第三章油田开发地质基础.docx

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第三章油田开发地质基础

第三章：

油田开发地质基础

一个含油构造经过勘探证实具有工业油流之后，接着就要对该构造进行详细的地质的研究，制定出合理的开发方案并对油田进行建设和投产，使油田按照预定的生产能力和经济效果长期生产，直到开发结束。

油田开发涉及到的知识面很广，本章只介绍一些现场生产经常用到的开发方面的知识。

§1-1油田地质储量

油田地质储量的计算，是综合评价油气勘探成果的一项主要工作，也是编制油田开发方案、确定油田建设规模和国家对油田投资的重要依据。

在油气勘探和油田开发的各阶段都要反复计算和修正储量值，使其更为接近实际。

一、储量分级

在讨论储量分级之前，首先介绍几个现场常用的有关储量概念。

（1）地质储量

在原始地层条件下，具有生产油（气）能力的储油层中原油的总量，即为地质储量，它是一个油田含油多少的实际量度。

地质储量按开采价值划分为表内储量和表外储量。

表内储量是指在现有技术经济条件下，有开采价值并能获得社会经济效益的地质储量。

表外储量是指在现有技术经济条件下，开采过程中不能获得社会经济效益的地质储量，但当原油价格提高或工艺技术改进后，某些表外储量可以转变为表内储量。

在实际应用中，我们所指的地质储量一般都是指表内储量而言。

（2）可采储量

是指在现代工艺技术和经济条件下，能从储油层中采出的那一部分原油储量。

可采储量值要小于地质储量值。

在油田开发过程中，可采储量是经常使用和计算的一个值。

（3）剩余可采储量

是指油田投入开发后，可采储量与累积采油量之差。

油田从发现起，经过勘探到投入开发，大体经历预探，评价钻探和开发三个阶段。

根据勘探、开发各阶段对油藏的认识程度，将石油储量划分为探明储量，控制储量和预测储量三级。

各级储量是一个与地质认识、技术和经济条件有关的变数。

石油勘探、开发的全过程实际上是对地下油藏逐步认识的过程，也是储量计算精度逐步提高和接近客观实际的过程。

1．探明储量

探明储量是在评价钻探阶段完成或基本完成后计算的储量；是在现代技术和经济条件下可提供开采并能获得社会经济效益的可靠储量。

探明储量是编制油田开发方案、进行油田开发建设投资决策和油田开发分析的依据。

计算探明储量时，应分别计算石油及溶解气的地质储量和可采储量。

探明储量按勘探开发程序和油藏复杂程度又可分为三类：

（1）已开发探明储量（简称Ⅰ类）

指现代经济技术条件下，通过开发方案的实施，已完成开发钻井和开发设施建设，并已投入开采的储量，也就是在编制油田开发射孔方案时所计算的储量。

在油田开发过程中要对它定期进行复核。

已开发探明储量也是油田配产的依据。

（2）未开发探明储量（简称Ⅱ类）

已完成评价钻探，并取得可靠参数后计算的储量。

它是编制开发方案和油田建设投资的决策依据。

其相对误差不得超过±20％。

（3）基本探明储量（简称Ⅲ类）

多含油气层的复杂断块油田、复杂岩性油田和复杂性裂缝油田，在完成地震详查、精查、或三维地震，并钻了评价井后，在储量计算参数基本取全，含油面积基本控制的情况下所计算的储量为基本探明储量。

基本探明储量的相对误差应小于±30％。

2．控制储量

控制储量是在某一圈闭内预探井发现工业油（气）流后，以建立探明储量为目的，在评价钻探过程中钻了少数评价井后所计算的储量。

计算储量的相对误差不超过±50％。

3．预测储量

预测储量是在地震详查以及其它方法提供的圈闭内，经过预探井钻探获得油（气）流、油（气）层或油（气）显示后，根据区域地质条件分析类比，对有利地区按容积法估算的储量。

二、储量计算方法

前面已经谈到，油田地质储量是国家确定对油田投资多少以及确定油田建设规模的关键参数；同时也是我们油田现场管理要经常使用的一个参数。

因此，逐步提高储量参数的可信程度是人们对于油田地质和生产动态认识的一个主要目的。

储量计算方法按储量计算参数取得的途径不同可分为静态计算法和动态计算法。

静态计算法也即我们常说的容积法。

由于容积法是计算储量最基本的方法，我们将在下面详细地讨论它。

动态法包括物质平衡法、压降法、产量递减法以及矿场不稳定试井法等。

上述方法提出的年代都较早，为各油田普遍使用。

一般来说，油田开发到一定阶段之后，选择其中几种切合油田实际的方法再进行储量计算，以验证早期计算的储量是否合理。

另外，在六十年代未，储量计算又产生了一种新的方法，即蒙特卡洛法，又称为统计模拟法和统计试验法。

这种方法一般要借助于计算机进行，适合于油（气）田初探阶段，各种方法的应用时间及使用条件参见表1一1。

表1一1：

几种计算油、气储且方法对比表

方法名称

应用时间

使用条件

计算储量类别

所需资料

容积法

油气田勘探开发早期、中期

适用于不同驱动方式的砂岩油气田。

裂缝性灰岩油气田的可靠性较差

地质储量与可采储量

油气田的面积，油层有效厚度，有效孔隙度，含油气饱和度，油气体积系数，和原油密度等参数

物质平衡法

油、气田采出地质储量约10％的早、中期

适用于不同驱动方式的砂岩油气田和裂缝性灰岩油气田

地质储量

油、气田的油、气、水累积产量

压降法

气田采出地质储量约10％的早、中期

仅适用于封闭型消耗式开发的砂岩或裂缝性灰岩油、气田

地质储量

气田的累积产气量、地层压力降和相应的气体偏差系数

产量递减法

油、气田开发的后期

适用于不同驱动方式的砂岩、灰岩油气田

可采储量

油、气田的产量和累积产量

矿场不稳定

试井法

油气田勘探开发早期

适用于不同驱动方式的砂岩与灰岩油、气田

单井控制的地质储量

油、气井的压力恢复曲线或压降曲线，以及油气井的产量和流体物性参数

从表1一1可清楚看出，容积法是计算油（气）储量的基本方法，物质平衡法是国内外通常采用的方法之一，它可以利用油（气）生产动态资料去检验容积法计算储量的可靠程度，而且可以监测地层压力变化及天然水侵量。

压降法是封闭型裂缝性气田进行储量计算的有效方法。

产量递减法在油（气）田开发到一定阶段后才能使用，它可以预测油（气）田的可采储量和最终采收率。

矿场不稳定试井法在油（气）田的洋探阶段采用，仅能提供单井控制的地质储量。

值得指出的是，上述方法对于石油和天然气储量计算都是适用的，只是计算储量的某些参数有所不同而已。

限于篇幅，下面介绍的只是石油储量的计算，天然气储量的计算可参阅《气田动态分析》中的有关内容。

三、容积法计算储量

我们已经知道，容积法是计算油田地质储量的主要方法。

它运用于不同勘探开发阶段，不同圈闭、储集类型和驱动方式的油藏。

计算结果的可靠程度取决于资料的数量和准确性。

容积法计算石油地质储量的参数有六项，即：

含油面积、油层有效厚度、有效孔隙度、原始含油饱和度、地层原油体积系数和地面原油密度。

计算溶解气地质储量时，还需要取得原始溶解气油比参数。

容积法计算石油地质储量可按（1一1）式计算：

N＝100A·h·Φ（1一Swi）ρo／Boi（1一1）

式中：

N——石油地质储量，104t；

A——含油面积，km2；

h——油层平均有效厚度，m；

Φ——平均有效孔隙度，小数；

Swi——平均油层原始含水饱和度，小数；

ρo——平均地面原油密度，t/m3；

Boi——平均原始原油体积系数。

地层原油中的原始溶解气地质储量按（1一2）式计算：

Gs＝10-4N·Rsi，（1一2）

式中：

Gs——溶解气的地质储量，108m3；

Rsi——原始溶解气油比m3/t。

式中的各项参数都是油田勘探（或开发）中取得的实际资料统计出的或是分析化验出来的。

确定这些参数的原则在各油田不尽相同，尤其是油层有效厚度的确定。

下面对克拉玛依砾岩油田的油层有效厚度作一简单介绍。

油层有效厚度是指油层中具有产油能力的那部分油层厚度，即工业油井内具有可动油的储集层厚度。

通过岩心水浸观察、测井解释、毛细管压力计算和试验水驱油试验等方法判断可动油层，并且要经过试油（包括增产措施）验证见到的具有工业价值的油流。

所谓工业油流是指在当前的技术及经济条件下，有开采价值的油流。

关于工业油流国家还专门制定了标准（也叫油井的储量起算标准）。

工业油井是指试油稳定日产量达到表1一2规定标准的油并。

表1一2工业油流标准

产油层理藏深度（m）

工业油流下限（t/d）

＜500

500——1000

＞1000～2000

＞2000～3000

＞3000～4000

＞4000

0.3

0.5

1.0

3.0

5.0

10.0

工业油流标准受国家有关政策、石油价格，当前工艺技术条件和油田所处地理位置等多方面因素影响，表1-2的标准只适用于一般情况。

§1-2油田开发基础知识

一个构造或圈闭在发现工业油流之后，就进入了油藏评价阶段。

油藏评价阶段的主要任务是取准油藏资料，搞好油藏描述，进行开发可行性研究。

经过评价被确认为具有开发价值后，即可进行油田开发前期工程准备。

主要是补充必要的资料，包括试采、试井、流体取样分析、油层压力等资料；开展现场先导试验，进一步提高对油藏的认识程度，着手进行油田开发方案的编制。

开发方案实施之后，油田就正式投入了开发阶段。

采油工是油田开发的直接管理者，要经常进行油田开发动态分析。

针对油田开发存在的具体问题，采取或建议采取一定的措施，使油田按照开发方案所规定的要求进行开发。

因此，有必要掌握一些油田开发的基础知识。

一、油田开发程序

要合理地开发油田，首先必须认识油田。

对油田客观规律的认识程度主要取决于所钻井网的密度和井的分布。

井钻的越多对地下油藏的认识越清楚。

但从合理开发油田的角度来看，又希望开发初期少钻些井就能把油层认识清楚，这样在部署开发井冈时就更主动。

这是合理开发油田本身存在着的一个非常突出的矛盾。

合理开发程序就是正确地处理好认识油田和开发油田的矛盾，把勘探和开发油田的工作很好地结合起来，分阶段，有步骤的开发油田。

油田开发的每个阶段，每个步骤之间又是紧密联系着的，每部署一个新阶段的开发工作必须建立在上一阶段对油田认识的基础上，而且还要为下一阶段的开发部署作好准备。

根据油田开发备阶段所要做的工作结合大庆油田的开发经验，研究拟出了大型油田的开发程序。

大庆油田的地质特征是，含油面积大，多油层油田。

几个油层组由几十个单层组成，各层有一定的差异，但其中一到二个主力油层分布相对比较稳定，油层物理性质好。

油层组可做为划分开发层系的基本单元。

其开发程序为：

（1）在已见油的构造和构造带上，根据构造形态合理布置探井，迅速控制含油面积。

这部分工作主要通过地震细测资料的解释落实构造和其中的断裂情况（包括主要断层的走向、落差、倾角等），从而为确定含油带圈闭面积、闭合高度提供依据。

（2）在已控制的含油面积内打一批资料井（一般2~3公里布一口井），全面了解油层的物理性质在纵向和横向的变化情况。

（3）采用分区分层的试油试采方法，求得油层生产能力的参数。

（4）在已控制的含油区域内开辟生产试验区。

（5）根据岩心、测井和试油试采等各项资料进行综合研究，作出油层分层对比图、造图和断层分布图。

确定油藏类型，然后做出油田开发设计。

（6）根据最可靠最稳定的油层钻一套基础井网。

注水井生产井钻完后并不投产（不射孔）。

因为即使最稳定的油层也必然会有岩性、岩相的变化，往往使预定的计划不能实现。

如出现注水井射孔的油层在生产井缺失的情况或预计的高渗透层恰恰是低渗透层等。

因此，第一批井钻完之后，根据井的全部资料对全部油层的砂体进行对比研究，详细掌握它们的变化情况。

根据新的资料一方面调整原设计中不合适的地方，另一方面定出其它油层的开发井网。

第二批钻完后仍不投产，首先根据第二批井的资料再一次研究油层变化情况，然后修改和调整原定方案。

这样，开发井网基本上能保证对各油层都能收到注水效果，各油砂体都能得到开发，以保证油井有较高的产量，油层有较高的采收率。

（7）在生产井和注水井投产后收集实际的产量和压力资料进行研究，修改原来的设计指标，定出具体的各开发时期的配产配注方案。

但是，对于复杂油气田，以上油田开发程序则不适用，近年来多采用滚动式的勘探开发。

该种油气田具有多层系含油、多类型圈闭连片、富集程度不均匀，油气水纵向横向关系复杂等特点。

由于这种复杂的油气聚集带或油气藏不可能在短期内认识清楚，因此为提高经济效益，对不同类型的复杂油气聚集带有整体认识后，可不失时机地先开发高产层系或高产含油圈闭，在进入开发阶段以后，还要对整个油气聚集带不断扩边、连片、加深勘探，逐步将新的含油层和新的含油圈闭分期投入开发，使勘探开发滚动式交替前进。

二、开发原则

一个油田在正投入开发之前，在开发方案设计时就要制定出合理的油田开发原则。

油田开发的总的原则是——在充分保护和合理利用国家资源的前提条件下，要最大限度地满足国家对原油产量的需求。

这只是油田开发所遵循的一个总的原则，具体的油田（或油藏）其开发原则又有所不同，对此，石油天然气总公司作出了专门规定：

1．中、高渗透率多层砂岩油藏：

其中大、中型砂岩油藏一般不具备充分的天然水驱条件，必须适时注水，保持油藏能量开采。

不允许油藏压力低于饱和压力。

对具有特高渗透层和厚油层的油藏，研究相应措施。

2·低渗透砂岩油藏：

要在技术经济论证的基础上采取低污染的钻井、完井措施、早期压裂改造油层，提高单井产量。

具备注水、注气条件的油藏，要保持油藏压力开采。

3·气顶油藏：

要充分考虑天然气顶能量的利用。

具备气驱条件的，要实施气驱开采，不具备气驱条件的，考虑油气同采，或保护气顶的开采方式，但必须严格防止油气互窜，造成资源损失，要论证射孔顶界位置。

4·底水油藏：

边、底水能量充足的油藏要采用天然能量开采。

要研究合理的采油速度和生产压差，要计算防止底水锥进的极限压差和极限产量，要论证射孔底界位置。

5·裂缝性层状砂岩油藏：

要槁清裂缝发育规律，需要人工注水的油藏，要模拟研究最佳井排方向，要考虑沿裂缝走向部署注水井，掌握合适的注水强度，防止水窜。

6·砾岩油藏：

特别是带有闭合裂缝的油藏，选择注水方式时，要严格控制注水压力在破裂压力以下注水。

砾岩油藏注水开发，要适当增加注采井数比，通过试验，确定合理注水强度。

7·高凝油、高含蜡及析蜡温度高的油藏：

开发过程中必须注意保持油层温度和井筒温度。

采用注水开发时，注水井应在投注前采取预处理措施，防止井同附近油层析蜡。

采油井要注意控制井底压力，防止井底附近大量脱气，并在井筒采取防蜡、降凝措施。

8．凝析气藏、带油环的凝析气藏及带凝析气顶的油藏：

当凝析油含量大于200g/m3时，必须采取保持压力方式开采，油层压力要高于露点压力。

当应用循环注气开采时，采出气体中凝析油含量低于经济极限产量时，可转为降压开采。

9·碳酸盐岩及变质岩、火成岩油藏：

这些油藏一般具有双重孔隙介质性质，储集岩多呈块状分布。

要注意控制底水推进，在取得最大水淹体积和驱油效率的前提下，确定合理采油速度。

10·重油油藏（稠油油藏）：

要认真进行开发可行性研究，筛选开采方法。

地层原油粘度大于100毫帕秒，相对密度大于0.94的油藏，在经济、技术条件允许的条件下，采用热力开采；粘度小于100毫帕秒的油藏，可以选择注水开发。

总之，无论是何种类型的油藏开发，都要遵循总的原则。

三、开发层系的划分

生产实践证明，一个油田往往由若干油层所组成。

由于各油层的物性存在较大差异，同时，各油层所含流体性质也不完全相同，很显然，同井合采难以达到预期效果。

因此，在研究多油层油田开发问题时，首先考虑的就是怎样划分开发层系。

合理划分开发层系，是解决多油层油田层间差异的重要措施。

1．划分开发层系的意义

克拉玛依～百口泉油田是以山麓洪积和山麓河流沉积为主的多种岩性、多层系油田，一共划分了七套开发层系。

从上至下有诛罗系八道湾组的八1层，八4-5层，三叠系的克上组、克下组、百口泉组，二叠系的乌尔禾组以及石炭系共七套。

生产实践证明，这样划分是较为合理的，也充分说明了以下几方面的问题。

（1）理地划分开发层系，有利于充分发挥各类油层的作用

所谓划分开发层系，就是把特征相近的油层组合在一起，并用单独一套开发系统进行开发，并以此为基础，进行生产规划、动态研究和调整。

在同一油田内，由于各地质时期的沉积环境的不断变化，因此，纵向上各油层特征自然

有所差异，这种差异越大，开发过层中层间矛盾表现得越明显。

如果高渗透层和低渗透层合

采，则由于低渗透层的油流阻力大，生产能力受到限制；低压层和高压层合采，则低压层往往不出油，甚至高压层的油有可能窜人低压层。

例如，克拉玛依油田一区三迭系油藏，尽管在1960年修正开发方案时指出，本区克上、克下由于沉积环境，储层物性及流体性质的差异（表1一3），要分为克上，克下两套开发层系进行开发。

但由于当时的钻井钢材供应以及分层工艺等方面的问题，克上、克下合并为一套层系开发。

由于层问矛盾显著，致使注水后，克上组水淹水窜严重，而克下组见不到注水效果，整体开发效果很差。

1964年经过大调整分层开采之后，开发效果才逐渐得以改善。

说明合理的层系划分是人为缓和油层的层间矛盾、有利于充分发挥各类油层生产能力的一项根本性措施。

表1-3一区三叠系油田油层分层物性及流体性质对照简表

分层

孔隙度

（％）

渗透率

（10－3μm2）

地下油粘度

（mPa·s）

含蜡

（％）

原始气油比

（m3/t）

压力系数

克上

18.9

75.5~216.9

13.8~22

1～2

58.2

1.37

克下

16.1

26~72.8

6.26~7.36

4～6

70.3

1.32

（2）划分开发层系是部署井网、规划生产设施的基础

确定了开发层系，一般也就确定了井冈套数，因而使得研究和部署井网，注采方式以及地面生产设施的规划和建设也成为可能。

（3）有利于采油工艺技术处理和高速开发油田

例如百口泉油田，仅百口泉组油藏就由三个砂层组成，开采井段可以达到近百米，有的井控制的油层有效厚度可以超过40米，上述问题，目前的分层开采工艺技术还难以得到圆满解决，因而有必要划分为两套层系开发——在本区西部断裂高产带B1为一套、B2+3为另一套开发层系。

事实证明，这样划分是合理的。

百口泉油田因此成为了克拉玛依油区高速开发的一个代表性区块。

2．划分开发层系的原则

我们已经知道，划分开发层系就是把特征相近的油层组合在一起，用一套生产井冈单独开发，根据国内外油田以及克拉玛依油田以往划分开发层系的经验总结，划分开发层系有4个主要考虑的原则：

（1）一个独立的开发层系，应具有一定的地质储量，以保证获得较高的开发经济效益。

地质储量是油田开发的物质基础。

一个开发层系占有地质储量的合理界限，一般由单井控制储量来衡量。

合理的单井控制储量界限一般受油价、采油成本、油田建设投资等诸多因素的制约，因此，每个油田的界限是不同的。

如上述的B1层，平均单并控制储量44.1万吨，B2+3层平均单井控制储量34.8万吨，各层系的物质基础可以说是相当雄厚了。

（2）同一开发层系内主要油层的地质特点，流体性质和压力系统应当接近和相同。

特别是油层渗透率、非均质程度和原油粘度应当差别不大，以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性，减少开采过程中的层间干扰。

（3）一个开发层系上、下应具有良好的封隔层，以防止注入水在不同层系之间窜流、干扰。

（4）在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层系划得不宜过细，以利于减少建设工作

量，提高油田开发经济效益。

这一原则同第一个原则是一个问题的两个方面。

四、开发方式和注水方式的选择

1．开发方式

开发方式是指油田在开发杠程中，主要利用什么能量来进行开发。

我们知道，油藏中的原油从地层流到井底要克服地层的渗流阻力，这样就得消耗一定的地层压力，随着油藏开采时间的延续，地层压力进一步衰竭；当地层压力下降到不足以克服原油在地层中渗流的阻力时，油井就采不出原油，这种依靠油藏本身所具有的能量进行油田开发的方式叫做衰竭式开发，油藏的天然能量有溶解气、流体及岩石弹性膨胀能，边底水压能等。

一般来说，衰竭式开发是一种较为被动的开发方式，因为大多数油藏具有的天然能量是十分有限的，依靠油藏的天然能量开采，油藏的采收率不高，同时采油速度也慢，这样不符合国家制定的油田开发总的原则。

另外一种开发方式就是人工保持油藏压力的方式。

具体他说，就是油藏在开发过程中，人工向油藏注入水或是其它工作介质（如烃类气体，氮气，二氧化碳气体等）来使油藏压力维持到开发方案所设计的水平，从而获得较高的油田采收率和采油速度。

目前，注水开发油田的方式在国内外采用最为普遍，因为注入水的水源比较容易解决，也比较经济。

苏联在八十年代未，水驱采油量占总产油量的92％，克拉玛依油田只略低于这个比例。

2．注水方式的选择

一个油田注水方式的选择总的来说要针对油田不同的地质条件来确定，特别是不同的油层性质和构造条件，是确定注水方式的主要地质因素。

所谓注水方式，就是注水井在油藏中所处的部位和注水井与采油井之间的排列关系。

注水方式通常可分为边外注水和边内注水等。

（1）边外往水

♂含含☉

♂☉☉

♂油水☉☉☉

♂☉☉☉

♂边☉☉☉☉

♂边☉☉☉☉

♂界☉☉☉☉

♂界☉☉☉☉

图1一1边（缘）外注水

注水井按一定距离分布在含油边缘之外，称为边外注水（如图1一1），其目的为了保证油水边界能够比较均匀推进，用加强注水的方法加快油水边界推进的速度，以弥补油田内部油井能量的不足，这种注水方式只适用于含油面积小，水区内渗透往较好，且含水区与含油区中间不存在任何低渗带或断层，实际上的油藏地质条件往往难以满足这种注水方式的要求，因而使用较少。

克拉玛依油田一般不考虑这种注水方式。

（2）边内注水

在边外油层物性变差，不能进行边外注水的情况下，把注水井移至油水边界以内，采油井和注水井都按等高线排列，此时注水井离生产井距离近，见效时间可以快些，但能够影响到的采油井仍然不多，同时，要求含油范围之内的油层渗透率要高且较均质（如图1一2）。

☉☉☉☉

☉☉☉☉☉☉

♂♂♂♂♂♂

☉☉☉☉☉☉☉

☉☉☉☉☉☉☉

☉☉☉☉☉☉☉

♂♂♂♂♂♂

☉☉☉☉☉

☉☉☉

图1一3行列内部切割注水

♂☉☉☉☉☉☉

含含♂☉☉☉☉☉☉

♂☉☉☉☉☉

油水♂☉☉☉☉

♂☉☉☉☉

边边♂☉☉☉

界♂

界

图1一2边内注水

（3）行列内部切割注水

利用注水井排人为地把油田分割成若干区（或块），每个区是一个独立的开发单元，进行注水开发。

如图1一3所示，注水井和采油井成行排列，图中为两排注水井夹三排采油井，有的还为两排注水井夹五排采油井。

这种注水方式一般适用于油层分布稳定，连通性好，形态规则的大油田，这种注水方式大庆油田采用的较多。

这种注水方式的生产特点是：

两排注水井之间布置了三或五排采油井，构成一个独立的开发单元；注入水从注水井排向两侧生产井排推进，水淹区比较集中，水驱面积较大；采油井单方向受到注水效果，便于掌握开采动态和采取调整措施。

在开发过程中，根据油田的动态变化，可以调整注采系统，改变注水方式，有利于实现高产、稳产，但是这种注水方式要求的地质条件也是比较高的。

（4）面积注水

注水井和生产井按一定的几何形状均匀分布在整个油田面积上，同时进行注水采油，叫面积注水方式，它是一种强化开采的注水方式。

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