注水開發(fā)指標計算與開發(fā)效果評價方法教學提綱

注水開發(fā)(kāifā)指標計算及開發(fā)(kāifā)效果評價方法二○一一年七月(qīyuè)大港油田勘探開發(fā)研究院主講人：任寶生第一頁，共144頁。注水開發(fā)指標(zhǐbiāo)計算及開發(fā)效果評價方法油藏注水開發(fā)效果評價，始終貫穿于油田注水開發(fā)的全過程。注水開發(fā)效果評價的目的在于，找出影響開發(fā)效果的因素，分析(fēnxī)存在問題，明確油田潛力，研究挖潛技術，制定配套措施，開展綜合調(diào)整，改善開發(fā)效果。大港油田絕大部分油藏采用人工注水的開采方式，由于油田地質(zhì)特征不同，開采條件不同，在不同的開發(fā)階段水驅(qū)開發(fā)效果有較大的差異(chāyì)，而且注水開發(fā)效果的好壞還與開發(fā)的技術對策、注水過程管理等方面有關，采用不同的開發(fā)方式、井網(wǎng)密度、注水時間、注水方式和注采結構、老井措施、開采速度，所產(chǎn)生的水驅(qū)開發(fā)效果也不一樣。注水開發(fā)效果的好壞，不僅直接影響到油田開發(fā)效果、水驅(qū)采收率的高低，而且還將直接影響到原油產(chǎn)量的穩(wěn)定。因此，研究油田注水開發(fā)效果的評價方法具有重要意義。第二頁，共144頁。注水開發(fā)(kāifā)指標計算及開發(fā)(kāifā)效果評價方法本方法根據(jù)中石油《開發(fā)管理綱要》、《油田注水工作指導意見》、《油藏工程(gōngchéng)管理規(guī)定》及注水工作相關規(guī)定，以油藏工程(gōngchéng)理論和方法為基礎，結合大港油田注水開發(fā)實踐經(jīng)驗，制訂了大港油田注水效果評價方法。通過多種方法對注水效果(xiàoguǒ)進行評價，以便做好注水過程控制，實現(xiàn)注好水、注夠水、精細注水、有效注水的工作目標。第三頁，共144頁。注水開發(fā)指標計算(jìsuàn)及開發(fā)效果評價方法評價方法注水指標趨勢預測法注水指標分析法注水指標統(tǒng)計法注水指標綜合評價法水驅(qū)特征曲線評價分析綜合含水率變化規(guī)律無因次注入曲線法分析評價無因次采出曲線法分析評價注水利用率的分析注入水波及體積大小評價目前井網(wǎng)適應性分析注采壓力系統(tǒng)評價可采儲量的標定注采井網(wǎng)完善程度注水受益情況油層動用情況油水井的井況《油田開發(fā)水平分級》綜合指標趨勢系統(tǒng)評價大港油田注水效果評價分級標準第四頁，共144頁。一、注水指標趨勢預測(yùcè)法二、注水指標分析法三、注水指標統(tǒng)計法四、注水指標綜合評價法目錄(mùlù)第五頁，共144頁。第一章、注水指標(zhǐbiāo)趨勢預測法一、水驅(qū)特征曲線(qūxiàn)評價分析水驅(qū)特征曲線（也叫驅(qū)替特征曲線）是水驅(qū)開發(fā)油藏采出液中產(chǎn)油量和產(chǎn)水量的關系曲線。通過(tōngguò)水驅(qū)特征曲線的評價分析，評價注水開發(fā)油藏可采儲量、采收率、動態(tài)儲量、綜合含水率的變化規(guī)律，還可以預測油藏開發(fā)的未來動態(tài)。水驅(qū)特征曲線有多種不同的形式，常用的水驅(qū)特征曲線有累積產(chǎn)水量與累積產(chǎn)油量、水油比與累積產(chǎn)油量等7種關系曲線形式。這些指標間的相互關系體現(xiàn)在半對數(shù)坐標系或者直角坐標系中呈現(xiàn)出良好的線性關系。第六頁，共144頁。第一章、注水指標趨勢(qūshì)預測法（一）、水驅(qū)特征(tèzhēng)曲線公式1、累積產(chǎn)水量與累積產(chǎn)油量關系(guānxì)曲線——甲型水驅(qū)曲線人工水驅(qū)油藏全面開發(fā)并進入穩(wěn)定生產(chǎn)以后，含水達到一定程度（通常要求達到50%以上）并逐步上升時，在單對數(shù)坐標紙上以累積注水量的對數(shù)為縱坐標，以累積產(chǎn)油量為橫坐標，二者關系是一條直線，關系表達式為：式中：Wp——累積產(chǎn)水量,

104m3；Np——累積采油量,104t；A、B——系數(shù)?？刹蓛α坑嬎闶綖椋菏街校篘R——可采儲量，104t;WORL——極限水油比,m3/t。第七頁，共144頁。第一章、注水指標趨勢(qūshì)預測法（一）、水驅(qū)特征(tèzhēng)曲線公式1、累積產(chǎn)水量與累積產(chǎn)油量關系(guānxì)曲線——甲型水驅(qū)曲線統(tǒng)計資料表明，儲量常數(shù)與該油藏的水驅(qū)有效地質(zhì)儲量的比值為常數(shù)，這樣只要求得儲量常數(shù)，便可求得水驅(qū)動態(tài)儲量，其關系式為：式中：N/——動態(tài)儲量，104t;B——系數(shù)。動態(tài)儲量往往比容積法計算的靜態(tài)地質(zhì)儲量更符合水驅(qū)開發(fā)油藏實際，關鍵是所選用直線段的可靠程度。陳元千根據(jù)國內(nèi)外135個水驅(qū)油田甲型水驅(qū)曲線資料，得到較為精確的水驅(qū)動態(tài)儲量的另一相關公式：甲型水驅(qū)曲線的特征系數(shù)B可用于評價動態(tài)儲量。其倒數(shù)1/B為水驅(qū)油藏的儲量常數(shù)，它取決于水驅(qū)油藏地質(zhì)儲量的大小。第八頁，共144頁。第一章、注水指標趨勢(qūshì)預測法（一）、水驅(qū)特征(tèzhēng)曲線公式2、累積(lěijī)產(chǎn)液量與累積(lěijī)產(chǎn)油量關系曲線——乙型水驅(qū)曲線累積產(chǎn)液量與累積產(chǎn)油量關系曲線在單對數(shù)坐標紙上，以累積產(chǎn)液量的對數(shù)為縱坐標，以累積產(chǎn)油量為橫坐標，當水驅(qū)過程達到一定程度時，二者關系是一條直線。關系表達式為：可采儲量計算式為：式中：Lp——累積產(chǎn)液量，104m3。第九頁，共144頁。第一章、注水指標趨勢(qūshì)預測法（一）、水驅(qū)特征曲線(qūxiàn)公式3、累積(lěijī)液油比與累積(lěijī)產(chǎn)液量關系曲線——丙型水驅(qū)曲線以累積液油比為縱坐標，以累計產(chǎn)液量為橫坐標，當水驅(qū)過程達到一定程度時，二者關系是一條直線。關系表達式為：式中：LP——累積產(chǎn)液量，104m3?？刹蓛α坑嬎闶綖椋菏街校篺WL——極限含水率，小數(shù)。第十頁，共144頁。（一）、水驅(qū)特征曲線(qūxiàn)公式4、累積(lěijī)液油比與累積(lěijī)產(chǎn)水量關系曲線——丁型水驅(qū)曲線以累積液油比為縱坐標，以累計產(chǎn)水量為橫坐標，當水驅(qū)過程達到一定程度時，二者關系是一條(yītiáo)直線。關系表達式為：可采儲量計算式為：第一章、注水指標趨勢預測法第十一頁，共144頁。第一章、注水指標趨勢(qūshì)預測法（一）、水驅(qū)特征曲線(qūxiàn)公式5、水油比與累積(lěijī)產(chǎn)油量關系曲線在單對數(shù)坐標紙上以水油比的對數(shù)為縱坐標，以累積產(chǎn)油量為橫坐標，當水驅(qū)過程到達一定程度時，二者關系是一條直線。其關系表達式為：式中：WOR——水油比。可采儲量計算式為：研究表明，有代表性的直線段通常出現(xiàn)在含水率大于50%以后。對于復雜斷塊油藏而言，特別是對單一的小斷塊進行分析評價時，由于受高產(chǎn)新井而導致的含水率的變化過大影響，選擇評價的時間段應該適當考慮這一影響因素。第十二頁，共144頁。第一章、注水指標(zhǐbiāo)趨勢預測法（一）、水驅(qū)特征(tèzhēng)曲線公式5、水油比與累積(lěijī)產(chǎn)油量關系曲線

需要注意的是當水油比隨累積產(chǎn)量的變化已經(jīng)變得十分平緩時，由于水油比是階段變量，自身具有波動性，當波動程度的影響大于隨累積產(chǎn)量增加而遞增的變化趨勢時，選擇這樣的階段進行可采儲量的預測會產(chǎn)生較大誤差。第十三頁，共144頁。第一章、注水指標(zhǐbiāo)趨勢預測法（一）、水驅(qū)特征(tèzhēng)曲線公式6、液油比與累積產(chǎn)油量關系(guānxì)曲線液油比與累積產(chǎn)油量關系曲線在單對數(shù)坐標紙上以液油比的對數(shù)為縱坐標，以累積產(chǎn)油量為橫坐標，當水驅(qū)過程達到一定程度時，二者關系是一條直線。關系表達式為：可采儲量計算式為：式中：LOR——液油比，m3/t。第十四頁，共144頁。第一章、注水指標趨勢(qūshì)預測法7、含水率與累積產(chǎn)油量關系(guānxì)曲線含水率與累積產(chǎn)油量關系曲線在單對數(shù)坐標紙上以含水率的對數(shù)為縱坐標，以累積產(chǎn)油量為橫坐標，當水驅(qū)過程達到(dádào)一定程度時，二者關系是一條直線。關系表達式為：可采儲量計算式為：式中：fw——綜合含水率，小數(shù)。需要注意的是由于油藏內(nèi)存在分相流動的特點，在油藏含水率達到70%或更高一點（如75%）的時候，含水率變化曲線的斜率將逐漸變得平緩，因此，利用后來的極為平緩的趨勢來預測油藏的最終可采儲量已經(jīng)沒有實際意義。（一）、水驅(qū)特征曲線公式第十五頁，共144頁。第一章、注水指標(zhǐbiāo)趨勢預測法（二）、應用(yìngyòng)時的注意事項1、實際應用中要總結具體開發(fā)油藏的方法適用性。要綜合考慮油藏類型、流度特性、開發(fā)階段等，還要分析(fēnxī)計算出的采收率、儲采比等技術參數(shù)是否符合規(guī)律認識，是否合理。2、有研究者提出根據(jù)原油粘度選擇水驅(qū)曲線的規(guī)則。原油粘度小于3mPa.s的層狀油田和底水灰?guī)r油田推薦使用丁型曲線；原油粘度大于等于3mPa?s，小于等于30mPa?s的層狀油田推薦使用甲型曲線和丙型曲線；原油粘度大于等于30mPa?s的層狀油田推薦使用乙型曲線。3、無重大調(diào)整措施時用水驅(qū)特征曲線計算可采儲量要注意3點原則。即穩(wěn)定水驅(qū)，選取直線段，直線段含水要高于出現(xiàn)直線段以后的初始含水率才能使用。第十六頁，共144頁。第一章、注水指標(zhǐbiāo)趨勢預測法（二）、應用(yìngyòng)時的注意事項4、有重大調(diào)整措施時用水驅(qū)特征曲線計算可采儲量時，選取措施完成后恢復到穩(wěn)定水驅(qū)條件下的時間段。5、高含水后，因關井或停注造成含水下降會嚴重(yánzhòng)影響曲線的斜率，曲線斜率變緩，計算的可采儲量會增加，但實際上可采儲量不會增加，因此，這是不能選取這一段的數(shù)據(jù)段，而是要用穩(wěn)定水驅(qū)時的數(shù)據(jù)段。6、原則上選擇直線段的數(shù)據(jù)覆蓋時間段要在2年以上。第十七頁，共144頁。第一章、注水指標趨勢(qūshì)預測法（二）、應用(yìngyòng)時的注意事項7、水驅(qū)特征曲線只適用于注水開發(fā)油田的某個特定階段研究表明，各類水驅(qū)特征曲線都難以描述油田開發(fā)的全過程，都只適用于油田含水的某一特定階段：甲型和乙型特征曲線含水達到95%以上的高含水后期會產(chǎn)生上翹，這是由于在公式(gōngshì)推導過程中采用了油水相對滲透率比與含水飽和度在半對數(shù)坐標系中為直線關系的假設條件；在含水達到95%以后，實際的油水相對滲透率比要低于直線關系的計算值，所以，曲線形態(tài)表現(xiàn)為上翹。在利用甲型和乙型水驅(qū)特征曲線確定可采儲量時，若選擇的計算時間段的含水在95%以內(nèi)，外推計算的結果是可靠的；若大于95%，計算結果值就有可能偏低。第十八頁，共144頁。第一章、注水指標(zhǐbiāo)趨勢預測法（二）、應用(yìngyòng)時的注意事項8、計算對象為注水開發(fā)油藏，把非注水單元混雜在一起計算，結果會有很大的偏差，特別是復雜斷塊油田如果把注水單元和不注水單元放在一起計算，結果偏差會很大。9、一般情況下，驅(qū)替特征曲線可應用到大小不同的單元，但是單元小則受到臨時性因素(yīnsù)的影響大。單元越大，曲線一般比較光滑，可靠性大，但計算結果比較籠統(tǒng)，同時大單元中高含水部分和低含水部分產(chǎn)量比例的大幅度調(diào)整也會使斜率發(fā)生變化，形成開發(fā)狀況變好或變差的假象。因此在標定某一個油田時，要把獨立單元標定結果和油田標定結果進行綜合分析，得到較為準確的結果。第十九頁，共144頁。二、綜合(zōnghé)含水率變化規(guī)律的評價分析第一章、注水指標(zhǐbiāo)趨勢預測法由于油田含水上升的快慢直接影響著油田穩(wěn)產(chǎn)指標的好壞，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(píngjià)油田開發(fā)效果好壞的一項重要指標。用三種對比和三種評價、預測內(nèi)容指標來衡量油田在目前開采條件下含水上升是否正常。三項內(nèi)容油田實際生產(chǎn)資料與理論計算結果進行對比實際曲線與童氏圖版對比實際曲線與統(tǒng)計規(guī)律的標準曲線對比評價油藏含水上升率變化預測水驅(qū)采收率預測逐年及最終開發(fā)指標三種對比第二十頁，共144頁。第一章、注水指標趨勢(qūshì)預測法（一）、與相滲曲線計算的分流量(liúliàng)理論曲線對比1、計算分流量(liúliàng)曲線根據(jù)達西定律，當油水兩相同時流過油藏內(nèi)某一地層的橫截面時，水相占整個產(chǎn)液量的百分數(shù)稱為水的分流量或含水百分數(shù)，用fw表示。在一維條件下，忽略毛細管力和重力的作用，則計算公式如下：（1-1）又由于油水兩相相對滲透率的比值常表示為含水飽和度的函數(shù)，即：（1-2）第二十一頁，共144頁。第一章、注水指標(zhǐbiāo)趨勢預測法（一）、與相滲曲線計算的分流量(liúliàng)理論曲線對比1、計算(jìsuàn)分流量曲線可以求出水相的分流量公式：（1-3）

根據(jù)此式繪制的fw—Sw關系曲線，稱為水相的分流量曲線。

繪制分流量曲線時，首先根據(jù)實驗室中得出的油水相對滲透率數(shù)據(jù)，由式（1-2）回歸出系數(shù)a、b，然后根據(jù)式（1-3）繪制不同含水飽和度Sw下的含水fw，或直接利用式（1-1）繪制曲線。嚴格的講，以上應該為地層水的體積分流量曲線第二十二頁，共144頁。第一章、注水指標(zhǐbiāo)趨勢預測法（一）、與相滲曲線計算的分流量理論(lǐlùn)曲線對比1、計算分流量(liúliàng)曲線為了求得地面水的質(zhì)量分流量曲線，應把地層水的體積分流量曲線換算為地面水的質(zhì)量分流量曲線，其換算公式為：（1-4）式中：γo——地面原油相對密度；Bo——地面原油體積系數(shù)。當γo/Bo→1時，式(1-3)和（1-4）的計算結果相差不大，可滿足實際的需要。實際工作中，一般用式（1-3）求分流量第二十三頁，共144頁。第一章、注水指標(zhǐbiāo)趨勢預測法（一）、與相滲曲線計算的分流量(liúliàng)理論曲線對比2、繪制(huìzhì)綜合含水與采出程度的理論關系曲線利用相對滲透率曲線，讀出束縛水飽和度和殘余油飽和度，用下式建立采出程度和含水飽和度的關系，再結合建立的分流量曲線關系，繪制出綜合含水率與采出程度理論關系曲線。式中：Swc——束縛水飽和度，小數(shù)；Sor——殘余油飽和度，小數(shù)；Sw含水飽和度，小數(shù)。3、用油田實際的生產(chǎn)資料繪制綜合含水率～采出程度關系曲線而與理論曲線對比。第二十四頁，共144頁。第一章、注水指標(zhǐbiāo)趨勢預測法（二）、實際曲線(qūxiàn)與童氏圖版對比1、根據(jù)(gēnjù)童憲章工程師的統(tǒng)計公式作出標準曲線圖版式中：f——綜合含水率，小數(shù)；R——采出程度，小數(shù)；Rm水驅(qū)采收率，小數(shù)。2、用油田實際生產(chǎn)資料繪制綜合含水率～采出程度關系曲線與標準曲線圖版對比；并分別計算不同開發(fā)階段水驅(qū)采收率和含水上升率指標進行對比評價。第二十五頁，共144頁。第一章、注水指標(zhǐbiāo)趨勢預測法（三）、實際曲線與統(tǒng)計規(guī)律(guīlǜ)標準曲線對比以油藏粘度和滲透率級差為主要分類指標，根據(jù)統(tǒng)計規(guī)律(guīlǜ)研究，水驅(qū)油藏含水與采出程度關系統(tǒng)計規(guī)律(guīlǜ)標準曲線總結為5種形式。序號曲線形態(tài)fw～R1凸R=A+Bln(1-fw)2凸～S過渡ln(1-R)=A+Bln(1-fw)3SR=A+Bln[fw/(1-fw)]4S～凹過渡lnR=A+Bfw5凹lnR=A+Blnfw曲線1適用于描述高粘高滲透率級差油藏類型含水與采出程度變化關系。曲線2適用于描述中高粘中高滲透率級差油藏類型含水與采出程度變化關系。曲線3適用于描述中粘中滲透率級差油藏類型含水與采出程度變化關系。曲線4適用于描述中粘較小滲透率級差油藏類型含水與采出程度變化關系。曲線5適用于描述低粘低滲透率級差油藏類型含水與采出程度變化關系。第二十六頁，共144頁。第一章、注水指標(zhǐbiāo)趨勢預測法（三）、實際曲線與統(tǒng)計規(guī)律(guīlǜ)標準曲線對比滲透率極差：式中：Jk——滲透率極差；

Kmax——層內(nèi)最大滲透率，×10-3μm2；Kmin——層內(nèi)最小滲透率，×10-3μm2。評價(píngjià)標準：Jk<4為均質(zhì)，4～8為較均質(zhì)，>8為非均質(zhì)

根據(jù)行業(yè)標準（SY/T6169—1995），地下原油粘度≤5mPa?s為低粘油；5≤20mPa?s為中粘油；>20≤50mPa?s為高粘油第二十七頁，共144頁。第一章、注水指標(zhǐbiāo)趨勢預測法三、無因次注入(zhùrù)曲線、無因次采出曲線法分析評價無因次注入曲線指累積注水量與累積采出油量之比（重量比，可簡稱(jiǎnchēng)累積注采比）和采出程度的關系曲線。無因次采出曲線指累積采出水量與累積采油量之比（重量比，可簡稱(jiǎnchēng)累積采出比）和采出程度的關系曲線。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，當油田進入中高含水采油期后，兩條曲線在半對數(shù)坐標紙上均呈直線關系（累積注采比、累積采出比取對數(shù)值）。概念與統(tǒng)計認識第二十八頁，共144頁。第一章、注水指標趨勢(qūshì)預測法（一）、計算(jìsuàn)水驅(qū)采收率用油田(yóutián)實際資料作出無因次注入曲線、無因次采出曲線。當出現(xiàn)直線段后，求得統(tǒng)計公式:式中：Qi——累積注水量，104m3；

Qo——累積采油量，104t；

Qw——累積采水量，104m3；R——采出程度，%；a1、b1、a2、b2——統(tǒng)計常數(shù)。利用線性回歸方法，求得直線段的a、b值和相關系數(shù)，無因次注入注入、采出曲線所預測的水驅(qū)采收率（Rm）為:第二十九頁，共144頁。第一章、注水指標(zhǐbiāo)趨勢預測法（二）、評價(píngjià)耗水量大小在評價耗水量大小變化規(guī)律中引進水驅(qū)采收率指標，實質(zhì)上隱含了地質(zhì)條件、開發(fā)系統(tǒng)、開采技術措施等因素對耗水量大小的影響，而油水(yóushui)粘度比不同，則表明了油藏類型的顯著差異，這種差異極大影響著油藏含水變化的規(guī)律。作出評價油藏耗水量大小的標準曲線，依此標準曲線實現(xiàn)同類型油田、相同開發(fā)階段耗水量大小的對比評價。第三十頁，共144頁。第一章、注水指標趨勢(qūshì)預測法（二）、評價(píngjià)耗水量大小1、對所評價的油藏(yóucánɡ)，按照無因次注入曲線、無因次采出曲線進行回歸統(tǒng)計，求出系數(shù)a1、b1、a2、b2的值。2、應用系數(shù)a1、b1、a2、b2的值計算水驅(qū)采收率。3、計算對應不同采出程度下（采出可采儲量Rt=60％、80％以及最終時），累積采出比的大小。用下式計算出不同采出程度下的累積水油比。

主要步驟：第三十一頁，共144頁。第一章、注水指標(zhǐbiāo)趨勢預測法（二）、評價(píngjià)耗水量大小4、繪制評價對比(duìbǐ)圖版根據(jù)以下統(tǒng)計公式繪制出相同采出程度下（Wp/Np）——μR對比圖板式中：（WP/NP)R——對應于R的累計采出比；μR——油水粘度比；

AR、BR——統(tǒng)計常數(shù)?？刹蓛α坎沙龀潭?ARBR60-0.380.3780-0.450.74最終-0.141.47統(tǒng)計常數(shù)

、

與可采儲量采出程度關系表

5、根據(jù)所評價的油藏μR的大小，將其標定在評價對比圖版上，依照標定的位置即可評價油藏注水效果。當油藏實際值靠近對比曲線時，油藏注水效果好，遠離曲線效果則差。第三十二頁，共144頁。一、注水指標趨勢預測法二、注水指標分析法三、注水指標統(tǒng)計法四、注水指標綜合(zōnghé)評價法目錄(mùlù)第三十三頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法一、注水利用率的分析(fēnxī)油田實際生產(chǎn)資料與理論計算結果進行(jìnxíng)對比實際曲線與童氏圖版對比評價油藏存水率大小注入水Vi相同，評價采出程度高低預測水驅(qū)采收率注水利用率是評價油田開發(fā)效果的一項重要指標。它不僅影響著開發(fā)效果的好壞，而且直接影響著經(jīng)濟效益的高低。對于既無邊底水侵入，又無注入水外溢的封閉油藏，在某一開發(fā)階段、某一注入倍數(shù)條件下，油藏開發(fā)效果好，地下存水率則大，對應的采收率也高；油藏注水開發(fā)效果不好，地下存水率小，對應的采收率也必然低。注水利用率高低兩個體現(xiàn)預測、評價的四項內(nèi)容評價油藏排水量大小第三十四頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法（一）、地下(dìxià)存水率統(tǒng)計法式中：Wi——累積(lěijī)注水量，104m3；Wp——累積(lěijī)采水量，104m3；Ei——地下存水率，小數(shù)。地下存水率是指地下存水量（累計注入量減累積采水量）與累積注入量之比。即：可推導出：式中：Wp/Wi——排水率，小數(shù)；a1、b1、a2、b2——無因次注入曲線、采出曲線的統(tǒng)計常數(shù)。第三十五頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法（一）、地下(dìxià)存水率統(tǒng)計法1、實際存水率曲線(qūxiàn)與經(jīng)驗公式曲線(qūxiàn)對比張銳認為不同采出程度下的存水率與水驅(qū)采收率密切相關，經(jīng)驗公式為：參數(shù)Ds、As的回歸統(tǒng)計中，油水粘度比范圍為2.5—200，統(tǒng)計點數(shù)35個，相關系數(shù)分別為0.9992及0.9968。R/Rm應用范圍為0.15—0.85。同類型油藏在某一采出程度下的存水率越大，水驅(qū)采收率越高，開發(fā)效果越好，反之，則差。用實際資料繪制ln（Wp/Wi）～R關系曲線與經(jīng)驗公式曲線進行對比評價。第三十六頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法（一）、地下(dìxià)存水率統(tǒng)計法2、與不同類型(lèixíng)油藏圖版對比根據(jù)以下統(tǒng)計公式繪制出相同采出程度下Ei～μR對比圖版：式中：Ei——地下存水率，小數(shù)；

μR——油水粘度比；Ae——統(tǒng)計常數(shù)?？刹蓛α坎沙龀潭龋?）406080Ae1.0920.9980.729統(tǒng)計常數(shù)

、

與可采儲量采出程度關系表將所評價油田的實際值與對比值進行比較并將實際值標定在圖版上即可評價油田的開發(fā)效果。第三十七頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法（二）、相同注入倍數(shù)(bèishù)下采收率對比法由于油層物性的差別、非均質(zhì)特點的不同、韻律性不同、潤濕性不同以及油水粘度比的不同，在相同注入倍數(shù)條件下，采收率有較大的差別。因此，對比相同注入倍數(shù)下采收率的高低，只能是同類型油田之間的對比。為此，分析了相同注入倍數(shù)條件下，影響采收率的各種因素(yīnsù)，這樣就可以擇其主要的影響因素(yīnsù)（流度的大?。┻M行對比評價。主要步驟：

1、用油田實際資料，繪制R～LnVi關系曲線（Vi為注入孔隙體積倍數(shù)）。當出現(xiàn)直線段后，預測不同注入倍數(shù)下的采出程度。第三十八頁，共144頁。第一章、注水指標(zhǐbiāo)趨勢預測法2、與同類型油田對比，依據(jù)(yījù)統(tǒng)計公式繪制對比曲線：（二）、相同注入倍數(shù)(bèishù)下采收率對比法式中：R——采出程度，%；K——空氣滲透率，×10-3μm2；μo——地下原油粘度，mPa·s；

AV、BV——統(tǒng)計常數(shù)。注入倍數(shù)0.20.512.5Av8.5813.0516.7322.8Bv2.823.894.575.29統(tǒng)計常數(shù)AV、BV

與注入倍數(shù)關系表將所評價油田相同注入倍數(shù)條件下采出程度的實際值或預測值標在對比曲線上，即可評價油田開發(fā)效果。第三十九頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法二、注入水波及(bōjí)體積大小的評價在不同注入倍數(shù)條件下，注入水波及體積的大小，一方面反映了油田非均質(zhì)特點對注水開發(fā)效果的影響，更為重要的是，它反映了主觀所采取的措施，諸如層系、井網(wǎng)、注水方式和各種工藝技術措施是否適應油田的地質(zhì)特點。因此(yīncǐ)，隨時了解注入水的波及狀況，不僅是評價油田開發(fā)效果的一項重要指標，也將有助于發(fā)現(xiàn)問題，及早地提出綜合調(diào)整措施。注入水波及體積系數(shù)可采用礦場資料統(tǒng)計法和實驗室資料統(tǒng)計法。預測注入水注入不同孔隙體積倍數(shù)下驅(qū)油效率預測不同注入倍數(shù)下注入水波及體積大小評價、預測的兩項內(nèi)容第四十頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法可應用加密調(diào)整區(qū)新鉆調(diào)整井的水淹層解釋資料，分井統(tǒng)計水淹層厚度。用水淹層厚度占總厚度的比值，作為(zuòwéi)當時注水波及體積系數(shù)。使用這種方法的前提在于調(diào)整井全區(qū)分布。這樣，才能以厚度的比值作為(zuòwéi)體積比。另外，這種方法統(tǒng)計的數(shù)值偏低，原因在于調(diào)整井一般分布在原井網(wǎng)的相對滯油區(qū)，水淹層厚度一般偏低，波及體積系數(shù)偏小。（一）、礦場資料(zīliào)統(tǒng)計法除對調(diào)整井水淹層進行統(tǒng)計方法外，礦場還可采用密閉取芯井水淹層資料統(tǒng)計，以及各種測井資料統(tǒng)計（測－注－測資料，多功能測井資料）等方法。礦場這些方法的共同點在于用厚度的波及作為體積波及。因此，統(tǒng)計井的位置和數(shù)量對統(tǒng)計值有較大的影響，應用這些資料可以相互進行驗證，從分析中得出相對正確的結論。第四十一頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法注入水波及體積系數(shù)(xìshù)：在不同注入倍數(shù)條件下，可采用當時的采出程度（地下原油體積）除以當時水淹層的平均驅(qū)油效率。（二）、實驗室資料(zīliào)統(tǒng)計法應用實驗室資料進行統(tǒng)計，從統(tǒng)計分析中可以看出，驅(qū)油效率隨注水倍數(shù)增大而增加，兩者在半對數(shù)坐標紙上基本呈直線關系。

對比相同注入倍數(shù)條件下驅(qū)油效率，可以看出影響其大小的因素是多方面的，主要是油層滲透率的不同、孔隙結構的差異、原油性質(zhì)的高低以及潤濕性的不同等因素。

其中影響最大的是原油粘度，因而可以依據(jù)不同油水粘度比與驅(qū)油效率的關系曲線為基礎，對滲透率和潤濕性分別進行校正，從而確定不同注入倍數(shù)下的驅(qū)油效率。第四十二頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法（二）、實驗室資料(zīliào)統(tǒng)計法1、繪制(huìzhì)相同注入倍數(shù)下油水粘度比（μR）與驅(qū)油效率（Ef）關系曲線將所評價油田的油水粘度比（μR）和注入孔隙體積倍數(shù)（Vf）代入上式，即可確定當時注入狀況下水淹層平均驅(qū)油效率。如所評價油田為親水性，中低滲透率油層，為確定其驅(qū)油效率，需作以下的校正。式中：Ei——驅(qū)油效率，小數(shù)；Vi——注入孔隙體積系數(shù)。本統(tǒng)計公式適合于中高滲透率油層第四十三頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法（二）、實驗室資料(zīliào)統(tǒng)計法2、滲透率、潤濕性不同，對初步(chūbù)確定的驅(qū)油效率進行校正

校正系數(shù)：在某一注入倍數(shù)下，所評價的驅(qū)油效率與2000毫達西油層驅(qū)油效率的比值。統(tǒng)計公式為：式中：K——空氣滲透率，×10-3μm2；Vi——注入孔隙體積系數(shù)。潤濕性不同，對驅(qū)油效率有較大的影響，這主要在于毛管力的作用不同。強親水油層，小孔隙中的油比較易于驅(qū)替；而強親油油層，驅(qū)替比較困難。另外，潤濕性不同，孔隙中剩余油的形式不同，這些都決定于驅(qū)油效率有較大的差別。

因此，確定的驅(qū)油效率，對于弱親油油層則在此基礎上增加5～6.0%，強親水油層則在此基礎上增加9～10%。第四十四頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法（二）、實驗室資料(zīliào)統(tǒng)計法3、利用丙型水驅(qū)特征曲線評價水驅(qū)波及體積(tǐjī)系數(shù)丙型水驅(qū)特征曲線關系式為：

1995年陳元千推導出預測水驅(qū)體積波及系數(shù)與含水率的關系式為：式中：Ev——水驅(qū)體積波及系數(shù)。當含水為最終經(jīng)濟極限含水率時，得到最終水驅(qū)波及體積系數(shù)為：第四十五頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法三、目前井網(wǎng)適應性和油水井(shuǐjǐng)利用情況的分析目前井網(wǎng)適應性和油水井利用情況是衡量我們主觀措施是否得當(dédàng)，油田潛力是否得到充分發(fā)揮的一項重要內(nèi)容。（一）、從水驅(qū)控制儲量、動用儲量的大小分析井網(wǎng)的適應性以及油水井的利用情況1、水驅(qū)控制儲量的統(tǒng)計我國已開發(fā)的砂巖油田儲量類別大致分為三類：一類油層為大面積分布、油層穩(wěn)定、物性好、產(chǎn)量高二類油層為局部發(fā)育、物性較好、產(chǎn)能較低三類油層分布零散、物性查、產(chǎn)能低第四十六頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法從儲量控制角度出發(fā)，要使控制程度大于80%，一、二類油層(yóucéng)井距要求在500米左右，二、三類油層(yóucéng)則要求在200米以內(nèi)。水驅(qū)儲量控制(kòngzhì)程度，采用了油水井連通厚度占總厚度百分數(shù)的統(tǒng)計方法，一般作兩種統(tǒng)計：有效厚度連通百分數(shù)注水井砂層厚度與油井有效厚度連通百分數(shù)1、水驅(qū)控制儲量的統(tǒng)計（一）、從水驅(qū)控制儲量、動用儲量的大小分析井網(wǎng)的適應性以及油水井的利用情況第四十七頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法動用狀況的好壞主要取決于油層的非均質(zhì)性質(zhì)、油水井的利用情況、以及各種(ɡèzhǒnɡ)技術措施的效果。儲量動用的多少，影響著油田開發(fā)效果。因此，進行動用儲量的統(tǒng)計，對評價油田開發(fā)效果是非常需要的。（1）油井(yóujǐng)分層測試資料的統(tǒng)計主要用于自噴方式開采的油田，產(chǎn)液（油）分層厚度占總統(tǒng)計井射開總厚度的比例，作為評價儲量動用狀況的評價指標。該指標的代表性取決于測試井位置分布的均勻性、測試井所占生產(chǎn)井比例的大小和測試儀器的精度。（一）、從水驅(qū)控制儲量、動用儲量的大小分析井網(wǎng)的適應性以及油水井的利用情況2、動用儲量的統(tǒng)計第四十八頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法（2）注水井吸水剖面資料(zīliào)的統(tǒng)計不僅適用于自噴方式開采的油田，也適用于泵抽方式開采的油田。統(tǒng)計吸水層厚度占射開總厚度的比值，以此表示該時期內(nèi)儲量動用狀況的好壞。該指標取決于注水井分布的均勻性和測試井所占注水井總數(shù)的多少(duōshǎo)。同時，要注意在正常注水的工作制度下測吸水剖面。除以上兩種資料的統(tǒng)計外，在有條件的油田還可參照檢查井密閉取心資料和碳氧比測井資料。在層系、井網(wǎng)進行綜合調(diào)查的油田、區(qū)塊，還可參照調(diào)整井水淹層測井解釋資料。（一）、從水驅(qū)控制儲量、動用儲量的大小分析井網(wǎng)的適應性以及油水井的利用情況2、動用儲量的統(tǒng)計第四十九頁，共144頁。3、丙型水驅(qū)特征曲線(qūxiàn)計算水驅(qū)儲量動用程度水驅(qū)儲量動用程度還可以(kěyǐ)用丙型水驅(qū)特征曲線來確定：第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法式中：Nmo——水驅(qū)動用儲量，×104t；N——石油地質(zhì)儲量，×104t；ER——由油藏地質(zhì)特征參數(shù)評價出的油藏最終采收率，小數(shù)。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，則說明注水開發(fā)效果越差。（一）、從水驅(qū)控制儲量、動用儲量的大小分析井網(wǎng)的適應性以及油水井的利用情況第五十頁，共144頁。（二）、從產(chǎn)能大小和油田采油速度的高低(gāodī)分析油水井利用狀況1、油水井(shuǐjǐng)產(chǎn)能、吸水能力變化的規(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。依據(jù)油田實際作出無因次采油、采液指數(shù)隨含水變化的關系曲線，確定有代表性的采油指數(shù)初始值，進而確定不同(bùtónɡ)含水條件下的采油、采液指數(shù)；通過壓力系統(tǒng)的分析，確定不同(bùtónɡ)開發(fā)階段合理的生產(chǎn)壓差，優(yōu)選出有代表性、合理的單井產(chǎn)油量和產(chǎn)液量，以此為標準與油田相應時期的平均單井產(chǎn)油、產(chǎn)液量進行對比。第二章、注水指標分析法當實際值低于確定值時，則認為油井的潛力沒有得到充分的發(fā)揮；當接近于確定值時，則認為油井利用的較好。同理，對注水井則通過統(tǒng)計的方法，確定其吸水指數(shù)，根據(jù)新選用的注水壓差，確定單井注入量，以此與實際的平均單井注入量對比，說明注水井利用的好壞。在進行注水井的對比時，應注意水井高滲透水淹層的控制注水情況，以控制水量的大小校正對比值。第五十一頁，共144頁。（二）、從產(chǎn)能大小和油田(yóutián)采油速度的高低分析油水井利用狀況第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法根據(jù)油井產(chǎn)能變化規(guī)律的分析，確定出不同開發(fā)階段合理的單井產(chǎn)量，這樣當注采系統(tǒng)不發(fā)生改變的情況下，也就相應確定了所應達到的采油速度，依次和油田實際的采油速度對比，說明油田開發(fā)效果的好壞。同時，說明油田的各種措施是否得當。為了保持油田有較長的穩(wěn)產(chǎn)期，為了進一步改善油田的控制儲量和動用狀況，進一步提高油田的開發(fā)效果往往(wǎngwǎng)經(jīng)常的對油田作各種調(diào)整工作。對此，所要求的對比指標也要作相應的調(diào)整。2、采油速度變化情況的分析第五十二頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法四、注采壓力系統(tǒng)(xìtǒng)評價（一）、合理(hélǐ)注采井數(shù)比合理注采井數(shù)比有多種計算方法，這里主要介紹流度比法和采注指數(shù)比法。1、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數(shù)比為：式中：C——合理注采井數(shù)比，小數(shù)；IW——注水井地下吸水指數(shù)，m3/d.MPa；JL——采油井地下采液指數(shù)，m3/d.MPa；M——水、油流度比，小數(shù)。當IW=JL時：第五十三頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法（一）、合理(hélǐ)注采井數(shù)比2、采注指數(shù)(zhǐshù)比法采注指數(shù)對比法計算公式為：式中：C——合理注采井數(shù)比，小數(shù)；IW——注水井地下吸水指數(shù)，m3/d.MPa；JL——采油井地下采液指數(shù)，m3/d.MPa；IPR——注采比，小數(shù)。評價時分別計算出油藏不同含水階段的合理注采井數(shù)比和實際注采井數(shù)比，將實際值與合理值進行比較，若一致或接近說明油藏的注采井數(shù)比是合理的，若差距較大則說明實際注采井數(shù)比不合理，需要進行調(diào)整。第五十四頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法（二）、合理的底層(dǐcénɡ)壓力保持水平注水開發(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)油田應當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(zēngjiā)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，又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。第五十五頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法（二）、合理的底層壓力(yālì)保持水平本次系統(tǒng)評價主要采用注采體積平衡交匯圖來評價，其原理(yuánlǐ)和作法如下：在一定的井網(wǎng)和注采壓力系統(tǒng)下，當注水壓力和油井流壓確定后，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于飽和壓力的條件下，采出地下體積VL由下列關系式確定：在地層壓力高于飽和壓力、油井流動壓力低于飽和壓力的條件下，采出地下體積VL由下式確定：式中：VL——采出地下體積，m3/d；no——油井數(shù)，口；BO——原油體積系數(shù)，小數(shù)；ρo——原油密度，t/m3；

QO——采出油量，t/d；QL——采出液量，t/d；f——綜合含水，%；PR——地層壓力，MPa；Pb——飽和壓力，MPa；Pwf——油井流動壓力，MPa；FV——Vogel系數(shù)，小數(shù)。第五十六頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法（二）、合理的底層壓力(yālì)保持水平而注入(zhùrù)體積VI則由下式確定：式中：VI——注入體積，m3/d；nw——注水井數(shù)，口；Ii——（視）吸水指數(shù)，m3/d.MPa；

Pwfi——注水井流動壓力，MPa；PR——地層壓力，MPa。

在注采平衡條件下，VL=VI，即：或在不同的地層壓力下，以地層壓力為橫坐標,地下體積為縱坐標，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。交點對應的地層壓力即為注采平衡時的地層壓力。第五十七頁，共144頁。相滲透率曲線(qūxiàn)法巖心(yánxīn)分析法相關經(jīng)驗(jīngyàn)公式法第二章、注水指標分析法五、可采儲量的標定可采儲量是反映注水開發(fā)油藏水驅(qū)開發(fā)效果好壞的綜合指標。在進行注水開發(fā)效果評價時，按行業(yè)標準《石油可采儲量計算方法》（SY／T5367－1998）計算本油藏目前條件下的水驅(qū)可采儲量值并與標定值進行對比分析，評價綜合治理措施是否得當，制定提高本油藏水驅(qū)采收率、進一步改善開發(fā)效果的新的技術方法和技術措施。開發(fā)階段勘探評價階段水驅(qū)穩(wěn)產(chǎn)階段水驅(qū)開發(fā)遞減階段統(tǒng)計曲線類比法物質(zhì)平衡法水驅(qū)特征曲線法數(shù)值模擬法圖版法水驅(qū)特征曲線法產(chǎn)量遞減法水淹區(qū)內(nèi)取芯方法經(jīng)驗類比法第五十八頁，共144頁。第二章、注水指標(zhǐbiāo)分析法六、注水井(shuǐjǐng)措施的井組增油量計算注水井實施措施后，要措施效果進行評價，計算注水井組的增油量和經(jīng)濟效益。1、根據(jù)注采連通關系和注水動態(tài)反應，確定注水井組的受益油井。2、根據(jù)受益油井產(chǎn)量、液量、含水變化關系，分析每口受益油井的見效情況，計算凈增油量和控遞減增油量。凈增油量為油井見效后，每個月的月產(chǎn)量減去見效前月產(chǎn)量之和。如果油井在計算時間段實施了油井措施，則要先扣除油井增產(chǎn)量。控遞減增油量的計算，先要確定注水井實施措施前，油井產(chǎn)量的遞減規(guī)律。增油量的計算為油井見效后，每個月的月產(chǎn)量減去根據(jù)見效前遞減規(guī)律計算的月產(chǎn)量之和。如果油井在計算時間段實施了油井措施，則要先扣除油井增產(chǎn)量。如果受益油井同時為多口實施措施注水井的受益井，增油量的計算還要考慮(kǎolǜ)該井的注水受益方向系數(shù)，一口井的注水受益方向系數(shù)之和為1。3、根據(jù)注水井措施的資金投入和增油量等，計算經(jīng)濟效益。第五十九頁，共144頁。一、注水指標趨勢預測(yùcè)法二、注水指標分析法三、注水指標統(tǒng)計法四、注水指標綜合評價法目錄(mùlù)第六十頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法油藏儲量動用(dòngyòng)與剩余油狀況注采井網(wǎng)完善(wánshàn)狀況單砂體現(xiàn)狀無效益井現(xiàn)狀潛力點為更準確了解油藏開發(fā)狀況，充分認識地下油、水分布和平面及縱向上的剩余油潛力，把握油田開發(fā)趨勢，為編制下年度油藏開發(fā)調(diào)整方案提供依據(jù)，油田每年要開展對已開發(fā)動用的油田、區(qū)塊進行油藏潛力調(diào)查統(tǒng)計。七部分統(tǒng)計內(nèi)容油藏動用狀況下一年油水井措施和綜合治理工作量統(tǒng)計第六十一頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法一、油藏儲量動用(dòngyòng)與剩余狀況統(tǒng)計本部分對大港油田自營區(qū)已開發(fā)動用油田所屬區(qū)塊（開發(fā)單元）的儲量動用狀況、人工水驅(qū)部分儲量、天然水驅(qū)儲量及枯竭式驅(qū)動儲量分布狀況、水驅(qū)控制儲量狀況以及(yǐjí)剩余可采儲量狀況等有關內(nèi)容進行了詳細的調(diào)查。（一）、油藏儲量動用狀況調(diào)查油田區(qū)塊開發(fā)單元動用儲量(104t)現(xiàn)井網(wǎng)實際控制動用儲量(104t)人工水驅(qū)部分注采

井數(shù)比平均井距(m)注水地質(zhì)儲量(104t)注采連通程度(%)水驅(qū)控制儲量(104t)日產(chǎn)水平(t)1234567891011天然水驅(qū)部分枯竭式開發(fā)部分水驅(qū)儲量

(104t)水驅(qū)控制程度

(%)地質(zhì)儲量(104t)日產(chǎn)水平(t)地質(zhì)儲量(104t)日產(chǎn)水平(t)121314151617油藏儲量動用狀況調(diào)查表（表一1）調(diào)查表的表頭格式如下：第六十二頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法（一）、油藏儲量動用狀況(zhuàngkuàng)調(diào)查指標統(tǒng)計規(guī)范(guīfàn)說明

（1）開發(fā)單元：上游生產(chǎn)系統(tǒng)月報表中的開發(fā)單元，分層系開發(fā)的單元，要統(tǒng)計到開發(fā)層系。（2）動用儲量：理論上動用儲量的計算。

在開發(fā)初期，采用容積法計算；隨著油田開發(fā)程度的提高、動態(tài)資料的增加，改為動態(tài)法計算，并逐年進行修正。油田采用上一年底油氣開發(fā)處下發(fā)的各開發(fā)單元地質(zhì)儲量。（3）現(xiàn)井網(wǎng)實際控制動用儲量：動用儲量中已開發(fā)并且目前有生產(chǎn)井網(wǎng)控制區(qū)域的地質(zhì)儲量?，F(xiàn)井網(wǎng)實際控制動用儲量=動用儲量－扣除儲量扣除儲量為已停采層系及未射開生產(chǎn)層系的地質(zhì)儲量。如果該層系沒有對應的儲量上報數(shù)據(jù)，則不扣除該層系儲量。第六十三頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法（一）、油藏(yóucánɡ)儲量動用狀況調(diào)查指標統(tǒng)計規(guī)范(guīfàn)說明（4）驅(qū)動方式：驅(qū)使原油流向井底的動力來源方式稱驅(qū)動方式。

表中驅(qū)動方式分為人工水驅(qū)、天然水驅(qū)、枯竭式開發(fā)三種。（5）注采井數(shù)比：開發(fā)單元內(nèi)在冊（未報廢的油水井）的采油井數(shù)與注水井數(shù)的比值。注采井數(shù)比=在冊采油井數(shù)/在冊注水井數(shù)（單位為小數(shù)）（6）平均井距：開發(fā)單元內(nèi)在冊的相鄰井井距的平均值。第六十四頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法（一）、油藏儲量(chǔliànɡ)動用狀況調(diào)查指標統(tǒng)計(tǒngjì)規(guī)范說明（7）注水地質(zhì)儲量：人工水驅(qū)開發(fā)單元內(nèi)，直接受注采井網(wǎng)控制的地質(zhì)儲量。注水地質(zhì)儲量采用以下方法確定：a.注采井網(wǎng)相對完善、平面上分布均勻、注采井數(shù)比小于（或等于）3的開發(fā)單元，其動用地質(zhì)儲量即為注水地質(zhì)儲量。b.注采井網(wǎng)不完善、注采井數(shù)比大于3的開發(fā)單元，其注水地質(zhì)儲量按注水井實際控制區(qū)域計算。計算方法為：注水地質(zhì)儲量=二線受益采油井連線的閉合面積/單元含油面積×單元地質(zhì)儲量（萬噸）c.在統(tǒng)計注水地質(zhì)儲量時要考慮到該層系或井區(qū)歷史注水狀況，若該層系或井區(qū)目前沒有注水井（水井已報廢、轉(zhuǎn)采或上返其它層系），但歷史上注過水，累計注水量相對較高，這樣的層系或井區(qū)的地質(zhì)儲量也應為注水地質(zhì)儲量，算水驅(qū)控制儲量時注采連通程度延用注水時的數(shù)據(jù)。第六十五頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法（一）、油藏儲量動用狀況(zhuàngkuàng)調(diào)查指標統(tǒng)計(tǒngjì)規(guī)范說明（8）注采連通程度：指靜態(tài)條件下油水井間地層的連通關系。注采連通程度包括層數(shù)的連通程度和厚度的連通程度。注采連通程度層數(shù)百分比=全部油氣層與水井連通層層數(shù)/鉆遇全部油氣層層數(shù)×100%注采連通程度有效厚度百分比=全部油氣層與水井連通層有效厚度/鉆遇全部油氣層有效厚度×100%第六十六頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法（9）人工注水水驅(qū)控制儲量：指在現(xiàn)有注采井網(wǎng)控制下的地質(zhì)儲量。注水水驅(qū)控制儲量=開發(fā)單元注水儲量×注采連通程度（萬噸）（10）水驅(qū)儲量：指依靠(yīkào)人工注水和天然邊底水能量驅(qū)動的地質(zhì)儲量。水驅(qū)儲量=人工注水水驅(qū)控制儲量+天然水驅(qū)儲量（11）水驅(qū)控制程度：指開發(fā)過程中注入水波及面積之內(nèi)的儲量與邊底水的儲量之和與其總儲量的比值。水驅(qū)控制程度=水驅(qū)儲量/動用地質(zhì)儲量×100%（12）開發(fā)單元日產(chǎn)水平使用上游生產(chǎn)系統(tǒng)實產(chǎn)月報中當年4月份數(shù)據(jù)。（一）、油藏儲量動用狀況(zhuàngkuàng)調(diào)查指標統(tǒng)計規(guī)范說明第六十七頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法（二）、剩余(shèngyú)可采儲量調(diào)查表剩余(shèngyú)可采儲量調(diào)查表（表一2）油田區(qū)塊單元含油面積(km2)儲量狀況地質(zhì)儲量(104t)可采儲量(104t)采收率(%)水驅(qū)控制程度(%)累產(chǎn)油(104t)目前剩余可采儲量(104t)單井剩余可采儲量(104t)1234567891011井網(wǎng)總井數(shù)生產(chǎn)情況采出程度采油速度密度

(口/km2)平均井距(m)油井(口)水井(口)日產(chǎn)水平(t)日產(chǎn)液(m3)含水(%)平均動液面(m)地質(zhì)儲量(%)可采儲量(%)可采儲量(%)剩余可采儲量(%）121314151617181920212223調(diào)查表的表頭格式如下：第六十八頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法指標統(tǒng)計(tǒngjì)規(guī)范說明（二）、剩余(shèngyú)可采儲量調(diào)查表（1）該表生產(chǎn)數(shù)據(jù)使用上游生產(chǎn)系統(tǒng)實產(chǎn)月報中當年4月份數(shù)據(jù)。油水井總井數(shù)均為在冊井。（2）可采儲量：采用上一年油氣開發(fā)處下發(fā)的各開發(fā)單元可采儲量。（3）采收率：等于可采儲量除以地質(zhì)儲量的百分數(shù)（4）目前剩余可采儲量：可采儲量減去累產(chǎn)油。（5）單井剩余可采儲量：

單井剩余可采儲量=目前剩余可采儲量/（油井總數(shù)+水井總數(shù)）（6）井網(wǎng)密度井網(wǎng)密度=（油井總數(shù)+水井總數(shù)）/含油面積

第六十九頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法指標統(tǒng)計規(guī)范(guīfàn)說明（二）、剩余(shèngyú)可采儲量調(diào)查表(7)平均動液面用加權平均法計算。

（8）采油速度：油田年采出原油量與其地質(zhì)儲量的比值。

可采儲量采油速度=（日產(chǎn)油x365天/10000）/可采儲量x100%

剩余可采儲量采油速度=

(日產(chǎn)油x365天/10000)/(可采儲量-累產(chǎn)油+目前年產(chǎn)油)x100%(9)采出程度：油田在某時間的累計采油量與地質(zhì)儲量的比值。

地質(zhì)儲量采出程度=累產(chǎn)油/地質(zhì)儲量x100%

可采儲量采出程度=累產(chǎn)油/可采儲量x100%第七十頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法二、注采井網(wǎng)完善狀況(zhuàngkuàng)調(diào)查本部分分別對以油井和水井為中心進行了注采井網(wǎng)完善(wánshàn)狀況調(diào)查，重點調(diào)查了一類油氣層、全部油氣層在正常開井下及全部井網(wǎng)下的注采連通程度和注采對應率，注水井利用率，注水受益與見效情況。（一）、注采連通程度及注采對應率調(diào)查隨著油藏挖潛工作的深入，一些有潛力的非一類油層逐步補開生產(chǎn)，為了避免非一類油層對注采連通程度和注采對應率造成的誤差，真實地反映目前地層連通狀況和注采對應關系，在調(diào)查中分為兩種情況進行統(tǒng)計，一種是僅考慮一類油層的情況，一種是考慮全部鉆遇油氣層的情況。同時為能更真實的反映目前實際生產(chǎn)井網(wǎng)下的注采對應關系，在統(tǒng)計注采連通程度和注采對應率時，扣除停產(chǎn)、停注3個月以上的油水井的影響，又對上述兩種油層狀況（一類和全部油氣層）的目前正常生產(chǎn)井網(wǎng)下注采連通程度和注采對應率進行了統(tǒng)計。第七十一頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法（一）、注采連通程度及注采對應(duìyìng)率調(diào)查注采連通(liántōng)程度及注采對應率（一類油層）（表二1）調(diào)查表的表頭格式如下：油田區(qū)塊單元油井總井數(shù)鉆遇一類油層總數(shù)

射開一類層總數(shù)

停采一類層總數(shù)目前生產(chǎn)層總生產(chǎn)一類油層

與注水井連通目前注采對應率層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度

(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)12345678910111213141516目

前

生

產(chǎn)

層可完善層全部一類油層與水井連通注采連通程度(%)注水井連通層中只采不注一類油層單向雙向多向?qū)訑?shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度

(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度

(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)1718192021222324252627282930統(tǒng)計的是所有在冊的油水井，只統(tǒng)計一類油層第七十二頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法（一）、注采連通(liántōng)程度及注采對應率調(diào)查正常開井下注采連通程度及注采對應(duìyìng)率（一類油層）（表二2）調(diào)查表的表頭格式如下：油田區(qū)塊單元油井總井數(shù)鉆遇一類油層總數(shù)

射開一類層總數(shù)

停采一類層總數(shù)目前生產(chǎn)層總生產(chǎn)一類油層

與注水井連通目前注采對應率層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度

(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)12345678910111213141516目

前

生

產(chǎn)

層可完善層全部一類油層與水井連通注采連通程度(%)注水井連通層中只采不注一類油層單向雙向多向?qū)訑?shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度

(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度

(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)1718192021222324252627282930統(tǒng)計的是目前正常生產(chǎn)井網(wǎng)，扣除停產(chǎn)、停注3個月以上的油水井，只統(tǒng)計一類油層第七十三頁，共144頁。（一）、注采連通程度(chéngdù)及注采對應率調(diào)查注采連通程度及注采對應(duìyìng)率（全部油氣層）（表二3）調(diào)查表的表頭(biǎotóu)格式如下：油田區(qū)塊單元油井總井數(shù)鉆遇油氣層總數(shù)

射開油氣層總數(shù)

停采油氣層總數(shù)目前生產(chǎn)層總生產(chǎn)油氣層

與注水井連通目前注采對應率層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度

(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)12345678910111213141516目

前

生

產(chǎn)

層可完善層全部油氣層與水井連通注采連通程度(%)注水井連通層中只采不注油氣層單向雙向多向?qū)訑?shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度

(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度

(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)1718192021222324252627282930第三章、注水指標統(tǒng)計法統(tǒng)計的是所有在冊的油水井，全部是油氣層第七十四頁，共144頁。（一）、注采連通程度及注采對應(duìyìng)率調(diào)查正常開井下注采連通程度(chéngdù)及注采對應率（全部油氣層）（表二4）調(diào)查表的表頭格式(géshi)如下：油田區(qū)塊單元油井總井數(shù)鉆遇油氣層總數(shù)

射開油氣層總數(shù)

停采油氣層總數(shù)目前生產(chǎn)層總生產(chǎn)油氣層

與注水井連通目前注采對應率層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度

(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)12345678910111213141516目

前

生

產(chǎn)

層可完善層全部油氣層與水井連通注采連通程度(%)注水井連通層中只采不注油氣層單向雙向多向?qū)訑?shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度

(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度

(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度(m)1718192021222324252627282930第三章、注水指標統(tǒng)計法統(tǒng)計的是目前正常生產(chǎn)井網(wǎng)，扣除停產(chǎn)、停注3個月以上的油水井，統(tǒng)計全部油氣層第七十五頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法（一）、注采連通程度(chéngdù)及注采對應率調(diào)查指標統(tǒng)計(tǒngjì)規(guī)范說明（1）鉆遇、射開、停采、目前生產(chǎn)一類油層層數(shù)、有效厚度計算要用研究院提供的單井小層數(shù)據(jù)表中的數(shù)據(jù)。（對于大斜度井或水平井的有效厚度，參考鄰井連通層的有效厚度或采用油層垂直厚度）。（2）油井目前生產(chǎn)層中與注水井連通的一類油層層數(shù)、有效厚度計算時，要根據(jù)近期的油藏描述單砂體圖判斷油水井儲層是否連通，沒有單砂體圖的開發(fā)單元，用近期的油層連通圖或標準曲線進行判斷。（3）與注水井單向連通層指與一口注水井射開的注水層連通的小層；雙向連通層指與兩口水井射開的注水層連通的小層；多向連通層指與三口以上水井射開的注水層連通的小層；只采不注層指沒有與水井射開的注水層連通的小層；可完善層指只采不注層可通過水井補層進行井網(wǎng)完善的小層。（與水井連通層指一線受益油井）。

第七十六頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法（一）、注采連通(liántōng)程度及注采對應率調(diào)查指標統(tǒng)計(tǒngjì)規(guī)范說明（4）全部一類油層與水井連通層指油井所有鉆遇的一類油層（包括未射層）與水井鉆遇的所有注水層（包括射開和未射的全部油氣水層）連通的一類油層，即為油層靜態(tài)條件下油水井間的連通情況。（5）注采對應率

注采對應率=與注水井連通層（厚度）/總生產(chǎn)一類油層（厚度）×100%（6）注采連通程度注采連通程度=全部一類油層與水井連通層（厚度）/鉆遇一類油層（厚度）×100%（7）對于有邊底水驅(qū)動的油層，視為與水井連通層，可根據(jù)邊底水波及的體積大小和斷層情況來劃分單向、雙向、多向連通。第七十七頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法（二）、注水井注采連通及對應狀況(zhuàngkuàng)調(diào)查注水井(shuǐjǐng)注采連通及對應狀況調(diào)查表（表二5）調(diào)查表的表頭格式如下：油田區(qū)塊單元水井總井數(shù)射開油氣水層總數(shù)

停注油氣水層總數(shù)目前注水層總注水油氣水層

與油井連通層數(shù)

(層)厚度

(m)層數(shù)

(層)厚度(m)層數(shù)

(層)厚度

(m)層數(shù)

(層)厚度

(m)123456789101112目前注水層可完善層封堵無效注水層利用率與油井連通層中只注不采層層數(shù)

(%)厚度

(%)單向雙向多向見效層數(shù)(層)厚度(m)層數(shù)(層)厚度

(m)層數(shù)

(層)厚度

(m)層數(shù)

(層)厚度

(m)層數(shù)

(層)厚度

(m)層數(shù)

(層)厚度

(m)層數(shù)

(層)厚度(m)13141516171819202122232425262728第七十八頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計規(guī)范說明（二）、注水井(shuǐjǐng)注采連通及對應狀況調(diào)查（1）該表以注水井點為單元進行的注采連通及對應狀況調(diào)查，統(tǒng)計方法與表二1基本相同，水井為目前在冊的所有水井，注水層為全部油氣水層。（2）射開、停注、目前注水層層數(shù)、有效厚度計算要用研究院提供的單井小層數(shù)據(jù)表中的數(shù)據(jù)。射開水層的有效厚度以射開厚度為準。（3）利用率利用率=與油井連通的注水層（厚度）/總注水層（厚度）×100%（4）與油井單向連通層指與一口油井射開的生產(chǎn)層連通的小層；雙向連通層指與兩口油井射開的生產(chǎn)層連通的小層；多向連通層指與三口以上油井射開的生產(chǎn)層連通的小層；只注不采層指沒有與油井射開的生產(chǎn)層連通的小層；可完善層指只注不采層可通過油井補層進行井網(wǎng)完善的小層。如油井無法補層完善，這些只注不采層就是無效注水層，要進行封堵。第七十九頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法（三）、注水受益見效(jiànxiào)情況調(diào)查注水受益見效(jiànxiào)情況調(diào)查表（表三）調(diào)查表的表頭格式如下：油田區(qū)塊單元油井總數(shù)(口)水井總數(shù)(口)油水井數(shù)比生產(chǎn)情況注水受益油井日產(chǎn)油(t)含水(%)平均液面(m)生產(chǎn)情況受益百分數(shù)(%)單向井數(shù)(口)日產(chǎn)油(t)含水(%)平均液面(m)井數(shù)（口）日產(chǎn)油（t）井數(shù)(口)日產(chǎn)油(t)含水(%)平均液面（m）12345678910111213141516171819注水受益油井注水見效情況雙向多向見效井見效百分數(shù)(%)見效井生產(chǎn)情況井數(shù)(口)日產(chǎn)油(t)含水(%)平均液面(m)井數(shù)(口)日產(chǎn)油(t)含水(%)平均液面(m)井數(shù)(口)層數(shù)厚度(m)井數(shù)層數(shù)厚度日產(chǎn)油(t)含水(%)平均液面(m)2021222324252627282930313233343536第八十頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法指標統(tǒng)計規(guī)范(guīfàn)說明（1）該表生產(chǎn)數(shù)據(jù)使用上游生產(chǎn)系統(tǒng)井口產(chǎn)量月報中當年4月份數(shù)據(jù)。油水井總井數(shù)均為在冊井。油井平均動液面用加權平均法計算。（2）受益井百分數(shù)受益井百分數(shù)=注水受益井數(shù)/油井總數(shù)x100%（3）受益井產(chǎn)量百分數(shù)受益井產(chǎn)量百分數(shù)=注水受益井日產(chǎn)量/油井總日產(chǎn)量x100%（4）單向、雙向和多向受益井要根據(jù)(gēnjù)油井受益方向來確定，若某受益井大部分生產(chǎn)層為雙向受益，就確定為雙向受益井。

（三）、注水受益見效情況調(diào)查第八十一頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計規(guī)范說明（5）注水見效井要根據(jù)(gēnjù)油水井生產(chǎn)動態(tài)分析是否見效，見效層的層數(shù)和厚度根據(jù)(gēnjù)油井產(chǎn)液剖面確定，若沒有產(chǎn)液剖面可參照注水井吸水剖面資料，確定吸水層為見效層。（6）見效百分比包括見效井數(shù)百分比、見效層數(shù)百分比、見效厚度百分比。見效井數(shù)百分比=見效井數(shù)/注水受益油井數(shù)×100%見效層數(shù)百分比=見效井層數(shù)/與水井連通的層數(shù)（表二3中的列13）×100%見效厚度百分比=見效井厚度/與水井連通的厚度（表二3中的列14）×100%（三）、注水受益見效情況調(diào)查第八十二頁，共144頁。第三章、注水指標(zhǐbiāo)統(tǒng)計法三、油層動用狀況(zhuàngkuàng)調(diào)查本部分對大港油田所有在冊井油層動用狀況進行調(diào)查(diàochá)，分析了油井采液剖面和注水井吸水剖面，并重點分析了油井未射層潛力。