[科普中国]-油藏开发基础

简介

油藏投入开发以后，将要经历很长的时间过程。在这长长的开发过程中，既可依据其工作进程划分出几个大的工作阶段，又可依据其开采特征划分为不同发展变化过程的开发阶段。一些常用的开发指标经常用来描述展不这些阶段的开发效果与动态特点。此外，从开发的角度对油气藏进行分类，也是开发地质的一个基本内容。1

油藏开发分类自然界的油藏在其地质结构、储集层特征、流体性质及分布、驱动能量与驱动类型等许多方面是千差万别的，这些差别对油田开发方式的选择，对开发效果和采收率都有巨大影响。基于勘探找油的目的，曾对油藏进行过以圈闭为主要依据的分类。这种分类有利于找油勘探，但对开发却难有帮助，因为即使圈闭条件完全一样的油藏，其储集层性质、流体性质或驱动能量都可能存在很大的差异，其开发方式和开发效果都可能完全不同。因此，基于开发的目的，有必要对油藏进行展不其开发地质特征的开发分类，用以指导油藏开发工作。

油藏开发分类的目的在于，归类展不各类油藏的基本地质开发特征和各自的差别性，以指导具体油藏的科学合理开发。

迄今为比，国内外己有多种油藏开发分类方案，它们各有优缺点，又都有其存在的历史，目前尚无统一的分类意见。将其中有代表性的分类简介如下。

1、前苏联的油藏开发分类

(1)马克西莫夫分类

前苏联学者M.H.马克西莫夫以油藏的天然条件为依据，把油藏分成两个基本类型:

①封闭型油气藏。由于储集层岩性变异或存在断层遮挡、或其它原因没有活跃的地层水，油气藏的天然能量主要是石油中的溶解气和气顶气。

②具有活跃的地层水的油气藏。油藏具较大规模的边、底水或有外界水头供给，边外区的弹性能量或外界水头能量是主要的原始驱动能量。

上述马克西莫夫分类，突出了油气藏的天然能量特征，具有一定的应用价值。1

(2)多尔仁科夫分类

前苏联靴粗石油科学研究设计院B. H.多尔仁科夫与P. X.穆斯利莫夫等人将油田划分为高效油田和低效油田两类:

①主要含易动用储量的低粘度或高渗透率、较高粘度的高产和中高产油藏，属于高效油田。

②低渗透和个别渗透率较好的中、高粘低产油藏属于低效油田。

多尔仁科夫的这一分类，强调的是油田开发的效果，展不油藏的天然条件似嫌不够，其对开发的指导意义与应用比较受限。

2、美国石油学会分类

美国石油学会(API)1967年将312个油藏按天然驱动方式分为如下五类:

①无辅助驱动的溶解气驱油藏;

②有辅助驱动的溶解气驱油藏;

③气顶驱油气藏;

④水驱油气藏;

⑤重力驱油藏。

美国石油学会的这一分类，突出了原始驱动能量这一制约油气藏开发的重要因素，所分类型简明扼要，有较强的实用性。不足之处在于:完全未涉及储集层条件，这在一定程度上降低了其应用价值。

3、我国的油藏开发分类

我国油藏类型较为丰富。建国以来，己经发现大小油气田400余个，其中大多数油气田己经投入开发。针对我国油气藏以陆相储集层为主的特点，我国石油地质工作者也提出了自己的油气藏开发分类意见。

(1)裘怿楠早期分类

1983年，裘怪楠从我国油气田地质条件与开采特征出发，提出一个开发分类方案。该分类以储集层特点为第一依据，首先分为五类储集层:

I、河流三角洲沉积体系的砂岩储集层;

II、冲积扇扇三角洲浊积扇沉积体系的砂砾岩储集层;

III、三角洲间湖湾沉积体系的席状砂岩储集层;

IV、成岩作用改造的低渗透砂岩储集层;

V碳酸盐岩为主的基岩储集层。

分类的第二依据是考虑原油性质，分出:

VI、稠油油藏;

VII、凝析气藏。

在上述七大类基础上，再根据其它地质因素进一步划分亚类。如:在稠油以外又分出中粘、低粘原油两个亚类;根据油气水分布又分出层状边水、块状底水和带干气气顶三个亚类;等等。

裘怿楠的上述分类，是在详细研究了我国主要油田储集层特征的基础上进行的，其对储集层及其性质考虑较多，所分类型偏细，但对油藏驱动条件兼顾似嫌不够。

(2)裘怿楠近期分类

1996年裘怿楠在《油藏描述》一书的第八章“油藏类型”中又提出了一个油藏开发分类意见。这个油藏开发分类意见吸收了国内外油藏开发分类的长处和优点，是迄今我国较完善、较科学、较合理的油藏开发分类方案。他对该分类阐述如下。

①以原油性质、构造条件、储集层渗透率、储集层岩石类型依次作为油藏基本类型命名的第1、第2、第3、第4判别标志。

②每个基本类型，根据需要，可再进一步细分命名。

③基本类型确定以后，其他低级次判别标志特征需要强调时，可作为辅助形容词命名应用，如砾岩稠油油藏、砂岩低渗透油藏、低渗透断块油藏等。

其它开发地质特征，视重要程度，在基本油藏类型命名前可依次附加作为形容词。主要内容有:

①依据储集层成层性及油气水产状，可分为边水层状油藏、底水块状油藏、气顶油藏。

②依据原油饱和程度(油藏饱和程度一原始饱和压力/原始地层压力)，可分为高饱和油藏(饱和程度大于50%)、低饱和油藏(饱和程度小于50%)。

③依据原始压力系数，可分为异常高压油藏(压力系数大于1. 2、异常低压油藏(压力系数小于0. 9 )、正常压力油藏(压力系数1. 0左右)。正常压力油藏一般情况下可以不命名。

④考虑天然驱动能量命名油藏类型时，一般依据天然能量大小来分类，可分为:

a.强水驱油藏:天然边底水能量能满足1%以上的采油速度的能量补给;

b.弱水驱油藏:天然边底水能量能满足0.500^'1%的采油速度的能量补给;

c.重力驱油藏:油层倾角大于10°时;

d.其它情况，即只存在溶解气和弹性驱动能量时，一般可以不命名。1

油田开发常用技术指标1、产能

产能的中文含义是明确的:指生产能力或产油能力。在油田开发中，产能主要用在两个方面:单井产能和区块、油藏或油田的产能。单井产能是指油井在满时率工作时(全天开井生产24小时)的口产油量，其单位是t/d或m3/d。区块、油藏或油田产能是指该区块、油藏或油田的年产油能力，其单位是104t/a。

2、水平

在油田开发中，有口产油水平、口产液水平、口注水水平等指标。这里的“水平”一词己十分专业，己不大具有其中文的本来意义。此处的水平，是指井或区块、油田在一段时间内的平均口产油量(或口产液量、口注水量)，其单位为t/d或m3/d。因为油水井常因停电、井下作业、资料录取等原因短暂停产，也有井因为待修、低能、高含水、高气油比、控制关井等原因停产，导致一段时期生产时率不满。因此，井或区块、油田的口产(口注)水平一般低于其产能，在最好的情况下可以接近或等于产能。

3、含水比(率)

在油井或油田的采出液体中，由于注水、地层含可动水或井下作业带入作业水等原因，常有一定的水量产出。其产出水量与产出液量的质量比，称为含水比或含水率。通常用百分比表示。1

4、气油比

由于油藏原油含溶解气甚至带有气顶气，在采出地面时所分离出的气量与油量之比，称为气油比(GOR)，其单位为m3/t或m3/m3。气油比是油田开发分析研究的重要指标。由于历史的原因，我国很长一段时间有较多的人将气油比称为油气比，目前己有改正的趋势。与含水类似，气油比也有计量气油比与综合气油比之分，前者是油井或集油管线中的气与油的计量数值之比，后者则是某一阶段的平均气油比(可用多个计量气油比值平均，但更多使用阶段产气量与阶段产油量之比得出)。

5、采油速度

采油速度定义为年采油量占地质储量的百分比。采油速度是评价油田开采状况与开发效果的重要指标。油藏采油速度的高低，受油藏地质条件的优劣、开采手段的强弱、井网密度的大小等许多因素影响。一般而言:油藏在其开发生产的旺盛时期，采油速度在1.5%左右为中等，小于1%则较低，高于2%则较高。采油速度的计算，可以用实际年产油量，也可以用折算年产油量。

6、采出程度与采收率

采出程度定义为累积采出油气地质储量的百分数。采收率有狭义与广义之分。狭义的采收率是指油藏开采结束(或预计结束)时的油气采出程度，也称最终采收率(或称设计采收率)。广义的采收率则与采出程度的含义相近，意指某时刻以前(或某阶段中)的油气采出量占地质储量的百分数。采出程度与采收率都是油田开发中常用的技术指标，从目前的应用情况看，有将二者的含义加以区别、采收率取其狭义为好的倾向。

采出程度指标描述油藏(油田)累积采出地质储量的百分比，可以根据其采出程度的高低判断该油藏(油田)的开发程度:一般注水开发的砂岩油藏采收率高者在4o%上下;中等者在30%上下;差的仅20%左右。

此外，在油田开发中还常常使用“可采储量采出程度”指标，这一指标是指累积采出油气的可采储量的百分数。它能较好地刻画表征油田可采储量的采出情况。

7、含水上升率

含水上升率是指每采出1%的地质储量含水上升的百分数。含水上升率是评价水驱油田开发特征的重要指标，是油田开发、调整决策的重要依据，目前，油藏工程师普遍采用童氏水驱特征曲线图版， 进行油田注水开发效果的评价。

8、注采比

注采比定义为油藏或油田注入的地下体积与采出的地下体积之比。计算注采比时，注入和采出的物质都需要折算成地下体积，这样就能根据注采比的大小，判断油藏注采是否平衡，地下是否亏空:如果注采比在1. 0左右，则注入与采出的地下体积基本平衡;如果注采比高于1. 0较多(如1.1~1. 3或更高)，则注入高于采出较多，油藏压力将逐渐回升;如果注采比小于1.0较多(如0.9以下)，则油藏欠注，油藏压力将逐渐下降。在进行油藏注水开发设计时，一般采取平衡注水或温和注水的方针，将注采比保持在0. 95~1. 05左右;有时，为了弥补油藏压力和亏空，也可短期采取强注措施，将注采比提高到1.1以上;有时，为了控制含水上升速度，也常常采取减注、弱注措施，把注采比降到0. 9以下。

计算注采比时，如果注入的是水，由于水的压缩性很小，其地面体积与地下体积相差无儿，因此可以直接用地面体积进行计算;如果注入的是其它压缩系数较大的物质(如各种气体等)时必须折算为地下体积。采出的油与天然气则必须折算为地下体积，因为它们的压缩系数都很大。

注采比有阶段注采比(月、季、年等)与累积注采比之分，前者描述该阶段注入采出的强度，显不该阶段注采平衡情况，是油田动态分析和阶段开发研究的重要指标;后者则展不该油藏累积的注入采出情况，显不油藏总体的亏空情况，是注水开发油田进行动态分析和开发研究不可或缺的指标。1

油田开发阶段划分油田开发是一个长期的过程，短者也需10~20年，长者往往需要30,50年或更长的时间。在油田的整个开发过程中，其产量、压力、含水、气油比、采油速度等主要开发指标都将发生变化，而且，这种变化往往具有阶段性特点，显不出油田开发由初期到中期再到后期的自然发展过程。显然，对油田整个开发过程按其自身特点划分为恰当合理的若干开发阶段进行研究，即必要，又必须。

油田开发阶段的划分方法较多，迄今尚无统一标准。但常见的划分方法主要有两种:一种是主要依据产量变化情况进行划分;另一种是主要依据含水变化情况进行划分。将油田开发阶段的主要划分方法简介如下。

1.按产量变化划分开发阶段

产量是油田开发的一项主要生产指标，产量的变化可以显不油田开发生产的进度、油藏剩余储量的多少与驱动能量的强弱，产量高低常能很好地反映油田开发的发生、发展和衰亡的基本过程。

2.按含水划分开发阶段

含水是水驱油田一项主要的开发指标，含水变化与采油速度、采出程度等重要开发指标均有很好的相关性，含水高低可以显不一个油田是处在青年期、中年期或老年期。因此，采取主要依据含水高低划分开发阶段的方法是十分自然的。

开发阶段划分是油田开发分析研究中的一个重要课题。正确的开发阶段划分，可以便捷，容易地展不油藏主要的开发过程和基本的地质开发特征，便于分析寻找油藏开发过程中的主要矛盾和存在的主要问题。根据笔者从事一些油田开发研究的经验认识，对于具体油藏或油田，其开发阶段划分不必拘泥于某一模式，应当在遵循一定原则的基础上按照该油藏的内在地质开发特征进行划分。1