油藏動態(tài)分析 我們通常進行的油藏動態(tài)分析包含兩部分內容：一是開發(fā)效果分析，二是原因分析。即宏觀分析和微觀分析。 宏觀分析 ：一是分析開發(fā)效果好和差，二是進行開發(fā)指標的預測。 微觀分析 ：一是分析開發(fā)效果好或差的原因，二是為改善開發(fā)效果提供決策依據(jù)及提出工作內容和工作量。 宏觀分析內容 1、注水開發(fā)動態(tài)分指標分析：存水率、水驅指數(shù)、水驅曲線預測采收率及其他注水開發(fā)指標。 2、產量遞減規(guī)律分析：產量遞減類型、剩余可采儲量開采期、預測采收率。 3、物質平衡法分析：動態(tài)計算原始地質儲量（動用地質儲量）、驅替類型、邊底水入侵量等。 微觀分析內容 1、 儲層的物理性質分析：孔隙度 、 滲透率 、 孔隙結構 、 膠結成份及含量 。 潤濕性等（ 包括敏感性分析 ） 2、 儲層流體性質分析：原油物理性 、 化學性質 、 地質水性質 。 3、 室內水驅的試驗資料分析：相對滲透率曲線 、 水驅油效率 。 4、 地層壓力分析：原始地層壓力 、 飽和壓力 、 目前地層壓力 、 流壓 、 合理生產層差 、 保持地層壓力界限 。 5、 現(xiàn)層系 、 井網對油藏地質特征和開發(fā)階段適應性分析：現(xiàn)層系 、 井網對構造 、 儲層發(fā)育分布 、 沉積微相 、 物層性質 、 剩余油分布適應性 。 6、 注采比 、 注水結構合理性分析 。 微觀分析內容 提出改善開發(fā)效果的工作內容和工作量 1、 調整思路 ， 思路要清晰 2、 調整工作內容 ， 工作量 3、 調整效果預測 1、階段存水率：階段注水量減階段產水量比上階段注水量，表達式： 或 做存水率 水率）， t（時間）， （采出程度）關系曲線 一、注水開發(fā)指標宏觀分析 （一）存水率與水驅指數(shù) )1(1(1100一、注水開發(fā)指標宏觀分析 2、階段水驅指數(shù)：階段注水量減階段產水量比上階段產油量（地下體積） 或 從地下采一方原油要多少方體積的水來置換。當?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫ψ⑺_發(fā)時體積系數(shù) 000 )1)(1(00（ 1） 童憲章圖版法 童憲章公式： 一、注水開發(fā)指標宏觀分析 （二）水驅曲線 ( 水率與采出程度 1、含水率與采出程度 童憲章圖版存在的問題：一是公式中的系數(shù)“ ，在不同類型油藏不都是“ 。二是圖版在采收率低采出程度為零時，含水率就較高了，與生產實際不符。對童先生的公式進行修改得： (對公式引入初始條件：當 ，則 R=0，得 a 對公式引入邊界條件：當 8%，則 R=49+c） =a 對兩個新公式聯(lián)立求解得： C=49/（ 1） a=、含水率與采出程度 給出不同的 a、 不同采收率對應的校正系數(shù)值 0 25 30 35 40 45 50 55 60 c a 、含水率與采出程度 （ 2）油田含水率變化規(guī)律有七種數(shù)學表達式，即含水率與采出程度有七種形態(tài)關系曲線。 其中典型曲線有三種，其他四種為三種典型曲線之間過渡型。 1、含水率與采出程度 三種典型曲線為凸型 、 凹型 。 凸型： 凹型： )11、含水率與采出程度 f w ) g ( 1AL g R B L g f g R 四種過渡型曲線 A+ （ 凸 R=A+ A+B = A+B （ 凹 1、含水率與采出程度 應用本油田 （ 油藏 ） 數(shù)據(jù)按七種形式線性回歸求出 。 七種形式中選出三種相關系數(shù)較高的表達式 ， 然后將含水率 8%代入求出相應的 后分析判斷哪個 1、含水率與采出程度 影響含水率與采出程度關系曲線形態(tài)的理論因素有：孔隙結構 、 潤濕性 、 原油粘度等 。實際生產過程中影響因素除理論因素外還包括油藏平面和層間非均質影響 。 1、含水率與采出程度 孔隙結構 、 潤濕性 、 原油粘度影響的是水驅油效率 。 油藏平面非均質 、 層間非均質影響的是波及系數(shù) 。 含水與采出程度的形態(tài)反映的是水驅油效率和波及系數(shù)的綜合效果 。 1、含水率與采出程度 綜合含水與采出程度關系曲線01020304050607080901000 10 20 30 40 50 60采出程度%綜合含水%濮城沙一下濮城沙2上1文明寨文58文10應用室內實驗水驅的資料應該注意： 一是巖樣小 ， 即相對均質波及系數(shù)大 二是注入倍數(shù)高油田實際生產達不到 三是實驗用的原油與油藏不一致 （ 油水粘度比不一樣 ） 四是實驗溫度達不到油藏實際溫度 1、含水率與采出程度 驅替特征曲線有六種表達式 （ a） 納札洛夫水驅曲線 導數(shù)曲線反映的是累計產量與生產油水比的關系 2、水驅特征曲線 )1)(1(11一、注水開發(fā)指標宏觀分析 驅替特征曲線有六種表達式 （ b） 馬克莫夫一童憲章曲線 導數(shù)曲線反映的是累計產量與生產水油比的關系 )1(4 3 4 驅特征曲線 pp g w 驅替特征曲線有六種表達式 （ c） 西帕切夫水驅曲線 導數(shù)曲線反映的是累計產量與含油率的關系 )1(11wp 2、水驅特征曲線 驅替特征曲線有六種表達式 （ d） 卓諾夫水驅曲線 導數(shù)曲線反映的是累計產量與含油率的倒數(shù)關系 4 水開發(fā)指標宏觀分析 2、水驅特征曲線 pp g L 驅替特征曲線有六種表達式 （ e） 張金慶水驅曲線 2 )1()1(1一、注水開發(fā)指標宏觀分析 2、水驅特征曲線 驅替特征曲線有六種表達式 （ f） 俞啟泰水驅曲線 )(1(1)1(1210一、注水開發(fā)指標宏觀分析 2、水驅特征曲線 油藏未作大的調整 調整后生產狀況穩(wěn)定了 應用水驅曲線應注意幾點 不同原油性油藏選用不同的公式例如（ a） 公式適用于低粘度油藏 ， （ d） 公式適用于高粘度油藏； （ b） 公式是基于 與 實際在低 與 （ b） 公式低含水不能用 ， 高含水計算采收率偏高 。 K=735） 與含水飽和度關系曲線 (K=735) = 可采儲量計算結果 時間 含水 采出程度 累產油（年 . 月） （ % ） （ % ） （萬噸）19 99 98 0 56 9. 69 64 9. 4 56 6. 8 565 56 5. 2 56 3. 4開 采 現(xiàn) 狀丙型水驅曲線俞啟泰水驅曲線丁型水驅曲線張金慶水驅曲線甲型水驅曲線從多種方法計算結果比較 ， 除甲型曲線之外的其他四種方法計算結果與實際生產狀況比較吻合 ， 但其值遠低于目前應用最廣泛的甲型水驅曲線計算值 。 在甲型水驅特征曲線的應用上應引起注意 。 任何一種類型的油藏 ， 無論采用什么驅動方式 （ 或開發(fā)方式 ） 、 采油方式 ， 從投產到退出 （ 廢棄 ） 整個生產過程 ， 都存在 : 上升階段 產量 穩(wěn)定階段 遞減階段 二、產量遞減趨勢分析 產量何時開始遞減取決于： 油藏類型、開發(fā)方式（驅動方式） 采油速度、穩(wěn)產階段采出程度（通常注水開發(fā)可采儲量采出程度 60%左右開始遞減） 開發(fā)調整工作量及采油工藝技術。 二、產量遞減趨勢分析 某油田 13個區(qū)塊產量開始遞減（年）時的含水采出程度 區(qū)塊 采出程度 東沙二下 文明寨 文 10 文 15 文 25東 文 95 文 33沙二下 衛(wèi) 95 橋 29 衛(wèi) 58 0（萬噸） 87 87 88 88 88 90 90 89 89 92 94 90 90 噸） 地 （ %） 工業(yè) （ %） 0 40 4 3 （ %） 8 （ %） 0 5 . 中原油田大部分區(qū)塊高產期只有 2有文 15塊達到 5年； 2. 含水率達到 60量開始遞減，主力層注水見效后產量開始 遞減； 3. 油層層數(shù)少，相對均質的油藏 、文 15塊產 量開始遞減時地質采出程度 25 工業(yè) 采出程度分別為 62%，含水率分別為 (提液條件 ) 4. 非均多油層油藏產量開始遞減時地質采出程度 14平均 15%左右，工業(yè)采出程度 40%左右，含水率 63主力層處中 含水末期、高含水初期，但平面仍然有水未驅到的部分。非主 力層水驅動用差。 產量遞減趨勢分析： 一是 估算可采儲量 二是 剩余生產期限 三是 剩余生產期限內產量隨時的變化 二、產量遞減趨勢分析 二、產量遞減趨勢分析 （一）、產量遞減經驗公式 1、直角坐標的關系式 1p 1 bN （一）、產量遞減經驗公式 2、半對數(shù)坐標的關系式 B N g Q g N B L （一）、產量遞減經驗公式 3、對數(shù)坐標的關系式 Q 瞬時產量 從產量開始遞減時算起累計產量 t 從產量開始遞減時算起的生產時間 B L B L gN g Q （二）、阿普斯遞減公式（指數(shù)） （ a）產量與時間的方程式 2. 303- D ti （二）、阿普斯遞減公式（指數(shù)） （ b）產量與累計產量的方程式 可（ c）遞減階段生產時間 3 0 3 L gt i （二）、阿普斯遞減公式（雙曲） （ a）產量與時間的方程式 t)（ b）產量與累計產量的方程式 )(Q)1()1(n)-(1（ c）遞減階段的生產時間 1)(1、 + 直線關系 。 2、 給出不同的 求出相關系數(shù)最大的一組 得出相關系數(shù)最大的 g(1+ 系式的斜率為 ， 截距為 、 可以算出 i,由相應的 i 二）、阿普斯遞減公式（雙曲） 如何求 i （二）、阿普斯遞減公式（調和） （ a）產量與時間的方程式 tD i1QQ b）產量與累計產量的方程式 （ c）遞減階段的生產時間 g Q iL g Q t 阿普斯三種遞減曲線直線方程 類型 指數(shù) 遞減 雙曲遞減 調和遞減 備注 產量與時間 +直線關系 產量與累計產量 線關系 指數(shù)遞減產量遞減最快，雙曲次之，調和遞減產量遞減較小 。 不同油藏類型不同開發(fā)階段 ， 其物質平衡方程不同 。 物質平衡方程考慮五種驅動方式：彈性驅 、 溶解氣驅 、 人工注水驅 、 邊底水驅 、 氣頂驅 。 三、物質平衡分析 通式是：累計采油氣量 （ 地下體積 ） 等于油藏壓力從原始壓力 （ 降到目前地層壓力 （ p） 的過程中原油彈性膨脹量 、 束縛水膨脹量 、 孔隙體積減小量加邊底水入侵量 、人工注水量 、 氣頂體積膨脹量 、 從原油中分逸出氣體的膨脹量 。 三、物質平衡分析 油藏同時存在幾種驅動方式與油藏類型和開發(fā)階段有關 ， 大多數(shù)是同時存在 2 物質平衡分析解決問題： 動態(tài)方法計算油氣藏儲量 ， 分析判別油藏驅動機理 ， 計算天然水入侵量 ， 預測油藏動態(tài) 。 三、物質平衡分析 0 100 150 200 250 300 350 4000 100 150 200 250 300 350 0 100 150 200 250 300 350 0 100 150 200 250 300 350 400 450 500一 ） 封閉的無邊底水彈性驅油藏物質平衡方程 11P P= =HS P=( HS e+ HS w+ HSP 1、 （ 一 ） 封閉的無邊底水彈性驅油藏物質平衡方程 2、用圖解法求儲量 N 變量 P/率為儲量 N，截距為零， 縱坐標 坐標 o e P C B D （ 二 ） 封閉斷塊油藏人工注水開發(fā) （ 彈性水壓驅動 ）物質平衡方程 1、 2、計算油藏壓降 o i C p B o D（ 二 ） 封閉斷塊油藏人工注水開發(fā) （ 彈性水壓驅動 ）物質平衡方程 3、圖解法計算油藏儲量 N D 1,截距為儲量 N，斜率為注水量 Wi 1縱坐標 ,橫坐標 （ 三 ） 溶解氣驅油藏物質平衡方程 飽和壓力作為初始條件 1、 o+(g=N(N(g （ 三 ） 溶解氣驅油藏物質平衡方程 (a) g： 雙相體積系數(shù) (b) 的氣體中采到地面那部分，此時生產 油氣比大于溶解油氣比。 (c) 飽和壓力條件下的體積系數(shù)大于低 于飽和壓力條件的體積系數(shù) （ 三 ） 溶解氣驅油藏物質平衡方程 (d) ,目前溶解油氣比 。 (e) N(g： P 原來是溶解 在原油中 ， 因 P 逸出來的累計氣量占地下體積 （ 三 ） 溶解氣驅油藏物質平衡方程 (f) N( P (g) 公式中省略了 ， 考慮油藏體積是常數(shù) ， 當 P 束縛水的膨脹量與從原油中分逸出的天然氣的膨脹等相比是很小的 ， 故溶解氣驅物質平衡方程右邊省略該項 。 )1(（ 四 ） 有邊底水彈性水壓驅動物質平衡方程 D 1D 儲量 N 邊（底）水入侵量 橫坐標 PD1縱坐標 截距為儲量 N，斜率為水侵量 、圖解法（ 1）求 3、圖解法（ 2） D )(1)( 截距 )(1 斜率 pB P D為 故可求得儲量 了截距 求出水侵量 （ 五 ） 氣頂驅加彈性驅物質平衡方程 D )1( P 油區(qū)壓降 縛水、巖石孔隙體積變化量 G( 壓降 )1( GB 壓降 石孔隙體積變化量 （ 六 ） 氣頂驅加溶解驅物質平衡方程 )BN )1()N B) B) B 七 ） 溶解氣驅加人工注水驅油藏物質平衡方程式 W) ( B D W) )彈性 、 人工注水 、 邊水驅物質平衡方程 DD 1 D )(111、圖解（ 1） ，橫坐標 截距為儲量 N，斜率為邊水侵量 坐標為 2、圖解（ 2） 縱坐標為 P ，橫坐標為（ p） ，斜率為 故可求得 e 應用物質平衡方程應注意的幾點： a 油藏是統(tǒng)一的水動力學系統(tǒng)。在同一時間內油藏壓力是平衡的（油藏內各井區(qū)壓力不一定均衡） b 油藏相對均質，各向（同性） 基本相同 c 油藏內流體性質相對均值 d 開發(fā)過程中不存靜復蓋壓力的壓實作用（使孔隙壓縮） e 高壓物性（ 料齊全準確，生產數(shù)據(jù)準確 1、 毛管壓力曲線形態(tài)分析 四、儲層、孔隙結構影響水驅油效率 通常大都應用毛管壓力曲線，分析孔隙結構。毛管壓力曲線形態(tài)分 三部分 : 初始段 中間相對平緩段 未端的上翹段。 初始段： 初始段為麻皮效應 ， 初始段 層滲透率越高 。 中間平緩段： 中間平緩段越長 ， 說明孔隙喉分布 越集中 ， 平緩段位置越靠下 （ 小 ） ， 說明孔喉道半徑越大 。 末端上翹段： 末端曲線幾乎平行縱坐標軸 ， 未端 曲線越靠縱坐標軸 ， 說明束縛水飽 和度越小 。 濮 5一下 層位 樣品號 孔隙度 滲透率14 6421 30 55848 108116 223沙一下層位 樣品號 孔隙度 滲透率1 8 808 1918 06沙二上 1濮 1 沙二上 1 層位 樣品號 孔隙度 滲透率 備注8 80沙二上5324 19 明 3644 25 39 明 16/4/2014 4951 69 49沙二下2沙二下 3沙二下5沙二上2 明 1沙二下2明 187 文明寨沙二上、下（明 1、 36、 49） 文中油田文 10塊沙三中 7 10 層位 樣品號 孔隙度 滲透率 層位 樣品號 孔隙度 滲透率13 33 35 7514 24 0 41133 01 41 19135 35 216 80148 2 230 75 300 42301 沙三中 8沙三中 9沙三中 102、 毛管壓力曲線特征參數(shù) m a xm a 閾壓 (對應的是連通孔隙的最大喉 道半徑 飽和度中值壓力（ 明物性越好，反之則油 層物性不好。 退汞效率（ ，代表 親水油藏驅油效率， 孔隙結構復雜程度，其值越小說明盲孔 多，且直徑大。 文 13東塊文 13巖樣號 1# 2# 3# 4# 實驗油水粘度比 巖芯 長度 滲透率5 1 9 7 9 1 6 5 孔隙度% 1 5 1 7 1 9 1 9 3 45 巖樣基礎數(shù)據(jù)及實驗條件 單注單采實驗 巖樣號 1# 2# 3# 4# 備注 滲透率 (號樣品雖然滲透率低，但孔隙結構好于 4號樣品 孔隙率 (%) 水 98%時采收率 %） 0 、潤濕性對相對滲透率曲線的影響 五、潤濕性對水驅油的影響 親水儲層： 親水儲層束縛水飽和度相對較高， 一般大于親油儲層； 親水儲層相對滲透率曲線兩相等滲點（交叉點）處的含水飽和度大于 50%，越是強親水油藏越明顯； 親水儲層隨著含水飽和度的增加油相相對滲透率下降很快，水相相對滲透率增幅很小，終點值低（ 過等滲點后，兩相滲透率之和大幅度下降，即兩相流度之和升不上去，提液困難，高含水期靠提液采油效果不好。 親油儲層： 親油儲層束縛水飽和度相對較低；相對滲透率曲線兩相等滲點 （ 交叉點 ） 處的含水飽和度小于 50%； 隨含水飽和度增加水相相對滲透率增幅較大 ， 排液采油 ， 為主要開發(fā)階段 。 親水儲層 水驅油過程中 ， 水是潤濕相 ， 在大小孔隙中水均可驅油 。 在小孔隙中由于毛管力的作用 ， 水能自動進入小孔隙驅油 。 在大孔隙中 ， 注入水沿著孔隙壁運動 ， 形成水膜 ，水膜逐漸增厚驅油 ， 水膜增厚到占據(jù)孔隙的主要通道 ，將連續(xù)相的原油切割成非連續(xù)相 ， 形成腸狀 、 滴狀 ，這種滴狀 、 腸狀的相原油堵塞小孔隙喉道 ， 使水相滲透率增幅小 。 2、潤濕性對水驅油機理及驅油效率的影響 親油儲層 水驅油過程中 ， 水沿孔道軸心驅油 。 在孔隙壁上留下厚薄不等油膜 。 當驅動壓差增大 ， 水沿孔道中心竄流更加明顯 。 親油儲層 、 注入水很難進入小孔隙驅動 。 2、潤濕性對水驅油機理及驅油效率的影響 水驅油效率除受孔隙結構 、 原油粘度影響外 ， 潤濕性也是影響水驅油效率的重要因素 。 2、潤濕性對水驅油機理及驅油效率的影響 不同潤濕對驅動效果影響 潤濕性 不同注入孔隙體積倍數(shù)時的采收率（ %） 無水期 親水 油 從分流量公式可看出 ， 含水的變化取決油水兩相流度之和與水相流度的比值或者說含水的變化取決于隨 的變化及 。 度（滲透率、相對滲透率、原油粘度）對開發(fā)效果影響 11或 在前面已經說過親油油藏與親水油藏相對滲透率曲線差別很大 。 高滲油藏的相對滲透率曲線特征類似于親油油藏的相對滲透率曲線特征 。 低滲油藏 （ 或高孔隙連通差的油藏 ） 相對滲透率曲線特征類似于親水油藏相對滲透率曲線特征 。 親油油藏、高滲油藏相對滲透率曲線特征： 一是束縛水飽和度低 二是兩相等滲點處含水飽和度小于 50% 三兩相等滲點后水相相對滲透率上升幅度大 ， 終點值高 （ 。 親水油藏 、 低滲油藏相對滲透率曲線特征： 一是束縛水飽和度高 二是兩相等滲點處含水飽和度大于 50% 三是兩相等滲點后水相對滲透率上升幅度小 ， 終點值低 （ 。 油藏相對滲透率曲線特征反映了驅替機理 ，是影響油藏水驅效果重要因素 。 因影響水驅效果另一個重要因素是原油粘度 。 原油性質中等的 （ 粘度 4 親油油藏 、高滲油藏 ， 高含水時地下剩余油飽和度仍然較高 ，并且有提液條件： )()(2D 可采儲量主要在中高含水期采出。 )()(2D原油性質好的（粘度 水油藏、低滲油藏，中含水或高含水初期地下剩余油飽和度較低，高含水提液困難，效果差。 可采儲量主要是在低、中含水階段采出。 .5 .0 w 1 2 4 6 8 10 12 含水（ %） 50 67 80 86 89 91 92 親油、高滲 含水飽和度小于 50%， 含油飽和度仍然較高 ，有提液條件 親水、低滲 含水飽和度大于 50%， 含油飽和度較低 ， 提液困難 ， 效果差 不同的油水粘度不同相滲曲線兩相等滲點處的含水 儲層注水開發(fā)過程的敏感性： 粘土礦物成份及含量 地層束縛水化學成份 敏感性造成儲層滲透率變化 六、儲層敏感性對注水開發(fā)影響 1、 水敏：蒙脫石水敏性極強 ， 尤其是鈉蒙脫石 ， 遇水后可膨脹 600 2、 速敏：高嶺不呈書頁狀 、 蠕蟲狀 ， 附著力很差 ， 易脫落易破碎 ， 注水開發(fā)過程中水流剪切作用使其脫落破碎 ， 對高滲層脫落破碎物隨流體產出 ，增加孔隙度 ， 滲透率 ， 對低滲層脫落破碎物堵塞孔道降低滲透率 。 伊利石其形態(tài)一類是鱗片狀 ， 二類是纖維毛發(fā)狀 ， 使孔隙結構復雜 。 受流體剪切易破碎 ， 破碎物堵塞孔道 。 3、 酸敏：綠泥石以柳葉狀吸附在巖石顆粒表面 ， 或以絨球狀集合體充填在孔隙中 。 綠泥石富含鐵 ， 遇酸后溶解形成氫氧化鐵的膠體沉淀 ， 這種三價鐵膠體顆粒大易堵塞孔隙喉道 。 4、 鹽敏：鹽敏與粘土礦物成份無關 ， 主要注入水與地層束縛水化學成份不配伍 ， 造成儲層滲透下降 。 1、 平面線性流 a、 縱向上非均質多油層油藏平均滲透率計算方法 七、儲層非均質 000 00 50 50 2 4 50 50 00 000 2 4 七、儲層非均質 b、橫向上儲層非均質平均滲透率計算方法 ni ()(1 000 1000 500 500 250 250 250 250 3 2 1 3 1 250 250 500 500 250 1000 250 1000 3 2 3 4 4 層長度（米） 50 250 500 1000 平均滲透率 儲層滲透率 (i 25 50 100 200 滲透方向 0向滲透率逐漸增大 儲層長度 ） 1000 500 250 250 平均滲透率 儲層滲透率 Ki(200 100 50 25 滲透方向 0向滲透率逐漸變小 2、平面經向流 橫向非均儲層平面經向流平均滲透率計算方法 ni l n ()/l n ()/l n ()/l n ()/l n (/)/l n (由井筒向外 從井筒算起向外不同滲透率區(qū)環(huán)體寬 平均滲透率 環(huán)體 1 環(huán)體 2 環(huán)體 3 環(huán)體 4 寬 (米 ) 250 250 500 1000 滲透率 (25 50 100 200 面經向流 由井筒向外 從井筒算起向外不同滲透率區(qū)環(huán)體寬 平均滲透率 環(huán)體 1 環(huán)體 2 環(huán)體 3 環(huán)體 4 寬 (米 ) 1000 500 250 250 滲透率(200 100 50 25 面經向流 3、 平面線性流： 平面線性流兩種組合計算的滲透率相同 ， 原因是平面線性流時 ， 流體流經的面積 、 體積不變 ， 故滲透率不變 。 、 平面經向流： 兩種組合計算滲透率相差較大 ， 原因是平面經向流流量不變 ， 滲流面積 、 體積不斷縮小 ， 流速不斷增大 ， 壓力損耗不斷加大 。 近井地帶滲透率高于遠井地帶 ， 有利于油井生產 ， 往往是油井初產高 ， 不能穩(wěn)產 ， 反之 ， 油井初產不高 ，但能穩(wěn)產 。 、油水井生產過程是單向線性流還是平面經向流，取決油水井所處的相帶和構造位置（移近斷層）。 油水井剛投產往往是平面經向流，隨生產時間增加，水井注入水沿高滲向低壓區(qū)滲流，形成單向線性流。 陸相沉積往往造成一口水井很難使多口油井見效。 文南油田油層物性數(shù)據(jù) 區(qū)塊 層位 孔隙度 滲透率 變異系數(shù) 統(tǒng)計塊數(shù) 文 33塊 149 484 289 203 127 文 95塊 39 42 144 文南油田油層物性數(shù)據(jù) 區(qū)塊 層位 孔隙度 滲透率 變異系數(shù) 統(tǒng)計塊數(shù) 文 79塊 458 151 609 文 99塊 111 文 72塊 141 75 222 216 182 86 a 水層壓力： b 油水界面處壓力： c 油水界面以上油藏某一深度壓力： 油性質越好 油層壓力系數(shù)就越高 ， 正常情況油層壓力系數(shù)大于 八、地層壓力 d 合理生產壓差：同時分析采油指數(shù)隨生產壓差和流飽壓差的變化 。 對非均多油層油藏而言確定合理生產壓差較難 ， 只能考慮主力層的合理生產壓差 。 e 保持地層壓力的界限：保持合理的地層壓力 ， 與開發(fā)政策有關 ， 與飽和壓力和合理的生產壓差有關 。 合理的地層壓力等于飽和壓力加合理的生產壓差 。 f 采液指數(shù)與地層壓力、飽和壓力、流動壓力含水的關系 1. 采液指數(shù)公式 )(1(w地2. 影響采液指數(shù)因素有三項： 、生產壓差、流飽壓差 含水率對采液指數(shù)影響： 隨地下含水飽和度、兩相流度發(fā)生變化，隨含水率的增加含水對采液指數(shù)影響越來越大，當含水率達到 90%以后，含水對采液指數(shù)的影響比低含水期將近提高一倍。 (1(地 地層壓力、飽和壓力、流動壓力對采液指數(shù)的影響： 低含水期采液指數(shù)主要受生產壓差、流飽壓差的影響。 地飽壓差大的油藏，允許的生產壓差大， (值大。對多油層油藏，放大生產壓差，生產厚度 (啟動的油層厚度 )增大，采液指數(shù)增加，并且由于 ( 負值，那么 為大于 采液指數(shù)增加。 地飽壓差小的油藏，允許的生產壓差小，即 (小，中低滲透層難以啟動，當 (正值時，即 b，井 底附近脫氣油相滲透率下降，采液指數(shù)下降， 為小于 )(1(地 對低滲 、 原油性質好 、 原始溶解油氣比高 、 壓力系數(shù)高的油藏 ， 往往初產很高 ， 初期產量與滲透率不匹配；其主要原因是： 初期流度高 、 溶解油氣比高舉升能力大 、 壓力系數(shù)高能建立大壓差 。 隨著供油半徑增大流壓變低 （ 生產壓差縮小 ） 、 井低附近脫氣使流度變小 ， 所以產量遞減很快 。 這類油藏初產不能作為配產的依據(jù) 。 靜態(tài)資料：對油藏地質特征再認識圖件 ， 包括： 構造圖 （ 對小斷的認識 ） 、 油藏剖面圖 、 平行物源方向和垂直物源方向的砂層對比圖 、 柵狀圖 。 小層平面圖 （ 帶有效厚度等值線 ） 、 小層屬性圖 、 沉積相圖 。 每個主力小層儲量 、 每個二類層小層儲量 ， 每個三類層小層儲量 。 九、油藏動態(tài)分析應具有的圖件、曲線、資料 實驗室化驗分析資料： 分砂層組（有條件到小層，一類小層、二類小層、三類小層）孔隙、滲透率（包括分布圖）、相滲透率曲線 壓汞曲線、潤濕性、 括多次分泌曲線） 粘土礦物成份、含量及儲層敏感性實驗資料。 測試資料，包括： 歷次測試的吸水剖面、產液剖面 新鉆調整井水淹層解釋、剩余油飽和度測井 油井靜壓、流壓、壓力恢復、新鉆調井的 水井測壓降曲線、分層啟動壓力 示蹤劑測試資料。 應繪制的曲線： 采出程度與含水曲線 （ 公式類型 ， 預測到含水 98%） ， 水驅曲線 ， 遞減曲線 （ 遞減類型 ） 階段存水率與采出程度曲線 ， 水驅指數(shù)與采出程度曲線 ， 累計存水量占儲量地下體積百分數(shù)與采出程度曲線 產量構成曲線 ， 采油曲線 ， 注水曲線 ， 開發(fā)曲線 。 0 20 30 40 50 60采出程度%累計存水量占儲量地下體積白分數(shù)文塊文十塊濮城沙一東沙上 油水井生產數(shù)據(jù)： 油井日產液 、 日產油 、 含水 、 累計產油 、 累計產水 油井補孔或轉層前日產液 、 日產油 、 含水 、 累計產油 、累計產水 油井補孔后 （ 或轉層后 ） 日產液 、 日產油 、 含水 、 累計產油 、 累計產水 注水井日注水量 、 累計注水量 ， 日注水量 、 注水壓力隨時間變化 。 數(shù)值模擬剩余油飽和度圖 a 首先對油藏目前開發(fā)狀況作出宏觀的判斷 。 判斷思路： 、 宏觀開發(fā)指標與油藏地質特征是否匹配 。 、 宏觀指標主要分析含水與采出程度匹配關系 ， 產量遞減狀況 。 、 地質因素主要分析儲層平面 、 層間非均質 ， 儲層孔隙結構 ， 儲層物理性 ， 流體性質 ， 滲流機理 。 、 分析目前的開發(fā)狀況主要反映的是那類油層的開發(fā)狀況 。 十、油藏動態(tài)分析的步驟 b 從單井 、 注采井 、 井區(qū)入手分析注水開發(fā)狀況 。 分析時要應用小層平面圖和沉積相圖 ， 有小層屬性圖更好 ， 應用好吸水剖面等 。 縱向水驅動用的是那類層 ， 平面上應見效油井數(shù) ， 實際見效油井數(shù) 。 油井生產是平面線性流還是平面經向流 。 油井累計產油量與單井控制儲層匹配狀況 。 c 分析油井見效前 、 后的生產狀況 。 見效前日產液 、 日產油 、 累產油 、 累產水 、 液面 見效后不含水時產量變化及累計產油量 。 見效含水后產量隨含水的變化 ， 含水上升速度 。 從水驅油效率 （ 潤濕性 、 相滲曲線 、 流度 、 油水粘 度比 、 孔隙結構 ） 大致判別目前含水條件下水驅 過的含油體積地下含水飽和度 、 含油飽和度 ， 確 定剖面上是否轉層 。 d 分析油井見效后對應注水井隨油井見效后產量 、 含水的變化 ， 注水壓力和注水量的變化 。 油井見水后注水井注水壓下降或注水壓力不變日注水量增加 ， 說明： 一是敏感影響增加方向滲透率； 二是含水飽和度增加使水相滲透率增加； 反之說明： 敏感影響減小方向滲透率；油相呈滴狀 、 腸狀堵塞孔隙喉道使兩相流度之和下降 。 e 文南油田有相當一部分注水井初期好注 ， 后來越來越難注 。 分析其原因： 一 是與轉注前累計產液量有關 ， 即與井底附近壓降 有關