油藏工程方法及應(yīng)用

油藏工程方法及應(yīng)用

2021/8/171一、物質(zhì)平衡方法的應(yīng)用二、產(chǎn)量預(yù)測(cè)方法三、采收率預(yù)測(cè)四、水驅(qū)砂巖油藏合理壓力水平確定五、合理井網(wǎng)密度確定方法六、合理采油速度、合理注采比確定方法簡(jiǎn)介七、生產(chǎn)井流壓界限及注水井合理注入壓力確定八、經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量預(yù)測(cè)方法簡(jiǎn)介九、單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量確定方法簡(jiǎn)介十、經(jīng)濟(jì)極限含水預(yù)測(cè)方法簡(jiǎn)介十一、關(guān)于分層開采及開發(fā)調(diào)整十二、關(guān)于注水方式、注水時(shí)機(jī)及注采井?dāng)?shù)比

主要內(nèi)容2021/8/172物質(zhì)平衡方法的基本原理是：將油藏視為儲(chǔ)集油氣的地下容器，其中油、氣、水的體積變化在油藏開采過程中始終服從物質(zhì)平衡原理。1、物質(zhì)平衡的基本概念對(duì)于一個(gè)具有注入水、邊水、氣頂和溶解氣的混合驅(qū)動(dòng)油藏，在開發(fā)過程中隨著地層壓力的下降，必然會(huì)引起邊水的入侵、氣頂?shù)呐蛎?、溶解氣的分離和膨脹以及油藏部分巖石及流體的彈性膨脹等。在此情況下，油藏內(nèi)原油和天然氣體積的累積減少量，應(yīng)當(dāng)?shù)扔谟筒貎?nèi)水的體積的增加量加上油藏巖石及流體的彈性膨脹量。

一、物質(zhì)平衡方法的應(yīng)用2021/8/173物質(zhì)平衡表達(dá)式為：2、水侵量計(jì)算方法

油藏的實(shí)際開發(fā)經(jīng)驗(yàn)表明，很多油藏都與外部的天然水域相連通，而且外部的天然水域既可能是具有外緣供給的敞開水域，也可能是封閉性的有限邊、底水。另外，某些油藏的外部天然水域可能很大，具有充分的能量，會(huì)對(duì)油藏的開發(fā)動(dòng)態(tài)產(chǎn)生顯著影響。因而必須加以考慮。2021/8/174在油藏開發(fā)過程中，隨著原油和天然氣的采出，油藏內(nèi)部的地層壓力下降，必將逐步向外部天然水域以彈性方式傳播，并引起天然水域內(nèi)的地層水和儲(chǔ)層巖石的彈性膨脹作用。在天然水域與油藏部分的地層壓差作用下，即會(huì)造成天然水域?qū)τ筒氐乃帧?/p>

油藏天然水侵的強(qiáng)弱，主要取決于天然水域的大小、幾何形狀、地層巖石物性和流體物性的好壞，以及天然水域與油藏部分的地層壓差等因素。

水侵一般可分為：定態(tài)水侵、準(zhǔn)定態(tài)水侵和非定態(tài)水侵。2021/8/175（1）定態(tài)水侵

當(dāng)油藏有充足的邊水連續(xù)補(bǔ)給，或者因采油速度不高而使油區(qū)壓降能夠保持相對(duì)穩(wěn)定時(shí)，此時(shí)水侵速度與采出速度相等，水侵是定態(tài)水侵。在地層壓力相對(duì)穩(wěn)定時(shí)，水侵量的表達(dá)式為：2021/8/176tC——綜合壓縮系數(shù)1/MPa；

oiB——原油體積系數(shù)，（地下3m）/(地面3m)。

eq——水侵速度，monm3

2K——水侵系數(shù)，monMPam·3

上式中，除了tC和oB外都是生產(chǎn)數(shù)據(jù)，所以，各時(shí)刻的水侵量不難算出。該方法只能應(yīng)用于地層壓力高于飽和壓力且無氣頂?shù)那闆r。

2021/8/177（2）準(zhǔn)定態(tài)水侵

薛爾紹斯法又稱為準(zhǔn)定態(tài)水侵法。其使用條件為：有充足的邊水供給，即供水區(qū)的壓力比較穩(wěn)定，但油藏壓力還未達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)。我們把這個(gè)壓力變化階段看作是無數(shù)穩(wěn)定狀態(tài)的連續(xù)變化。這時(shí)水侵速度為：2021/8/1782021/8/179（3）非定態(tài)水侵

如果按薛爾紹斯法不能得到令人滿意的結(jié)果，則可用非定態(tài)水侵計(jì)算。2021/8/1710

非定態(tài)天然水侵量的計(jì)算是應(yīng)用Laplace變換求解滲流問題的經(jīng)典實(shí)例。其思路如下：將油藏看成一口井，但該井的井底壓力（即油藏的平均壓力）是不斷變化的。因此，該問題是變壓力條件下求產(chǎn)量的定解問題。先求得定壓力條件下的產(chǎn)量解，然后由杜哈美原理求得變壓力條件下的產(chǎn)量或累計(jì)產(chǎn)量。第一步：油藏邊界σ上壓力為常數(shù)時(shí)的壓降解設(shè)油藏邊界σ上壓力為常數(shù)時(shí)的解（初始?jí)毫o）為ΔP=ΔP(r，t)，其數(shù)學(xué)模型為：2021/8/17112021/8/1712第二步：水侵量與壓力差的關(guān)系由達(dá)西定律：上式的物理意義：?jiǎn)挝粔翰?、單位厚度條件的水侵速度。則累計(jì)水侵量：

2021/8/1713第三步：計(jì)算Q(tD)對(duì)上式進(jìn)行Laplace變換：2021/8/1714對(duì)于無限大油藏，有：

(5)對(duì)于有限邊水區(qū)域大油藏，有：(6)對(duì)式（5）和（6）進(jìn)行Laplace數(shù)值反演，給定rD，就可得到無因次Q(tD,rD)Stelfest反演公式為:2021/8/1715油藏各時(shí)刻的水侵量為：2021/8/1716在進(jìn)行計(jì)算時(shí)，很多參數(shù)難以確定，但是B、Re、Ct為某個(gè)常數(shù)值，它們不隨開采情況而變化，這三個(gè)參數(shù)可以用物質(zhì)平衡方程求解。

例如，當(dāng)油藏的驅(qū)動(dòng)類型為純彈性水驅(qū)時(shí)：2021/8/17172021/8/1718繪出Y～X曲線，可以求出水侵系數(shù)B及地質(zhì)儲(chǔ)量N。2021/8/17192021/8/1720一般計(jì)算步驟：1．收集資料2．求水侵系數(shù)B3．由水侵系數(shù)求出水侵量4．預(yù)測(cè)未來油藏動(dòng)態(tài)，制定合理的開發(fā)速度，控制含水率的上升速度。

一般來說，隨著油田的開發(fā)，地層壓力都不斷變化，因此，在實(shí)際計(jì)算中，定態(tài)水侵和準(zhǔn)定態(tài)水侵適用性較差，多用不定態(tài)水侵進(jìn)行計(jì)算。2021/8/17213、動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)方法

完成第n階段計(jì)算后，水侵系數(shù)已經(jīng)求出，故可預(yù)測(cè)第n＋1階段。

動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)分兩種情況：一是定壓求注，即給定第n＋1階段的產(chǎn)油量、產(chǎn)水量以及第n＋1階段的總壓降，可以預(yù)測(cè)第n＋1階段末的累積水侵量、累積注水量以及階段注水量和注采比等；

二是定注求壓，即給定第n＋1階段的產(chǎn)油量、產(chǎn)水量、注水量等參數(shù)后，用試算法預(yù)測(cè)第n＋1階段末的總壓降和累積水侵量。預(yù)測(cè)完第n＋1階段后，可繼續(xù)預(yù)測(cè)第n＋2階段，如此反復(fù)可預(yù)測(cè)若干階段。2021/8/1722二、產(chǎn)量預(yù)測(cè)方法

1、流管概算法及開發(fā)效果評(píng)價(jià)

以一維兩相滲流理論為基礎(chǔ)，并考慮油層滲透率的非均質(zhì)性和水驅(qū)油的非活塞特點(diǎn)，可反映油田的基本特征。根據(jù)巖心分析滲透率或電測(cè)解釋滲透率統(tǒng)計(jì)其滲透率分布規(guī)律；并選擇能代表油田特征的油水相對(duì)滲透率曲線，便可應(yīng)用流管法進(jìn)行開發(fā)指標(biāo)計(jì)算并做出理論曲線。

應(yīng)用理論曲線與實(shí)際曲線對(duì)比的方法可評(píng)價(jià)油田的開發(fā)效果。

2021/8/1723（1）含水率的計(jì)算

由一維兩相流的達(dá)西定律可以寫出含水率：上式亦稱為水相分流量方程。式中，—分別為油、水相對(duì)滲透率；—分別為油水的地下粘度，mPa·s。2021/8/1724（2）采出程度的計(jì)算

流管出水前的無因次產(chǎn)液量的計(jì)算公式為：式中：—相應(yīng)于油水前緣飽和度的分布函數(shù)。2021/8/1725流管出水后的無因次產(chǎn)液量計(jì)算公式為：式中：—分別為束縛水飽和度出口端含水飽和度。流管出水后的無因次產(chǎn)油量可為：無因次產(chǎn)水量為：2021/8/1726為了在計(jì)算中考慮油層非均質(zhì)性的影響，首先就要研究油層滲透率分布的規(guī)律性，根據(jù)大量實(shí)際開發(fā)資料和理論分析驗(yàn)證，油層滲透率分布的規(guī)律，可以用概率論中的Γ型分布規(guī)律來描述。改變分布參數(shù)和自由度，就可以反映出不同油層滲透率非均質(zhì)程度的差別。

型分布規(guī)律密度分布函數(shù)為：2021/8/1727式中：全伽瑪函數(shù)?！杂啥龋鼪Q定分布規(guī)律的分散程度；—分布參數(shù)。把油層滲透率分布規(guī)律代入產(chǎn)量計(jì)算公式，就得到考慮非均質(zhì)影響或進(jìn)行了油層滲透率非均質(zhì)性校正的產(chǎn)量計(jì)算公式。

出水前的無因次產(chǎn)油量：2021/8/1728

出水后無因次產(chǎn)油量：無因次產(chǎn)水量為：其中：—平均滲透率；—無因次注水時(shí)間；2021/8/1729—油藏初產(chǎn)油量；—未出水流管的總產(chǎn)油量，已出水流管的總產(chǎn)油量和總產(chǎn)水量?！筒乜紫扼w積。由以上可得累積產(chǎn)油量：∴采出程度：2021/8/1730（3）存水率的計(jì)算

由上述亦可得累積產(chǎn)水量：

∴累積注入水量為：∴存水率為：式中：—累積注采比。2021/8/1731計(jì)算出未出水流管的總產(chǎn)油量，已出水流管的總產(chǎn)油量和總產(chǎn)水量后，便可計(jì)算油田的綜合含水：（5）開發(fā)評(píng)價(jià)

應(yīng)用流管法可預(yù)測(cè)最終采收率，并做出含水率與采出程度關(guān)系曲線，注水利用率與采出程度關(guān)系曲線，并與實(shí)際曲線進(jìn)行對(duì)比，以對(duì)油田開發(fā)效果進(jìn)行定性的評(píng)價(jià)。（開發(fā)評(píng)價(jià)的另一種方法是各種條件相近油田的類比法）（4）綜合含水的計(jì)算2021/8/1732純6斷塊含水率與采出程度關(guān)系曲線2021/8/1733純6斷塊存水率與采出程度關(guān)系曲線

純6斷塊由于初期井網(wǎng)不太完善，水驅(qū)控制程度較低，開發(fā)效果較差。進(jìn)入開發(fā)中期，經(jīng)過綜合調(diào)整和整體提液，使區(qū)塊平面及縱向潛力得以充分發(fā)揮，開發(fā)效果趨于理想。2021/8/1734孤島中一區(qū)Ng4含水率與采出程度關(guān)系曲線孤島中一區(qū)Ng4開發(fā)歷程：常規(guī)水驅(qū)、聚合物驅(qū)（0.47PV)、注聚后水驅(qū)（流管法預(yù)測(cè)聚合物驅(qū)可增加采收率8.8％）2021/8/17352、定液求產(chǎn)法原理：油田的產(chǎn)油量首先在產(chǎn)液量和含水上得以體現(xiàn)，因此油田的產(chǎn)液量與產(chǎn)油量之間存在著必然的聯(lián)系。定液求產(chǎn)法就是在確定油田年產(chǎn)液量的基礎(chǔ)上，利用油田年產(chǎn)液量、年均含水和產(chǎn)油量的相互制約關(guān)系來預(yù)測(cè)年產(chǎn)油量。（1）油田最大產(chǎn)液量預(yù)測(cè)

1）單井最大產(chǎn)液量預(yù)測(cè)法①外推法確定單井最大產(chǎn)液量

作出已開發(fā)油田平均單井日產(chǎn)液量和年均含水的關(guān)系曲線，將曲線外推至含水90～95％（低滲油田選90％，高滲油田選95％）時(shí)的單井液量作為全油田單井最大產(chǎn)液量。2021/8/1736②利用最大生產(chǎn)壓差確定抽油井的單井最大產(chǎn)液量各種泵徑抽油井的最大產(chǎn)液量是指在實(shí)際可能達(dá)到的最大生產(chǎn)壓差條件下的理論排量。它要求：泵效較高，應(yīng)是實(shí)際可能達(dá)到的最高泵效；泵下入到最大深度；依照實(shí)際情況選用可能達(dá)到的較大的工作參數(shù)。其計(jì)算公式如下：2021/8/1737式中：

qmax——單井最大平均日產(chǎn)液量，t/d；——目前地層壓力下的最大生產(chǎn)壓差，MPa；

Jl、Jo——分別為采液、采油指數(shù)，t/(d·MPa)；

Jl’、Jo’——無因次采液、采油指數(shù)，小數(shù)；

Jopm——無水期每米采油指數(shù)，t/(d·MPa·m)；

a、b——系數(shù)；2021/8/1738

P、Pmin——目前地層壓力、井底最小流壓，MPa；

Lm、Lpmax——油藏中深、最大下泵深度，m；

dl、fw——井筒混合液相對(duì)密度、含水率，小數(shù)；

PP——泵口壓力，MPa；

Rpi——油井原始?xì)庥捅?，m3/t；2021/8/1739③平均開井?dāng)?shù)預(yù)測(cè)作出已開發(fā)油田的平均開井?dāng)?shù)和年均含水的關(guān)系曲線，將其外推至含水90～95％（低滲油田選90％，高滲油田選95％）時(shí)的年均開井?dāng)?shù)作為全油田計(jì)算最大產(chǎn)液量的年均開井?dāng)?shù)。由油田最大單井液量乘以年均開井?dāng)?shù)即為油田的最大產(chǎn)液量。2）最大采液速度預(yù)測(cè)法作出已開發(fā)油藏采液速度與年均含水的關(guān)系曲線，外推至含水90～95％（低滲油田選90％，高滲油田選95％）時(shí)的采液速度作為最大采液速度，乘以油田地質(zhì)儲(chǔ)量即為最大產(chǎn)液量。2021/8/1740（2）定液求產(chǎn)法1：年產(chǎn)油量迭代法油田開發(fā)過程中，由于含水不斷上升，要保持一定的產(chǎn)油量，則必須保證液量持續(xù)增長(zhǎng)，直至達(dá)到油田的最大產(chǎn)液量。若給定了年產(chǎn)液量，并找出含水變化規(guī)律，利用年產(chǎn)液量、年均含水和年產(chǎn)油量的相互制約關(guān)系即可確定油田該產(chǎn)液量水平下的產(chǎn)油量。

對(duì)于地下原油粘度不同的油田，可分別采用以下四種驅(qū)替特征曲線確定其含水變化規(guī)律：Ⅰ型：lgWp＝A＋BNp

粘度介于3～30mPa·s的中粘層狀砂巖油藏；2021/8/1741Ⅱ型：Wp/Np＝A＋BLp粘度介于3～30mPa·s的中粘層狀砂巖油藏；Ⅲ型：Lp/Np＝A＋BWp粘度小于3mPa·s的低粘層狀砂巖油藏；Ⅳ型：lgLp＝A＋BNp

粘度大于30mPa·s的高粘層狀砂巖油藏；例如由Ⅰ型水驅(qū)曲線：

2021/8/1742建立迭代式：qo＝ql（1－fw）求解時(shí)：a)確定線性關(guān)系，回歸得到A、B值；b)給定油田年產(chǎn)液量；c)含水率計(jì)算式中的R用上一年的累積產(chǎn)油量和當(dāng)年的年產(chǎn)油量表示；d)由迭代格式，通過迭代得到年產(chǎn)油量。2021/8/1743（3）定液求產(chǎn)法2：累積水油比與累液關(guān)系統(tǒng)計(jì)法由Ⅱ型水驅(qū)曲線：Wp/Np＝A＋BLp可得累積產(chǎn)油量：Np＝Lp/(1＋A＋BLp)

由上式可在上年累油、累液的基礎(chǔ)上，通過給定年產(chǎn)液量確定年產(chǎn)油量。2021/8/1744（4）定液求產(chǎn)法3：Lp·Np與Lp關(guān)系統(tǒng)計(jì)法

前蘇聯(lián)專家研究表明，Np與Lp之間存在如下關(guān)系：Np＝B－A/Lp即：Lp·Np＝BLp－A

由上述線性關(guān)系可通過回歸得到A和B，然后可在上年累油、累液的基礎(chǔ)上，通過給定年產(chǎn)液量確定年產(chǎn)油量。2021/8/1745（5）定液求產(chǎn)法4：Lp與Np關(guān)系統(tǒng)計(jì)法

由Ⅳ型水驅(qū)曲線：lgLp＝A＋BNp可得：Np＝（lgLp－A）/B由上式可在上年累油、累液的基礎(chǔ)上，通過給定年產(chǎn)液量確定年產(chǎn)油量。2021/8/1746油田開發(fā)時(shí)間與累積產(chǎn)液量存在如下關(guān)系：

lg（Lp·t）＝A＋Blgt可得：

Lp＝10A＋(B－1)lgt通觀上述定液求產(chǎn)方法，其關(guān)鍵是產(chǎn)液量的確定?？捎靡韵玛P(guān)系確定之。2021/8/17473、遞減分析法

（1）遞減類型及對(duì)比

Arps將油田產(chǎn)量遞減分為三種類型，即：指數(shù)遞減、雙曲遞減和調(diào)和遞減。

遞減率定義為：

遞減系數(shù)：

式中：

D——瞬時(shí)遞減率，又稱為名義遞減率；

Q——油田遞減階段對(duì)應(yīng)于t時(shí)刻的產(chǎn)量；

t——遞減階段的生產(chǎn)時(shí)間，月或年

dQ/dt——產(chǎn)量隨時(shí)間的變化率。2021/8/1748對(duì)于Arps提出的三種遞減規(guī)律，可寫出產(chǎn)量與遞減率的如下關(guān)系式：

Q/Qi＝(D/Di)n式中：

Qi、Di——遞減期的初始產(chǎn)量和相應(yīng)初始遞減率；

n——遞減指數(shù)。當(dāng)1<n<∞時(shí)為雙曲遞減，其表達(dá)式為：

Q＝Qi/(1+Dit/n)－n

當(dāng)n＝1時(shí)為調(diào)和遞減：

Q＝Qi/(1+Dit)2021/8/1749當(dāng)n＝∞且D＝Di＝const時(shí)為指數(shù)遞減：

Q＝Qi·e－Dt通過推導(dǎo)，可得一系列公式。遞減類型指數(shù)遞減雙曲遞減調(diào)和遞減遞減率D＝Di＝constD＝Di(1＋Dit/n)－1D＝Di(1＋Dit)－1遞減指數(shù)n＝∞1<n<∞n＝1產(chǎn)量與時(shí)間Q＝Qi·e－DtlgQ=lgQi-(D/2.303)tQ＝Qi(1＋Dit/n)－n(1/Qi)1/n=(1/Qi)1/n+(Di/n)(1/Qi)1/ntQ＝Qi(1＋Dit)－11/Q＝1/Qi＋Di/Qi·t產(chǎn)量與累積產(chǎn)量Np=E(Qi－Q)/DQ=Qi－(D/E)NpNp=(EQi/Di)ln(Qi/Q)lgQ=lgQi－2.303Di/(EQi)·Np開發(fā)時(shí)間t＝1/D·ln(Qi/Q)t=n/Di[(Qi/Q)1/n－1]t＝(Qi-Q)/(DiQ)三種遞減類型對(duì)比表

2021/8/1750由上頁表可見，除雙曲遞減外，都具有某些線性關(guān)系。如：指數(shù)遞減產(chǎn)量與時(shí)間呈半對(duì)數(shù)直線關(guān)系；調(diào)和遞減產(chǎn)量與累積產(chǎn)量呈半對(duì)數(shù)直線關(guān)系；調(diào)和遞減產(chǎn)量的倒數(shù)與時(shí)間呈普通直線關(guān)系；上述存在的線性關(guān)系，是利用現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際遞減數(shù)據(jù)，進(jìn)行遞減類型判斷的重要依據(jù)。2021/8/1751（2）遞減類型的判斷方法當(dāng)油氣田或油氣井進(jìn)入遞減階段之后，需要根據(jù)已有生產(chǎn)數(shù)據(jù)，判斷其遞減類型，確定其遞減參數(shù)（D、Di和n），建立其相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式，方能進(jìn)行未來的產(chǎn)量預(yù)測(cè)。目前判斷遞減類型的方法主要有：圖解法、試湊法、曲線位移法、典型曲線擬合法和二元回歸法等。1）圖解法①對(duì)于指數(shù)遞減產(chǎn)量表達(dá)式可變形為：

lgQ＝lgQi－(D/2.303)·t若lgQ～t滿足線性關(guān)系則為指數(shù)遞減，并可通過線性回歸得到Qi和Di，從而建立Q與t的關(guān)系，以預(yù)測(cè)未來產(chǎn)量。2021/8/1752②對(duì)于調(diào)和遞減產(chǎn)量表達(dá)式可變形為：

1/Q＝1/Qi＋Di/Qi·t可見若1/Q～t滿足線性關(guān)系則為調(diào)和遞減，并可通過線性回歸得到Qi和Di，從而建立Q與t的關(guān)系，以預(yù)測(cè)未來時(shí)刻的產(chǎn)量。③對(duì)于調(diào)和遞減產(chǎn)量和累積產(chǎn)量：

lgQ=lgQi－2.303Di/(EQi)·Np可見若lgQ～Np滿足線性關(guān)系則為調(diào)和遞減，并可通過線性回歸得到Qi和Di，從而建立Q與t的關(guān)系，以預(yù)測(cè)未來時(shí)刻的產(chǎn)量。2021/8/17533）曲線位移法即將畫在雙對(duì)數(shù)坐標(biāo)紙上呈曲線的產(chǎn)量與時(shí)間圖，向右位移某一合適的距離，使其成為一條直線的方法。對(duì)雙曲遞減產(chǎn)量公式取對(duì)數(shù)得：

lgQ＝lgQi－nlg(1＋Dit/n)將上式改寫為：lgQ＝A－Blg(t＋c)式中：

A＝lg(Qicn)或Qi＝10A/cn

B＝n，c＝n/Di某一合適的c值，可使Q與（t＋c）的對(duì)應(yīng)數(shù)值，在雙對(duì)數(shù)坐標(biāo)紙上呈現(xiàn)直線關(guān)系。c值偏小，曲線向右彎；c值偏大，曲線向左彎。2021/8/1754當(dāng)經(jīng)過曲線位移，得到一條直線后，可通過線性回歸求得直線的斜率和截距，并由此確定Qi、n和Di，以建立相關(guān)公式?；谏鲜鼋夥?，有時(shí)又將雙曲遞減稱為雙對(duì)數(shù)遞減。4）典型曲線擬合法將三種遞減類型的產(chǎn)量公式，改寫為如下的無因次形式：指數(shù)遞減：Qi/Q＝exp(Dit)雙曲遞減：Qi/Q＝(1＋Dit/n)n調(diào)和遞減：Qi/Q＝1＋Dit

2021/8/1755在雙對(duì)數(shù)坐標(biāo)中做出不同n值下的Qi/Q～Dit的典型曲線圖版，用實(shí)際的Qi/Q～t關(guān)系曲線與之?dāng)M合。其具體步驟為：①作Qi/Q～t圖于透明紙上；②左右平移透明圖使之與某一理論曲線達(dá)最佳擬合；③該理論曲線之n即為所求之遞減指數(shù)；④在擬合狀態(tài)下任取一點(diǎn)得：理論曲線之Dit及實(shí)際曲線之t；⑤Di＝Dit/t確定n和Di之后，便可建立相關(guān)公式，預(yù)測(cè)未來產(chǎn)量。2021/8/17565）二元回歸求解法雙曲遞減的產(chǎn)量對(duì)時(shí)間積分可得累積產(chǎn)量的表達(dá)式：將(Qi/Q)1/n＝1＋Dit/n代入上式，并整理得：可寫成：Np＝B0＋B1Q＋B2Qt令x1＝Q，x2＝Qt，y＝Np則：y＝B0＋B1x1＋B2x2

2021/8/1757通過二元回歸可得B0、B1、B2，從而可確定Qi、Di、n：

Qi＝－B0/B1Di＝(B2－1)/B1n＝(B2－1)/B2上述參數(shù)確定后，便可確定產(chǎn)量隨時(shí)間變化的關(guān)系式，從而預(yù)測(cè)未來產(chǎn)量。3、其它預(yù)測(cè)方法簡(jiǎn)介（1）灰色模型預(yù)測(cè)法由于預(yù)測(cè)的對(duì)象是油田產(chǎn)量的一個(gè)變量，所以是一元問題?；疑碚摮Ｓ玫氖且辉浑A模型。2021/8/1758具體到產(chǎn)油量預(yù)測(cè)這一問題，灰色模型原理為：

取若干等間距（1年）的灰色量——年產(chǎn)油量的過去值組成一個(gè)產(chǎn)油量數(shù)據(jù)序列，然后對(duì)該序列進(jìn)行累加生成，得到一個(gè)新的生成序列。該生成序列為一遞增序列，累加生成的作用是抑制原始序列中隨機(jī)干擾的影響，加強(qiáng)序列中存在的內(nèi)在規(guī)律，隨后對(duì)該生成序列建立數(shù)學(xué)模型，用建立的數(shù)學(xué)模型進(jìn)行擬合和預(yù)測(cè)，最后再作累減運(yùn)算還原出產(chǎn)油量。2021/8/1759（2）生命旋回預(yù)測(cè)法翁文波院士指出，對(duì)于資源有限體系，在預(yù)測(cè)技術(shù)中可以用Poisson分布概率函數(shù)來形象描述其興衰生命周期（旋回），即從興起、成長(zhǎng)、成熟到衰退的生命全過程。對(duì)于此類過程，Poisson旋回一般表示為：

Qt＝B·tn·e－t，t>=0上式表明，事物Q在隨自變量時(shí)間t的變化過程中，正比于tn興起，又隨著e－t衰減。該函數(shù)具有以下性質(zhì)：

dQt/dt＝Qt(n/t－1)2021/8/1760當(dāng)t<n時(shí)：dQt/dt>0當(dāng)t＝n時(shí)：dQt/dt＝0當(dāng)t>n時(shí)：dQt/dt<0

d2Qt/dt2＝Qt[(t－n)2－n]/t2當(dāng)時(shí)：d2Qt/dt2＝0從以上性質(zhì)可知，事物Q的興衰分成4個(gè)階段：2021/8/1761因?yàn)橐粋€(gè)油田的原油儲(chǔ)量是不可再生資源，屬于有限體系。油田注水開發(fā)過程中，其產(chǎn)量變化也可分為開始、發(fā)展、高峰和衰減幾個(gè)階段，故可用Poisson旋回公式來描述油田注水開發(fā)系統(tǒng)產(chǎn)油量變化的全過程。

為實(shí)際計(jì)算方便，可將產(chǎn)油量預(yù)測(cè)模型寫為：Q(k)＝A＋Bkne－k＋V(k)k＝(j－j0)/c式中：Q(k)——待預(yù)測(cè)的年產(chǎn)油量，當(dāng)Q(k)>>A時(shí)，上式可作為Poisson旋回的近似；2021/8/1762k——離散時(shí)間，k≠0；j0——產(chǎn)油前一年的年份；j——待預(yù)測(cè)的采油年份；A、B、n——待估參數(shù)，時(shí)變或非時(shí)變；c——常數(shù)；V(k)——白噪聲。（3）產(chǎn)水量多功能預(yù)測(cè)模型產(chǎn)水量的變化與產(chǎn)油量不同，正常情況下不會(huì)出現(xiàn)下降的變化階段，油田見水后，隨著含水的升高，產(chǎn)水量將隨之增加，可描述為：

Qw(k)＝a(k)＋b(k)kc(k)＋V(k)2021/8/1763式中：

Qw(k)——第k時(shí)刻的產(chǎn)水量；

k——離散的時(shí)間；

a(k)、b(k)、c(k)——待估的時(shí)變參數(shù)；

V(k)——均值為0的白噪聲。上式之所以稱為多功能模型，是因其不但可預(yù)測(cè)產(chǎn)水量，還可預(yù)測(cè)遞減階段的產(chǎn)油量。模型中的參數(shù)估計(jì)采用推廣的遞推梯度算法。2021/8/1764（4）T模型T模型適合于單調(diào)遞減或遞增的非線性隨機(jī)系統(tǒng)。具體對(duì)油田這一動(dòng)態(tài)系統(tǒng)來講，產(chǎn)水量、累積產(chǎn)油量、隨時(shí)間而遞增；日產(chǎn)油量在中后期是單調(diào)遞減的；采出程度、含水率等都隨時(shí)間t單調(diào)變化。

假設(shè)油田動(dòng)態(tài)系統(tǒng)的某一狀態(tài)變化量為y，其隨時(shí)間t變化的相對(duì)變化率為D，則：

D＝1/y·dy/dt由于油田動(dòng)態(tài)的非線性，D并非一常數(shù)，而是隨時(shí)間t而變化。其等效方程可用下式表示：2021/8/1765

D＝1/y·dy/dt＝ktn式中：

k——比例常數(shù)；

n——遞增或遞減指數(shù)。

對(duì)上式分離變量并積分得：

y(t)＝y(tǒng)(0)·exp[ktn+1/(n＋1)]式中：

y(0)、y(t)——分別為0和t時(shí)刻狀態(tài)變量的值。令a＝y(tǒng)(0)，b＝k/(n＋1)、c＝n＋1，則

y(t)＝a·exp(btc)2021/8/1766依據(jù)實(shí)際情況，為使上式具有更為廣泛的適應(yīng)性，改成以下通式：

y(t)＝a·exp(btc)＋d上式即為T模型的數(shù)學(xué)表達(dá)通式。式中a、b、c、d均為常數(shù)，其中a是變量y的初值，b是變化系數(shù)，c是變化類型控制系數(shù)，d是修正常數(shù)項(xiàng)。常數(shù)a、d與y的絕對(duì)值有關(guān)，而b、c反映了油田地質(zhì)及開發(fā)特點(diǎn)，是油田動(dòng)態(tài)系統(tǒng)的特征參數(shù)。

對(duì)T模型的待估參數(shù)a、b、c、d的確定，可根據(jù)具體情況采用不同的參數(shù)估計(jì)方法。2021/8/1767（5）產(chǎn)量構(gòu)成預(yù)測(cè)模型油田注水動(dòng)態(tài)系統(tǒng)可看成一個(gè)多輸入和多輸出的動(dòng)態(tài)系統(tǒng)。人為的措施如注水、壓裂、酸化等改造措施是油田動(dòng)態(tài)系統(tǒng)的確定性輸入，其產(chǎn)油量和產(chǎn)水量是油田動(dòng)態(tài)系統(tǒng)的兩個(gè)輸出變量。從產(chǎn)量構(gòu)成方面來考慮，各種產(chǎn)量增產(chǎn)措施對(duì)產(chǎn)油量和產(chǎn)水量的影響可用產(chǎn)量構(gòu)成預(yù)測(cè)模型來描述：2021/8/1768式中：A(q－1)Z(k)＝B(q－1)U(k)＋D(q－1)Y(k)＋V(k)2021/8/1769三、采收率預(yù)測(cè)

1、采收率影響因素分析

最終采收率是油田地下資源利用程度的標(biāo)志，是油田開發(fā)決策的重要依據(jù)，采收率的高低也是油田開發(fā)水平的重要體現(xiàn)。影響采收率的因素主要有三個(gè)方面：油田的地質(zhì)條件、開采方法與開采技術(shù)、投入產(chǎn)出的經(jīng)濟(jì)效益。其中地質(zhì)條件是基礎(chǔ)，開采方法與開采技術(shù)是手段，經(jīng)濟(jì)效益是前提。一般來說，上述三方面因素的組合和相互制約決定了油田的采收率。2021/8/1770

分析研究油田采收率的影響因素是進(jìn)行采收率預(yù)測(cè)的前提，是進(jìn)行油田挖潛調(diào)整決策的基礎(chǔ)，也是認(rèn)識(shí)剩余油潛力、最大限度的開發(fā)油藏不可缺少的關(guān)鍵一步。以下將結(jié)合勝利油田中高滲透整裝油藏、高滲透斷塊油藏和低滲透油藏三大類主要的油藏類型，從地質(zhì)條件和開發(fā)特點(diǎn)出發(fā)，分析研究影響油藏采收率的因素。（1）油藏驅(qū)動(dòng)方式對(duì)采收率的影響

實(shí)踐表明，油藏的原油采收率首先和油層能量以及驅(qū)動(dòng)方式有關(guān)，不同的驅(qū)動(dòng)方式其采收率不同。2021/8/1771在天然油藏中可能具有的能量主要有：

1)

含油區(qū)巖石和液體的彈性能油藏投入開發(fā)后，隨著地層壓力的下降，一方面巖石骨架受巖柱的擠壓而變形，另一方面含油區(qū)內(nèi)液體產(chǎn)生彈性膨脹。在孔隙縮小和液體膨脹的共同影響下，將油驅(qū)到井底。彈性能的大小，取決于巖石和流體的彈性壓縮系數(shù)、油藏的超壓程度（即地飽壓差的大?。┖蛪航档拇笮∫约坝筒氐捏w積大小，這種能量主要在油藏壓力高于飽和壓力時(shí)發(fā)揮作用。2021/8/17722)含水區(qū)的彈性能和露頭水柱壓能如果油層有供水區(qū)，而油藏內(nèi)部壓力降落的影響范圍又?jǐn)U展到含油區(qū)以外時(shí)，遼闊的含水區(qū)巖石和水的彈性能釋放的結(jié)果，迫使邊水進(jìn)入油區(qū)，驅(qū)油入井，而含油區(qū)將不斷縮小。此即天然水壓驅(qū)動(dòng)，其能量的大小與露頭和油層埋藏深度的水柱高差有關(guān)，與露頭距離，供水區(qū)的滲透率高低都有關(guān)系。2021/8/17733)

含油區(qū)溶解氣的彈性能

當(dāng)含油區(qū)壓力降至飽和壓力以下時(shí)，巖石和液體的彈性能仍在釋放和驅(qū)油，但油藏中的溶解氣也將分出。從油中分出的氣泡分散在油中，當(dāng)壓力降低時(shí)氣泡便發(fā)生彈性膨脹，將油驅(qū)向井底。油藏壓力降低的越多，分出的氣量也越多，而分出的氣體其彈性膨脹也會(huì)越劇烈。從而油藏的含油飽和度不斷下降，含氣飽和度不斷升高。溶解氣的彈性膨脹能將起主要作用，即溶解氣驅(qū)。溶解氣彈性能的大小和氣體在原油中的溶解度、溶解系數(shù)和氣體組成、以及油層溫度和壓力有關(guān)系。2021/8/17744)氣頂區(qū)的彈性膨脹能對(duì)有原生氣頂?shù)挠筒?，如果氣頂足夠大，氣頂?shù)呐蛎浤芫蛯⑹球?qū)油的主力，即形成所謂的氣頂驅(qū)。5)

油流本身的位能在傾角較大或油層很厚時(shí)，油藏內(nèi)高于井底位置的原油，將因本身高差產(chǎn)生的位能——重力，迫使油流向井底，即所謂重力驅(qū)動(dòng)方式。這種類型的能量只有在油層傾角大、厚度大、或者其它能量已經(jīng)耗盡時(shí)才能起主要作用。

不同驅(qū)動(dòng)能量和驅(qū)動(dòng)機(jī)理類型的油藏其采收率不同，其采收率范圍如表所示：2021/8/1775驅(qū)動(dòng)機(jī)理類型采收率范圍（％）液體和巖石彈性2～5溶解氣驅(qū)12～25油環(huán)氣頂驅(qū)20～40重力驅(qū)50～70邊水驅(qū)35～60底水驅(qū)20～60注水驅(qū)25～60不同驅(qū)動(dòng)類型油藏采收率范圍表由上表可見，水驅(qū)油藏采收率較高，因此我國具有注水條件的油藏，一般采用水驅(qū)開發(fā)，以下將重點(diǎn)分析水驅(qū)油藏采收率的影響因素。2021/8/1776（2）水驅(qū)油田采收率的影響因素分析

水驅(qū)開發(fā)油藏的最終采收率為驅(qū)油效率與水驅(qū)波及體積系數(shù)的乘積。影響水驅(qū)油效率和水驅(qū)波及系數(shù)的因素即為影響水驅(qū)采收率的因素。其中水驅(qū)油效率主要取決于地質(zhì)因素和流體性質(zhì)——油藏類型、儲(chǔ)層的非均質(zhì)性、連通性和巖石潤濕性、原油粘度和密度；水驅(qū)波及系數(shù)則主要與各項(xiàng)開發(fā)措施——注水方式、層系組合、井網(wǎng)形式與井網(wǎng)密度、調(diào)整措施及開采工藝等密切相關(guān)。2021/8/17771）油藏地質(zhì)因素對(duì)水驅(qū)采收率的影響

通過室內(nèi)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬研究的單因素的地質(zhì)條件對(duì)采收率的影響程度見表（表中數(shù)值越大，影響越顯著）。水驅(qū)效率影響因素表影響因素顯著程度油水粘度比125.36油層非均質(zhì)性79.18油層潤濕性88.82滲透率12.86油水界面張力14.04孔隙度4.33重率差18.582021/8/1778由上表可見，油水粘度比的影響最大，其次是潤濕性、油層非均質(zhì)性，再次是滲透率，油水重率差等。由勝利油區(qū)281個(gè)開發(fā)單元的分級(jí)平均采收率及相應(yīng)地下原油粘度的實(shí)際資料研究表明，采收率隨原油粘度的增大而減小。這是因?yàn)橛退扯缺仍酱?，水?qū)油過程中越易形成粘滯指進(jìn)，水驅(qū)油效率和波及系數(shù)就越低，因而使采收率降低。對(duì)天然巖心的實(shí)驗(yàn)結(jié)果也同樣證明了這一點(diǎn)。但油水粘度比在不同范圍內(nèi)變化時(shí)，對(duì)采收率的影響是不同的。

2021/8/1779

對(duì)于均質(zhì)天然巖心，油水粘度比對(duì)開發(fā)效果影響很大，特別是油水粘度比在10－50區(qū)間內(nèi)變化時(shí)，無水采收率下降明顯，但油水粘度比超過50以后，由于油水粘度比的影響基本上已經(jīng)達(dá)到最大范圍，影響反而不明顯；對(duì)于層內(nèi)非均質(zhì)比較嚴(yán)重的油藏，油水粘度比的影響更為明顯，層內(nèi)非均質(zhì)越嚴(yán)重，對(duì)層內(nèi)非均質(zhì)水驅(qū)油效率的影響更為明顯，其驅(qū)油效果更差。試驗(yàn)結(jié)果表明，油水粘度比越大，油流動(dòng)性越差，造成更嚴(yán)重的粘性指進(jìn)，形成越寬的油水過渡帶。2021/8/1780

油層潤濕性、韻律性也是影響采收率的重要因素。根據(jù)勝坨油田29個(gè)開發(fā)單元的實(shí)際資料，16個(gè)親水反韻律油藏的平均采收率為40.5%，而13個(gè)親油正韻律油藏的平均采收率為35％。原因是親水油藏中水相總是占據(jù)較小孔道而把油推向較大孔道，有利于采出原油；反韻律油層水驅(qū)油過程中，重力作用有利于抑制水沿頂部的高滲帶竄流，注入水縱向波及較均勻，驅(qū)油效率和波及狀況均好于正韻律油層。2021/8/1781

在油藏滲透率縱向非均質(zhì)分布對(duì)油藏水驅(qū)采收率影響的研究方面，關(guān)于微旋回性、變異系數(shù)以及平面與垂向滲透率比值對(duì)油藏水驅(qū)采收率的影響，國內(nèi)外都進(jìn)行了大量的研究，并取得了比較一致的認(rèn)識(shí)。

北京勘探院應(yīng)用數(shù)值模擬方法，在潤濕性、毛管力及重力等因素相同的條件下，計(jì)算了微旋回性、分布類型、變異系數(shù)、垂向與水平滲透率比值以及最大滲透率層位置等因素不同的200種方案水驅(qū)采收率，研究了不同滲透率非均質(zhì)分布油藏水驅(qū)采收率的變化規(guī)律。通過上述研究得出以下幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)：2021/8/1782a)微旋回性、變異系數(shù)、垂向與水平滲透率比值的影響

油藏的水驅(qū)采收率隨著變異系數(shù)的增加而減小，反旋回油藏的水驅(qū)效果好于正旋回油藏，且正、反旋回油藏的水驅(qū)采收率隨變異系數(shù)、垂向與水平滲透率比值（Kv/Kh）變化的規(guī)律存在較大差異。正、反旋回油藏的水驅(qū)采收率之差都隨變異系數(shù)、平面與垂向滲透率比值的增加而增加。

變異系數(shù)越大，Kv/Kh值對(duì)正、反旋回油層采收率之差影響程度越大；Kv/Kh值越大，變異系數(shù)對(duì)正、反旋回油藏采收率之差的影響也越大；當(dāng)Kv/Kh等于0時(shí)，正、反旋回油藏的采收率基本相等。2021/8/1783

正、反旋回油藏的水驅(qū)采收率都隨著變異系數(shù)的增加而減小。正旋回油藏Kv/Kh值越大，變異系數(shù)對(duì)采收率的影響程度也越大；反旋回油藏Kv/Kh值越大，變異系數(shù)對(duì)采收率的影響程度卻越??；當(dāng)Kv/Kh值大于0.3時(shí)，變異系數(shù)對(duì)反旋回油藏采收率的影響可以忽略不計(jì)。

正旋回油藏的水驅(qū)采收率并不都隨著Kv/Kh值的增加而減?。寒?dāng)變異系數(shù)小于0.5時(shí)，油藏的采收率值隨著Kv/Kh值的增加而增加，且在變異系數(shù)小時(shí)增加明顯；當(dāng)變異系數(shù)大于0.5時(shí)，油藏的采收率值隨著Kv/Kh值的增加而減小，且在變異系數(shù)值大時(shí)減小明顯。2021/8/1784以上結(jié)果表明，反旋回油藏的開采狀況優(yōu)于正旋回油藏，且變異系數(shù)和Kv/Kh值越大，反旋回油藏比正旋回油藏采油越有利。

反旋回油藏的采收率值都隨著Kv/Kh值的增加而增加。變異系數(shù)越大，Kv/Kh值對(duì)采收率的影響程度也越大。b)最大滲透率層位置的影響

在變異系數(shù)相同時(shí)，隨著最大滲透率層從油藏底部向頂部移動(dòng)，油藏的采收率值開始保持不變，然后逐漸降低至最小值，最后以很快的速度上升。2021/8/1785原因分析：標(biāo)準(zhǔn)正旋回油藏的剩余油主要集中在油藏上部，當(dāng)油層之間存在層間交滲時(shí)，最大滲透率層位置的變化一方面提高了最大滲透率層下部油層的采出程度，另一方面又降低了最大滲透率層上部油層的采出程度。

最大滲透率層在油藏中下部時(shí)，對(duì)其上、下部油層的采出程度影響很小，從而對(duì)采收率的影響程度很小。

當(dāng)最大滲透率層在油藏上部時(shí)，較大的提高了最大滲透率層下部低滲透層的采出程度，從而使整個(gè)油藏的采收率得到較大的提高。2021/8/1786在變異系數(shù)不同時(shí)，最大滲透率層位置對(duì)采收率的影響程度也不同，變異系數(shù)越大，最大滲透率層位置對(duì)采收率的影響程度也越大。這是因?yàn)椋鹤儺愊禂?shù)越大，標(biāo)準(zhǔn)正旋回油藏頂部油層的采出程度越低，剩余油量也越多，從而使得最大滲透率層位于油藏頂部時(shí)提高的采收率也越大。當(dāng)Kv/Kh值不同時(shí)，最大滲透率層位置對(duì)油藏采收率的影響程度也不同。最大滲透率層位置對(duì)油藏采收率的影響隨著Kv/Kh值的增加而增加。2021/8/1787c)滲透率分布類型的影響

油藏滲透率分布類型不同，油藏水驅(qū)采收率不同。當(dāng)變異系數(shù)相同時(shí)，不同滲透率分布類型油藏采收率由大到小的順序是：對(duì)數(shù)正態(tài)分布、Г(x)分布、Г(x2)分布。其原因是：當(dāng)變異系數(shù)相同時(shí)，三種分布類型油藏的非均質(zhì)程度不同，其非均質(zhì)程度從大的小的排列次序?yàn)椋骇?x2)分布、Г(x)分布、對(duì)數(shù)正態(tài)分布。變異系數(shù)越大，三種分布類型油藏非均質(zhì)性差異越大，其采收率之差也越大。2021/8/1788

儲(chǔ)層滲透率對(duì)采收率的影響主要反映在低滲透油藏。從滲透率小于50毫達(dá)西的23個(gè)開發(fā)單元的實(shí)際資料研究表明，采收率隨滲透率的增加而提高。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果也表明，當(dāng)滲透率大于50毫達(dá)西時(shí)，對(duì)采收率影響很??；滲透率小于50毫達(dá)西時(shí)，采收率隨滲透率增大而提高。研究表明，影響低滲透油藏采收率的因素主要有以下幾點(diǎn)：①介質(zhì)孔隙結(jié)構(gòu)特征的影響

介質(zhì)的孔隙結(jié)構(gòu)包括孔隙和喉道的大小及其分布等，均對(duì)水驅(qū)的效果產(chǎn)生影響，其影響效果最終歸結(jié)為油水相對(duì)滲透率曲線的影響。2021/8/1789②油水相對(duì)滲透率曲線的影響

同中高滲透油藏相同，影響低滲透油藏水驅(qū)采收率的主要因素是油水相對(duì)滲透率曲線。低滲透油藏相對(duì)滲透率曲線的特點(diǎn)是：束縛水飽和度大、共滲區(qū)域小和水相相對(duì)滲透率低，這決定了低滲透油藏注水開發(fā)時(shí)，產(chǎn)液量不可能隨時(shí)間大幅度上升。③啟動(dòng)壓力梯度的影響

低滲透油藏的特點(diǎn)是：油井見水后，含水率急劇上升；啟動(dòng)壓力越大，產(chǎn)油量和產(chǎn)液量越小，階段采出程度和水驅(qū)采收率越低。2021/8/1790④注水強(qiáng)度的影響

增大注水量，即為增大生產(chǎn)壓力梯度，可以有效的降低啟動(dòng)壓力梯度的影響，增大生產(chǎn)壓差，產(chǎn)油量和產(chǎn)液量增大，階段采出程度和水驅(qū)采收率提高。⑤注采井距的影響

計(jì)算表明，注采井距越小，產(chǎn)油量越大。這與增大注水量，改善水驅(qū)效果的原理相同，都是增大了生產(chǎn)壓力梯度。2021/8/1791另外，油層在平面上的分布連通狀況對(duì)采收率的影響很大。如孤東油田各開發(fā)單元間采收率差異大的原因就是油層平面上的發(fā)育分布狀況差異較大，主力單元七區(qū)西Ng52＋3和Ng63＋4，由于油砂體個(gè)數(shù)少，且大面積連通，所以采收率高，而四區(qū)、六區(qū)、八區(qū)等單元的油層大多呈小土豆?fàn)罨驐l帶狀分布，相應(yīng)的采收率就低（見下頁表）。2021/8/1792孤東油田不同單元采收率對(duì)比

單元預(yù)測(cè)采收率（％）油砂體地下原油粘度（mPa·s）井網(wǎng)密度(口/Km2)油水井雙向以上對(duì)應(yīng)率（％）個(gè)數(shù)面積(Km2)七區(qū)西Ng52＋336.619.3838.418.757.9七區(qū)西Ng63＋429.062.2664.918.588.7七區(qū)西Ng41～5117.3950.1849.414.223.8四區(qū)Ng3～415.1800.1547.113.487.4六區(qū)Ng3～5323.31000.1562.227.425.8八區(qū)Ng3～415.1280.2364.912.834.82021/8/17932）油田開發(fā)措施對(duì)采收率的影響①井網(wǎng)密度對(duì)采收率的影響

根據(jù)勝利油區(qū)13個(gè)油田多個(gè)開發(fā)單元的統(tǒng)計(jì)得出的經(jīng)驗(yàn)公式表明，在開發(fā)措施諸多因素中，井網(wǎng)密度是影響采收率最主要的因素。隨井網(wǎng)密度的增加，采收率提高，但井網(wǎng)密度增加到一定程度，采收率的增加幅度會(huì)減小。2021/8/1794②開發(fā)層系劃分對(duì)采收率的影響通過細(xì)分層系，可以減少層間干擾，提高采收率。大量的數(shù)值模擬和生產(chǎn)監(jiān)測(cè)資料表明，層系劃分得越細(xì)，油層動(dòng)用程度越高。如勝坨油田坨七斷塊沙二段1～7砂層組的油藏，共7個(gè)砂層組35個(gè)含油小層，可以分成大面積或局部大面積分布的高滲透主力層（一類）、以條帶狀為主的中滲透層（二類）和以小土豆?fàn)顬橹鞯闹械蜐B透層（三類）。未細(xì)分前，壓力較高的一類主力層嚴(yán)重干擾其它層，采收率只有30.7%，1981年至1983年細(xì)分為兩套層系后，采收率提高到39.5％，1988年又細(xì)分為三套層系，采收率遂提高到42.7％。2021/8/1795③工藝措施對(duì)采收率的影響

對(duì)采出程度高、含水高的油田，根據(jù)各自的特點(diǎn)，分別采取間歇注水、堵水調(diào)剖、強(qiáng)化提液、補(bǔ)孔改層等措施能擴(kuò)大水驅(qū)波及體積系數(shù)，提高采收率。如埕東油田埕15～43單元為稠油高滲透、親水正韻律河流相沉積的油藏，在含水達(dá)到85％以后，開展了區(qū)塊整體堵水和停注、間歇注水試驗(yàn)，同時(shí)還采取了增加注水井和大泵強(qiáng)化提液等綜合性措施，取得了較好的開發(fā)效果，使采收率提高了2.7％。2021/8/1796（3）不同類型油藏水驅(qū)采收率分析

根據(jù)以上分析，要研究不同油藏的水驅(qū)采收率，首先應(yīng)結(jié)合不同油田的具體特點(diǎn)研究其驅(qū)油效率和體積波及系數(shù)。其中驅(qū)油效率的研究可采用室內(nèi)水驅(qū)實(shí)驗(yàn)與密閉取心資料相結(jié)合的方法；而波及系數(shù)的研究可通過密閉取心資料與油藏地質(zhì)特點(diǎn)相結(jié)合的方法，也可按照井網(wǎng)控制程度進(jìn)行分析。2021/8/17971）驅(qū)油效率分析①室內(nèi)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)分析

根據(jù)勝利油區(qū)60多個(gè)油田近300口井1300塊樣品的水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果，可對(duì)高滲透整裝油藏（勝坨、孤東、孤島、埕東油田）、高滲透斷塊油藏（東辛、現(xiàn)河莊、永安等油田）和低滲透油藏（渤南、純化、濱南等油田）三大類油藏的水驅(qū)油效率進(jìn)行分析。

高滲透整裝油藏的31塊實(shí)驗(yàn)樣品覆蓋了該類油藏四個(gè)油田的主要含油層系沙二上、沙二下和館陶組油層。2021/8/1798實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：隨著注入倍數(shù)的增加，含水上升，驅(qū)油效率隨之上升；當(dāng)含水90％時(shí)，驅(qū)油效率達(dá)到40％左右；當(dāng)含水上升至98％時(shí)，驅(qū)油效率達(dá)到50％左右，但注入倍數(shù)要高達(dá)幾十倍。這說明注水開發(fā)的稠油油藏，要獲得較高的采收率，需要大量耗水。

高滲透斷塊油藏分布地域廣、含油層系多，油層物性與原油物性變化大，但總體上屬高滲透、中粘原油油藏，此類油藏的32塊樣品覆蓋了東營組、沙一段～沙四段含油層系，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：當(dāng)注入倍數(shù)為3.5時(shí)，含水達(dá)90％，驅(qū)油效率達(dá)到46％；而含水98％時(shí)，驅(qū)油效率可達(dá)57％，但注入倍數(shù)同樣要大幅度增加。2021/8/1799低滲透油藏28塊樣品的實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：含水90％時(shí)的注入倍數(shù)僅為3.1，驅(qū)油效率可達(dá)43％；含水98％時(shí)驅(qū)油效率可達(dá)55％，注入倍數(shù)約為含水90％時(shí)的3.2倍；由于滲透率的影響，該類油藏的驅(qū)油效率比高滲透斷塊油藏低2％左右。②密閉取心及礦場(chǎng)資料分析

油藏驅(qū)油效率的高低與油藏體積和流體的滲流特性有關(guān)。大量研究成果表明，不同流動(dòng)系數(shù)的油藏有其確定的驅(qū)油效率，但油田開發(fā)過程中的驅(qū)油效率卻是隨油田開發(fā)動(dòng)態(tài)而變化的。2021/8/17100

通過孤東、孤島、勝坨油田的密閉取心資料分析，其平均驅(qū)油效率隨注水倍數(shù)的增長(zhǎng)而增加。注水倍數(shù)為0.4時(shí)，驅(qū)油效率為30％左右，說明驅(qū)油效率不高。但是對(duì)一個(gè)注水開發(fā)的油藏來說，注水倍數(shù)的增長(zhǎng)是有限的，即驅(qū)油效率的增長(zhǎng)亦是緩慢的。孤島油田小井距（50m）單油層水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：在注入倍數(shù)為0.5（含水80％）時(shí)，驅(qū)油效率達(dá)到了33.37％，當(dāng)含水98％時(shí)，驅(qū)油效率達(dá)到45.67％，與密閉取心井的分析結(jié)果基本一致。2021/8/171012）水驅(qū)波及系數(shù)分析

水驅(qū)波及系數(shù)，應(yīng)從平面和縱向兩個(gè)方面來說明。大量密閉取心井水淹狀況的分析資料表明，水驅(qū)縱向的波及程度與儲(chǔ)層的韻律性密切相關(guān)。正韻律油藏水驅(qū)開發(fā)過程中，底部水淹嚴(yán)重，水洗厚度、強(qiáng)水洗厚度隨注入倍數(shù)的提高增長(zhǎng)緩慢，縱向水洗波及程度低；根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，在含水達(dá)到98％時(shí)，水洗和強(qiáng)水洗厚度將增加到油層厚度的2/3左右，之后注入倍數(shù)雖大幅度增加，但水洗、強(qiáng)水洗厚度增加很少。2021/8/17102

復(fù)合韻律均勻?qū)娱_采效果比較好，水洗較均勻。多段多韻律油層由于層內(nèi)巖性、物性夾層的存在，起到了擴(kuò)大水驅(qū)厚度的作用，這種韻律油層的水驅(qū)效果介于上述二者之間。勝利油區(qū)具有原油粘度高、正韻律和多韻律油層所占比例大、非均質(zhì)比較嚴(yán)重的特點(diǎn)，其縱向波及系數(shù)上限值可取90%。

高滲透常規(guī)稠油油藏水淹規(guī)律研究表明，高含水主力油層水淹面積大，平面波及系數(shù)都在90％以上。根據(jù)該類油藏加密調(diào)整井潛力分析預(yù)測(cè)，高滲透整裝油藏的最終水驅(qū)波及系數(shù)為82％；2021/8/17103

高滲透斷塊油藏的平均最終水驅(qū)波及系數(shù)可達(dá)77％左右；

低滲透油藏目前水驅(qū)波及系數(shù)為49％，若加密到極限井網(wǎng)密度其水驅(qū)波及系數(shù)有望提高到60％。

下表為俞啟泰先生計(jì)算的勝利油區(qū)主要水驅(qū)油田的最大波及系數(shù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果(可供參考)。由表可見，埕東油田油層物性及原油物性均較好，其波及系數(shù)最大（>0.7），而濱南油田屬平面非均質(zhì)嚴(yán)重的破碎斷塊油田，其含油面積45.5Km2，竟有大小斷塊192個(gè)，故波及系數(shù)最?。?lt;0.4）。2021/8/17104勝利油區(qū)主要水驅(qū)油田的波及系數(shù)統(tǒng)計(jì)表油田SwiSor波及系數(shù)采收率勝坨0.2620.2390.6390.432東辛0.2790.2600.6050.387臨盤0.4110.2050.5600.365渤南0.3470.2320.4760.307孤島0.3090.2630.4630.287孤東0.3860.1800.5160.364永安0.2600.2000.5410.395現(xiàn)河莊0.4000.3100.6880.333八面河0.3600.2100.4910.330濱南0.3600.2200.3680.241純化0.4100.2000.5690.376平方王0.3900.2200.4510.288尚店0.3500.1600.5000.377埕東0.3100.2000.7200.5122021/8/17105（3）無能量補(bǔ)充油藏采收率影響因素分析

對(duì)無能量補(bǔ)充油藏的采收率影響最為顯著的兩個(gè)因素是流體性質(zhì)和油氣相滲，即：流體性質(zhì)越好，原始?xì)庥捅仍礁?，溶解氣?qū)能量就越大，溶解氣驅(qū)采收率也越高；油相滲透率越高，原油在地層中越易流動(dòng)，油越容易被采出，其采收率越高。

影響顯著的因素是地層壓力：地層壓力越高，驅(qū)油能量越大，可采出的油量就越多。

影響較為顯著的是井位和滲透率。2021/8/17106對(duì)于水平地層，井位在油藏中心部位時(shí)的泄油面積要大于井位在邊部位時(shí)的泄油面積，衰竭開采結(jié)束后，地層剩余油飽和度也會(huì)有差異，因而井位在中心部位時(shí)采收率要稍高一些；對(duì)于傾斜地層，衰竭開采結(jié)束后，井位上部地層含油飽和度下降幅度較大，井位下部地層含油飽和度較小，底部含油飽和度仍保持原始狀態(tài)，表明傾斜地層衰竭采出的主要是井位上部的原油。2021/8/17107滲透率主要影響油藏的采油速度和達(dá)到同等采出程度時(shí)的開采時(shí)間，滲透率越高，采油速度可相應(yīng)提高，開采時(shí)間相應(yīng)縮短。地層傾角和巖石壓縮系數(shù)對(duì)采收率無多大影響。

綜上所述，對(duì)于依靠天然能量開采的油藏，流體性質(zhì)和儲(chǔ)層性質(zhì)是決定其最終采收率的主要因素，而人為因素，如井位的確定只在一定程度上影響最終采收率。2021/8/171082、確定采收率的方法油氣藏開發(fā)前，主要依靠靜態(tài)地質(zhì)資料、巖心實(shí)驗(yàn)分析資料和已開發(fā)油氣藏的開采經(jīng)驗(yàn)數(shù)據(jù)，用類比法確定采收率的近似值。油氣藏投入開發(fā)以后，隨著采出程度的增加，可以用開發(fā)動(dòng)態(tài)資料確定最終采收率。2021/8/17109（1）國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)數(shù)值類比國內(nèi)外油田開發(fā)平均采收率：20～50％不同驅(qū)動(dòng)類型油藏的最終采收率經(jīng)驗(yàn)值為：水壓驅(qū)動(dòng)30～50％氣頂驅(qū)動(dòng)20～40％溶解氣驅(qū)10～20％重力驅(qū)動(dòng)10～20％2021/8/17110（2）統(tǒng)計(jì)曲線類比法

95年油氣專業(yè)儲(chǔ)量委員會(huì)劉雨芬統(tǒng)計(jì)分析了已開發(fā)油田83個(gè)開發(fā)單元的原油采收率資料。影響采收率的主要因素：氣測(cè)滲透率、原油粘度與最終采收率的相關(guān)關(guān)系。不同粘度區(qū)間原油采收率與滲透率的關(guān)系2021/8/17111不同滲透率區(qū)間原油采收率與粘度的關(guān)系前蘇聯(lián)、美國都曾進(jìn)行了這一方面的研究。優(yōu)點(diǎn)：簡(jiǎn)單、迅速、資料易獲??；缺點(diǎn)：考慮因素少，開發(fā)方式、控制儲(chǔ)量、井網(wǎng)等未考慮；2021/8/17112(3)實(shí)驗(yàn)室法水驅(qū)油藏采出程度由下式表達(dá)：1）ED與fw關(guān)系計(jì)算：根據(jù)分流量方程：根據(jù)威爾吉方程：2021/8/17113驅(qū)油效率可用下式表示：2021/8/171142)EA與fw關(guān)系計(jì)算：根據(jù)以下經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算：式中各系數(shù)如下表：2021/8/171153）Eh與fw關(guān)系計(jì)算:

0<=M<=10，0.3<=VK<=0.8時(shí)：式中：根據(jù)計(jì)算的Y可由下式計(jì)算Eh：式中：a1=3.334088568；a2=0.773734820；

a3=-1.225859406。2021/8/171164）流度比M計(jì)算流度比M按下式計(jì)算：根據(jù)上述計(jì)算的ED、EA、Eh

與fw關(guān)系，可得R與fw關(guān)系，取fw＝0.98時(shí)的R為采收率。

2021/8/17117（4）水驅(qū)曲線法

可采儲(chǔ)量是油田開發(fā)全過程地質(zhì)和工藝開采技術(shù)的多因素綜合指標(biāo)，反映在開發(fā)動(dòng)態(tài)指標(biāo)數(shù)據(jù)上。長(zhǎng)期的開采實(shí)踐可積累相當(dāng)數(shù)量的動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，為運(yùn)用各種統(tǒng)計(jì)方法預(yù)測(cè)可采儲(chǔ)量提供了條件。研究測(cè)算可采儲(chǔ)量及水驅(qū)采收率常用的水驅(qū)曲線共14種，其公式如下：2021/8/171182021/8/17119式中：（5）經(jīng)驗(yàn)公式法

收集國內(nèi)外油田常用相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式9種類型:1)陳元千等研究的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式(1994年)2021/8/171202）陳元干的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式（1990年）

3）萬吉業(yè)的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式（1962年）4）井網(wǎng)密度經(jīng)驗(yàn)公式法2021/8/171215)俞啟泰的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式（1989年）6）美國的Guthrie和Greenberger的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式（1955年）7）美國API的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式（1967年）2021/8/171228）俄羅斯K0＊akИH的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式（1972年）9）俄羅斯ГOΜ3ИKOB的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式（1977年）式中：2021/8/17123（6）童氏圖版法：a．把乙型曲線的關(guān)系式lgF=7.5R-N

轉(zhuǎn)化為含水率、采出程度R和最終采收率Rm的關(guān)系如下：wwff-1lg=7.5(R-Rm)+1.69

式中：F－水油比；fw－含水率，小數(shù)；

R－采出程度，小數(shù)；

Rm－最終采收率Rm＝(1.69+N)/7.5，小數(shù)；每個(gè)油藏的開采特征表現(xiàn)在不同的Rm值，因此它們的fw/R關(guān)系曲線也各不相同。如果以Rm為模數(shù)，就可以在普通坐標(biāo)紙上作出fw/R曲線群。2021/8/17124b.把乙型和丙型水驅(qū)曲線的關(guān)系式分別以一定的形式并列如下：綜合以上二式可得到以下關(guān)系式：2021/8/17125孤東2區(qū)Ng4－5童氏含水率與采出程度關(guān)系對(duì)比圖版如果以Rm為模數(shù)，就可以在半對(duì)數(shù)坐標(biāo)紙上作出曲線群。2021/8/17126孤東2區(qū)Ng4－5童氏累積水油比與含水率關(guān)系對(duì)比圖版

2021/8/17127（7）X繪圖技術(shù)預(yù)測(cè)水驅(qū)油藏采收率

X繪圖技術(shù)是描述注水開發(fā)油藏開采動(dòng)態(tài)的一種簡(jiǎn)捷方法。該技術(shù)基于把采出程度與含水率相關(guān)聯(lián)，做出一條可以外推的直線。

理論依據(jù)：分流量方程和Buckley－Leverett水驅(qū)油理論

主要用途：預(yù)測(cè)采收率、產(chǎn)生相對(duì)滲透率曲線及相應(yīng)分流量曲線的主要部分。

2021/8/17128主要計(jì)算方程式：

X=ln[(1/fw)－1]－(1/fw)

R=mX＋n

b＝1/[m(1－Swi)]

a＝(μo/μw)exp{－b[n(1－Swi)＋Swi]}

Kro/Krw＝a·exp(b·Sw)

fw＝1/[1＋Kro·μw

/(Krw·μo)]2021/8/17129應(yīng)注意的問題：

實(shí)際數(shù)據(jù)點(diǎn)需經(jīng)過濾和平滑處理。1、起始點(diǎn)為最后記錄的含水率為50％的點(diǎn)；2、對(duì)于任意點(diǎn)（生產(chǎn)數(shù)據(jù)），X和R的坐標(biāo)均應(yīng)大于以前的點(diǎn)；3、在含水率為50％時(shí)通過回歸計(jì)算出來R的相對(duì)誤差不應(yīng)超過0.1％；4、X曲線的線性偏差預(yù)示出因礦場(chǎng)條件變化而導(dǎo)致的一種明顯的新趨勢(shì)，外推時(shí)必須使用這種新趨勢(shì)。2021/8/17130方法的優(yōu)點(diǎn)：1、省時(shí)、省力、省錢；獲得相滲和分流量曲線的專項(xiàng)巖心分析費(fèi)用昂貴、方法煩冗、耗時(shí)過多。2、更能反映油藏實(shí)際特征；該方法可產(chǎn)生包括油藏特征（沉積特點(diǎn)、幾何形狀、非均質(zhì)性等）及礦場(chǎng)運(yùn)作條件在內(nèi)的礦場(chǎng)復(fù)合相滲曲線和分流量曲線。3、在獲得更多生產(chǎn)數(shù)據(jù)后，能夠隨時(shí)進(jìn)行更新修正。(8)數(shù)值模擬法2021/8/17131(9)BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)預(yù)測(cè)方法基于BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)的采收率預(yù)測(cè)神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)信息處理技術(shù)可應(yīng)用于模式識(shí)別和參數(shù)預(yù)測(cè)，具有明顯的優(yōu)勢(shì)，其優(yōu)點(diǎn)為：較強(qiáng)的收斂性及自適應(yīng)自組織學(xué)習(xí)能力；較好的容錯(cuò)性；并行處理強(qiáng)，識(shí)別預(yù)測(cè)迅速準(zhǔn)確/穩(wěn)健性好。預(yù)測(cè)實(shí)際上相當(dāng)于用過去和現(xiàn)在的數(shù)據(jù)作學(xué)習(xí)樣本集，通過某種非線性處理來建立模型，由此對(duì)系統(tǒng)變量的未來行為(狀態(tài))作出科學(xué)定量的估計(jì)。2021/8/171321)原理人工神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)是模擬人腦的思維方式和組織形式而建立起來的具有較好收斂性的高度線性與非線性復(fù)合數(shù)學(xué)模型，這一數(shù)學(xué)模型是由若干處理單元相聯(lián)結(jié)而形成的復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)相態(tài)?；谏窠?jīng)網(wǎng)絡(luò)的模擬預(yù)測(cè)包含兩個(gè)過程：學(xué)習(xí)建模利用歷史數(shù)據(jù)構(gòu)成樣本加入到一定的網(wǎng)絡(luò)中，自適應(yīng)學(xué)習(xí)，建立知識(shí)表達(dá)模型；外推預(yù)測(cè)根據(jù)模型對(duì)未知時(shí)間段的變量外推預(yù)測(cè)其狀態(tài)值。2021/8/17133上述過程需要建立在合理的神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)及其有效的學(xué)習(xí)算法的基礎(chǔ)上。BP網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)與學(xué)習(xí)算法構(gòu)成神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)的兩大要素：網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)網(wǎng)絡(luò)的層數(shù)、各層神經(jīng)元數(shù)、神經(jīng)元間的聯(lián)結(jié)方式學(xué)習(xí)規(guī)則(算法)BP網(wǎng)絡(luò)屬于多層型人工神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)，由輸入層、輸出層和一個(gè)或多個(gè)隱層組成。2021/8/17134輸入層接受外界輸入的信息，輸出層給出輸入信息的判別或決策，中間層用來表示或儲(chǔ)存知識(shí)，相當(dāng)于一個(gè)復(fù)雜的非線性函數(shù)。BP網(wǎng)絡(luò)采用誤差反傳算法，即通過信息前饋和誤差反傳這兩個(gè)過程不斷調(diào)節(jié)或修正各神經(jīng)元間的權(quán)值和閾值，使得輸出的均方誤差最小化而獲取權(quán)系數(shù)，并將其作為知識(shí)用于未知樣品判別分類或參數(shù)預(yù)測(cè)。BP網(wǎng)絡(luò)設(shè)計(jì)根據(jù)已開發(fā)同類油藏的儲(chǔ)層特點(diǎn)、流體物性、開發(fā)方式、采收率大小等預(yù)測(cè)同類新油田的采收率。2021/8/17135BP網(wǎng)絡(luò)示意圖2021/8/17136四、水驅(qū)砂巖油藏合理壓力水平確定1、油藏天然能量早期評(píng)價(jià)及壓力保持1）方法：

根據(jù)早期試采資料，應(yīng)用無量綱彈性產(chǎn)量比值方法，可對(duì)天然能量做出定性評(píng)價(jià)。若該值大于1，說明實(shí)際產(chǎn)量高于封閉彈性產(chǎn)量，有天然能量補(bǔ)給。該值越大，說明天然能量補(bǔ)給越充分。無量綱彈性產(chǎn)量比值：（1）油藏天然能量早期評(píng)價(jià)2021/8/17137式中：

NP——與總壓降對(duì)應(yīng)的累積產(chǎn)油量，104t；

N——地質(zhì)儲(chǔ)量，104t；

Bo——與總壓降對(duì)應(yīng)的原油體積系數(shù)；

Boi——原始原油體積系數(shù)；

Ct——綜合壓縮系數(shù)，1/Mpa；

ΔP——總壓降，MPa。

應(yīng)用條件：已采出2％以上地質(zhì)儲(chǔ)量，且地層壓力發(fā)生了明顯降落。2021/8/17138

評(píng)價(jià)天然能量強(qiáng)弱，除了用NPr指標(biāo)外，還可采用每米采出1％地質(zhì)儲(chǔ)量的壓降值ΔP/R。（兩者有很好的相關(guān)關(guān)系）天然能量評(píng)價(jià)指標(biāo)2021/8/171392）天然能量的利用

①Ⅰ類（天然能量充足）：直接利用天然能量開發(fā)。②有部分天然能量但不充分：盡量利用天然能量，同時(shí)補(bǔ)充部分人工能量。③天然能量不足但有注水條件：注水方式開發(fā)。④天然能量不足但無注水條件：溶解氣驅(qū)開發(fā)。（復(fù)雜小斷塊，不能形成注采系統(tǒng)）2021/8/17140（2）保持地層壓力的重要性

①

可使油層保持充足能量。對(duì)于邊底水不活躍、彈性能小、氣油比低、壓力下降快的油藏尤為重要。

②

保持較長(zhǎng)自噴期，且利于管理。③

可控制原油性質(zhì)變化。防止脫氣引起的原油粘度增大、蠟質(zhì)析出、流動(dòng)性變差。2021/8/17141

④

有利于充分發(fā)揮工藝技術(shù)措施的作用，發(fā)揮中低滲透層的潛力。可使壓裂、酸化等措施效果長(zhǎng)久。

⑤

可使油層結(jié)構(gòu)保持穩(wěn)定。防止孔隙度和滲透率降低，防止介質(zhì)變形。（對(duì)于低滲油田尤為重要）2021/8/171422、壓力水平的保持根據(jù)油藏的具體情況，國內(nèi)先后開展了室內(nèi)研究和礦場(chǎng)實(shí)驗(yàn)。如針對(duì)勝坨油田二區(qū)沙一段進(jìn)行數(shù)值模擬研究，當(dāng)油藏開采半年，地層壓力低于飽和壓力10％時(shí)，地層中含氣飽和度1％；開采一年多，地層壓力低于飽和壓力20％時(shí)，含氣飽和度4％；當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫?0％時(shí)，地層中含氣飽和度大于5％，地層內(nèi)原油大量脫氣，氣油比為原始?xì)庥捅鹊?6.24倍，原油粘度由12.2mPa·s上升到19.2mPa·s，單井產(chǎn)量和采油指數(shù)均比采用保持壓力開發(fā)下降50％。2021/8/17143大慶薩中地區(qū)西三斷塊天然能量開采試驗(yàn)區(qū)，當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫?0％時(shí)，生產(chǎn)氣油比已由52m3/t上升到152m3/t，單井日產(chǎn)油量由43t降到29t，此時(shí)油井結(jié)蠟嚴(yán)重，生產(chǎn)和管理困難，油井已接近停噴。

我國油田原油粘度較高，油井產(chǎn)量隨地層壓力下降而大幅度降低，因此保持壓力開發(fā)勢(shì)在必行，而壓力保持水平的確定顯得尤為重要。2021/8/17144①自噴開采保持壓力水平自噴條件下開采，地層壓力保持水平主要取決于采油井流動(dòng)壓力的變化。采油井流動(dòng)壓力直接關(guān)系著油井自噴能力的大小和油井產(chǎn)量的高低。降低流動(dòng)壓力可提高油井產(chǎn)量，但流動(dòng)壓力過低，井底附近出現(xiàn)油、氣、水三相流動(dòng)，不僅影響產(chǎn)量，還會(huì)使油井失去自噴能力。油井自噴能力可用自噴壓差來表示。自噴壓差即油井的地層壓力與井筒中流體自井底舉升到井口所產(chǎn)生的壓力損失之差。因此，地層壓力越高，井筒中壓力損失越小，油井自噴能力越高；當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀诰仓辛黧w自噴壓力損耗時(shí)，油井就會(huì)停止自噴。2021/8/17145根據(jù)大量自噴井開采資料統(tǒng)計(jì)分析，水驅(qū)開發(fā)油藏油井自噴能力主要受含水率影響，油井自噴壓差與含水率相關(guān)。一般油藏含水率超過60％以后，由于采油指數(shù)遞減速度加快，此時(shí)要繼續(xù)保持油井較高的產(chǎn)量，則地層壓力應(yīng)有較大提高，而地層壓力過高，會(huì)給油藏開發(fā)帶來一系列的問題，如層間矛盾加劇，套管損壞速度加快