砂巖油藏注水開發(fā)效果評價

1、 砂巖油田注水開發(fā)效果評價 一、 砂巖油藏注水開發(fā)效果評價的目的 二、 砂巖油藏注水開發(fā)效果評價的主要內(nèi)容 三、 砂巖油藏注水開發(fā)效果評價的方法 一 注水水方式和注采井網(wǎng)適應(yīng)性評價 二 注采壓力系統(tǒng)適應(yīng)性評價 三 綜合含水率及耗水量大小的分析評價 四 注水利用率分析 六 白然遞減率和剩余可米儲量米油速度評價 五 注入水涉及體積大小評價 七 可采儲量評價 八 注水開發(fā)效果綜合評價 一、砂巖油藏注水開發(fā)效果評價的目的 砂巖油藏注水開發(fā)效果評價的主要目的是研究砂巖油藏內(nèi)油水運動規(guī)律，揭示油 藏注水開發(fā)的主要矛盾和潛力，為編制油藏年度開發(fā)規(guī)劃、長遠(yuǎn)開發(fā)規(guī)劃和綜合調(diào)整 方案制定科學(xué)合理的技術(shù)方法和技術(shù)措

2、施，確保砂巖油藏獲得最高的、經(jīng)濟合理的水 驅(qū)米收率。 二、砂巖油藏注水開發(fā)效果評價的主要內(nèi)容 1、 注水方式和注采井網(wǎng)的適應(yīng)性評價 2、 注采壓力系統(tǒng)的適應(yīng)性評價 3、 綜合含水率及耗水量大小的分析評價 4、 注水利用率分析 5、 注入水涉及體積大小的評價 6、 自然遞減率和剩余可采儲量采油速度評價 7、 可采儲量評價 8、 注水開發(fā)效果綜合評價 三、砂巖油藏注水開發(fā)效果評價的方法 (一) 注水方式和注采井網(wǎng)適應(yīng)性評價 注水方式和注采井網(wǎng)適應(yīng)性是衡量油藏所采取的技術(shù)方法和技術(shù)措施是否得當(dāng)， 油藏潛力是否得到充分發(fā)揮的一項重要內(nèi)容。通常從以下幾個方面進行分析評價： (1) 從水驅(qū)儲量控制程度和水

3、驅(qū)儲量動用程度上下分析評價注水方式和注采井網(wǎng)的 適應(yīng)性 水驅(qū)儲量控制程度用現(xiàn)井網(wǎng)下和注水井連通的采油井射開有效厚度與采油井射開 總有效厚度之比值來表示： h Rc = 一 H 式中：Rc 一水驅(qū)儲量控制程度，%; h一與注水井連通的采油井射開有效厚度， m； H一采油井射開總有效厚度，m。 水驅(qū)儲量控制程度本質(zhì)上是注入水體涉及系數(shù)的反映。 水驅(qū)儲量控制程度與井網(wǎng)密度的大小和注采系統(tǒng)的完善程度有關(guān)。 如歡26斷塊興 隆臺油層水驅(qū)儲量控制程度隨著井網(wǎng)密度的增加和注采系統(tǒng)的完善而提高： 歡26斷塊水驅(qū)儲量控制程度變化情況表 年度 井網(wǎng)密度 ha/well 油水井 數(shù)比 水驅(qū)儲量 控制程度 1985

4、16.7354 2.08 71.23 1989 11.1564 1.95 82.64 1992 9.4665 1.91 84.80 水驅(qū)儲量動用程度用注水井總的吸水厚度與總的射開連通厚度之比值或油井的總 產(chǎn)液厚度與總的射開連通厚度之比值來表示： 式中：Rp水驅(qū)儲量動用程度，%; hi、ho一注水井總吸水厚度、油井總產(chǎn)液厚度， m； Hi、Ho一注水井、油井總射開連通厚度， m。 水驅(qū)儲量動用程度還可以用丙型西帕切夫水驅(qū)特征曲線來確定: Nmo Rmo 式中：Lp一累積產(chǎn)液量，104t； Np一累積產(chǎn)油量，104t; Nmo一水驅(qū)動用儲量可動油儲量,104t； N一石油地質(zhì)儲量，10%; ER由

5、油藏地質(zhì)特征參數(shù)評價出的油藏最終采收率， f。 水驅(qū)儲量動用程度直接反映注水開發(fā)油藏的水驅(qū)效果。一般情況下，水驅(qū)儲量動 用程度隨著開發(fā)程度的加深而提高，其值越大，說明水驅(qū)油藏的注水開發(fā)效果越好； 反之，那么說明注水開發(fā)效果越差。 以下圖為錦16斷塊西部丙型水驅(qū)曲線。由兩個直線段的斜率和上述公式可以得到 2002年末斷塊的水驅(qū)儲量動用程度為 98.65% RP = hi Hi RP = ho Ho Lp NP =A BLp 錦 16斷塊西部丙型水驅(qū)曲線 通常用丙型水驅(qū)曲線計算出來的水驅(qū)儲量動用程度值應(yīng)小丁 1。但有時也可能大 丁 1,這除了反響水驅(qū)效果較好外，主要是地質(zhì)儲量偏小所至。 計算出油藏

6、的水驅(qū)儲量控制程度和水驅(qū)儲量動用程度后，參照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn) ( SY/T 62191996)即可衡量該油田或區(qū)塊的這兩個指標(biāo)在油田開發(fā)水平分級表中屆丁哪一 類。 水驅(qū)儲量控制程度和動用程度評價標(biāo)準(zhǔn) 項 目 中高滲透率層狀砂巖油藏 低滲透孕砂巖油藏 一類 二類 三類 一類 二類 三類 水驅(qū)儲量控制程度 85 70 70 60 75 60 70 50 50 (2) 從產(chǎn)能大小和采油速度上下分析評價注水方式和注采井網(wǎng)的適應(yīng)性 a. 油井產(chǎn)能和注水井吸水能力變化規(guī)律 油井產(chǎn)能的變化主要指采油、采液指數(shù)的變化規(guī)律。通常用本油藏的實際資料作 出無因次采油指數(shù)和無因次采液指數(shù)隨含水而變化的關(guān)系曲線(用相對滲透率曲

7、線作 理論曲線，用單井的采出指數(shù)資料作實際曲線)。 當(dāng)作出無因次采油指數(shù)和無因次采液指數(shù)隨含水而變化的關(guān)系曲線后，應(yīng)確定油 藏有代表性的采油指數(shù)初始值。初始值確定后就可以確定不同含水條件下的采油指數(shù)、 米液指數(shù)。 再通過壓力系統(tǒng)分析，確定不同含水下的合理生產(chǎn)壓差，進而確定不同含水下合 理的單井產(chǎn)油量和產(chǎn)液量。當(dāng)實際值低丁確定值時，那么認(rèn)為油井的潛力沒有得到充分 發(fā)揮；當(dāng)接近實際值時那么認(rèn)為油井利用較好。 注水井吸水能力變化規(guī)律通常是作注水井的吸水指數(shù)或視吸水指數(shù)隨含水而變化 的規(guī)律。根據(jù)不同含水階段確定的合理注水壓差和吸水指數(shù)確定單井注入量，以此與 實際的平均單井注入量比照，分析評價注水井的利

8、用情況。在進行注水井的比照時， 應(yīng)注意高滲透層水淹后控制注水的情況，以控制注水量的大小校正比照值。 b. 采油速度變化情況的分析 根據(jù)油井產(chǎn)能變化規(guī)律的分析，確定出不同階段合理的單井產(chǎn)量后，在注采系統(tǒng)不 變的情況下，也就相應(yīng)地確定了油田或區(qū)塊應(yīng)到達(dá)的采油速度 ，以此和實際的采油速度 比照,分析評價油藏開發(fā)的好壞。同時，說明各種措施是否得當(dāng)。 1、 注米壓力系統(tǒng)評價 (1)合理注采井?dāng)?shù)比 合理注采井?dāng)?shù)比有多種計算方法。這里推薦兩種根底資料容易獲取的方法： a.流度比法 油層的非均質(zhì)性和油、水流度比不同時，面積注水方式下強度最大的采注井?dāng)?shù)比 為： C =金上M JL 式中：C一合理采注井?dāng)?shù)比，f;

9、 I w一注水地下井吸水指數(shù)，m3/d.MPa; JL采油井地下采液指數(shù)，m3/d.MP； M一水、油流度比，f。 當(dāng)I W =JL時， C =JM 。 b.采注指數(shù)比法 計算公式為： C = Jl P 我 lw 式中：C一合理注采井?dāng)?shù)比，f; J L一采油井地下采液指數(shù)，m3/d.MPa; I WL注水井地下吸水指數(shù)，m3/d.MPa; IPR一注采比，f。 評價時分別計算出油藏不同含水階段的合理注采井?dāng)?shù)比和實際注采井?dāng)?shù)比，將實 際值與合理值進行比擬，假設(shè)一致或接近說明油藏的注采井?dāng)?shù)比是合理的，假設(shè)差距較大 那么說明實際注采井?dāng)?shù)比不合理，需要進行調(diào)整。 (2) 合理的地層壓力保存水平 注水開

10、發(fā)油田的主要目的是為了保持油層的潛在勢能，保持足夠的驅(qū)動壓差以便 獲得一定的產(chǎn)量，降低產(chǎn)量的遞減速度，提高石油采收率。因此，注水開發(fā)油田應(yīng)當(dāng) 將油層壓力保持在合理的水平。在合理的壓力水平下，再增加地層壓力對石油采收率 的提高作用不大。合理的壓力水平，既能滿足排液的要求，乂能滿足對注水量的需要 根據(jù)地層壓力保持程度和提高排液量的要求，地層壓力保持水平可以分為三類： 一類：地層壓力為飽和壓力的85%以上，能滿足油井不斷提高排液量的需要，也 不會造成油層脫氣； 二類：雖未造成油層脫氣，但不能滿足油井提高排液量的需要； 三類：既造成油層脫氣，也不能滿足油井提高排液量的需要。 各油藏可以根據(jù)實際情況制定

11、各個開發(fā)階段的地層壓力保持水平，并按照上述三 類地層壓力保持水平進行分類評價。 (3) 注采壓力系統(tǒng)評價 注采壓力系統(tǒng)是否合理通常用注采壓力系統(tǒng)評價圖和注采體積平衡交匯圖來評 價。由丁繪制注采壓力系統(tǒng)評價圖比擬繁瑣，這里推薦用注采體積平衡交匯圖來進行 評價。注采體積平衡交匯圖的原理和作法如下： 在一定的井網(wǎng)和注采壓力系統(tǒng)下，當(dāng)注水壓力和油井流壓確定之后，地層壓力就 被唯一地確定了。在地層壓力和油井流動壓力均高丁飽和壓力的條件下，采出地下體 積VL由以下關(guān)系式確定： VL =n(Qo fwQL) .o BO r VL =no(PR - Pwf )(JOWJL) .o 在地層壓力高丁飽和壓力、油井

12、流動壓力低丁飽和壓力的條件下，采出地下體積 VL由下式確定： VL =n(PR 一已)(Pb -Pwf)Fv(BJo fwL) o 式中：VL采出地下體積，m3/d ； n。一油井?dāng)?shù)，口 ； Bo原油體積系數(shù)，f ; P o原油密度，t/m3； QL采出油量，t/d ； Q采出液量，t/d ； f w 綜合含水， ； PR一地層壓力，MPa； Pb一飽和壓力，MPa； Pwf一油井流動壓力，MPa； FL Vogel 系數(shù),f ; JL采油指數(shù)，t/(d - MPa)； JL一采液指數(shù)，t/(d - MPa。 而注入體積V那么由下式確定： V = n w I i ( P wfi - P R )

13、 式中：Vi注入體積，m/d ； nw一注水井?dāng)?shù)，口 ； Ii-(視)吸水指數(shù),m7(d ?MPa)； Pwfi一注水井流動壓力,MPa ; PR一地層壓力，MPa。 在注采平衡條件下，VL=Vi,即 Bo , 、 _ _ no(PR -Pwf )(_0 fwJL)= nw I i ( iRvf - P R ) o 或 n(PR -Pb) (Pb -%)Fv (J。fwJL) =(%i - PR) Ii nw .o 在不同的地層壓力下，利用上式分別求出等號兩端的數(shù)值，以地層壓力為橫坐標(biāo)， 地下體積為縱坐標(biāo)，即可作出注采體積平衡交匯圖，從圖中即可找到注采平衡的交點。 此交點對應(yīng)的地層壓力即為注采

14、平衡時的地層壓力。這樣，從注水井注入壓力到油井 地層壓力、流動壓力之間便形成了穩(wěn)定的壓力系統(tǒng)，在一定的壓力系統(tǒng)下只對應(yīng)一定 的產(chǎn)液量，根據(jù)產(chǎn)液量的要求可以利用該圖對注采壓力系統(tǒng)進行調(diào)整。 例如，2002年6月錦16斷塊西部開油井101 口，開注水井45 口，根據(jù)上式和有 關(guān)根底數(shù)據(jù)可得注采平衡表達(dá)式如下： 101 (PR -12.4) (12.4-11.605) 0.96453 80.96 = (20.79 - PR) 17.8 45 即 8177X (PR - 11.633) =801X (20.79- PR) 注采平衡交匯圖如以下圖所示： 錦16斷塊西部注采平衡交匯圖(f w=90.63%

15、) 由注采平衡交匯圖可以看出，在目前地層壓力12.61MPa、油井流動壓力 11.605MPa注水井流動壓力20.79MPa的注采壓力系統(tǒng)下，采出體積位丁 A點而注入 體積位丁 B點，注采體積不平衡。在目前注采系統(tǒng)下要實現(xiàn)注采平衡只有調(diào)整壓力系 統(tǒng),將注水井流壓提高到 22.09MPa ,但現(xiàn)有工藝技術(shù)條件不允許。當(dāng)將注采井?dāng)?shù)比 由目前的1: 2.24調(diào)整為1: 1.58后，注水井流壓只要20.13MPa ,就可實現(xiàn)注采平衡， 此時注采體積交匯丁圖中的 A點。 可見，錦16斷塊西部目前注采壓力系統(tǒng)不適應(yīng)特高含水期油田開發(fā)注采平衡的需 要，必須將注采井?dāng)?shù)比由目前的 1 : 2.24調(diào)整為1: 1

16、.58,形成注水井流動壓力 20.13MPa、地層壓力12.61MPa、油井流動壓力11.46MPa的注采壓力系統(tǒng)才能適應(yīng) 目前合理開發(fā)油田的需要。 3、綜合含水率及耗水量大小的分析評價 油藏含水上升的快慢直接影響著油藏穩(wěn)產(chǎn)指標(biāo)的好壞以及最終采收率的大小。因 此，含水上升的快慢、耗水量的多少，就成為評價注水開發(fā)油藏開發(fā)效果好壞的一項 重要指標(biāo)。 (1)綜合含水與采出程度關(guān)系曲線法 這種方法主要用來評價油藏在目前條件下含水上升是否正常。通常采用油藏的實 際資料與理論計算結(jié)果進行比照以及和同類油藏在采出程度相同的條件下進行比照的 方法來分析評價該油藏含水上升是否正常。 a. 與本油藏理論曲線和標(biāo)準(zhǔn)

17、曲線比照 用相對滲透率曲線資料繪制出的含水率與采出程度關(guān)系曲線作為理論曲線 ，將油 藏實際的綜合含水和采出程度關(guān)系曲線與理論曲線繪制在同一坐標(biāo)系下 ，將二者進行 比擬。實際曲線與理論曲線重合或接近說明油藏的含水上升正常，假設(shè)實際曲線在理論 曲線上方，那么說明含水上升不正常。 以下圖為歡26斷塊綜合含水與采出程度關(guān)系曲線。由圖可見，在含水 40%以前和 含水60% 70%期間，實際曲線與理論曲線比擬接近，說明該斷塊含水上升比擬正常； 地層壓力，MPa .d/3m .d/3m ,積體下地 9 -10 含水40% 60%和70% 80%期間實際曲線均局丁理論曲線，說明斷塊綜合含水上升 過快，水驅(qū)開發(fā)

18、效果顯著變差。 歡26斷塊興隆臺油層含水與采出程度關(guān)系曲線 含水上升率與含水關(guān)系的標(biāo)準(zhǔn)曲線用含水與采出程度關(guān)系的微分形式作出。研究 認(rèn)為,水驅(qū)油田含水與采出程度關(guān)系曲線大體上有 7中形式，見下表： 水驅(qū)油田含水與采出程度關(guān)系曲線表 丁與 曲線形態(tài) fw R dfw/dR 1 凸 lnR=A+Bln(1-f w) -(1-fw)/BR 2 凸 R=A+Bln(1-f w) -(1-fw)/B 3 凸S過渡 ln(1-R)=A+Bln(1-f w) (1-fw)/B(1-R) 4 S R=A+Blnf w/(1-fw) fw(1-fw)/B 5 S凹過渡 lnR=A+Bf w 1/BR 6 凹 l

19、nR=A+Blnf w fw/BR 15 715 凹 ln(1-R)=A+Blnf w fw/B(1-R) 歡26斷塊念水與采出程度關(guān)系曲線為 S型。其含水上升率與含水關(guān)系曲線為典型 的拋物線，見以下圖!由圖可見，在綜合含水60%左右和70% 80%期間斷塊的綜合含 5 5 歡26塊含水上升率與綜合含水關(guān)系曲線 2 綜合含水 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 采出程度， 15 10 b %，率升上水 fw = -0.0018fw2 + 0.183fw - 5E-14 F2 = f2 = 1 10 -10 -F2 = 1 40 50 60 70 80 90 1003 30 0

20、11 水上升率都高丁標(biāo)準(zhǔn)曲線，說明綜合含水上升過快。 b. 與同類型標(biāo)準(zhǔn)曲線比照 根據(jù)童憲章公式作標(biāo)準(zhǔn)曲線: lg 。=7.5 R- ER 1.69 1w 式中：fw綜合含水率,f； R采出程度，f; ER水驅(qū)采收率，f。 將油藏實際的綜合含水采出程度關(guān)系曲線與標(biāo)準(zhǔn)曲線比照 見以下圖，并分別計 算出不同含水階段含水上升率指標(biāo)進行比照評價。 R , % 錦 16 斷塊西部采出程度與含水關(guān)系曲線 2無因次注入曲線、無因次采出曲線法 無因次注入曲線指累積注水量與累積采油量之比 重量比和采出程度的關(guān)系曲線 無因次采出曲線指累積采水量與累積采油量之比重量比和采出程度的關(guān)系曲線。當(dāng) 油田進入中高含水采油期

21、后，這兩條曲線在半對數(shù)坐標(biāo)上呈直線關(guān)系。在實際評價時仍 然采取與理論曲線和與同類型油藏比照的方法： 與理論曲線比照 用油藏生產(chǎn)資料繪制無因次注入曲線和無因次采出曲線與流管法計算的指標(biāo)所繪制 的理論曲線進行比照評價。12 歡26斷塊興隆臺油層無因次注入、采出曲線 與同類型油藏比照 為了與同類型油藏比照首先要繪制比照圖版。繪制比照圖版的步驟如下: 用油藏實際資料求出無因次注入、采出曲線直線段的表達(dá)式： Wi 一 ln a bR NP Wp ln a? b2 R Np 式中：Wi、Wp、Np累計注入量、累積產(chǎn)水量、累積采油量，104t; R-采出程度，%; 油、a2、bb2統(tǒng)計常數(shù)。 應(yīng)用下式預(yù)測不

22、同采出程度如40%、60%、80%等下的累積采出比Wp/Np: 式中Wp / Np 1和R1為，當(dāng)確定了 R2之后，即可求出Wp /Np 2 由丁 R2為地質(zhì)儲量的采出程度，因而預(yù)測出的 Wp小p需按下式進行換算： _ a2 - a1 ER 式中：ER一無因次注入、采出曲線所預(yù)測的水驅(qū)采收率。 在求出不同可采儲量采出程度下的Wp / Np后，即可根據(jù)以下統(tǒng)計公式繪制出 Wp小p1 R比照圖版 Wp N 式中：t%一對應(yīng)于源累積采出比;1 0 -1 -2 -3 -4 10 15 20 25 30 35 Wp Wp ()2 =(- N p Wp )1et2(R2R1) =AR BR lnR ln(

23、Wi/Np) = 0.0336R + 0.0675 ln(Wp/Np) = 0.1143R - 3.1936 R2 = 0.9863 13 11 R一油水粘度比； AR、BR統(tǒng)計常數(shù)。 將所評價油藏不同R下的Wp / Np值根據(jù)R的大小標(biāo)定在比照圖版上。這樣, 依照標(biāo)定的位量即可評價油藏開發(fā)效果。當(dāng)油藏實際值大丁比照值時，油藏開發(fā)效果 較差如歡2 6斷塊興隆臺油層，見以下圖。接近比照值時開發(fā)效果較好。 歡26塊W p/N p與u R關(guān)系曲線 同樣，對丁所評價的油藏按上述關(guān)系式計算出不同 R下的Wp / Np值后，再 按其 呻的大小計算出不同R下的Wp小p作為比照值，用油藏實際值與之比照， 即可

24、評價油藏開發(fā)效果的好壞。 以上比照曲線還可以轉(zhuǎn)變?yōu)榱硪环N形式，即對不同類型的油藏油水粘度比不同， 在一定累積米出條件下，比照米出程度的大小，其相關(guān)公式如下： RR = AR BR InR 式中：RR可采儲量采出程度，； 訴R一油水粘度比； AR、BR 統(tǒng)計常數(shù)。 應(yīng)用比照曲線和統(tǒng)計公式即可對所確定的油藏進行評價。評價時分別代入不同的 AR、BR值即可計算出對應(yīng)丁 Wp小p的RR值，以此和油藏實際值比照，評價油藏 開發(fā)效果。歡2 6斷塊興隆臺油層在相同 Wp小p時的RR值都遠(yuǎn)低丁同類油藏， 說明其水驅(qū)開發(fā)效果較差，見以下圖： 14 15 4、注水利用率分析 注水利用率是評價水驅(qū)油藏開發(fā)效果的乂一

25、項重要指標(biāo)。它不僅影響著水驅(qū)開發(fā) 效果的好壞，而且直接影響著水驅(qū)油藏經(jīng)濟效益的上下。注水利用率的上下通常從兩 個方面進行評價：一是地下存水率的大小，二是在相同注入孔隙體積倍數(shù)下采收率的 上下。 (1)地下存水率統(tǒng)計法 地下存水率是地下存水量與累積注水量之比： Wi -Wp Wp Ej = - - =1 - Wi Wi 式中：Ej地下存水率，f; W累計注水量，104m3; W一累積采水量，104m3 。 由前述無因次注入曲線、無因次采出曲線表達(dá)式可推導(dǎo)出: In p = A Bj R Wi j A = a? - a Bi = b2 - b1 式中：叫zw一排水率，f; a、b、&、b2

26、無因次注入曲線、無因次采出曲線中的統(tǒng)計常數(shù)。 a.根據(jù)上列關(guān)系式繪制排出曲線(排水率 Wp/W與采出程度R關(guān)系曲線)。油藏 進入中高含水期后，用實際資料繪制In(WZWi) R關(guān)系曲線，并以此與流管法計算指 標(biāo)所繪制的排出曲線進行比照評價。 b.繪制存水率曲線(Es與R關(guān)系曲線)。為了評價油藏在目前階段存水率是否 正常，油藏開發(fā)過程中存水率變化趨勢是否合理，應(yīng)作出不同類型油藏存水率的標(biāo)準(zhǔn) 曲線以供比照。該標(biāo)準(zhǔn)曲線可由下式確定：0.01 fwpwfwpw 16 一 R As Ds Es=1-e Rm s 式中： Es一累計存水率,f; As、Ds一丁油水粘度比相關(guān)的統(tǒng)計常數(shù)，f; R采出程度，f

27、; Rm最終采出程度，f。 將實際存水率曲線與標(biāo)準(zhǔn)曲線比照，分析注水利用率的上下，評價水驅(qū)開發(fā)效果 的好壞。 c. 與同類油藏比照 根據(jù)以下統(tǒng)計公式繪制相同采出程度下 Ei從R比照圖版 Ej = A-0.127lnR 式中： Ei一累計存水率，f; p R 一由式粘度比 ； A 統(tǒng)計常數(shù)： 將所評價油藏的實際值與比照值進行比擬， 并將實際值標(biāo)在圖版上即可評價油藏 的水驅(qū)開發(fā)效果。如以下圖所示： 0.1 1 10 油水粘度比 存水率油水粘度比關(guān)系曲線1.4 1.2 采出程度40% 60% I% I% 8080 率水存 10( 17 2相同注入倍數(shù)下采收率比照法 由丁油藏地質(zhì)特征千差萬別，因而在相

28、同注入倍數(shù)下，采收率往往差異很大。所 以，比照相同注入倍數(shù)下的采收率只能在同類型油藏之間進行。研究說明，流度的大 小是影響水驅(qū)油藏采收率的主要因數(shù)，因此推薦和相同流度的油藏進行比照。具體做 法如下： a. 用油藏實際資料繪制R lnVi關(guān)系曲線Vi為注入孔隙體積倍數(shù)。當(dāng)出現(xiàn)直 線段后，預(yù)測不同注入倍數(shù)下的采出程度。 b. 與同類型油藏比照 按照以下統(tǒng)計公式繪制比照曲線以下圖： K R = A B ln P 式中：R采出程度，%; K一空氣滲透率，10% m2 11 地層油粘度，mPa.S; A、B 統(tǒng)計常數(shù)。 將所評價油藏相同注入倍數(shù)下采出程度的實際值或預(yù)測值標(biāo)在比照曲線圖版上， 即可評價油藏

29、的注水開發(fā)效果。 5、注入水涉及體積大小評價 注入水涉及體積大小用注入水涉及體積系數(shù)表示。注入水涉及體積系數(shù)可采用礦場 資料統(tǒng)計法和實驗室資料統(tǒng)計法來確定。 1 礦場資料統(tǒng)計法 通常用加密調(diào)整井水淹層厚度占總厚度的比值來表示注入水涉及體積系數(shù)。 使用這種方法的前提是調(diào)整井全區(qū)分布。如此，才能以厚度比作為體積比。但是 由丁加密調(diào)整井一般都分布在剩余油富集區(qū)，因此水淹層厚度一般都偏低，由此得出 的涉及體積系數(shù)偏小。 此外，還可以用密閉取芯井水淹層資料統(tǒng)計以及各種測井資料如測-注-測資 料、碳氧比測井資料、多功能測井資料等方法來評價。這些方法的共同特點都是用度程出采 oo 。 o o Oo o O

30、10 100 1000 流度K/ n , 10-3 M 宿/mPa.S 采出程度與流度關(guān)系曲線 18 厚度的涉及數(shù)值作為體積涉及數(shù)值。因此，統(tǒng)計井的位置和數(shù)量直接影響統(tǒng)計結(jié)果， 要應(yīng)用這些資料進行相互驗證，從分析中得出正確的結(jié)論。 2 實驗室資料統(tǒng)計法 確定不同注入倍數(shù)下的注入水涉及體積系數(shù)，可用當(dāng)時的采出程度地下體積 除以當(dāng)時水淹層的平均驅(qū)油效率。由丁油層滲透率、潤濕性、地層油粘度等對水驅(qū)油 效率都有影響，而以地層油粘度的影響最大，因而可以用油水粘度比與驅(qū)油效率的關(guān) 系對滲透率和潤濕性進行校正，從而確定不同注入倍數(shù)下的驅(qū)油效率。 具體步驟如下: a.繪制相同注入倍數(shù)下油水粘度比R與驅(qū)油效率E

31、D的關(guān)系曲線。 按照下述統(tǒng)計公式繪制中高滲透率、親油油層 ED訴R關(guān)系曲線以下圖： ED = A-5.5lnR A =58.4 7.38 lnVj 式中：ED一驅(qū)油效率，%; Vi注入孔隙體積倍數(shù)。 1000 驅(qū)油效率與油水粘度比關(guān)系曲線 將所評價油藏的油水粘度比從R和注入孔隙體積倍數(shù) Vi代入上式，即可確定當(dāng) 時注入狀況下水淹層平均驅(qū)油效率。如所評價油藏的油層為親水性、中低滲透率油層, 那么所確定的驅(qū)油效率需進行校正。 b.校正驅(qū)油效率 經(jīng)研究，一般無后生成巖作用的油藏驅(qū)油效率的大小與其滲透率的上下有關(guān)： ED = A 2.35ln K A =23.24 6.54lnV 式中：K一空氣滲透率

32、，10七m2; 其余參數(shù)、符號同前。 根據(jù)上述統(tǒng)計公式即可求出某一注入倍數(shù)下，所評價油藏的驅(qū)油效率與 2000X 10-3 m2油層驅(qū)油效率之比值，這一比值可以作為校正系數(shù)。如注入一倍孔隙體積時， 2000X 10-3 m2油層平均驅(qū)油效率為41.1%，當(dāng)評價油藏的平均滲透率為 500X 10-3 m2時，在相同注入倍數(shù)下的平均驅(qū)油效率為 37.8%，貝U校正系數(shù)為0.92。 注入倍數(shù) 2.5 1 10 100 油水粘度比 19 由丁儲層的潤濕性對驅(qū)油效率也有較大的影響， 故前述親油油層EDH R關(guān)系式20 所確定的驅(qū)油效率，對丁弱親水油層應(yīng)在此根底上增加 5.0% 6.0%，強親水油層應(yīng) 在

33、此根底上增加9.0% 10.0%。 6、自然遞減率和剩余可米儲量米油速度評價 (1 )自然遞減率評價 評價一個油藏產(chǎn)量自然遞減率的大小是否合理可以將實際自然遞減率標(biāo)到理論自 然遞減率圖版上進行比照。假設(shè)實際值接近或低丁理論值，那么是合理的，反之，那么不合 理。理論自然遞減率圖版制作方法如下： 首先作出該油藏的無因次采液、采油曲線，然后按下式計算理論自然遞減率 ，并作 出理論自然遞減率圖版： JDLi J D0i - J DOi 1 DTHi = - - - D-1 100% 式中：DTHi第i點的理論自然遞減率，%; JDOi、JDOi+1 第i點和i + 1點無因次米油指數(shù)，f； JDLi、

34、JDLi+1 第i點和i + 1點無因次米液指數(shù),f。 以下圖為錦1 6斷塊西部自然遞減率比照圖版。由圖可明顯看出，在高含水階段斷 塊的實際自然遞減率低丁理論自然遞減率，說明斷塊產(chǎn)油量的自然遞減是合理的。 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 綜合含水， 錦16斷塊西部實際自然遞減與理論自然遞減比照圖 (2 )剩余可米儲量米油速度評價 剩余可采儲量采油速度綜合反映了目前開發(fā)系統(tǒng)下油藏開發(fā)效果的好壞。剩余可 采儲量采油速度的上下不僅受人為因數(shù)的影響，而且與開發(fā)階段有關(guān)。通常按以下標(biāo) 準(zhǔn)來評價剩余可采儲量采油速度的上下： 剩余可米儲量米油速度分類評價標(biāo)準(zhǔn)表 口米倡里米出程度 % 中高滲透率層狀砂巖油藏 低滲透率砂巖油藏 次 一