编制油田开发方案需大量的静、动态资料，对开发区掌握情况越多，编制的开发方案越符合该区的实际状况，在编制一个区的油田开发方案时需要以下资料：

1.地质特征资料；

2.室内物理模拟实验资料；

3.压力、温度系统及初始油分布资料；

4.动态资料；

5.一些特殊资料。

油田的层状非均质性是影响多油层油田开发部署和开发效果的最重要的因素。合理地划分与组合开发层系是从开发部署上解决多油层油田层状非均质性的基本措施。

当前世界上新投入开发的多油层大油田, 在大量进行同井分采试验的同时, 基本上采取划分多套开发层系开发的方法。例如前苏联新投入开发的萨莫特洛尔大油田, 九个油层划分为四套开发层系。罗马尼亚的丘列世蒂油田, 三个产油层( 岩性分别为砂岩、泥质砂岩和灰岩) 划分为三套开发层系。我国大庆、胜坨等油田也都是采取划分多套开发层系的。

1. 划分开发层系的意义

(1 ) 合理地划分开发层系, 有利于充分发挥各类油层的作用。合理地划分开发层系, 就是把特征相近的油层组合在一起, 用单独一套开发系统进行开发, 并以此为基础进行生产规划、动态研究和调整。

在同一油田内, 由于储油层在纵向上的沉积环境及其条件不可能完全一致, 因而油层特性自然会有差异, 所以开发过程中层间矛盾也就不可避免要出现。如果不能合理地组合与划分开发层系, 将是开发中的重大失策, 会使油田生产出现重大问题而影响开发效果。例如,高渗透层和低渗透层合采, 由于低渗透层的油流动阻力大, 其生产能力往往受到限制; 低压层和高压层合采, 则低压层往往不出油, 甚至高压层的油有可能窜入低压层; 在水驱油田,高渗透层往往很快水淹, 在合采的情况下会使层间矛盾加剧, 出现油水层相互干扰等情况,严重影响采收率。

(2 ) 划分开发层系是部署井网和规划生产设施的基础。确定了开发层系, 一般也就确定了井网套数, 因而使得研究和部署井网、注采方式以及地面生产设施的规划和建设成为可能。

(3 ) 采油工艺技术的发展水平要求进行层系划分。一个多油层油田, 其油层数目往往多达几十个, 开采井段有时可达数百米。为了充分发挥各油层的作用, 使它们吸水均匀、出油均匀, 在采油工艺方面往往采用分层注水、分层采油和分层控制的措施。目前的分层技术还不可能达到很高的水平, 因此就必须划分开发层系, 而使一个开发层系内的油层数不致过多, 井段不致过长, 以便更好地发挥工艺手段的作用, 将油田开发好。

(4 ) 油田高速度开发要求进行层系划分。用一套井网开发一个多油层油田必然不能充分发挥各油层作用, 尤其是当主要出油层较多时, 为了充分发挥各油层作用, 就必须划分开发层系。这样才能提高采油速度, 加速油田的生产, 缩短开发时间, 并提高基本投资的周转率。

2. 划分开发层系的原则

(1 ) 把特性相近的油层组合在同一开发层系, 以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性, 减少开采过程中的层间矛盾;

(2 ) 一个独立的开发层系应具有一定的储量, 以保证油田满足一定的采油速度, 并具有较长的稳产时间, 达到较好的经济指标;

(3 ) 各开发层系间必须具有良好的隔层, 以便在注水开发的条件下, 层系间能严格地分开, 确保层系间不发生串通和干扰;

(4 ) 同一开发层系内油层的构造形态、油水边界、压力系统和原油物性应比较接近;

(5 ) 在分层开采工艺所能解决的范围内, 开发层系不宜划分过细, 以利于减少建设工作量, 提高经济效果。

在一定的社会经济条件下, 多种开发方案中只可能有一个最好的, 也就是所谓合理的开发方案。制定和选择合理开发方案的具体原则是:

(1 ) 在油田客观条件允许的前提下( 指油田储量和油层及流体物性) , 高速度地开发油田, 以满足国家对原油日益增长的需要。也就是说, 一个具体油田的合理开发方案应该能够保证该油田顺利地完成国家分配给它们的任务。

(2 ) 最充分地利用天然资源, 保证油田的原油采收率最高。

(3 ) 具有最好的经济效果。也就是说用最少的人力、物力、财力耗费, 采出所需要的石油。

(4 ) 油田稳定生产时间长, 即长期高产稳产。

为了满足上述要求, 在制定和选择开发方案时, 应力争做到“五个合理”, 即合理地划分开发层系、合理的井网部署( 布井形式和井排距)、合理的油井工作制度、合理的注水方式和注水强度以及留有合理的后备储量面积。

一个含油构造经过初探，发现工业油气流以后，紧接着就要进行详探并逐步投入开发。所谓油田开发，就是依据详探成果和必要的生产试验资料，在综合研究的基础上对具有工业价值的油田，按石油市场的需求，从油田的实际情况和生产规律出发，以提高最终采收率为目的，制定合理的开发方案，并对油田进行建设和投产，使油田按方案规划的生产能力和经济效益进行生产，直至油田开发结束的全过程。在正式开发方案中须对以下油藏工程问题加以研究：

1）分层系开采的油藏要合理划分与组合开发层系；

2）不同开发层系经济合理的井网密度；

3）油藏的驱动方式及油井的采油方式；

4）生产井的合理工作制度；

5）需注水开发的油藏，还要确定不同层系的合理注 水方式，注水井的合理工作制度及最佳注水时机；

6）保持压力水平；

7）合理采油速度，预测稳产年限及最终采收率；

8）对断块油田，分开发单元研究其静、动态特征及 各单元油藏工程技术对策；

9）对低渗透油田，要研究裂缝方位与井网优化配置和采用水平井整体注水开发裂缝性低渗透油藏；

10）对于稠油油田需研究热采问题；

11）开发区经济技术指标，预测油田开发趋势；

12）各种开发方案的分析对比，提出最优方案。

油田开发方式就是指油田在开发过程中依靠什么能量来驱动石油。根据渗流力学的理论, 储油层中的油、气、水处于一个统一的水动力系统中。在油层未开采时, 油、气、水处于平衡状态, 而且整个油层内部承受着较大的压力, 具有潜在的能量, 这些潜在能量的存在, 在开采时就成为推动油层中的液体和气体流动的动力来源。油田开发方式的选择, 应根据油田的地质条件和国家对原油的需要来确定。一般来说, 如果油层分布均匀, 连通性好,外围又有广大的含水区, 而且边水很活跃; 或油田有很大的气顶, 油层垂向渗透率很高, 连通性较好; 或油田面积较小, 依靠天然能量开采能满足国家对原油产量的要求时, 可以依靠天然能量进行开发。但国内外油田开发实践表明, 一个油田的天然能量即使非常充分, 只依靠天然能量进行开发, 往往采油速度低, 原油产量不能满足国家要求, 同时油田采收率低,开发时间长。因此, 我国油田开发方针是进行早期人工注水, 以保持油层压力。

当采用注水保持油层压力的方法开发时, 就需要确定注水方式。所谓注水方式, 实际上就是研究注入井在油田上的分布形式。注入井的布置形式不同, 注入方式也就不同。从注入井在油田上的位置来讲, 注水方式可分为边外注水、边缘注水和边内注水( 内部注水) 三种。从注水井的相对位置来讲, 注水方式可以分为行列注水、面积注水、环状注水、不规则点状注水四种。

以上各种注水方式可以进一步归纳为: 边缘注水、切割注水和面积注水法三种形式。

1. 边缘注水

根据油层的地质物性参数变化情况, 又可分为三种方式:

(1 ) 缘外注水 注水井按一定的距离分布在含油外缘以外的含水区内, 并大致平行于含油外缘。采用这种方式时, 要求含水区内渗透性较好, 含油区和含水区之间连通好。

(2 ) 缘上注水 当含油外缘渗透性很差时, 可将注水井直接布置在含油内缘上, 甚至布置在油藏外缘不远的地方。

(3 ) 缘内注水 也称边内注水, 即将注水井布置在含油内缘以内, 这种方法在整个含水区的渗透性很差或存在不渗透边界时采用。边缘注水法, 无论是缘内注水或缘外注水, 注水井列和生产井列都应平行于含油边缘,以保证含油外缘及内缘向油藏中心部分均匀推进。这种注水方式只有在油田面积不大时采用。对油田面积较大的油田采用这种方法将延缓开发时间, 降低开发速度。另外, 这种方式使一部分注入水流向外围含水区, 降低了注入水的利用效率。

2. 切割注水

对于开发面积较大的油藏, 为了最有效地利用自然资源, 保证较高的开发速度, 可以利用注入井排人为地将油藏切割成若干块, 每块切割区可以看成是一个独立的开发单元, 注水井和生产井成行排列, 两排注水井之间有3～5 排生产井。

如果油藏面积适宜在边缘注水, 还可以采用顶部轴线或腰部切割注水。在油田面积不大, 油层边部地质物性参数太差的情况下, 也可以单独采用顶部轴线切割或腰部切割注水方式。

采用这种注水方式有很多优点: 它可以使大油田各部分都能受到注入水的影响, 保持高产稳产; 可以在油田一开始投入开发时, 在注水井排液阶段就采出大量原油; 可以根据油层探明程度, 边勘探边建设, 一个开发区一个开发区地进行建设和投产, 而不影响已开发区的生产。

切割注水适用于面积大, 油层分布比较稳定, 形态比较规则的油层。由于注水井钻在含油区内, 因此注入水全部成为驱油动力。这样使每口油井至少与一口注水井连通, 使每口井都受到注入水的充分影响。但由于注水井增多, 注水边线也增加, 在油层非均质情况严重时, 或控制调节不当时, 容易造成舌进现象, 从而影响油田采收率。对于分布不稳定, 形态不规则或呈透镜分布的油层, 在相同井网密度条件下, 采用面积注水将比切割注水效果更好, 更符合油田的地下情况, 更能高速度地开采石油。

3. 面积注水

当油层渗透率较小, 油层分布不稳定, 形态不规则, 而且油层非均质性较严重, 要求的开发速度又较高时, 可采用面积注水方式。面积注水的井网布置, 基本上可以分为两种:

(1 ) 线性注水系统。注水井等距离地沿着直线分布, 生产井也沿着直线分布, 一排注水井对应于一排生产井, 生产井排与注水井排相平行。这种注水方式实质上是更强化的切割注水。在这种布井方式下, 每口注水井对着两口生产井。反之, 每口生产井由两口注水井供应。生产井和注水井的井数比例为1∶1。

(2 ) 强化注水系统。这是典型的面积注水系统, 其井网严格地按一定的几何形状布置。可分为四点系统、五点系统、七点系统、九点系统和反九点系统。

上述几种面积布井方法, 符合强化注水采油的要求, 可以使注入水影响的面积达到最大范围。但在确定注水井数及注水量时, 应该考虑其经济上的合理性。注水方式的选择必须考虑油田的构造性质, 油、气、水的分布, 地面管理和后期调整的主动性。

为了确定油田的产量水平和开发时间, 在确定井数以后, 还要确定油井的工作制度。所谓油井的工作制度, 就是确定油田供给边线上的压力和生产井井底压力之差, 即生产压差。

在矿场上这两者是有差别的。从地下流体力学中知道, 当油层参数一定时, 产量大小取决于生产压差。在水压驱动的油藏中, 供给边线上的压力将随着从油层中采出液量的增加而逐渐下降。井底压力通常也称为井底流动压力, 是油井生产时地下流体克服了流动阻力流到井底后所剩余的压力。

在水驱油田中, 一般控制井底压力, 使它不低于饱和压力, 以便在油层中保持单相流动。近年来的一些实验研究和生产实践表明, 在水驱油田中使井底压力低于饱和压力15%～20%左右时, 井底附近地区的原油就会析出一部分气体。这样不仅可以提高产量, 而且由于它可以抑制水的相渗透率, 而延缓水淹时间, 从而提高原油采收率。控制井底压力的另一个界限是使井底压力高于停喷压力, 以保证油井能在自喷采油方式下生产。通常可由稳定试井来确定出产量高、流压高、气油比低、含水率低、含砂量低、生产稳定的工作制度作为油井的合理工作制度。

在确定了独立开发层系以后, 就要在油藏上布井。合理的井网部署应以提高采收率为目标, 力争有较高的采油速度和较长的稳产年限。对于不同的注水方式, 井网部署的研究内容也不同, 如行列切割注水方式的井网部署主要研究内容包括: 切割方向、切割距、排距、排数及井距; 面积注水方式的井网部署主要研究内容是井距或井网密度。合理的布井形式取决于油层地质物理特性和油藏的驱动方式, 同时也取决于所要求的油田开发速度。

在压力驱动方式下(水驱和气驱) , 由于能量来自一个或几个方向, 为了保证充分利用这些能量, 以获得最高的生产水平和原油采收率, 应按排状布井, 并使井排和含油边缘平行。为了减少遮挡作用, 避免舌进现象发生, 注水井排和生产井排以及相邻的两区生产井排上的井位应错开。面积注水时, 应按网状布井。

在溶解气驱及底水驱动方式下, 由于能量来自整个油田面积, 而不是来自某一方向, 因此生产井应该在整个油田面积上按均匀的几何形状分布, 即网状布井。

布井的另一个问题是确定井数。因为油田是依靠油井产油的, 油井太少, 不仅开发速度低, 不能满足国家的需要, 而且采收率也受到影响。但是, 如果钻的井太多, 由于井的相互干扰严重, 则会使单井产量下降。对于水驱油田, 增加井数不仅要增加投资, 而且当井数达到一定程度后, 再增加井数, 油田的累积产量也不会提高。根据世界各国油田开发的经验,层状油层井数的大致范围如下:

对于渗透率K≥1～2μm² , 原油地下粘度μ_o ≤2 mPa·s 的好油田, 井排距为400 m×500m～1 000m×1200 m。

对于渗透率K = 0.3～1μm² , 原油地下粘度μ_o=5～10mPa·s 的中等油田, 井排距为300 m×400m～700 m×800 m。

对于渗透率K≤0.2 μm² , 地下原油粘度μ_o ≥15 mPa·s 的差油田, 井排距为100 m×150 m～400 m×500 m。

每个油田具体布井时, 根据油层渗透率和原油地下粘度大致考虑了几种井排距后, 还要详细地研究油层延伸的范围、油砂体分布情况及油层物性的变化, 合理布置注水井和生产井的井网, 以便使油藏能获得最大的采收率, 即储量损失最小。由于独立开发层系中各小层的地层特性和油层物性参数总是存在着差异, 因此就需要运用分层布井、层层迭加、综合调整的方法, 选出适应大多数油砂体的井网来。其具体步骤如下:

(1 ) 根据各个主要小层( 分布广、岩性好、储量大) 的渗透率和地下原油粘度, 确定该层的平均井排距, 均匀布井。

(2 ) 根据各小层的油砂体平面图上油砂体分布和油层物性变化情况, 以确定的平均井排距为依据, 适当调整, 使每个油砂体至少有一口生产井和一口注水井。对较小的油砂体可不布注水井。另外, 为了使油层中水线能较均匀地推进, 对渗透率大的地区, 井排距可适当放大一点, 对渗透率小的地区, 井排距可适当缩小一些。

(3 ) 将各层的井位迭加, 然后调整。相重合的井位就合并, 相接近的井位根据各层岩性变化情况适当归并, 最后整理出较规则的井网, 调整后可以得出几个不同的布井方案。

(4 ) 按调整后的各个布井方案, 对各非主要层进行布井, 根据各非主要层的情况适当增补少数井。

(5 ) 计算各布井方案的储量损失, 从中选择出储量损失最小的方案。

(6 ) 根据各井排距的水动力学计算的开发指标———产量、开发时间、含水上升速度及损失储量, 并考虑经济效果, 最后选择出一种最合理的布井方案。

最后还应指出, 油田开发初期, 人们对油田的认识具有一定的局限性, 某些矛盾也只有在开发一定阶段后才会暴露出来。因此, 在开发过程中, 随着我们对油田认识的不断加深,对开发初期所拟定的开发方案也必然要进一步加以补充和修正。所以, 在选择井网时, 就要考虑这一因素, 不要使井网太密, 或采用灵活性较大的正方形井网。

在开发方案编制工作中, 根据油田地质特征, 划分了开发层系, 选择了注水方式, 确定了井网部署之后, 开发方案的基本轮廓已经形成。但是, 一个油田( 或开发区) 的方案设计往往有几种设想, 几种方案。要选择最佳方案, 还必须做进一步的水动力学计算, 算出产量、井数、采油速度、见水时间、采收率等几项指标进行对比, 并对这些方案进行必要的经济分析, 然后从中选出一种最佳的开发方案。

但开发指标并不是确定开发方案的唯一因素, 选择开发方案时还须考虑以下几项原则:

(1 ) 开发方案设计的采油速度必须保证国家对原油产量的要求;

(2 ) 开发方案设计必须适合地下油层性质, 使各套开发层系的水驱控制储量达到90%以上;

(3 ) 开发设计应按勤俭节约的原则, 少打井多采油, 工艺简单, 管理主动, 油井利用率高;

(4 ) 开发方案设计必须为后期调整留有余地, 实践一步, 认识一步, 调整一步。总之, 油田开发过程是一个长期反复实践和不断认识的过程, 油田开发方案的设计只是整个油田开发过程的第一步, 还必须在油田开发过程中不断完善。 2100433B

油田开发进行到一定阶段，为了增加可采储量，进步开发效果，必须根据新出现的情况，调整油田开发方案，包括：①制定新的配产配注方案，调整各层的注、采状况，对不同的油层分别采取控制和改造措施，进步开发效果；②钻加密井，通过开发方案的调整，以进步油田的采油速度和采收率（油田采收率为注进剂体积波及系数与驱油效率的乘积）。 　驱油效率 在所波及的那一部分储层中，注进剂能驱出的油量与该部分储层中原油地质储量的比值。注进剂确定后，驱油效率主要取决于储层及其原油的物理性质,通常可用相对渗透率曲线表示。要进步驱油效率,须从改善注进剂的物理化学性质着手，目前还处在研究试验阶段。 　体积波及系数注进剂所波及的储层体积与储层总体积之比，其值受油层的非均质性、油的流度（渗透率与原油地下粘度的比值）与注进剂的流度的比值、生产井和注进井的分布状况等的影响。在非均质多油层油躲中。体积波及系数由面积波及系数和厚度波及系数组成。注水开发过程中所采取的一切调整措施，都是为了进步体积波及系数来改善注水开发效果。

油田开发指标预测，用油藏工程方法或数值模拟方法，对开发过程中的产量压力变化、开发年限、最终采收率等开发指标和经济指标进行的计算和预测。是检验开发方案是否符合实际的一个指标。