油藏工程大体思路
第一章 油藏工程设计基础
1)业务领域——开发前期、投产期、开采期
探井评价、油藏评价、开发规划、油田投产、一次/二次采油、动态监测与分析、开发调整、EOR、报废
基本内容
（1）开发方案设计 开发前准备、开发设计、经济评价
（2）开发动态分析 物质平衡方法、经验方法、试井分析、油藏数值模拟
（3）动态监测与调整
2)开发的准备工作(详探阶段)要解决的问题
1、以含油层系为基础的地质研究
●地层层序及其接触关系 ●各层中的油、气、水分布
●隔层、盖层分布及性质 ●特殊层 高压气夹层、水夹层、易塌层
2、储层特征及储层流体物性
●闭合面积－含油面积及与外界连通状况 ●储层岩石物性－k, Φ, S, 粘土矿物、润湿性
3、储量估算－油田建设规模
●油、气储量，凝析油、气储量
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
3)详探阶段要进行的工作
1．地震细测工作 目的:主要查明油藏构造情况，以便用较少的目的探井资料井完成详探任务。
结果：目的层构造形态清楚、断层情况清楚（走向、落差、倾角）；含油圈闭面积清楚。
2．钻详探资料井 目的（取心资料井）直接认识油层，为布置生产井网提供地质依据
布井：在初步掌握的构造上布井。任务：认识油层本身性质和特征及变化规律；探边、探断层。
成果：（对录井资料、测井资料、岩心资料综合研究）
♣地层对比，隔层对比；♣稳定油层的性质及其分布（主力层）；
♣对断层、隔层性质及其分布作出评价；♣进行岩心资料研究。
3．油井试油和试采
打详探井的成果——静态资料成果 问题：能否出油？含油面积？生产能力？—— 动态情况？
试油：在油井完成后（固井、射孔），把某一层的油试油：气水从地层中诱到地面上来，并经过专门测试取得各种资料的工作。
试油资料
1．产量资料：包括地下或地面的油、气、水 产量（不同压力下的稳定产量）；
2．压力资料：地层静压、流动压力、压力恢复数据、油管压力、套管压力；
3．油气水性质：组分、物理性质、高压物性；
4．边底水能量：试水 5．地层温度资料
试采 ：开采试验。试油后，以较高的产量生产，通过试采，暴露出油田生产中的矛盾，以便在编制方案中加以考虑。
试采任务：（要认识的问题）
1．油井生产能力（主力层能力、递减情况）； 2．天然能量、驱动类型、驱动能量的转化；
3．油层的连通性、层间干扰； 4．适合该油层的增产措施。
进行生产测试：探边测试、井间干扰测
4．开辟生产试验区
生产试验区：在详探程度高的地区，划出一块具有代表性的面积，用正规井网正式投入开发，并进行各项开发试验。
目的：进一步认识油田的静态和动态规律，指导油田全面投入开发。
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
开发试验内容：
1、各种天然能量开采试验； 2、井网试验——井网类型、形式、密度；
3、提高采收率方法试验 4、各种增产措施及方法试验；
5、注水开发试验——早注、晚注对比，合理转注时间、不同注采井网。
开辟生产试验区的原则：
1、位置与范围——具有代表性 2、相对独立性 3、试验项目——关键问题
4、生产规模 5、考虑整个油田建设
5、基础井网布置
基础井网：在油藏描述及试验区开发试验研究的基础上，选择最可靠、最稳定的油层（主力含油层）或层系，布置第一套正式开发井网
任务：
⑴合理开发主力层位，建成一定生产规模⑵兼探开发区的其它油层，解决探井、资料井所没有完成的任务。
所选目的层的条件：1、油层稳定、物性好；2、油层上下有良好隔层；3、有足够储量。
井网部署：
1、在开发区总体规划的基础上进行；
2、分布实施——钻完后，暫不射孔及时进行油层对比，落实成果，必要时进行调整——射孔投产
4)油藏模型建立
油田开发准备阶段 （油田发现、评价阶段、方案设计
主体开发阶段（低中含水期） （方案实施、综合调整
深度开发阶段（高含水期以后） (IOR和EOR、油田废弃
5)早期油藏评价模型建立——重点研究内容和技术要求
1、确定油藏主要构造特征
资料：地震资料、探井、评价井（层位标定）
成果：（1）油气层顶面及标准层构造图（2）主断层断面图（3）分析主要断层对油气水分布的控制作用；
2、划分宏观的油气水系统
资料：录井、取心、钻杆测试、试油、试井、测井
成果：⑴划分油气水系统 ⑵确定油气、油水、气水界面和压力系统
⑶含油面积、含气面积、水体体积 ⑷分析其形成和控制条件
3、查明油气水物理化学性质
资料：取样分析资料（组分）、相态分析
成果：（1）油藏类型（以烃类性质为表征）（2）油气水性质平面分布图（3）油气水性质剖面变化图
4、搞清储层的主要展布特征及岩石物理参数
（1）地层划分和对比—储层形态特征、参数空间分布—揭示多油层层间非均质性、分层开采
（2）“四性”关系分析——确定测井解释方法和解释模型（岩性、物性、含油性与电性关系）
（3）划分储层和非储层界线—储层分类分级
（4）求取有效厚度、孔隙度、含油气饱和度——确定地质储量及储量分布
（5）储油物性、渗流特性、连续性、微观孔隙结构、储量丰度 ——储层评价
5、建立油藏概念模型
早期油藏评价描述最终成果
为储量计算和开发方案编制提供一个油藏整体地质模型和一些低级次的概念模型。
主力油层单砂体层内非均质模型； 各类油层典型的平面非均质模型；
全层系的砂体连续性及隔层分布模型； 全油藏整体地质模型
6)概念设计阶段和开发设计阶段的主要差别
1、资料占有与研究的侧重点差别：
概念设计：资料很少，要求的研究精度低；
开发设计：补充了大量资料（开发资料井、油层岩心剖面、室内岩心实验、试采、试验井组）
2、主要目的差别：
概念设计：提高勘探程度、提交探明储量、开发可行性研究
开发设计：研究开发方案中的重大战略问题（开发层系、开发方式、井网布置、注采系统、采油速度、稳产年限）
3、研究精度差别：
（1）构造描述方面 概念设计：初步搞清油层组顶面和主要断层的构造特征，编制构造
图（1：25000）. 开发设计：较准确地确定构造形态，提交油气层顶面构造图和主断层的断面图（1：10000）
（2）油气水研究方面：概念设计：初步划分宏观的油气水系统，分析其控制条件，查明一般的油气水物化性质和油层类型；开发设计：验证和落实油气水系统和各项具体内容，作出油气水系统的平面边界图和主要参数的平面、剖面变化图。
（3）储层描述方面：概念设计：初步地层划分和对比，确定储层大的沉积类型（亚相），掌握主力层物性参数的空间分布和宏观趋势； 开发设计：确定详细的对比原则和方法，储层微相和“四性关系分析”，储
层及储量丰度作出全面、详细评价、储层物性参数空间分布。
（4）建立油藏地质模型方面 概念设计：模型简单，以反映主力油层的均一化和随机模型为主；开发设计：模型准确，随机成分减少，逐级建立主力层层内非均质、平面非均质、全油藏整体地质模型。
7)油田开发模型
（1）黑油模型(black oil model)最常用于模拟因粘滞力、重力和毛管力作用而引起的油、气、水三相的等温流动。“黑油”这一术语用以表明油和气为单相。此外，尽管考虑了气体在油和水中的溶解，但仍认为烃类相组成恒定不变。
（2）组分模型(compositional model)除了考虑了各相的流动方程外，还考虑了相组成随压力的变化．组分模拟软件适于挥发油和凝析气藏的动态研究
（3）热采模型(thermal model)考虑了流体流动、热传递和化学反应，适用于模拟蒸汽驱、蒸气吞吐和原地火烧过程。
（4）化学驱模型(chemical-flooding model)考虑了由于扩散、吸附、分离和复杂相特征引起的流体流动和质量传递，适合用于表面活性剂驱、聚合物驱和三元复合驱的模拟
8)油藏分类：根据圈闭（油藏成因）
1、构造油藏：(structural oil pool)地层变形（褶曲）、变位（断层）所形成的圈闭。—背斜油藏、断块油藏
2、地层油气藏：(stratigraphic reservoir)地层超覆或不整合覆盖所形成的圈闭 —— 古潜山油藏
3、岩性油气藏：(lithologic reservoir)由岩性尖灭和砂岩透镜圈闭形成——岩性尖灭、透镜圈、生物礁油藏
4、特殊油气藏：(special reservoir)—隐蔽油气藏
油藏分类一般原则：
a）油藏的地质特征：包括油藏的圈闭、储集岩、储集空间、压力等特征
b）油藏的流体及其分布特征 c）油藏的渗流物理特性：包括表面润湿性，相对渗透率，饱和度、流体性质；
d）油藏的天然驱动能量和驱动类型。
●渗透性 ：低渗透、特低渗透 ●天然能量：边底水、气顶 ●饱和程度：未饱和、饱和、过饱和
●原油粘度 稠油、常规稠油、高凝油●流体性质：凝析油、黑油 ●储集空间 孔隙型、裂缝型、双重介质
储量计算三个问题 1、储量的分级2、储量的测算模式3、地质储量计算(容积法)
9)储量计算方法：
（1）类比法（即经验法） （2）容积法 （3）物质平衡方法 （4）产量递减法
（5）矿场不稳定试井方法 （6）水驱特征曲线法 （7）统计方法
可采储量定义、剩余可采储量、储采比？探明储量、控制储量、预测储量定义？
答：可采储量是指在现有经济、技术条件下、从原始地质储量中预期能采出油气总量。
剩余可采储量是指已经投入开发的油田，在某一指定年份剩余的可采储量。
储采比是指开采到某年剩余可采储量与当年年产量之比。
探明储量石油气田勘探评价阶段完成后，活在开发过程中计算的储量。控制储量是在圈闭预探获得工业油气流后，以建立探明储量为目的，在评价勘探过程中计算的储量。
预测储量综合分析有油气层存在，根据区域地质条件分析和类比，对可能存在的油气藏进行估算的储量。
10)分析影响油田采收率的主要因素。
影响采收率大小的主要因素可归为两个方面。
（一）地质因素
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。
（二）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（自喷井放大油嘴、抽油机加大泵径或抽油机冲程、冲次等）的选择和地层压力的保持程度。4、完井方法与开采技术。
5、增产措施以及新技术、新工艺的应用及效果。6、提高采收率的二次、三次采油方法的应用规模及效果。
11)确定油田原油采收率的方法有哪些？
目前计算油田采收率总的趋向于利用油田实际资料，进行综合分析，一般常用的方法有：
（1）油田统计资料获得的经验公式。
（2）室内水驱油实验法，将天然岩心模拟到油层条件下作水驱油实验求出水驱油效率，根据油田非均质性及流体性质加以校正求出最终采收率。
（3）岩心分析法，此法有两种，一是在采油区内用失水量较大的水基泥浆取心，测定岩心中残余油量求得采收率：另一是在油田地下水淹区内取心，测定岩心中残余油量，求得采收率。
（4）地球物理测井法，在水淹区的井内，用电阻法等算出残余油饱和度确定采收率。
（5）分流量曲线法，应用相对渗透率曲线，求分流量曲线，使用作图法求出水淹区平均含水饱和度，测算采收率。（6）油田动态资料分析法。
12)驱动方式及其开采特征
（1）岩石及流体弹性驱；（2）溶解气驱；（3）气顶驱动（4）水驱动；（5）重力驱动；（6）复合驱动。
（1）封闭弹性驱
形成条件1、无边底水或边水不活跃；2、Pi > Pb 驱油机理：流体和岩石颗粒膨胀；地层压实
生产特征：1、压力下降； 2、产量下降；3、气油比稳定 采收率：1％－10％平均3％
（2）溶解气驱动(solution gas drive)
形成条件：1、无气顶2、无边底水或边水不活跃3、Pi ≤ Pb 驱油机理：溶解气膨胀
（3）气顶驱动(gas cap drive)
形成条件：1、有气顶；2、无水驱或弱水驱；3、Pi ＝ Pb 4、伴随溶解气膨胀
（4）水压驱动(water drive)
形成条件：1、有边底水；2、有露头；3、或人工注水
刚性水驱：供液速度＝采液速度 (边水充足)
弹性水驱：供液速度< 采液速度 (无露头，边水不活跃)
（5）重力驱动(gravity drive) 形成条件：1、油层比较厚，倾角大；2、渗透性好；3、开采后期。
（6）复合驱动 最常见的驱动机理是油藏中的水和自由气同时产生驱动作用。
在复合驱中有两种驱动力：（1）溶解气驱和弱水驱 （2）小气顶驱和弱水驱。
13)多油层油田的非均质性特征
1、储油层性质之间的差别2、各层油水关系的差别3、各层间天然能量驱动方式的差别
4、各油层油气水的性质、压力系统差别
14)开发层系划分的意义、原则
意义
1、有利于发挥个油层的作用，为油层比较均衡开采打下基础，减少层间矛盾；
2、提高采油速度，缩短开发时间 3、提高注水波及体积，提高最终采收率；
4、适应采油采油工艺技术发展的要求。
原则
1、同一层系内的油层物性应当接近，尤其渗透率要接近。
2、一个独立的开发层系应具有一定的厚度和储量。h有 > 10 m 单井控制储量 > 10 万吨
3、各开发层系间必须具有良好的隔层 （大庆）隔层厚度 > 3 米
4、要考虑到采油工艺技术水平，相邻油层尽可能组合在一起。
15)井网与注水方式
1、为什么选择注水？2、注水时间的确定。3、注采井网系统（注水方式）。
注水类型从注水时间分三类：早期注水，晚期注水，中期注水
注水方式分类：边缘注水、切割(行列)注水、面积注水
1、国内外油田应用的注水方式或注采系统，大致分为那几类？各自定义、适用条件？
边缘注水：是将注水井按一定的方式分布在油水边界处进行注水。适应条件：油田面积不大、构造比较完整；油层结构单一稳定、边部与内部连通性好；油藏原始油水边界位置清楚；油层流动系数较高。
切割注水：是利用注水井排将油藏切割成为若干区块，可以看成是一个独立的开发单元，分区进行开发和调整。 适应条件：油层面积稳定分布且有一定的延伸长度，注水井排可形成比较完整的切割水线；切割区内的生产井和注水井有较好的连通性；又曾有较高的流动系数，使切割区内注水效果能比较好的传递刀生产井排，以便确保达到要求的采油速度；顶部切割注水，适用于中等含有面积，可单独使用，也可与边外注水结合使用。
点状注水：是指注水井零星的分布在开发区内，常作为其他注水方式的一种补充方式。适应条件：岩性不均匀且不连通的油层。
面积注水——把注水井按一定的几何形状均匀地布置在整个开发区上。适用条件：1）油层分布不规则，延伸性差；2）油层渗透性差，流动系数低；3）面积分布大，构造不完整，断层分布复杂；4）适用于强化采油。优点：1）所有生产井置于注水井第一线，有利于油井收效；2）注水面积大，收效快；3）油井有多向供水条件，采油速度高；4）便于调整。
2、基本的面积注水井网的画法，以及油水井数比，井网密度、控制面积的计算方法
m—生产井数与注水井数之比。F—每口注水井控制的面积。S—钻井密度（每口井的控制面积）
（一）正方形井网系统 1)直线系统M=1:1，F=2a2，S=a2；2）反五点系统 M=1:1，F=2a2，S=a2； 3）反九点系统 M=3:1，F=4a2，S=a2； 4）反七点系统—斜七点 M=2:1，F=3a2，S=a2。
