《油藏工程》期末复习汇总

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1、一个油田的正规开发一般要经历以下三个阶段：1开发前的准备阶段：包括详探、开发试验等2开发设计和投产：包括油层研究和评价，全面部署开发井、制定射孔方案、注采方案和实施3开发方案的调整和完善。详探阶段的任务：1、以含油层系为基础的地质研究2、储层特征及储层流体物性3、储量估算－油田建设规模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、井网生产试验区的主要任务：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。油田开发方案编制步骤1．油藏描述2．油藏工程研究3．采油工程研究4．油田地面工程研究5．油田

2、开发方案的经济评价6．油田开发方案的综合评价与优选油田开发方案编制内容:1油田地质情况2流体物性3储量计算（指开发储量及其核实情况）4油田开发原则5油藏驱动类型6油藏温度压力系统7开发层系、井网、开采方式、注采系统8钻井工程和完井方法9采油工艺技术10油气水的地面集输和处理11开采指标12经济分析13实施要求。油田开发方案编制步骤:1．油藏描述2．油藏工程研究3．采油工程研究4．油田地面工程研究5．油田开发方案的经济评价6．油田开发方案的综合评价与优选弹性驱开采特征:油藏压力不断降低,日产油量不断降低,瞬时生产气油比不变,一般处于无水采油期，变化很小.溶解气驱开采特征：油

3、藏压力不断降低,日产油量不断降低,瞬时生产气油比变化剧烈,一般处于无水采油期，变化很小.刚性水驱生产特点：油藏在生产过程中油层压力不变，井底流压不变，压降越大，采油量越大，压降不变，采液量不变；油井见水后产油量急剧下降；生产气油比始终不变（开采过程中气全部呈溶解状态）原始地质储量：指已发现资源量的部分，根据地震、钻井、测井和测试，以及取芯和液体取样等取得的各项静动态资料，利用确定参数的容积法计算的油气地质储量。原始可采储量：又称为总可采储量或最终可采储量，它是在现代工业技术条件下，能从已探明的油气田或油气藏中，可以采出的具有经济效益的商业性油气总量。剩余可采储量：是指已经

4、投入开发的油气田，在某一指定年份还剩余的可采储量。储量的计算方法：类比法，容积法，动态法。类比法：利用已知相类似油气田的储量参数，去类推尚不确定的油气田储量。容积法：在油气田经过早期评价勘探，基本搞清了含油气构造、油气水分布、储层类型及岩石物性与流体物性之后，计算油气田原始地质储量的方法。储量丰度：单位面积控制的地质储量。单储系数：单位面积和单位厚度控制的地质储量。储采比又称为储量寿命，——某年度的剩余可采储量与当年产量之比值。采收率：累积采油量占原始地质储量的百分比。最终采收率：油田废弃时采出的累积总采油量与地质储量之比值。无水采收率：油田在无水期（综合含水小于2%）采

5、出的总油量与地质储量的比值；阶段采收率：油田某一开采阶段采出的油量与地质储量的比值；影响采收率的因素分析: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增产措施以及采用新技术、新工艺的效果6提高采收率的二次、三次采油方法的应用规模机效果。采出程度：截止计算时间为止所采出的总采油量和地质储量的比值。常用采收率测算方法：经验公式法，室内水驱油实验法，岩心分析法，地球物理测井法，分流量曲线法，动态资料分析法划分开发

6、层系：把特征相近的含油小层组合在一起，与其它层分开，用单独一套井网开发，并以此为基础，进行生产规划、动态分析和调整。为什么要进行开发层系的划分？各油层之间的差异:1河流相储层，沉积相变化复杂，导致形成的油藏不同，不同的油藏开采机理，驱动方式都不同，需要分层系进行开发2即使油藏类型相同，不同层系之间的油水关系可能不同3各个油层的油气水性质，地层压力可能不同4储油层的物性有差别，主要体现在油砂体的几何形态、分布面积，渗透率上。开发层系的划分原则：1一个独立的开发层系要有一定的厚度和储量2同一层系内的油层物性应接近，尤其是渗透率3各开发层系间必须有良好的隔层4考虑采油工艺技术水

7、平和经济成本，不宜划分过细。为什么要进行注水开发？（天然能量开采的缺点和人工注水的优点）人工注水的优点：1能保持高产，注水保持地层压力，可以保持较高压差生产，因而产量高2驱油效率高，高压注水，水可将油层中的油驱向生产井底3容易控制和调整4采收率高，砂岩油田溶解气驱采收率为15～31%，而水压驱动则可为36～60%。碳酸盐油田溶解气驱采收率平均为18%，而水压驱动采收率可达44%以上5经济效果好。存在的问题：I多数油田天然能量不充足，同时局限性大，不易控制，作用时间短II能量发挥不均衡，一般初期大，油井高产，但很快递减，不能实现