入，地层驱动方式已经转为溶解气驱 中期注水特点:地层压力低于饱和压力时注入，地层驱动方式转为溶解气驱，但析出气体未形成连续相 目前国内外油田应用的注水方式归纳起来主要有四种：边缘注水、切割注水、面积注水和点状注水。 边缘注水：边缘注水指注水井按一定的方式分布在油水边界处。 边缘注水的适用条件：油田面积不大（油藏宽度不大于4～5km）；构造比较完整；油层结构单一，油层稳定；边部与内部连通性好，油藏原始油水边界位置清楚；流动系数（有效渗透率×有效厚度/原油粘度）较高，（渗透率一般大于200×10-3μm2，粘度小于3mPa•s，注水井吸收能力好，能保证压力传递以使油田得到良好的注水效果 ） 切割注水:是利用注水井排将油藏切割成为较小单元，每一块面积（叫做一个切割区）可以看成是一个独立的开发单元，分区进行开发和调整的注水方式。 井网密度:每口井所控制的面积km2/口，或每平方公里所钻的井数（井/平方公里 影响井网密度的因素分析:地层物性及非均质性,原油物性（主要是原油粘度）,开采方式与注水方式,油层埋藏深度,其它地质因素 面积注水是把注水井和生产井按一定的几何形状和密度均匀地布置在整个开发区上的注水方式。 面积波及系数：水淹面积与井网控制面积之比。 体积波及系数：把水所波及到的孔隙体积与所研究的注水单元的孔隙体积之比称为体积波及系数。 体积波及系数的影响因素有哪些？油层非均质性对体积波及系数的影响，重力对体积波及系数的影响，毛细管力对体积波及系数的影响，注水速度对体积波及系数的影响 。 地层油的压缩系数：单位体积地层油在压力改变一个单位时的体积变化率 地层水的压缩系数：单位体积地层水在压力改变一个单位时的体积变化率 地层岩石的压缩系数：单位岩石体积在压力变化一个单位时孔隙体积的变化量 原油体积系数:一立方米地面脱气原油在地层压力和温度下溶解有一定量气体的原油体积量（m3/m3） 气体体积系数：就是同等重量的气体在地下的体积与地面的标准体积（在0℃和0.1个兆帕时）之比 物质平衡方程的主要用途？①确定油气藏的原始储量②判断油藏驱动类型，计算驱动指数③计算油藏水侵量④预测油藏动态，包括产油量、压力、气油比等动态指标⑤计算油藏各阶段采出程度和最终采收率。 递减率：单位时间内的产量变化率，或单位时间内产量递减百分数。 弹性驱油藏(采出油的地下体积＝原油的膨胀体积+岩石孔隙减小体积+束缚水的膨胀体积 ) 溶解气驱 (累积产油量＋累积多产气量＝地层原油的膨胀体积＋束缚水的膨胀体积＋岩石孔隙减小体积 ) 气顶驱(考虑岩石和束缚水弹性膨胀时的物质平衡方程) 综合驱动(考虑岩石和束缚水弹性膨胀时的物质平衡方程) 任意时刻递减率与初始递减率的关系 n=1：调和递减 n=0：指数递减 n=0.5：产量衰减 0