1、油田开发方案设计

        油田开发设计是油田管理的重要环节，是指导油田如何合理开发、调整的重要依据。

1.1油田开发设计阶段的划分

        一个完整油田的开发设计可划分为三个阶段：油田开发早期概念设计阶段；油田全面投入开发总体设计阶段；油田开发中后期的调整方案设计阶段。这三个阶段的开发设计都是至关重要的战略性问题，至于各个阶段的实施方案则是战术性问题，如钻井、完井、射孔方案、注采方案、配产方案等。

1.1.1油田开发概念设计

        一个油田在勘探过程中有了发现井，预期有油气开发前景的条件下，即可开展概念设计。基本任务是充分利用地球物理资料和发现井地质及试采资料，进行早期油藏评价，详细阐述详探评价的步骤及转入实施开发的条件，提出需要补充录取的资料及需要开展的先导试验，对油藏开发着重进行机理研究和敏感性分析。

        在油田开发概念设计阶段，往往只有发现井及少数评价井资料，对油藏的认识还存在许多不确定性。不同的油藏类型和获得的各种信息多少对设计的可信度影响很大。在构造简单、含油面积大、油层多、储量丰富、获得较多储层信息的情况下，概念设计的可信度比较高；对于复杂的断块、构造—岩性和岩性油藏，必须采用滚动勘探开发程序。

1.1.2油田开发总体方案设计

        在详探工作基本结束，开发准备程度比较成熟的条件下（包括地震、钻井、取心、测井、测试、试油试采、储量计算），应着手编制油田开发总体方案设计。

         对于油田投入全面开发，主要任务是确定：层系划分；井网及井排距；开发方式；开采速度与生产规模；油藏动态监测系统；钻井、采油、地面建设的工程要求及实施程序。

1.1.3油田综合调整方案设计

        油田全面投入开发以后，随着时间的推延，通过油田动态分析，对油藏的地质认识深化以后，应该对原先的方案设计与油田开采过程中暴露的各种矛盾加以调整。

        油田综合调整方案设计以地质特征再认识和开发效果评价两个方面为基础。地质特征描述的重点是对储层的沉积微相进行再认识，分析不同沉积微相在开发过程中的油水分布特点，各种微细界面对开发效果的影响。开发效果评价的重点是分析各类储层的储量动用状况及影响储量动用的原因，从而对原井网、层系、注采关系、压力系统、钻加密井和相应的开采工艺措施提出综合调整意见，其目标还是在于改善油田开发效果和提高管理水平，提高油田可采储量和最终采收率。

1.2 设计评价的过程和方法

       无论油田开发设计的哪个阶段，都必须充分消化吸收所有的资料和尽可能达到的技术，一步一步地去认真研究：油藏数据获取和分析、地质及储层描述、水动力学方法或数值模拟研究、开发环境及政策研究、开采及油藏预测、钻采工艺及地面流程设计、技术、经济优化综合评价。

1.2.1油藏数据的获取和分析

        在油田开发概念及油田开发总体方案设计阶段，所能获取的数据较多地偏重于静态数据，一般有地质、地震、测井、岩心、RFT、DST及流体数据（包括常规的、特殊的），动态数据一般有试井、试油试采的数据。调整方案设计阶段所能获得的数据信息量比较多，尤其是测井、检查井取心、大量的不同时间所获得的动态数据，如油水井的分层压力、流量、含水、油气比及其它特殊的数据。从油田概念设计阶段开始，就应强调完善数据库。

1.2.2地质及储层描述

        地质及储层描述大致分为三种尺度。

        大尺度描述要充分应用地震处理的资料、测井的信息、地层对比的分层资料，目的是搞清楚构造的形态、断裂系统、砂层及有效厚度的分布状况、油水系统等。

       中尺度描述的对象往往是岩石类型、沉积相及其规模、细分层对比及流动单元划分、裂缝系统分布规律及发育程度。不同类型的湖盆河道砂体有着各自特有的非均质性，不同弯曲度的曲流河道砂体、辫状河砂体、顺直型分流河道砂体、网状河及三角洲砂体都由于沉积方式的不同，导致砂体的连续性、宽度及连通程度都有很大差异。这对于建立储层地质模型十分重要，对油田注水开发设计中有关层系、井网的部署起着决定性的作用。

        细尺度描述着重进行储层内部非均质性变化的描述，如不同方向的渗透率分布变化规律、孔隙结构变化规律、泥质含量及微观界面分布规律、裂缝分布方向及密度等。

1.2.3 水动力学方法或数值模拟研究

        常规的水动力学概算、一维的流管发及二维的数值模拟多用于概念设计。可采储量的估算也经常用到水动力学方法，油田总体开发方案及调整方案设计使用三维的数值模型更多。不同的油气藏类型选用不同的数值模型，常规的黑油油藏选用黑油模型，挥发性油藏或凝析油气藏应选用组分模型。数值模拟研究要求取得的关键参数除了地质模型中提供的地质、岩性和流体分布之外，通常还有储层物性和流体的特殊分析（如相对渗透率、毛管力，PVT）和分井分层过去生产的历史资料，也需要提供如钻井、完井、射孔井段及注采速度或生产压差这些部署研究所需资料。

1.2.4 开发环境及政策研究

        油田开发必须了解所处的开发环境（自燃环境和政治环境等）和领导的意见及国民经济的需求。在某一阶段，不能单从技术角度来衡量开发设计的合理性，需要尽可能使开发设计达到技术、经济、政治有机的统一。

1.2.5 开采及油藏预测

        一个开发设计通常要做多个方案，目的是预测不同方案可能取得的开发效果，从技术上和经济上做出评价和比较。开采方式涉及到究竟是利用天然能量开采还是保持能量开采好？如何保持油藏能量，是注水还是注气或是需要混相驱？不同井网、井距、层系和开采速度也可组成许多不同方案。这些方案设计都应该有储量控制程度及采收率的预测。

1.2.6 钻采工艺及地面流程设计

        钻采工艺及地面流程设计的作用是应用当代先进的技术，实现油藏工程设计。选择直井、水平井或丛式井开发，既要考虑到油藏的适用性，还要考虑到环境的影响。钻井的套管系列要与采油工艺技术相配套，采油工艺技术要适应储层的地质情况，并实现方案设计确定的产量目标。

        地面流程设计要充分考虑到先进性和实用型，尽量使地面流程自动化程度高、操作简便、计量准确、节能效果好，能够有承担各种风险的足够能力。

1.2.7 技术、经济优化综合评价

        技术、经济优化综合评价是油田开发设计中各种方案决策的依据。开发方案经济评价的目的是使所选择的方案除在工艺技术上保持先进性和可行性外，还应保证经济上的合理性。

        进行油藏开发方案设计相对来说是件“轻松”的工作，但井位的每次加密和调整都要依据当前的剩余油分布状况，而要搞清楚剩余油的难度和工作量都是非常大的。

2、老油田开发现状

2.1总体现状

        油气田开采具有明显的周期性，每个油田都会经历开始、生长、旺盛到衰落的过程。根据中国目前油田的采出程度、综合含水率和近期石油产量变化特点，认为：东部区老油田总体处于开发中晚期，进入产量递减阶段；中部区油田处在开发早期，产量稳中有升，但增长幅度有限；西部区油田处在开发早中期，今后增产潜力相当大；海域油田总体处在产量上升阶段，产量增长幅度大。今后石油储量增长有望保持在较高的水平上，但新增储量品质下降，勘探和开发难度增大。

2.2 剩余油研究

         我国油田多为陆相沉积多油层储层，层间、层内和平面上渗透率变化大，而我国近90%油田均采用注水方式开发，由于非均质性严重，各层吸水量差异大，注入水往往沿高渗带推进，使纵向上和平面上水推进不均匀，造成水驱波及体积小，注入水过早向油井突进，油水分布犬牙交错，剩余油分布整体零散局部相对集中。因此，在开发中后期我们的主要任务就是以剩余油饱和度为主要内容，进行精细化、定量化、动态化和预测化的油藏描述。同时，要把工作重点逐渐转向井间和整个油藏的剩余油分布研究上。实际上，剩余油分布研究也是油藏研究的主要任务，需要划分大量的人力和物力。

2.2.1剩余油技术研究现状

         剩余油研究是一项世界性难题，也是地质、地球物理和油藏工程等不同领域的前沿研究课题。国外研究剩余油包括岩心分析、示踪剂测试、数值模拟、测井、试井及电阻率等多种方法，近年来提出了“以定时、定位、定量计算剩余油饱和度为依据，设计加密井位置”的新设想。我国石油科技工作者经过20多年的摸索探讨，形成了一套陆相地层的剩余油研究方法。剩余油地质研究已经由单学科分析向多学科综合研究发展，除常规的沉积相细分等地质研究，还加强了油层物理学、油气渗流力学和油藏工程学等有关原理的应用。现在主要采用小层沉积相分析法、动态分析法、油藏数值模拟法、油藏工程法、C/O比测井法和钻井取心等方法研究剩余油分布。目前，我国研究剩余油分布的技术和手段基本具备，同国内外主要产油国的技术水平接近，但在油藏管理方面和动态监测系统的重视程度方面存在一定差距。

2.2.2剩余油主要研究技术

        剩余油主要研究技术包括油藏精细描述技术、油藏精细数值模拟技术、动静态描述相结合技术、多学科结合技术、系统分析技术。油藏描述就是对油藏进行综合研究和评价，具体任务在于阐明油藏的构造面貌、沉积相和微相的类型和展布，储集体的几何形态和大小、储层参数分布和非均质性及其微观特征、油藏流体性质和分布，乃至建立油藏地质模型、计算石油储量和进行油藏综合评价。油藏数值模拟技术在油田开发方案的编制和确定、油田开采中生产措施的调整和优化以及提高油藏采收率方面，已逐渐成为一种不可欠缺的主要研究手段。动静态相结合的油藏描述要求地质模型和数值模拟进行一体化研究，在油层描述和油井动态分析基础上，研究宏观剩余油分布。多学科综合研究要求最大限度地采用综合信息，地质、地球物理和油藏工程等不同专业的专家共享一个数据库，以统一的地质模型为媒介，以预测剩余油分布为目的，紧密配合，协同攻关。在油田生产开发系统中，油水井生产动态是系统内各种因素作用的宏观表现；构造因素、沉积相、储层物性、流体性质及开采中的水驱状况则是控制系统变化规律的微观因素。

2.2.3我国大油田剩余油主要分布模式

        我国各类碎屑岩储集层中可动剩余油分布差别很大，考虑到储集层原始总储量，剩余油分布概率由大到小排列为：河流相（48.6%）三角洲相（27.6%）、湖底扇（浊积）相（9.6%）、冲积扇（冲积-河流）相（6.9%）、扇三角洲相（5.5%）和滩坝相（1.8%）。

        大庆油田的划分模式：井网控制不住型、成片分布差油层型、注采不完善型、二级受效型、单向受效型、滞留区型、井间干扰型、层间干扰型、层内未水淹型、隔层损失型和断层遮挡处的剩余油，共10种类型。

         胜利油田划分的模式：水洗区域剩余油、弱水洗区域剩余油、未动用的薄油层、开发工程原因造成的剩余油层，微型圈闭内的剩余油、已开发断块外围延断棱型剩余油，共6中类型。

2.2.4三次采油后剩余油研究

         聚合物驱是国内推广程度最高的三次采油方法，随着大量油田聚合物开发技术的推广应用，地下原油采出程度更高，剩余油分布更加不均匀，同时有大量的聚合物溶液滞留地下。解决聚合物区后油田的开采方法，即聚合物驱后怎么办？是否还有可能采取进一步继续提高采收率？前景如何？是目前众多油田共同关注的热点，也是四次采油的范畴。

3. 总结

        从油田开发的角度看，随着油田开发进入高成熟期，地下油水分布发生了巨大的变化，开采挖潜的主要对象转向高度分散而又局部相对富集的、不再大片连续的剩余油，甚至转向提高微观的驱油效率来。需要我们更开放的环境、更科学的方法、更先进的技术不断攻关。

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