動態(tài)分析方法與實例

1、油藏動態(tài)分析方法與實例,2,目 錄,一、油藏動態(tài)分析的目的與意義二、油藏動態(tài)分析資料的收集與整理三、油藏動態(tài)分析的內容四、油藏動態(tài)分析的方法五、典型實例分析,一、油藏動態(tài)分析的目的與意義,油田動態(tài)就是在油田開發(fā)過程中，油藏內部多種因素的變化情況，主要包括油藏內部油、氣儲量的變化，油、氣、水分布的變化，壓力的變化，生產能力的變化。 油田動態(tài)分析工作就是通過大量的油水井第一手資料，分析油藏在開發(fā)中的各種變化，并把這些變

2、化有機的聯系起來，從而解釋現象，發(fā)現規(guī)律，預測動態(tài)變化趨勢，明確調整挖潛的方向，對不符合開發(fā)規(guī)律和影響最終開發(fā)效果的部分進行不斷調整，從而不斷改善油田開發(fā)效果，提高油田最終采收率。,二、油藏動態(tài)分析資料的收集與整理,資料收集,,1、靜態(tài)數據2、動態(tài)數據3、工程數據,資料整理,,1、繪制表格2、繪制曲線3、繪制圖件4、分析計算,——資料的收集,1、靜態(tài)資料：（1）、油田構造圖、小層平面圖、油藏剖面圖、連通圖、沉積微相圖等；（

3、2）、油層物理性質，即孔隙度、滲透率、含油飽和度、油層有效厚度、原始地層壓力、油層溫度、地層頃角等；（3）、油、氣、水流體性質，即密度、粘度、含蠟、含硫、凝固點；天然氣組分；地層水礦化度；高壓物性資料；（4）、巖芯分析資料（敏感性、潤濕性、水驅巖芯試驗、壓汞曲線、鑄體薄片分析等）（5）、油水界面和油氣界面；（6）、有關油層連通性和非均質性的資料。,2、動態(tài)資料：（1）、產量數據：單井、井組、區(qū)塊（單元）的日產液、日產油、日常水

4、、月產油、月產水、累計產油、累計產水等；（2）、含水數據：單井、井組、區(qū)塊（單元）的綜合含水；（3）、壓力數據：油井靜壓、流壓等；（4）、注水數據：注水井的注水壓力、注水量、月注水量、累計注水量等；（5）、油水井主要技術措施實施情況及效果；（6）、動態(tài)測試數據：示功圖、動液面、注水指示曲線、產液剖面測試成果、吸水剖面測試成果、剩余油測試成果、干擾試井、地層測試等。,——資料的收集,3、工程資料：（1）、油井的工作制度：沖程、

5、沖次、泵徑、泵深等；（2）、鉆井軌跡；（3）、固井質量；（4）、井下生產管柱結構；（4）、井筒狀況（修井）；（5）、地面流程；（6）、熱洗、加藥、調參等資料。,——資料的收集,油藏動態(tài)資料的錄取,原始資料的錄取要求齊全、準確,監(jiān)督到位 定期和不定期經常深入班組，重點突出原始資料錄取過程的檢查和監(jiān)督。考核到位 加大資料錄取過程的考核力度，主要制定更加便于資料錄取過程考核的資料考核制度。,——資料的

6、整理,1、繪制表格（1）、油水井開采基礎數據表；（2）、注采關系（連通關系）對應表；（3）、生產測試成果表；（4）、動態(tài)對比表；（5）、產量構成數據表等（6）、其它分析對比表。,——資料的整理,2、繪制曲線（1）、單井生產曲線：主要包括液量、油量、含水、氣油比、工作制度、開井時間等動態(tài)信息；（2）、繪制區(qū)塊（單元）、油田的開發(fā)曲線：主要包括總井數、開井數、液量、油量、綜合含水、累計產油、注水井數、注水量、注采比等；（3

7、）、繪制單井采液（油）指數曲線、注水指示曲線等；（4）、繪制產量構成曲線、措施構成曲線等；（5）、繪制水驅規(guī)律曲線、含水上升與采出程度關系圖版等；（6）、其它分析曲線。,——資料的整理,3、繪制圖件（1）、油層滲透率、有效厚度等值線圖；（2）、油藏開采現狀圖；（3）、油藏水淹狀況圖（含水等值線圖）；（4）、砂體動用狀況圖（產液剖面、吸水剖面對應圖）；（5）、地層壓力變化圖、油藏等壓圖；（6）、其它分析圖件,——資料的整

8、理,4、分析計算（1）、產量指標方面：主要有采油速度、采出程度、采液（油）指數、采液（油）強度、自然遞減率、綜合遞減率等；（2）、壓力指標方面：主要有流壓、生產壓差、總壓差、注采壓差等；（3）、產水指標方面：主要有綜合含水率、階段含水上升率、水油比、含水上升速度、注采比、水驅指數、存水率等；（4）、開發(fā)效果評價方面：井網控制程度、儲量動用程度等；（5）、開發(fā)預測方面：含水、產液量、產油量、采收率、穩(wěn)產年限等方面的預測計算（根據

9、相關的曲線回歸擬合得到經驗公式）；（6）、其它方面的分析計算,三、油藏動態(tài)分析的內容,油田開發(fā)是個歷史過程，在不同的開發(fā)階段，油井、井組、單元所表現的開發(fā)特征與規(guī)律不同，反映的矛盾重點也各有差別，因此不同的開發(fā)階段動態(tài)分析側重點也應該不盡相同。,①、落實油藏規(guī)模；②、綜合評價油藏；③、編制開發(fā)方案；④、規(guī)定采油速度；⑤、劃分開發(fā)層系；⑥、部署基礎井網；⑦、實施產能建設。,,,,,,,,準備階段,①、全面認識儲層；②、轉變

10、開發(fā)方式；③、細分流動單元；④、細分開發(fā)層系；⑤、加密調整；目的：努力延長油藏穩(wěn)產年限。,穩(wěn)產階段,①、儲層再認識；②、開展三微研究；③、尋找剩余油富集區(qū)；④、實施EOR技術；目的：努力延緩油藏遞減。,遞減階段,,,Q,T,,,,（1)、收集整理鉆井后的各種地質資料，分析油藏的地質特征及規(guī)模，油、氣、水層的分布＆相互關系，斷層發(fā)育以及流體性質；（2)、油井投產后生產動態(tài)及地層壓力的變化，分析邊底水能量發(fā)育狀況；（3）

11、、分析對比油井的生產壓差、見水時間、含水上升規(guī)律等特點，分析有無明顯底水錐進，評價油井射孔方式、生產壓差、采液強度等是否合理；（4）、對比采油井、井組、單元、油藏的開采效果，評價落實產能建設狀況與方案設計的符合率，分析開采中存在的問題，提出下步調整的建議；,開發(fā)初期（包括試采評價及產能建設階段）：,穩(wěn)產階段：,（1）、不斷加深對油藏生產規(guī)律，油層壓力變化/油水運動規(guī)律的認識，特別是油水界面分布狀況，評價開發(fā)技術政策的合理性，提出井網層

12、系調整方案和注采系統調整方案；（2）、按階段進行油藏全面的動態(tài)分析，明確存在問題和潛力所在，通過多種手段（新井、老井措施、注水調整等）實現油田穩(wěn)產；（3）、預測下一階段開發(fā)指標和效果，提出提高油藏最終采收率的各種綜合性措施；,遞減階段：,（1）、分析產量遞減規(guī)律，確定遞減類型；（2）、分析目前產量、含水和剩余可采儲量；（3）、利用各種手段分析剩余油形成的機理及分布狀況；（4）、采用多種手段綜合調整挖潛，力爭實現遞減階段的低速穩(wěn)

13、產。,（一）單井動態(tài)分析的主要內容：,（1）、地層壓力的變化狀況（能量的補充、利用狀況）；（2）、流動壓力的變化狀況（地層供液、井筒排液狀況的影響）；（3）、含水變化狀況，有無明顯底水錐進現象（生產壓差與含水上升規(guī)律）；（4）、產液（油）指數及產液(油)量變化；（5）、縱向上分層（砂體）動用狀況；（6）、油井增產措施的效果。（7）、油井工作制度是否合理，有無供液不足、沉沒度過大現象；（8）、油井抽油泵的工作狀況有無變化。

14、（9）、油井管理措施的實施效果（熱洗、加藥、生產壓差控制、套管氣管理與利用等是否到位）。,單井動態(tài)分析,1、概況2、生產歷史狀況（簡述）3、主要動態(tài)變化首先總體上尚闡述油井日產液量、日產油量、含水、氣油比、壓力等變化狀況，其次依次分析以下內容。,（二）單井動態(tài)分析的步驟：,3.1.1日產液量變化態(tài)勢,3.1日產液量變化,3.1.2日產液量變化原因分析,3.1.3影響日產液量變化的基本結論,3.2.1含水變化的主要態(tài)勢,3.2綜合含

15、水變化,3.2.2綜合含水變化原因分析,3.2.3影響綜合含水變化的基本結論,主要根據日產液量及含水變化綜合分析日產油量變化態(tài)勢及影響變化的主要原因。,3.3日產油量變化,3.4.1壓力變化態(tài)勢,3.4壓力變化,3.4.2壓力變化原因分析 地層靜壓變化主要考慮注采比是否合理、天然能量發(fā)育及利用狀況等，其主要用途是分析地層供液能力狀況。 流壓變化主要用于分析深井泵工作狀況及評價油井生產壓差的合理性等。,重點對高油氣

16、比生產井及變化異常的油井結合地層能量狀況、動液面、示功圖等變化分析有無地層脫氣現象。,3.5氣油比變化,在準確校驗注水計量器具基礎上，錄取注水指示曲線及分層測試資料綜合分析注水井吸水能力變化。3.6.1基本態(tài)勢：主要有吸水能力增強、吸水能力不變、吸水能力變差等三種形勢3.6.2原因分析,3.6注水能力狀況變化,3.7深井泵工作狀況、技術措施效果——主要在分析日產液量變化中闡述,4、存在問題及潛力分析,4.1存在問題4.2生產潛力分

17、析,5、下步工作建議,主要根據分析出的問題集潛力提出切合實際的調整工作建議。,（1）、注采井組連通狀況分析；（2）、注采井組日產液量變化分析；（3）、井組綜合含水變化；（4）、日產油量變化；（5）、壓力及壓力場（靜壓、流壓、生產壓差、井組內地層壓力的分布狀況）變化；（6）、注水井注水能力變化；（7）、注采平衡狀況分析；（8）、水淹狀況分析（平面上、縱向上、層內水淹狀況）；（9）、井組調整效果評價等。,（一）、井組動態(tài)分析

18、的主要內容：,井組動態(tài)分析,1、井組概況2、開采歷史（簡述）3、分析內容3.1首先總體上闡述井組日產液量、日產油量、含水、壓力、注水井注入能力變化，并分析影響的原因。3.2重點單井動態(tài)變化及原因分析（參見單井動態(tài)分析）,（二）、井組動態(tài)分析步驟,3.3.1井組連通狀況分析,3.3井組開采效果的分析評價,3.3.2注采平衡狀況分析,3.3.3注水利用狀況,3.3.4開采效果評價,4、存在問題及潛力分析,4.1存在問題4.2生產潛

19、力分析,5、下步工作建議,主要根據分析出的問題集潛力提出切合實際的調整工作建議。,（1）、開發(fā)狀況的分析（日產液、日產油、含水、平均單井日產液、平均單井日產油、采油速度、自然遞減、綜合遞減等）。（2）、水驅狀況及開發(fā)效果分析（水驅控制程度、水驅動用程度、水驅指數、存水率、注水量、分注合格率、水質狀況、水線推進狀況、水驅采收率、含水上升率及含水上升速度、油砂體（砂層組）水淹狀況等指標的合理性）。（3）、注采平衡及壓力平衡狀況（單元總體

20、平衡狀況、縱向上分小層注采平衡狀況、平面上注采平衡狀況及壓力場分布狀況等）。（4）、開發(fā)調整效果分析評價（注采系統的調整、層系的調整、油水井工作制度的調整、儲層改造、油水井措施等）。,（一）、單元動態(tài)分析的主要內容：,單元動態(tài)分析,1、概況 主要闡述儲量探明及動用狀況、采收率標定及可采儲量狀況、油井數、開井數、日產液、日產油、含水、采油速度、注水井開井數、注水量、注采比等。2、開發(fā)指標的分析評價 主

21、要分析日產液、日產油、含水、平均單井日產液、平均單井日產油、采油速度、注水量、自然遞減、綜合遞減含水上升率等開發(fā)指標與計劃部署之間的差別。,（二）、單元動態(tài)分析步驟,3、生產歷史狀況（簡述）4、主要動態(tài)變化及開發(fā)調整效果分析評價4.1首先總體上闡述近期區(qū)塊（單元）日產液、日產油、含水、壓力等變化態(tài)勢，簡要分析變化的原因。4.2分析重點井組動態(tài)變化，簡要闡述分析變化的原因（具體參見井組及單井動態(tài)分析）。,4.3開發(fā)效果的分析與評價,

22、4.3.1水驅狀況（注水單元）,4.3.2注采平衡及壓力平衡狀況（注采單元）,4.3.3水淹狀況,4.3.4水驅效果,4.3.5穩(wěn)產或遞減狀況,分析的關鍵是儲層非均質性、開發(fā)方式的不均衡性，核心是尋找剩余油富集區(qū)，為指導調整挖潛提供依據。4.1存在問題4.2潛力分析,4、存在問題及潛力分析,5、下步工作建議 主要根據分析出的問題集潛力提出切合實際的調整工作建議。,四、油藏動態(tài)分析的方法,理論分析法經驗分析法模擬分

23、析法類比分析法統計分析法,運用數學的、物理的和數學物理方法等理論手段，結合實驗室分析方法，對單元動態(tài)參數變化的現象，建立數學模型，考慮各種邊界條件和影響因素，推導出理論公式，繪制理論曲線，指導單元開發(fā)和調整。如常用的相滲透率曲線、含水上升率變化曲線、毛管壓力曲線、物質平衡方程、彈性產率、水侵方程等。,理論分析法,通過大量的現場生產數據資料，采用數理統計方法推導出經驗公式指導應用，也可以靠長期的實踐經驗，建立某兩種生產現象之間的數量關

24、系，指導生產實踐。如常用的水驅特征曲線、遞減曲線、經驗公式等。,經驗分析法,隨計算機技術發(fā)展而產生的一種新方法?？梢苑謪^(qū)塊建立物理模型，進而建立數學模型，應用數學上的差分方法把模型分為若干個節(jié)點進行計算，模擬出今后一段時間內各動態(tài)參數的變化結果，為調整部署增加預見性。如常用的油藏數值模擬法。,模擬分析法,,類比分析法,把具有相同或相近性質的油田(或區(qū)塊)放在一起對比分析。比較其開發(fā)效果的好壞，總結經驗教訓，指導開發(fā)調整。,統計分析法,通

25、過大量的現場生產數據資料，采用統計方法進行定性的對比分析。比較其開發(fā)效果的好壞，總結經驗教訓，指導開發(fā)調整。,動態(tài)分析的前提—油層地下狀況,（1）、搞清油層的層數、生產厚度；（2）、搞清各小層巖性物性變化特征；（3）、搞清邊底水發(fā)育狀況、油水界面位置；（4）、搞清射孔厚度及井段；（5）、搞清地下流體性質；（6）、搞清鄰井連通狀況與生產變化。,油水井資料的收集,習慣（油砂數據表、油砂體平面圖、注采對應關系表、生產數據、測井曲線）

26、,動態(tài)分析的基礎—資料整理,,,,資料整理,理論分析法經驗分析法模擬分析法類比分析法統計分析法,動態(tài)分析的原則——堅持五個結合、突出一個立足：,（1）、歷史與現狀結合——用發(fā)展、變化的觀點分析問題；（2）、單井分析與油藏動態(tài)結合——處理好點與面的關系，統籌兼顧，全面分析與考慮問題；（3）、地下分析與地面設備、工藝流程的結合——將地下、井筒、地面看成一個有機整體；（4）、地下分析與生產管理的結合；（5）、油水井分析與經濟效

27、益的結合——優(yōu)選措施方案，提高經濟效益。,油井出問題——水井找原因,堅持五個結合,突出一個立足,由點到面：井點——井組——油藏,由面到點：油藏——井組——井點,步驟看：,五、典型實例分析,,側真147井動態(tài)分析永25塊開發(fā)動態(tài)分析,陳3E1f13月度動態(tài)分析,注水未波及到低滲夾層、或水繞過的低滲帶中剩余油27%,地層壓力梯度小、油不能流動的滯留帶內剩余油19.5%,鉆井時未被鉆遇的透鏡體中的剩余油16%,小孔隙中，原油受到較大毛管力

28、束縛不易流動形成剩余油15%,以薄膜狀形式存在于地層巖石表面的剩余油13.5%,局部不滲透遮擋層內的剩余油8%,,,,,,,前蘇聯石油專家得到的剩余油分布形式,剩余油分布規(guī)律研究,剩余油分布規(guī)律研究,油藏水淹規(guī)律：油層的沉積類型和沉積特征始終是控制油層水淹特征和剩余油分布規(guī)律的主要因素。,①在水淹初期，注入水主要沿著高滲透儲層舌進，平面上水淹帶窄，縱向上水淹層少，剩余油分布面積廣，水淹層在平面上廣泛存在著注入水未波及的井間剩余油富集區(qū)，

29、在縱向上存在著較多的注入水未波及和波及程度很低的剩余油富集層。②在水淹中期，平面上水淹帶面積不斷擴大，縱向上水淹層的層數增多，水淹層在平面上的井間剩余油富集區(qū)變小，剩余油主要分布在巖性、物性較差的部位，縱向上剩余油主要分布在巖性、物性較差的油層或弱水淹層中，在這個時期，以層間剩余油為主。③在水淹后期，高滲透層中的水淹區(qū)在平面上已經或接近連片分布，井間剩余油富集區(qū)幾乎蠶食已盡，隨著各項增產措施的實施，縱向上多層水淹，層間剩余油只存在于

30、那些巖性、物性更差的少數差油層之中，在這個時期，剩余油主要分布在水淹層內，以層內剩余油為主。,不同水淹時期，具有不同的剩余油分布特點,沉積相和沉積微相決定砂體規(guī)模，沉積環(huán)境不同造成砂體規(guī)模差異較大，控制著砂體物性的非均質性。儲層物性的非均質性造成了原始含油飽和度的非均質性，而且對儲層水淹規(guī)律和水驅后剩余油都有很大的影響。水淹層在平面上展布及水淹程度的變化，主要取決于巖性、物性在平面上的非均質性變化。邊底水和注入水具有向粗巖性、高滲透部位

31、流動的取向性，即平面上高滲透部位首先水淹，并且達到較高的水淹程度。水淹層內垂向上水淹程度的差異服從該層的沉積韻律，正韻律儲層底部首先水淹，反韻律水淹相對較均勻。復合正韻律儲層水淹規(guī)律復雜，呈多段水淹，如真12斷塊E2s16、周43斷塊k2t13，中部和底部水淹較嚴重。對厚層來說，平面上分布相對穩(wěn)定的夾層，有可能造成層內上、下水淹程度的差異。,不同沉積相、沉積韻律對水淹層的影響,層間非均質性直接影響著油水井中各層的吸水能力和產液能力，各層

32、吸水能力和產液能力的高低必然導致各層水淹程度的不同，吸水能力強、產液強度高的層首先水淹，而吸水能力弱、產液強度低的層有可能是弱水淹層或未水淹層在真武油田統計的吸水剖面中，相對吸水量低于吸水比例0~10％的層數占26.27%，其厚度占總注水厚度的21.11％，其中不吸水層占23.96%。,層間非均質對油藏水淹規(guī)律的影響,在河道砂儲層中，古水流方向對油層水淹規(guī)律不可忽視，順著古水流方向，注入水推進速度快，水驅效果差，垂直于古水流方向，則水驅

33、效果好，如真12斷塊E2s16油層注水方向垂直于古水流方向，波及系數高，水驅效果好。油藏水淹是一個受多種因素控制的復雜的變化過程，油藏內部各小層、各部位水淹程度的變化直接影響著剩余油的分布。具有不同地質、構造特征的油藏，在實施不同開發(fā)調整策略的條件下，所形成的水淹層及剩余油分布具有不同的變化規(guī)律。,古水流方向對油層水淹的影響,剩余油富集類型及分布規(guī)律針對陸相儲層剩余油分布特點，總結出了陸相剩余油的基本分布規(guī)律。1、未動用或基本未

34、動用的剩余油 (1)現有井網控制不住的剩余油分布區(qū)；(2)層間干擾造成的剩余油層位；(3)污染損害嚴重的剩余油分布區(qū)；(4)未列入開發(fā)方案的剩余油分布區(qū)。,2、已動用油層的平面剩余油滯留帶中的剩余油(1)注采關系不完善造成的剩余油分布區(qū)；(2)平面水竄造成的剩余油分布區(qū)；①條帶狀高滲帶與低滲帶共存形成的剩余油分布區(qū)；②裂縫水竄造成的剩余油滯留區(qū)；③平面注水失調區(qū)。(3)構造高部位的水動力滯留區(qū)；微構造高

35、部位及切迭型油層上部砂體；(4)封閉斷層或巖性尖滅區(qū)附近水動力滯留區(qū)；(5)井間分流線附近。,3、厚油層內未動用的剩余油(1)    厚油層滲透韻律性及非均質程度造成的剩余油分布區(qū)；①正韻律的頂部；②反韻律層的底部；③多段多韻律厚油層形成的多段剩余油富集區(qū)。(2)    粘度差和密度差造成的剩余油分布區(qū)；水錐（或指進）造成的水未波及到而形成的剩余油分布區(qū)。,4、

36、剩余油微觀分布規(guī)律(1)潤濕性和毛細管力影響造成的剩余油；(2)孔間矛盾和毛細管力影響造成的剩余油。①呈簇狀分布于水驅不到的孔隙或孔隙群中的剩余油；②以薄膜形式吸附于顆粒表面的剩余油；③以油滴形式卡斷于孔隙喉道中，顆粒表面的凹坑等處的剩余油；④被粘土礦物吸附的剩余油；⑤在孔隙的一些特殊部位殘留下來的剩余油。,剩余油分布現狀和規(guī)律,平面剩余油分布,第一類：沿斷層構造高部位形成的剩余油,主要分布在含油帶較窄的周宋、永安、安豐等

37、油田,第二類：沉積主河道側緣（相對的低滲區(qū)）形成的剩余油,受沉積微相影響，河道間、河道砂體邊部、遠砂壩、濁積砂體邊緣相等剩余油富集。,第三類：井網控制不住區(qū)域形成的剩余油,真12斷塊 E2s17真12～真55剩余油分布剖面圖,,在平面上分布范圍最廣、預測及治理難度最大,第四類：油水重力分離重新分布形成的剩余油,該類剩余油主要由于油水重力作用，油井長期停采后油水逐漸分離，重新分布形成的高部位富集剩余油。主要分布于常期停采的依靠天然能量開發(fā)

38、的油藏。,縱向剩余油分布,第一類：層間剩余油,合層開采過程中層間干擾嚴重，造成井網對部分油層控制能力和水驅控制程度低，剩余油主要分布于水驅未見效層中。,第二類：層內剩余油,真106-1—真108-1井水淹狀況圖,由于夾層的阻隔作用，形成夾層頂部遮擋型和上下隔層夾持型剩余油類型,微觀剩余油分布,微觀剩余油分布類型：呈連片狀、孤島狀、小油珠狀，毛細管中多呈串珠狀,剩余油在孔隙中的分布狀態(tài),水濕,水濕,水濕,油濕,水濕,油氣藏類型,油藏的驅動

39、方式及其開采特征,在自然地質條件和開采條件下，在油藏中驅油的力一般有以下幾種： （1）油藏中流體和巖石的彈性能。 （2）溶解于原油中的天然氣膨脹能。 （3）邊水和底水的壓能和彈性能。 （4）氣頂氣的膨脹能。 （5）重力能。 （6）人工注水注氣的壓能和彈性能量。,驅動方式：油藏中驅動流體運移得動力能量的種類及其性質。,30年代即有了油藏的驅動能量學說。,不同的能量方式決定了油藏的開采方式，開

40、采特征、采收率、布井方式等油藏的重要措施。,表征油藏動態(tài)的指標：,油藏的平均地層壓力：指油藏全區(qū)域的地層壓力的平均。測取方式多樣。,日產油量：日產能力和日產水平之分。,日產液量：日液能力和日液水平。,綜合含水率：有體積含水率和質量含水率之分,累積產油量，累積產液量，累積產水量，累積注水量。,注采比：瞬時注采比和累積注采比。,采出程度，采收率。,存水率：。,采油速度，采液速度，剩余儲量的采油速度。,生產氣油比：瞬時生產氣油比，累積生產氣油

41、比。,,,,,,描述條件：單一的驅動能量，井底的流動壓力保持不變。,彈性驅動溶解氣驅動水壓驅動氣壓驅動重力驅動,,形成條件：沒有邊底水，無氣頂，無注水，地層壓力大于飽和壓力。,彈性驅動,能量釋放：地層壓力降低，油藏巖石和流體釋放能量。,適用油藏：封閉油藏、斷塊油藏，一般油藏再地飽壓差比較大的開發(fā)前期（應該注意油藏巖石物性的改變）。在海上油田和復雜地貌及注水條件差的地方采用。,油藏壓力不斷降低,日產油量不斷降低,瞬時生產氣油比不變

42、,一般處于無水采油期，變化很小,彈性驅動溶解氣驅動水壓驅動氣壓驅動重力驅動,,溶解氣驅,形成條件：沒有邊底水，無氣頂，無注水，地層壓力等于飽和壓力。,能量釋放：地層壓力降低，原油脫氣，氣體膨脹，釋放能量。,適用油藏：封閉油藏、斷塊油藏，一般油藏再地飽壓差比較大的開發(fā)前期（應該注意油藏巖石物性的改變）。在海上油田和復雜地貌及注水條件差的地方采用。,油藏壓力不斷降低,日產油量不斷降低,瞬時生產氣油比變化劇烈,一般處于無水采油期，變化

43、很小,,,,,A,B,C,D,A：開始溶解氣驅,B：氣體開始運移達到可動氣飽和度,C：氣體的脫出速度達到最大,D：氣體的脫出速度逐漸的減小,例子,青海冷湖油田1958年投入開發(fā)，采用溶解氣驅動，到1984年地層累積虧空1355萬方。,大港油田西區(qū)兩個斷塊油藏，邊水不活躍，地飽壓差比較小0.58Mpa，1970年8月投入開發(fā)，采用溶解氣驅動，開發(fā)2月后生產氣油比從21方/噸,上升到134方/噸。三年半后80%的油井停噴。1974年4月開始

44、注水，1975年底恢復到原始地層壓力。,生產控制措施,及時關閉高生產氣油比的生產井，降低采油速度，實現均衡開采，或者轉入注水開發(fā)。但是注水以后，即使地層壓力得到恢復，地層原油的粘度由于脫氣的原因，逐漸增大，降低最終的開發(fā)效果。,彈性驅動溶解氣驅動水壓驅動氣壓驅動重力驅動,,水壓驅動,水壓驅動分剛性水驅和彈性水驅,形成條件：油層與邊水或底水相連通；水層有露頭，且存在著良好的供水水源，與油層的高差也較大；油水層都具有良好的滲透性；油

45、水區(qū)之間連通性較好?；蛘咦⑺_發(fā)當注采比為1時。,能量釋放：邊底水依靠重力作用的侵入。產液速度等于水侵入的速度或者注水的速度。,適用油藏：適用于有敞開供水系統的油藏，或者一般注水開發(fā)油藏。,油藏壓力不降低,日產油量見水前保持不變，見水后不斷降低，液量保持不變,瞬時生產氣油比不變,見水后，含水迅速上升,,條件油水的粘度相同,彈性水壓驅動,形成條件：有邊水，但其活躍程度不能彌補采液量，一般邊水無露頭，或有露頭但水源供給不足；采用人工注水時，

46、注水速度小于采液速度。 。,能量釋放：含油區(qū)和含水區(qū)壓力降低而釋放出的彈性能量進行開采，但是相比之下，水區(qū)的彈性能量釋放的要多于含油區(qū)能量釋放。,適用油藏：適用于無敞開供水系統的油藏，或者一般注水開發(fā)油藏。,油藏壓力不斷降低，速度慢,日產油量見水前緩慢下降，見水后降低迅速，液量逐漸下降,瞬時生產氣油比不變,見水后，含水迅速上升,,彈性水壓驅動，當水體比較大時，在油藏的開發(fā)初期都要采用天然能量進行開發(fā)，在開發(fā)的中后期由于注水不及時就會產生

47、這種的驅動方式。例如孤島油田中一區(qū)，在75年前后的進行強采試驗，注采比小于1，彈性能量發(fā)揮了很大的作用，甚至部分區(qū)域出現了溶解氣驅動的特征。,彈性驅動溶解氣驅動水壓驅動氣壓驅動重力驅動,,氣壓驅動分剛性氣驅和彈性氣驅兩種,氣壓驅動,形成條件：有良好的氣源供給，氣頂壓力不變，或者注氣保持壓力。無邊底水，無人工注水，地層壓力等于飽和壓力。,能量釋放：依靠氣頂的膨脹驅油，或者注入氣體的能量驅油。,適用的油藏：具有無限大的氣頂，氣頂的壓

48、力能夠保持不變。,避射油層的底部,保持各個部位采出量均衡,控制生產壓差和采油速度,注水的部位要根據具體的情況分析,油藏壓力不降低,日產油量見氣前保持不變，見氣后先上升后下降,瞬時生產氣油比逐漸升高,基本處于無水采油期,,,彈性氣驅,形成條件：有較大氣頂，但是氣頂的能量不足，或者注氣不能保持壓力。無邊底水，無人工注水，地層壓力等于飽和壓力。,能量釋放：依靠氣頂的膨脹驅油，或者注入氣體的能量驅油。,適用的油藏：具有較大的氣頂，氣頂的壓力不能