油藏课程设计

目 录第1章 油藏地质概况11.1油藏构造特征11.1.1 构造类型11.1.2 构造形态21.1.3 圈闭研究21.1.4 断层研究21.1油藏储层特性分析21.2.1 储层岩石分布及物性分析21.2.2 储层孔渗性特征评价31.2.3 储层非均质性评价31.2.4 储层敏感性分析4第2章 油藏流体物性分析62.1 油水关系62.1.1 油水界面的判定62.2 油水常规物性分析62.2.1 油的常规物性62.2.2 天然气的常规物性62.2.3 油田水常规物性62.3 油气水的高压物性72.3.1 地层原油的高压物性72.3.2 地层水的高压物性82.3.3 天然气的高压物性92.3.4 油气水的高压物性102.4 渗流物理特性102.4.1 润湿性102.4.2 相渗曲线112.4.3 毛管压力曲线11第3章 油藏温度、压力系统133.1 油藏压力系统133.2 油藏温度体系14第4章 油藏储量计算154.1 油藏储量计算方法154.2 油藏储量的计算和评价184.3 采收率及可采储量的预测18第5章 油藏驱动能量及开发方式的确定205.1 油藏驱动类型205.2 驱动方式215.3 天然能量分析215.4 人工补充能量开采研究22第6章 开发层系、开采速度及开发井网设计236.1 开发层系的划分236.2 开发速度的设计236.3 开发井网的设计23第7章 开发方案的评价及对比24 24第1章 油藏地质概况1.1 油藏构造特征1.1.1 构造类型地质构造：地层各个组成部分的形态、互相结合方式和面貌特征的总称。地质构造分为褶皱构造和断裂构造两大类，岩层发生弯曲变形叫做褶皱构造；岩层发生断裂或错动叫做断裂构造。地表表面沉积的水平岩层，在地壳运动过程中受构造力的作用，发生弯曲，未丧失其连续完整性，这样的构造称为褶皱构造。褶皱构造分为背斜构造和向斜构造。所谓背斜构造就是岩层向上拱起，核部由较老的岩层组成，翼部由较新的岩层组成，两翼新岩层对称重复出现在老岩层的两侧，正常情况下，两翼岩层产状相背倾斜（即中央突起，西南和东北方向延伸平缓，东南和西北方向陡峭）。向斜构造指岩层向下弯曲，核部由较新的岩层组成，翼部由老岩层组成，两翼老岩层对称重复出现在新岩层两侧。断裂是指岩层受力后破坏，发生了脆性变形，而丧失了岩层原有连续性、完整性的一种地质构造。地层因受力达到一定强度而发生破裂，并沿破裂面有明显相对移动的构造称为断层。（东南和西北方向被两条大断裂断开）1.1.2 构造形态卫22区块油藏三维地质构造图断背斜构造油藏长轴长：4.5Km, 短轴长:2.0Km 比值：2.25:1，为穹窿背斜构造。 1.1.3 圈闭研究闭合面积：通过溢出点的构造等高线所圈闭的面积。4.07km2闭合高度：储集层中最高点与溢出点之间的海拔高差。150m1.1.4 断层研究两个断层：西北断层延伸4.89km，东南断层延伸2.83km。1.1 油藏储层特性分析 1.2.1 储层岩石分布及物性分析一、 矿物分析样品数量：C1井、C2井、C3井岩样各50块进行矿物分析得到如下表格。表1 矿物成分分析成分石英长石岩屑泥质灰质含量76%4%20%5%7%最终可知储层岩石类型为岩屑质石英砂岩。二、 粒度分析表2 储层粒度分析数据粒径(mm)10含量%4.039.1429.536.5512.723.053.231.290.49含量最高的是粒径为0.25mm-0.5mm中砂岩。因为粒径0.01mm的含量为4.03%小于5%，所以储层岩石的胶结类型为接触胶结，而且是泥质胶结物，所以，储层岩石的固结程度不高。1.2.2 储层孔渗性特征评价 平均孔隙度（加权平均法） 按油层厚度加权的平均孔隙度： （1-1）平均渗透率（加权平均法） 按油层厚度加权的平均渗透率： （1-2）表3 储层岩石（砂岩）孔隙度评价表井号厚度（m）渗透率k(mD)孔隙度（%）VC140200200.4C24021019.50.3C330190200.5通过查表得出C1井孔隙度极好，渗透性好；C2井孔隙度好，渗透性好；C3井孔隙度极好，渗透性好。由公式求得：平均孔隙度%，平均渗透率。1.2.3 储层非均质性评价油藏非均质性研究是油藏描述和表征的核心内容。所谓油藏非均质性是指油藏在沉积、成岩及后期构造作用的综合影响下，储层的空间分布及内部属性的不均匀变化。这种非均质性变化具体地表现在储层空间分布形态，储层岩性和厚度，泥岩夹层的多少和厚薄，以及储层内部的物性、孔隙结构、所含流体性质等方面。一、 储层非均质性的分类储层非均质性可以根据非均质性规模、成因和对流体影响程度来进行分类。目前国内已普遍采用陆相注水开发油藏储层非均质性分类方案，该分类将碎屑岩储层非均质性由小到大分成四级，微观孔隙非均质性、层内非均质性、平面非均质性、层间非均质性。 二、层内非均质性层内非均质性是指一个单砂层在垂向上的储层性质变化，包括层内垂向上渗透率的差异程度、高渗透段所处的位置、层内粒度韵律、渗透率韵律及渗透率的非均质程度、层内不连续的泥质薄夹层的分布。渗透率的非均质程度可用下列参数表征。（1） 渗透率突进系数Tk：即砂层中最大渗透率与砂层平均渗透率的比值。 （1-5）式中 TK渗透率突进系数； Kmax层内最大渗透率。一般当Tk3时为不均匀型。（2） 渗透率变异系数Vk: （1-6）式中 VK渗透率变异系数； Ki层内某样品的渗透率值，i=1,2,3,n； 层内所有样品渗透率的平均值； n层内样品数。一般当Vk0.5时为均匀型，当0.5Vk0.7时为不均匀型。（3） 渗透率级差Jk：即砂层中最大渗透率与最小渗透率的比值。 （1-7）式中 Jk渗透率级差； Kmin最小渗透率值。渗透率级差越大，反映渗透率的非均质性越强，反之非均质性越弱。1.2.4 储层敏感性分析储层岩石骨架中，除了构成岩石骨架主体的颗粒外，还有使骨架成岩的各种胶结物以及空隙里的填充物，其中一些胶结物和充填物属于敏感性矿物。储层敏感性有速敏性、水敏性、酸敏性、盐敏性等各种敏感性，现在以速敏性、水敏性为研究对象进行研究。一、速敏（1） 速敏是指当注入（或产出）流体的流速逐渐增大到某一数值而引起渗透率下降的现象。由速敏性引起的渗透率伤害率： （1-8）式中 DKV速敏性导致的渗透率伤害率，无量纲；KL小于临界流速和临界渗流速度时，测得的岩心原始渗透率，； KLmin大于临界速度、小于临界渗流速度时，测得的岩心最小渗透率值， 。（2）速敏指数IV定义为： （1-9）式中 IV速敏指数，d/m； Vc临界流速，m/d。表4速敏程度与速敏指数的关系速敏程度强中等偏强中等偏弱弱无速敏指数0.070.400.700.100.400.050.100.900.700.900.500.700.300.500.050.300.05水敏指数为IW=0.10，故为弱水敏。第2章 油藏流体物性分析2.1 油水关系2.1.1 油水界面的判定表5 油层特征参数表井号井深（m）厚度（m）R（m）含油面积（km）孔隙度（%）C14835-4875403.86.6920C24810-4850403.719.5C34900-4930303.7204930-4940100.610油水界面的校正：平台6m，地面海拔94m。实际油水界面深度4890m储层属于底水油藏，无气顶，含溶解气。2.2 油水常规物性分析2.2.1 油的常规物性地面脱气原油：粘度：；脱气原油密度：；凝固点：；含蜡：4.03%；含硫：0.7%；胶+沥青：10%；初馏点：50摄氏度。2.2.2 天然气的常规物性天然气：天然气相对密度：；天然气组成见下表：表7 天然气性质数据表组分C1C2C3C4C5C6N2CO2air含量40%6%4%3%1%1%20%25%15%2.2.3 油田水常规物性地层水：密度：；PH=6.5；总矿化度：TSD=243869ppm。表8 地层水物性数据表离子ppm846418935502148220235692.3 油气水的高压物性2.3.1 地层原油的高压物性原油是石蜡族烷烃、环烷烃和芳香烃等不同烃类以及各种氧、硫、氮的化合物所组成的复杂混合物。（1）溶解气油比。原油的密度，原有的很多高压物性（体积系数、压缩率）都直接与原油中溶解气量有关。为表征原油中溶解气量多少，其物性参数常用地层原油的溶解气油比表示。通常把在某一压力、温度下的地层油溶解气油比。原油的溶解气油比为： （2-1）式中 Vg地层油在地面脱出的气量，； VS地面脱气原油或称储罐油体积，； Rs在压力P、温度T 时原油的溶解气油比，。 随着压力的增加，溶解气油比越来越大，当P=Pb（饱和压力）时，溶解气油比为Rsi。压力继续增大直到原始地层压力，溶解气油比不再变化而始终保持为饱和压力下的溶解气油比Rsi。这是因为当地层压力高于饱和压力时，地层原油无气体脱出，地层油中所溶解的气量为最大，当地层压力降低至小于饱和压力后，地层内原油便有气体逸出，溶解于原油中的气量减少，故溶解气油比减少。（2）体积系数。地层原油体积系数BO是指原油在地下的体积（即地层油体积）与其在地层脱气后的体积比，即： （2-2）式中 Vf在地层某一压力、温度下原油的体积，； Vs地层体积为Vf原油在地面脱气后的原油体积，。地层油的溶解气油比越大，其体积系数也越大。（3）地层油的压缩系数地层油的弹性大小常用压缩系数或弹性体积系数Co表示。所谓压缩系数是指随压力的变化地层体积的变化率。在等温条件下的原油压缩率： （2-3）式中 Co原油等温压缩系数； Pb、P原油的饱和压力和地层压力； Vb、Vf在压力Pb和P下的地层油体积地层温度越高，原油越轻，密度越小，弹性越大，则其弹性压缩系数也越大。压力增加，原油密度增大，则其弹性压缩系数越小。2.3.2 地层水的高压物性地层水是指油气层边部、地部、层间和层内的各种边水、底水，层间水及束缚水的总称。（1）天然气在地层水中的溶解度。天然气在地层水中的溶解度是指地面1水，在地层压力、温度条件下所溶解的天然气体积。（2）地层水的体积系数 地层水的体积系数是指地层水在地下压力、温度条件下的体积与其在地面条件下的体积比值，即： （2-4）式中 Bw.地层水的体积系数； Vw地层条件下地层水的体积，； Vws地层水在地面条件下的体积，。地层水随温度的增大而增大，随压力的增大而减小；溶解有天然气的水比纯水的体积系数更大。（4）地层水的压缩系数地层水压缩系数是指单位体积的地层水在单位压力改变条件体积的变化值。即： （2-5）式中 Cw地层水的压缩系数，； Vw地层水体积，； 恒温下地层水体积随压力的变化值。2.3.3 天然气的高压物性（1）天然气的体积系数现以地面标准下天然气的体积Vsc为基准作为标准量，以它在地下的体积V为比较量来定义天然气的体积系数，天然气的体积系数Bg可定义为： 式中 Bg天然气体积系数； Vsc天然气在地面标准状态下的体积； V等量天然气在地下的体积。（2）天然气的压缩系数所谓天然气压缩系数就是天然气随压力变化的体积变化率。天然气的等温压缩系数是指在等温条件下，天然气体积随压力变化的变化率，其数学表达式为： 对于真实气体： 对理想气体特定的情况，Z=1.00，而，因此Cg仅与压力倒数成正比；对烃类气体，由于Z不等于1，使仍具有一定数值，不可忽略。（3）天然气的粘度流体的粘度就是流体中任一点上单位面积的剪应力与速度梯度的比值，它是流体内摩擦而引起的阻力。粘度的高低表明流体流动的难易，粘度越大，流动阻力越大，越难流动。 式中 流体粘度，又称动力粘度或绝对粘度； F/A单位面积上剪应力或内摩擦阻力； dv/dZ速度梯度。2.3.4 油气水的高压物性综合弹性压缩系数：式中 Ct储层总压缩系数，； Co、Cg、Cw、CL和Cf油、气、水、液体和岩石的压缩系数，； So、Sg、Sw油、气、水的饱和度，小数； 岩石孔隙度，小数。原始地层压力下油的体积系数Boi=1.08；溶解气油比(m3/m3)；饱和压力下的体积系数Bob=1.12；地层水粘度。2.4 渗流物理特性2.4.1 润湿性油藏在注水开发情况下，岩石孔隙内油、水共存，究竟是水附着到岩石表面把油吸起，还是水只能把孔隙中的油挤出，这都根据岩石的润湿性而定。岩石润湿性是岩石一流体综合特性。润湿性是研究外来工作液注入（或渗入）油层的基础，是岩石与流体间相互作用的重要特性。研究岩石润湿性十分重要，它是和岩石孔、渗、饱、孔隙结构等同样重要的一个储层基本特性参数。吸附现象是由于物质表面的未饱和力场自发地吸附周围介质以降低其表面自由能的自发现象。润湿现象也是自然界中的一类自发现象。它是当不混相的两相流体（如油、水）与岩石固相接触时，其中的一相流体沿着岩石表面铺开，其结果也使体系的表面自由能降低，我们称这种现象为润湿现象。所谓润湿性是指：当存在两种非混相流体时，其中某一相流体沿固体表面延展或附着的倾向性。吸水指数0.5，吸油指数0.1，则岩石为中性。表10 岩石润湿性评价表润湿指数亲油弱亲油中性弱亲水亲水油湿指数10.80.70.60.50.30.400.2水湿指数00.20.30.40.50.70.610.82.4.2 相渗曲线原始含油饱和度Soi=1-0.32=0.68束缚水饱和度Swi=0.32；最大含水饱和度Swmax=0.68。2.4.3 毛管压力曲线毛管压力曲线应用（1）毛管力曲线的定性特征一般毛管力曲线具有两头陡、中间缓的特征。开始的陡段表现为随压力升高非湿相饱和度缓慢增加。此时，非湿相饱和度的增加大多是由于岩样表面凹凸不平或切开较大孔隙引起的，并不代表非湿相已真正进入岩心。有时，只有其中的一部分进入岩心内部。中间平缓段是主要的进液段，大部分非湿相在该压力区间进入岩心，故非湿相饱和度增大很快而相应的毛管压力变化则不太大。曲线中间段的长、短，位置的高低对分析岩石结构起着重要的作用。毛管力曲线中间平缓段越长，说明岩石喉道的分布越集中，分选越好。平缓段位置越靠下，说明岩石喉道半径越大。曲线的最后陡翘段表示随压力的急剧升高，非湿相进入岩心的量越来越小，直至非湿相完全不能进入岩心为之。如果曲线陡翘段表现为与纵轴相平行，则说明再增加压力，非湿相饱和度已不会变化。（2）毛管压力曲线的定量特征1）排驱压力PT所谓排驱压力就是指非湿相开始进入岩样最大喉道的压力，也就是非湿相刚开始进入岩样的压力，因此有时又称排驱为入口压力、门槛压力或阀压，其对应于岩样最大喉道半径的毛管压力。凡岩石渗透性好，排驱压力均比较低；反之排驱压力越大，岩石物性越差。2）饱和度中值压力Pc50饱和度中值压力Pc50是指在驱替毛管压力曲线上饱和度为50%时对应的毛管压力值。Pc50相应的喉道半径是饱和度中值喉道半径r50，简称中值半径。Pc50值越小，r50越大，表明储油岩石的孔渗条件越好，产油能力越高。 3）最小湿相饱和度Smin最小湿相饱和度表示当驱替压力达到最高时，未被非湿相浸入的孔隙体积百分数。如岩石为亲水，则最小湿相饱和度代表了束缚水饱和度，反正，若岩石亲油，为最小湿相饱和度代表残余油饱和度。（3） 毛管力曲线应用1. 毛管压力资料在岩石孔隙结构研究中的应用。2. 根据毛管力曲线形态评估岩石储集性能好坏。3. 引用毛管力曲线确定孔隙的表面积。4. 根据毛管力曲线资料定义的若干综合系数。5. 应用毛管力曲线确定油层的平均毛管压力函数。6. 用毛管力曲线法研究驱油效率。7. 确定油（水）饱和度与油水过渡带高度之间的关系。8. 应用注入和退出曲线确定平均孔喉体积比。9. 毛管压力资料确定储层岩石的润湿性。10. 用毛管力曲线可计算岩石的绝对渗透率和相对渗透率。11. 可在室内快速评定油井工作液对储层的损害或增产措施的效果。第3章 油藏温度、压力系统表9 静压和静温测试数据测点深度（m）测点压力（Mpa)测点温度()C1C2C3C1C2C3480052.6452.5352.09120120.8119.8450050.2950.1849.74113.8113.6113.9420047.9447.8347.39107.5107.9107.4390045.5945.4845.04101.3101.1101.4360043.2343.1242.6895.195.295.3330040.8840.7740.3392.99392.8测试日期2007.062007.092007.122007.062007.092007.123.1 油藏压力系统油藏压力系统，是油藏评价中的重要内容。对于每口探井和评价井，必须不失时机地准确确定该井的原始地层压力，绘制压力与埋深的关系图，以便以判断油藏的原始产状和分布类型，并用于确定储量参数和储量计算。对于任何具有气顶和边、底水的油藏，或具有边、底水的气藏，不同部位探井的原始地层压力与埋深的关系，可表示如下； 式中 Pi原始地层压力，MPa； a关闭后的井口静压，MPa； GD井筒内静止流体压力梯度，MPa/m； D埋深，m。井筒内的静止流体压力梯度，由下式表示： 式中 井筒内的静止流体密度，； GD压力梯度，MPa/m。压力梯度与地下流体密度成正比，即流体密度小的气顶部分，比流体密度大的含油部分或边水部分，具有较小的压力梯度，而且压力梯度乘以100即为地层流体密度。由表9得到压深关系曲线：3.2 油藏温度体系油藏的温度系统，是指由不同探井所测静温与相应埋深的关系图，也可称为静温梯度图。任何地区油藏的静温梯度图，均为一条静温随埋深变化的直线关系，并由下式表示：T=A+BD式中 T油藏不同埋深的静温，； A取决于地面的年平均常温，/m； B静温梯度，/m； D埋深，m。由于地壳温度受到构造断裂运动及其岩浆活动的影响，因而不同地区的静温梯度有所不同。由表9得到三口井的温深关系曲线：第4章 油藏储量计算4.1 油藏储量计算方法一、油藏储量的分类油气总资源量是指在自然环境中，油气资源所蕴藏的地质总量。它可以包括原始地质储量、原始可采储量和剩余可采储量。（1）原始地质储量，是指已发现资源量的部分，根据地震、钻井、测井和测试，以及取心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。（2）原始可采储量，又称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。 （3）剩余可采储量，是指已经投入开发的油气田，在某一指定年份还剩余的可采储量。二、油藏储量的分级油藏储量可分为：一级储量、二级储量、三级储量。三、油藏储量计算方法根据油气田勘探开发所处的不同阶段，及其取得资料的情况，石油与天然气的储量计算方法，大体上可以分为类比法、容积法和动态法。1.类比法类比法是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储量。储量丰度为单位面积控制的地质储量；单储系数定义为单位面积和单位厚度控制的地质储量。两者可表示为： 式中 储量丰度，； SNF单储系数，； N油藏原油的原始地质储量，。 A含油面积，； 有效孔隙度； Boi在原始地层压力下的原油体积系数； Soi原始含油饱和度。2.容积法容积法是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，计算得到油气田原始地质储量的重要或主要方法。（1）油藏的容积法表示为： 在油藏的原油中，溶解气的原始地质储量为： 式中 Gs溶解气的原始地质储量，； Rsi原始溶解气油比，。（2）气藏的容积法为： ；式中 G气藏的原始地质储量， Soi原始含气饱和度； Boi天然气的原始体积系数； Pi原始地层压力，MPa； Psc地面标准压力；MPa； Tsc地面标准温度，K； T地层温度，K； Z在Pi和T条件下的气体偏差系数。 （3）凝析气藏的容积法为： 式中 Gt凝析气藏的总原始地质储量，； Gd干气的原始地质储量，； No凝析油的原始地质储量，； Bgi凝析气藏地层流体的原始体积系数； Z凝析气藏地层流体的偏差系数； fg凝析气藏干气的摩尔质量； 凝析油的密度，； 凝析油的含量，； 凝析油的相对密度； GOR凝析气藏的原始气油比，； GEo凝析油的气体当量体积，； Mo凝析油的相对分子质量，。当缺少凝析油取样分析的相对分子质量时，可由如下的相关经验公式确定： 3.动态法在计算油气藏原始地质储量和原始可采储量的工作中，有效的动态法有以下几种：（1） 用于定容气藏的压降法；（2） 用于定容气藏的弹性二相法；（3） 用于水驱油藏的水驱曲线法；（4） 用于任何驱动类型油气藏进入递减期的产量递减法；（5） 用于任何驱动类型油气藏的预测模型法。4.2 油藏储量的计算和评价实例：已知A=6.69 h=31.156m %（加权平均可求得）Soi=0.68（相渗曲线可知）Boi=1.08，Rsi=100计算出油藏储量、储量丰度、单储系数、溶解气储量、并进行评价。解：根据油藏储量评价标准，该油藏储量为中型油藏。为高丰度；为特低丰度4.3 采收率及可采储量的预测原油采收率是指累积采油量占原始地质储量的百分比。1）利用多元回归分析法得到的相关经验公式为： 式中 ER采收率； K算术平均的绝对渗透率， ； Swe原始含水饱和度； 有效孔隙度； h有效厚度，m。公式的复相关系数为0.8694。 2）水驱油藏的相关经验公式。 对于72个水驱砂岩油田的相关经验公式为： 式中 原始地层压力下的地层水粘度，mPas； 原始地层压力下的地层原油粘度，mPas； Pi原始地层压力，MPa； Pa油田废弃时的地层压力，当早期注水保持地层压力时，Pa=Pi，MPa。复相关系数为0.958，标准差为17.6%。 溶解气驱的相关经验公式根据98个砂岩、灰岩和白云岩的实际开发数据，井多元回归分析所建立的相关经验公式为： 式中 饱和压力下的地层原始粘度，mPas； Pb饱和压力，MPa； Pa溶解气驱开发的最终废弃压力，MPa。复相关系数为0.932，标准差为22.9%。3）我国水驱砂岩油藏的相关经验公式 由我国东部地区150个水驱砂岩油藏，统计得到的相关经验公式为：复相关系数为0.7614。第5章 油藏驱动能量及开发方式的确定5.1 油藏驱动类型一、驱动方式 弹性驱依靠油层岩石和流体的弹性膨胀能驱油的油藏为弹性驱油藏。条件：（1）油藏无原生气藏；（2）油藏无边水或底水、注入水，或边水而不活跃；（3）开采过程中油藏压力始终高于饱和压力。机理：依靠岩石和流体的弹性膨胀能。溶解气驱溶解气驱是指油层压力低于饱和压力时，溶解状态的气体分离出的气泡膨胀而将石油推向井底的驱动方式。条件：（1）气泡膨胀驱油向井底，气泡膨胀驱动能量为主要驱动能；（2）油藏应无边水（或底水、注入水），无气顶，或有边底水而不活跃；（3）地层压力低于饱和压力。水压驱1.刚性水驱 油藏驱动能量主要依靠边水（或底水、注入水）的作用。形成刚性水驱的油藏条件：（1）油藏有边水（或底水、注入水），油层与边水或底水相连通；（2）水层有露头，且存在良好的供水源，与油层的高差也大；（3）油水之间没有断层遮挡；（4）生产过程中地层压力基本保持不变；（5）油藏是靠边（底）水驱动原油。 驱油机理：水的压能。2.弹性水驱 弹性水驱主要依靠随着采出液体使含水区和含油区压力降低而释放出的弹性能量来进行开采。油藏能形成弹性水驱的条件为：（1）地层压力不断降低；（2）产量随时间而降低；（3）气油比保持不变。驱油机理：采水区和含油区的弹性膨胀能。气压驱当油藏存在气顶，气顶中的压缩气为驱油的主要能量时称为气压驱。条件：（1）有气顶；（2）无水驱或弱水驱；（3）地层压力等于饱和压力。驱油机理：气顶气膨胀。重力驱无原始气顶和边（底）水的饱和或未饱和油藏，当其油藏储层的向上倾斜度比较大时，就能存在并形成重力驱。条件（1）油层比较厚、倾角大；（2）渗透性好。5.2 驱动方式驱动方式分为天然能量驱动与人工补充能量驱动。其中，人工补充能量驱动又分为人工注水方式和人工注气方式。选择驱动方式的原则：既要有效地保持油藏能量，又要合理地利用天然能量，以满足对开采速度和稳产时间的要求。该油藏选择：天然驱动能量+人工补充能量。5.3 天然能量分析天然驱动能量的形成条件：该油藏有底水，无气顶、含有溶解气且属于未饱和油气藏。天然驱动能有：弹性驱动、水压驱动、溶解气驱动。（其中油藏最先释放的是弹性驱动能）弹性产油量： 式中 NPb总的弹性产油量，； Pi原始地层压力，MPa； Pb饱和压力，MPa。已知Boi=1.08 ；Bob=1.12；Pi=52.8MPa；Pb=14.76MPa。实例：油田的开采速度一般为2%4%（油田年产量=开采速度油藏地质储量，取开采速度为3%）。预计弹性产油量可开发多少年（年数=弹性产油量油田年产量）则预计该储量可开发多少年？所以这几年依靠弹性驱动能开发，每年开发300天，则日产量为Npb/(300年数)。若单井日产量56.4t/d，则需要打多少口油井？解：含油面积A=6.69，开发速度用v表示，年产量用m表示，年数用n表示，井口数用z表示。；取3年；z=（2598.5-189）100003%30056.43=14.2取15口油井。5.4 人工补充能量开采研究一般只依靠弹性能开采很难达到开采速度的要求，故第一年之后，要补充人工能量，有人工注水及注气油藏的适应条件可知该油藏适合人工注水。一、从注水时间上大致分为三种类型：早期注水、中期注水、晚期注水。1） 早期注水 早期注水是指在地层压力还没有降到饱和压力之前就及时进行注水，使地层压力始终保持在饱和压力以上，或保持在油层压力附近。适用于地饱压差相对较小的油田。2） 中期注水 中期注水是指投产初期依靠天然能量开采，当地层压力下降到低于饱和压力后，在气油比上升到最大值之前注水。适用于地饱压差较大，天然能量相对丰富的油田。3） 晚期注水 晚期注水是指在溶解气驱之后的注水。 适用于原油性质好，面积不大，具有天然能量比较充足的中、小油田。二、 油田注水方式 所谓注水方式，是指注水井在油藏中所处的部位和注水井与生产井之间的排列关系。目前注水方式有：边缘注水、切割注水、面积注水、点状注水。1） 边缘注水边缘注水是指注水井按一定的规则分布在油水边界附近进行注水的一种布井形式。根据注水井排在油水界面的相对位置，边缘注水分为：缘外注水、缘上注水、缘内注水。2） 切割注水切割注水是指用注水井排将油藏切割成几个区块，将每一区块看成是一个独立的开发单元，分区进行开发和调整的一种布井方式。此法适应于油藏宽度为45km的情况。3） 面积注水面积注水是指把注水井和生产井按一定的几何形状和密度均匀地布置在整个开发区上的一种布井方式。面积注水可分为：四点法面积注水、五点注水法、七点注水法、九点注水法、反七点注水法、反九点注水法、直线排状注水和交错排状注水。第6章 开发层系、开采速度及开发井网设计6.1 开发层系的划分所谓划分开发层系，就是把储层和流体特征相近的含油小层组合在一起，与其他层分开，用单独一套井网进行开发。通过这种开发层系的划分可以减少层间干扰，提高注水纵向波及系数及采收率，并以此为基础，进行生产规划、动态分析和调整。一、 划分开发层系的原则合理组合与划分开发层系应考虑的原则：（1）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。（2）油层特性和流体性质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，避免和减少注水过程中可能出现的单层突进等层间矛盾。（3）各开发层系间必须有良好的隔层，以便在注水开发的条件下，层系间能严格分开，确保层系间不发生窜通和干扰。（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，以利减少钻井和地面建设工作量，提高经济效益。6.2 开发速度的设计规定采油速度采油速度是指油田（藏）年产油量与其地质储量的比值。采油速度问题是一个生产规模问题，一个油田必须以较高的采油速度生产，但同时又必须立足于油田的地质开发条件和采油工艺技术水平以及开发的经济效果。6.3 开发井网的设计井距排距3年后，需要人工补充能量。解：需要再打的油井数为口总的油井数为43口，采用5点法，注水井与采油井之比为1：1；所以水井为43口；井网密度为6.6986=0.08；井距为8=0.32； 排距为0.64。第7章 开发方案的评价及对比地面建设费用：生产管理费用：产出液处理费：液体单价：