油田開發調整方案設計
姓名：謝承
班級：022110 石油二班
學號：20111003123
指導老師：謝叢姣
義和油田開發調整方案設計
第一節油田區域地質概況
1.1 油田概況
1.2 區域地質概況
第二節油田生產狀況分析
2.1 油田生產情況
2.2 開發效果評價
第三節生產方案調整措施
第四節結論和認識
第五節結束語實習感受與感謝
最後參考文獻
第一節油田區域地質概況
1.1 油田概況
義東油田為勝利油田分公司河口採油廠下的一塊油田，2023年開始投產，至今採收率不到12%。從98年開始算起至今2023年，投產井數從23口到54口，綜合含水率達到71.56%，
1.2 區域地質概況該地區主要屬於複雜斷塊油田，有些油層層屬於低滲油層，因為其構造的複雜性和儲層物性、流體性質的巨大差異性，嚴重制約著油田開發管理水平和油田採收率的提高。
第二節油田生產狀況分析
2.1 油田生產狀況
自2023年投產至今，採油井數先增後減，從23口增加到2023年的83口，再到2023年的54口，平均日產油和平均日產液也是先增後減。累積產油207.8796萬噸，採出程度達13.
77%，綜合含水率達到71.56%。油田處於中含水開發後期。
產油量逐年遞減。
2.2 開發效果評價
2.2.1 開發階段劃分及概況
根據已有資料作出油田歷年開發曲線圖，進行開發階段的劃分。結合開發地質學中劃分的基本原則，將油藏開發劃分為三個階段：
ⅰ.投產階斷：1998-2023年；由下圖可知：
前期的產油量處於乙個較低的水平，原因可能是前期由於對油田地質資料掌握程度的有限，只對油田進行基礎井網的布置，只起到了控制基礎儲量的作用，油田的開發程度較低，井網密度較小。ⅱ.產量增長階段階段：
2002-2023年；該階段油田產量處於比較快速的增長階段，主要原因為井網密度的增加，以及注採比的增加。ⅲ.產油量下降階段：
2005-2023年，該階段含水率增加，產油量處於下降階段，可能原因為開採程度高並且對剩餘油分布不了解，無法合理調整開發措施以及井網的調整.
觀察含水率曲線曲線可知，開發後期含水率達到70%，離極限含水率還有一段距離，且採出程度只有13.77%，所以還有比較大的採油潛力可挖，只要後期採用適當的調整方案，可以減緩衰減趨勢，延長生產時間，增加經濟效益，增加油田採收率。
2.2.2 注水及產液量產油量變化情況
日平均產油變化圖
從以上兩幅圖可以看出，日平均注水量和日平均產液量不是均勻變化的，日平均產液量大致是增加的，但日平均注水量變化完全沒規律，應該是在實際生產操作中出現較大失誤和漏洞造成或者地層的非均質性較為嚴重，滲透率變化大造成日注水變化大。從日平均產油變化圖可看出日平均產油是前期較低，中期大幅度增長至頂峰，然後後期急劇下降，202023年開始應該採取了相關措施，減緩了一定的下降趨勢。
2.2.3 油田能量油量分析
根據油田生產資料和以上4圖，可以看出年產油量開發前期增加較快，直至頂峰，但未保持穩產就急劇下降，後期雖然採取了一些措施，但效果不明顯。這種現象應該是強採造成油藏劇烈傷害，地下許多油未能採出就直接進入遞減期，實則地下油量足夠，且不難開採，經濟價值依舊很大，若不採取調整措施，油井很可能會很快廢棄！
2.2.4 甲型水驅曲線的應用
利用所給資料中的累產油量np與累產水量wp，做一條義和油田常用的、可以**水驅油藏的地質儲量、可採儲量與採收率等方面引數的甲型水驅曲線，作為該油田的**應用曲線。
累產油與累產水關係圖
進行擬合得到線性關係式 ln(y) = 0.009711180646 * x + 3.363980834
所以 b1= 0.009711180646* lge=0.0042175
地質儲量 n=7.542/=1509.409萬噸
可採儲量 326.0萬噸
已採 207萬噸 ， 還有約120萬噸的可採油，還有較大採油空間。
第三節生產方案調整措施
該油田算是複雜的斷塊油田，複雜斷塊油田因其構造的複雜性和儲層物性、流體性質的巨大差異性,嚴重制約著油田開發管理水平和油田採收率的提高。開發中存在以下問題：層系概念模糊和層系劃分太粗，直接影響著中低滲透油層的潛力發揮；斷層情況不明，剩餘油分布複雜且難以**；水驅波及係數不高，等等。
開發後期進行精細油藏描述是進行開發方案調整的基礎。複雜斷塊油藏的精細描述主要關注於地質構造、砂體沉積特徵、非均質性、低滲儲層等方面，借助油藏數值模擬手段進行歷史擬合，更好地**剩餘油分布，並為調整方案的應用效果做出判斷。複雜斷塊油藏的剩餘油多分布於斷塊邊界或者構造高部位、低滲透層段、井網不完善地區、正韻律砂體的上部、反韻律砂體的下部，同時高含水的主力油層仍然具有挖潛潛力。
經過相似地質條件的油田開發文獻資料查詢，獲得以下可以有效提高複雜斷塊油藏採收率或者經濟效益的七種措施，為義和油田的生產，尤其是開發後期高含水階段的生產有指導意義。
該油田已經進入後期高含水階段，此階段易出現以下問題：
(1) 隨著油田含水率的上公升, 耗水量迅速增長；
(2) 單位**的能耗迅速增加；
(3) 井下作業工作量增大；
(4) 長期高壓注水, 套管損壞嚴重；
(5) 地面工程改造工作量增加，耗資加重；
(6) **開採操作成本快速上公升油田操作成本隨水油比或含水率呈指數上公升, 且具有相當好的相關關係。
根據以上問題和該油田實際情況，可以採取以下開發調整措施：
1、由強注強採向高效注水轉化
在油田開發高含水後期, 由於以注水開發中、高滲透砂岩油田為主體, 各類油層已大面積遭水淹。檢查井資料證明, 高含水後期在較密的井網下連通砂岩層基本全部被水淹, 各類油層只是水洗程度不同。大量的調整加密井資料表明, 其平均含水率已達 71%, 未見水層只佔極少數。
這表明油田總體上進入注水水洗階段, 即注水開發油田經過了初期井網主力油層為主的水驅生產階段、中低滲透層接替階段、全面水淹、水洗開發階段。從油田或區塊巨集觀上大、中尺度( 公里級、百公尺級) 範圍內以擴大注水波及體積的階段, 轉向以提高中小尺度( 幾十公尺、公尺級) 範圍的層內水洗程度為主的階段, 即將水洗程度低和砂體區域性未過水的部
分油驅掃出來。從理論上看, 在儲層平面和剖面上相對孤立分布的區域性富集區帶處於注入水的包圍之中,應用傳統的強註強採方法, 相對穩定的壓力場分布和單一的驅動能量, 將低含水飽和度或未水淹條帶或區塊中的**驅替出來, 顯然是低效的, 要經過大量水沖洗, 花費很長時間才有可能。其主要原因是, 由於含水區和含油區相滲透率的差異和導壓能力不同, 使得含油帶難以建立起有效的驅動壓差, 因而傳統的強注強採在高含水後期將是低效的。
國外在高含水期應用週期注水的方法較多, 週期地改變地層注入和地層液體的狀態, 可以提高驅替效率和採收率。主要是充分利用各種驅油能量, 將**從高飽和帶驅替出來。有 3 種驅替機理:
層內彈性- 毛管力交滲作用;層內滲流差異機理; 多層油藏井筒內和粘連層間液體交滲作用。國內已進行了小規模的現場試驗和有限的機理研究, 後者僅限於數值模擬研究。數值模擬和試驗初步結果表明, 在與連續注水相近的注水倍數下, 週期注水可以提高採收率 2%至3% 。
理論和研究結果表明, 改變壓力場的分布, 充分利用儲層各種驅油方式, 包括彈性、溶解氣、毛管力等各種能量, 可以有效地提高驅替效率。
2、油田注採系統的調整應由整體加密向區域性調整轉化
高含水後期剩餘油分布主要集中於井間, 即被中小尺度非均質所控制的範圍內。利用注水提高採收率的方向應是尋找注採井網控制不好的砂體或砂體內區域性富集帶、砂體井網損失帶、斷層遮擋或由砂體疊切關係引起的區域性剩餘油富集帶, 以及井網雖能控制而動用不好的井間剩餘油。為此, 其主要手段是鑽各種型別的零散調整井或側鑽井, 其中包括:
常規直井用於完善砂體注採系統, 挖掘斷層、砂體邊角部位的剩餘油;應用側鑽水平井、定向斜井、分枝井等, 開採井間、特別是油井附近的因儲層物性變化產生的石油富集帶, 也可以用於斷層遮擋等產生的石油滯留區;應用常規側鑽更新井, 解決因各種原因停注停產而產生的注採不完善的問題。
3、油藏管理由巨集觀向微觀轉化
以前的油藏管理著眼於整體開發效果, 注重整體部署和調整, 制定區塊或油田的配產配注方案, 求得平面和層間較好的水驅效果。在高含水後期, 剩餘油轉化到中、小尺度的範圍, 剩餘油相對分散, 井間距多數是以幾至幾十或上百公尺的形態出現, 因而下個階段開採效果的優劣主要取決於井間規模以下的剩餘油動用程度。因此, 油藏管理的注意力應轉向單井, 或以油井為中心的井組, 從改善單層開採效果出發, 以單井和井組為單元調整注採關係。
同時還要做好單井、單層的流線分析, 充分挖潛井間潛力, 求得區塊和油田開發指標優異。
4、其它措施
對於已經造成傷害的油層和油井進行評估，看其有沒有補救價值，若有，就進行補救。若有低滲透油層，無法或者很難注水，可適當採用壓裂技術改善其滲透性。
四結論和認識
4.1 結論
( 1) 對陸上沉積儲層的油田逐步強化注水的開採方式, 是由其地質特點決定的。但在油田開發到高含水後期, 這種開採方式的效率越來越差。
( 2) 在油田注水開發後期, 剩餘油分布是區域性相對富集和高度分散相結合。前者可利用零散和區域性高效調整井加以挖掘, 後者靠有效的注水沖刷提高採出程度。在鑽更新井、區域性調整井中, 要充分利用現代技術, 如側鑽水平井、多分支井等, 以提高挖潛的效率。
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