油气藏设计和开发的阶段性

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第二节  油气藏设计和开发的阶段性

一、油气藏设计的阶段性

    任何一个油气藏的开发通常要延续几十年，在这期间对油气藏开发编制第一个设计文件以后，周期性地采取新的决策，使其开发效果得到改善，有时甚至还要改变最初所采用的工艺。这些变化由科研单位论证，并由指令性机构在今后的设计文件中肯定。

    我国每一个油田都是在设计文件的基础上投入开发的，所有有关油田开发的重大工程措施都要编制设计文件，并在批准以后才能实施。

1.设计文件

    我国的石油工业对油田开发编制设计文件已规定了统一的顺序，并对其内容有明确的要求，设计文件主要包括下列内容： （1）开发概念性设计。它是对所有可能投入开发的油藏都要编制的；

（2）开发总体规划。它是对具有很多开发层系或独立开发面积的油田编制的；

（3）开发方案。它是对所有准备投入开发的油藏编制的；

（4）调整方案。当在钻井过程中或开发初期就发现其地质特征有变化时，或者当对其生产水平的要求有明显变化时，为使油田开发系统更适应地质情况，要对油田编制调整方案。

（5）工业性试验设计。它是为试验开采新工艺而编制的；

（6）试采方案。它是对有条件投入开发的油藏编制的；

    一个构造或圈闭在发现工业油气流后，就进入油藏评价和开发准备阶段，开发人员应参加评价工作的全过程，和勘探人员一起拟订油藏评价工作计划。该阶段的主要任务是提高评价区的勘探程度，取全取准油藏资料，做好油藏描述，进行开发概念性设计。

2.开发概念性设计的主要内容

  （1）在油藏描述的基础上建立初步的地质模型，根据油藏类型对地质及流体参数进行三维定量化的描述；

  （2）计算评价区的探明地质储量，预测可采储量，确定储量参数，计算油藏探明地质储量或控制地质储量，确定可采储量，按表2一1确定储量类别；

  （3）产能评价，确定单井产油量、产气量、产水量、生产压差、采油指数、油气比、含水率，产量、压力递减情况，酸化、压裂等改造油层措施的效果；

  （4）工程评价，确定油藏的驱动能量和可能的开发方式，可采用的开发层系与井网系统，可采用的钻井工艺、完井工艺和采油工艺；

  （5）经济评价，确定可能的技术经济指标，包括万吨产能所需要的投资、采油成本、投资回收期、采油速度、稳产年限和最终采收率。

表2一1   地质储量分类表

分 类   
单位面积储量

（104 t/km2)  
千米井深产油量

（t/km )  
每米产能

（t/m )  
采收率   

（%）  
投资回收期

（year)  

Ⅰ   
> 200  
> 10
>2.5  
> 35  
< 8  

Ⅱ   
100-200  
6.0-10  
1.5-2.5  
25-35
8-15

Ⅲ1
50-100
3.5-6.0
1.0-1.5
20-30
< 10

Ⅲ2
50-100
1.5-3.5
0.5-1.0
20-30
10-15

Ⅳ
< 50
< 1.5
< 0.5
< 20
> 15


      小断块油藏和复杂岩性油藏，稠油油藏，低渗透油藏和低丰度油藏须进行二次或多次评价。先进行早期油藏评价和开发概念性初步设计，着重研究该油藏近期投入开发在技术经济上的可行性。如果是可行的，就可以部署新的评价井，作详细的油藏评价和开发可行性研究；如果还不确定，可以补钻一些评价井，补取一些必要的资料后进行二次评价；如果是否定的，就不再部署新的评价井和进行新的研究。

3.开发总体规

    在开发总体规划中，要确定投入开发油田的开发层系、开发系统和主要开采工艺，确定最高采油水平和稳产期。在开发总体规划中还应对这些层系的基本投资进行合理分配，按其投入开发的程序确定油气的生产水平和稳产期，还应确定相应的技术经济指标，估算采出程度与含水率的关系，基本投资，成本，折算费用等。

4.开发方案

    油田开发方案是指导油田开发工作的重要技术文件，油田投入开发必须有正式批准的开发方案设计，其中地质储量大于2OOO万吨的油田，其区块及整体方案都要报部审批；地质储量小于2000万吨的油田，由各石油管理局或油公司审批，并报部备案；为了提高油田开发方案设计水平，凡报部审批的油田开发方案设计，都要经过有关的技术部门咨询才能报部审批。油田开发方案设计必须以油藏地质模型为基础，进行油藏工程、钻井工程、采油工程、地面建设工程的总体设计，保证整个油田开发系统的高效益。

    油田开发方案的编制是从设计任务的论证和油田地质情况开始的，然后论述油田的地质物理特征和各类参数，并将它们用来计算油气储量和建立模型，对油田结构作地质描述。这一过程主要用一系列图件来反映，其中必备的图件有：油层孔隙度等值图，渗透率等值图，含油饱和度等值图，含气饱和度等值图，小层厚度等值图，油层总厚度等值图等，其单井数据，以及用概率统计法求得的平均值对建立油层非均质模型非常重要，以后这些资料要用于油田开发过程计算文件中。除此之外，还应包括油气水物理化学特征参数，必要时还应包括烃类混合物的相态参数，属于原油基本物性参数的有粘度、密度、原始含气量、饱和压力、体积系数，对地下水还要了解其溶解盐的主要组分。

    油田开发方案应包括以下内容：

(1)油田地质概况；

(2)开发储量计算；

(3)开发原则；

(4)开发程序；

(5)开发层系、井网、开采方式、注采系统；

(6)钻井工程和完井方法；

(7)采油工艺技术；

(8)油气水的地面集输和处理；

(9)开采指标；

(10)经济评价；

(11)实施要求；

    油田开发方案是在详探和生产试验的基础上，经过充分研究以后，使油田投入长期和正式生产的一个总体部署和设计。油田开发方案的好坏，往往会决定油田今后生产的好坏，关系到油田直接经济效益，必须认真论证。

    开发方案设计必须进行三项论证，

（1）选择驱动方式的论证

    选择的驱动方式必须合理利用天然能量，又能有效地保持油藏能量，满足国家对开采速度和稳定时间的要求。采用天然能量开采的油藏，预测开采期末的总压降必须在油藏允许范围内；需人工补充能量的油藏，要依据油藏地质开采特征，确定补充能量的方法，一般应保持地层压力不低于饱和压力，要依据烃类最终采收率和经济效果论证和确定注入剂，确定的注入剂要做室内实验，要结合地下流体性质，储层孔隙结构和粘土矿物成份来考虑，还需论证注入剂的标准和添加剂的种类。

（2）确定开发层系、井网和注采系统的论证

    确定的开发层系、井网和注采系统必须适应油藏的地质特点和流体性质，以保证注水井能力和油井的产液能力，达到水驱控制储量多、波及体积大、驱油效率高、经济效益好的目的。多油层油田要进行是否划分开发层系及如何划分开发层系的论证，要分析不同井网密度和水驱控制储量、单井产油量、开采速度和经济指标的关系，选择最佳井网密度，要分析对比不同注水方式，要考虑随着开采时间的延续，吸水指数、采油指数、采液指数的变化和提高产液量的要求。

（3）压力系统、油井产能和开采速度的论证

    确定的压力系统、油井产能和开采速度必须充分、合理地利用天然能量和人工补充能量，既要发挥油井的生产能力，又要达到开发条例对稳产时间的要求。开发条例上明确规定：可采储量大于1亿吨的油田，稳产期应在1O年以上；可采储量在1OOO万吨到1亿吨之间的油田，稳产期应在8一10年；可采储量在5OO一1000万吨的油田，稳产期应在5一8年；可采储量小于500万吨的油田，稳产期不少于3年。

    要研究从注水泵站&reg;注水井口&reg;注水井底&reg;采油井底&reg;采油井口以至到联合站全系统压力剖面，全面确定油藏压力保持水平和整个注采压力系统。注水井井底压力不得超过油层破裂压力，要根据油藏特点限定最大的生产压差，根据不同开发阶段的要求确定合理生产压差，以此计算油井生产能力，要通过常规油藏工程方法和油藏数值模拟，计算不同开发阶段、不同开发层系的开发指标，对比不同方案，选定合理可靠的油井产能和采油速度。

    在编制油田开发方案时，应对探井或试验井的生产参数进行分析，分析油田地质物理综合研究成果，在类似油田开发经验的基础上研究具有不同层系划分和采用不同采油工艺的开发系统的可能方案。

    要根据油藏特点和开采方式的不同确定开发井的钻井完井程序和工艺技术方法，要特别注意钻井过程中的油层保护措施，井身结构的设计要适应整个开采阶段的生产状况和进行多种井下作业的需要。

    油田的地面工程设计必须在区域性的总体建设规划指导下进行。油田开发系统的地面工程设计要以稳产期末的最高产液量为依据，总体设计，分期实施；油气集输系统要采用密闭流程。注水工程、原油预处理工程、天然气处理工程、三废（废油、废气、废水）处理工程、管道防腐工程以及安全消防工程等都要与集输系统配套进行整体设计。

    在方案设计中，应对保护矿藏和环境问题作出工程决策。在设计中应有对油田开发进行监测措施的一览表，并指出水动力学试井和地球物理测试的种类和测试周期。

5.开发调整方案

    开发调整方案在内容上与开发方案设计没有什么实质性的差别，只是如果实际开发情况与设计的有差异的话，则应对原方案与实际差异产生的原因作出分析。此外，在调整方案中还应补充对油藏地质特征的认识，开发过程中油气分布的变化状况，剩余油饱和度的分布，开发现状及主要技术经济指标的完成情况，影响开发效果的因素分析，当前油田开发的主要矛盾，几种调整方案的对比，开发调整指标及其效果预测，所采用的采油工艺技术论证等内容。开发调整方案的管理和审批程序与开发方案相同。

（1）开发调整方案的主要内容

a.分析油藏的分层工作状况，评价开发效果；

b.利用开发资料对地质模型进行再认识和修改，确定各类油砂体剩余油饱和度的分布；

c.提高储量动用程度，保持油田稳产的注采系统和压力系统；

d.油藏数值模拟拟合开采过程，预测开发效果，计算调整指标；

e.技术经济指标的计算和分析，优选方案；

f.方案实施要求；

（2）油田开发调整必须进行的三项工作

  a.确定剩余油饱和度分布

    用碳氧比能谱测井和重复式地层测试器，以及放射线测井等求得一批井的分层测试资料，分析分层储量动用状况，研究挖潜措施，油田进行开发调整时已有一段开发历史，通过油藏数值模拟进行历史拟合，取得油藏饱和度分布资料。

  b. 对比和优选不同调整措施

    采用开采工艺技术和分层注水、压裂、酸化等改造工艺，高强度抽油技术以及钻调整井改变注采系统，均能改善开发效果。要从当前和长远的规划上、从改善开发效果的幅度上以及经济效益上优选调整措施。

    c.注采系统、压力系统的论证

    调整后的注采系统和压力系统必须满足不断提高排液量的要求。要增加波及方向和波及体积，降低含水上升率，提高采收率。

（3）调整方案的实施要求

a.油田开发调整方案要集中力量分区块实施；

b.为了防止油层污染，保证钻井、固井质量，要进行压力预测，选用优质泥浆，对高压层及漏失层采取相应措施，注水井需停注时应尽可能缩短停注时间，减少停注量；

c.老井转注和层系调整要按调整方案的统一要求，与新钻井的投产、投注同步进行；

6.工业性试验设计

    工业性试验设计是对产油新方法进行试验编制的设计文件。除了有关开发层系划分、井网和对地层作用方法等须决定以外，还需有关该新方法在具体油层条件下实施研究的基本结果，特别是其工艺指标，以便对所试验方法的有效性及其与传统开发方法的比较提供足够的资料。

    开发试验包括以下两类：一类是进行油藏工程设计时，需要取得的现场数据的试验；一类是油田投入开发后，为了下一开发阶段能够顺利进行，提前暴露矛盾，研究解决措施而安排的试验。试验要有明确的目的，要以室内试验为基础，要有取资料的具体要求。

开发试验可以分单项在某个开发区进行，也可以选择某些井组、试验单元等来进行。针对不同油田的地质生产特征，人们可能采用的开采方式，各油田所需要进行的开发试验项目可能差别很大。各项试验进行的方法和具体要求同样也应根据具体情况制订和提出。

    除工业性试验设计之外，油田还必须进行开发生产实验区和开发试验。生产实验区的主要任务是：

①研究主要地层；

②研究井网；

③研究生产动态规律；

④研究合理的采油工艺和技术以及增产增注措施的效果；

    这四点只是生产实验区的主要任务，实践中还必须根据各油田的地质条件和生产特点确定针对该油田的一些特殊任务，本书第一章对不同类型的油田特征进行详细地描述，显然对不同类型的油田要进行不同的生产实验区设计。

    生产实验区是一个开发区，它不可能对整个油田进行试验，尤其是大油田要进行多种试验，更不可能进行对比试验。因此，为了搞清油田开发过程中遇到的形形色色的问题，还必须进行多种综合的和单项的开发试验，为制定开发方案提供依据。

    重大和基本的开发试验应包括五个方面的内容：

①油田各种天然能量试验；

②井网试验；

③采收率研究试验和提高采收率方法试验；

④影响油层生产能力的各种因素和提高油层生产能力的各种增产措施及方法试验；

⑤与油田人工注水有关的各种试验；

    在注水开发的全过程中，开发试验的作用主要有五个方面：

①认识油田基本特点；

②提前暴露注水开发中的矛盾；

③掌握油田注水开发全过程的动态变化规律；

④决定油田开发调整工作的部署；

⑤筛选提高采收率的方法；

    总之，各种开发试验都应针对油田实际情况提出，在详探、开发方案制定和实施阶段应集中力量进行，而在油田开发整个过程中同样必须坚持开发试验，直至油田开发结束。所以油田开发的整个过程也是一个不断深入进行各种试验的过程，而且应该坚持使试验早期进行，走在前面，以取得经验指导全油田开发。

7 试采方案

    试采方案在油田投入开发的准备阶段，根据油藏试采设计暂时将油气藏转为动态进行开发。在试采方案中应论证将探井投入生产的井数和井位，设计提前钻井的开采井和注水井井数和井位，对投入试采井以及在这些井附近已钻井中需要测试和试验工作的组合，对试采期限和产油、气和注水水平提出具体方案。

    在试采阶段要完成为油气田投入工业性开发获取资料，这些资料为校核储量和编制工业性开发初步设计文件提供基础。

    气田和凝析气田的开发第一阶段是在试采方案的基础上进行小规模生产，工业性试采方案包括：气田和凝析气田开发系统的论证，采出气量，开发调整措施以及为监测所采取的测试工作量和测试种类等。

8．典型油藏的设计原则

    油藏类型不同，设计原则也不同。根据开发手册的要求，按本书第一章对油气藏的开发分类，对以下11种类型的典型油气藏的设计原则进行了归纳：

  （1）对于中、高渗透率大、中型多油层砂岩油藏，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，当其具有特高渗透层和厚油层时应研究相应措施。

  （2）对于低渗透砂岩油藏，要在技术经济论证的基础上采取低污染的钻井、完井措施，旱期压裂改造油层，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）对于气顶油藏，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，不具备气驱条件的应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）对于块状底水油藏，边、底水能量充足的要采用天然能量开采，要研究合理的采油速度和生产压差，要计算防止底水推进的极限压差和极限产量，要论证射孔底界位置。

  （5）对裂缝性层状砂岩油藏，要搞清裂缝发育规律，需实施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）对于砾岩油藏，特别是有闭合裂缝的油藏，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）对于高凝油藏，含蜡高，析蜡温度也高，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，防止井简附近油层析蜡，产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）对于气藏和带凝析气顶的油藏，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。当采用循环注气开采时，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）双重孔隙介质油藏，一般指碳酸盐岩及变质岩、火成岩油藏，储集岩具双重孔隙性质，多呈块状分布，要注意控制其底水推进，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）对于稠油油藏，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1OOmPa.S，相对密度大于0.94的油藏，在经济技术条件允许的情况下，采用热力开采；粘度小于1OOmPa.S的油藏，可以选择注水开发。

  （11）对于小断块油田和透镜状油藏，由于地质结构的复杂性，不同部位差异较大，因此不可能对油田各部分同时进行细致的设计，只能对那些油藏描述比较清楚，能够建立地质模型的地区进行设计，其它地区继续进行油藏评价，开展开发可行性研究，待评价工作取得进展后，再扩大范围做方案设计。

Thor.chen

要是word 或pdf 或图片就更好看了
这样贴出来一些格式就变了

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