普通稠油油藏水驱开发的相关调研.ppt

二一四年十月,普通稠油油藏水驱开发的相关调研,汇报提纲,一、稠油油藏类型及特征二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题三、普通稠油油藏水驱相渗曲线四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度五、油藏水驱开发评价六、致谢,稠油油藏特征,1、油藏埋深较浅 国外绝大多数大型稠油油藏埋深小于1000m，中国稠油油藏埋藏较深，大于900m的已探明储量占六成以上，部分油藏埋深在1300-1700m。吐哈油区的吐玉克油田，深度达3300m。2、储层胶结疏松岩石物性较好 稠油油藏储集层多为粗碎屑岩，中国的稠油油藏多为砂岩、砂砾岩，沉积类型一般为河流相或河流三角洲相，储层胶结疏松，成岩作用低，固结性能差。国外稠油油藏储层性普遍较好，具有孔隙度高、渗透率高的特点。3、原油中胶质沥青质含量高，饱和压力低 稠油中的胶质和沥青质含量高，且密度和黏度随着其含量的增加也逐渐增加。稠油油藏在形成过程中的生物降解作用和氧化作用，天然气和轻质组分在次生运移过程中产生逸散，从而导致稠油油藏饱和压力低，气油比低，原油体积系数较小。,一、稠油油藏类型及特征,一、稠油油藏类型及特征,按照流体性质分类,联合国 训练研究署,委内瑞拉能源矿业部,中国,按照流体性质分类,1、各种分类指标基本类似，利于国际交流与合作。2、中国将稠油分为普通稠油、特稠油、超稠油，便于进行资源评价和开采方式的选择。3、中国以黏度作为第一指标，相对密度作为辅助指标。二者发生冲突时，按黏度分类。4、中国标准对于普通稠油，黏度较小时，可以油层条件下的黏度作为分分类指标(*)；黏度较大时，以油层温度条件下的脱气原油黏度分类指标。,一、稠油油藏类型及特征,不同油品类型油藏开采技术接替关系,按照油藏特征分类,（1）油藏的分类方法：单因素、多因素综合、油藏成因、构造形态、储层储油空间类型或油气水分布状况、原油性质、驱动类型等。（2）现阶段稠油油藏以注蒸汽开发为主，储层发育状况极大的影响到注蒸汽开发的效果。分类时推荐以储层类型及其发育状况为基础进行分类。,一、稠油油藏类型及特征,汇报提纲,一、稠油油藏类型及特征二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题三、普通稠油油藏水驱相渗曲线四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度五、油藏水驱开发评价六、致谢,二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题,水驱在胜利油田的应用 胜利油田尚二区主要含油层系为馆陶组和东营组，含油面积为 8.1 km2，石油地质储量为800104t，油藏埋深为10231260m。地层温度为4452，馆陶组原油黏度范围为5264931mPas，平均为1199 mPas；东营组原油黏度为4656 066mPas，平均为1562 mPas，属于普通稠油油藏。该区块于1989 年开始注水，截至目前，累计采油量为69.77104t，累计采水量为 76.44104m3，累计注水量为7.87104m3，综合含水为50.43%，累计注采比为 0.054。胜利油区常规开发的普通稠油油藏储量十分丰富，由于稠油为非牛顿流体，因此在相同的压力梯度条件下，原油粘度越高，渗流速度越慢，水驱驱油效率越低，从而导致剩余油在平面和纵向上分布高度分散，油水关系复杂，开发效果并不理想。,二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题,渤海SZ36-1油田水驱降粘研究现状及存在问题 渤海SZ36-1油田属海上重质稠油油田，常规注水开发采收率较低。提出水驱降粘开采新思路，即在常规注水开发的基础上,向注入水中加入少量高效经济的降粘剂，如碱降粘、表面活性剂降粘、碱和活性剂复配降粘。使注入水不但能驱油，而且能降粘，改善水油流度比，达到改善开发效果、提高采出程度的目的。（1）碱对某一酸值的原油存在一个最佳的浓度范围。在此范围之外，降粘效果将会变差。碱与稠油中有机酸反应生成天然乳化剂能形成O/W乳状液，但不稳定，且脱水不能满足要求，因此，碱需和其它降粘剂复配使用。（2）表面活性剂能形成稳定的O/W乳状液,且稳定性好，但脱水困难。采出液破乳难和活性剂价格昂贵限制了单一活性剂的使用。（3）碱和表面活性剂复配有明显协同效应，实验筛选的复合降粘体Na2CO3(0.3%)+OP(0.1%)可直接用地层水配制，可以满足稳定性与破乳的要求，能满足海上油田生产的需要。,二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题,二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题,（1）对于常规类稠油油藏，采用前期常规注水，后期加密调整的开发方式。（2）对于常规类稠油油藏，采用水平井水驱与弱凝胶调驱相结合的开发方式。（3）对于非常规类稠油油藏开展热采先导试验。,（1）常规类稠油油藏，注水层间及层内矛盾突出。受储层物性差异和注水水质的影响，层间及平面矛盾逐渐暴露，注水井各层吸水不均，各油井水驱状况差异大。（2）常规类稠油油藏水油流度比大，含水上升快。边底水较发育的低幅油藏，井含水上升快，位于过渡带区域的油井，均已进入高含水阶段。（3）非常规类稠油油藏热采热量损失大，热效率低。油藏储层薄、净总厚度比低，导致热损失较大；油藏埋藏较深，导致沿程热损失严重，井底难以产生蒸汽干度；底水储量比例大（达67），难以保证热采效果。,二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题,相关结论：（1）常规稠油油藏一般采用注水开发的开采方式，也有少数油田采用注热水开采。（2）常规稠油油藏应根据各油藏的油层分布特点及地理位置和开发策略的不同，采取相应的储量动用策略。（3）常规稠油油藏主要是通过油层的泄油面积的增加、油层的改造、增加流体流动性能、强化采油等方法来提高单井产量。（4）针对常规稠油油藏胶结疏松，易出砂特点，在钻、完井过程中，对不同的井型应采取不同的完井方式，并且采用适用的防砂工艺措施，改善开采效果。（5）通过合理细分开发层系，改善分层动用状况，提高注水波及体积和注水采收率。加强调整注采井网，提高水驱控制程度和注水采收率。加强注采调整，控制含水升素度，提高采收率。（6）通过三次采油方法化学驱、热力采油、聚合物驱等方法提高常规稠油油藏的采收率。,汇报提纲,一、稠油油藏类型及特征二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题三、普通稠油油藏水驱相渗曲线四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度五、油藏水驱开发评价六、致谢,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,常规稠油水驱就是油水两相在油藏条件（温度、压力、储层物性等）下相互作用的过程，相对渗透率曲线是对这种作用过程最简单和直接的反应。相对渗透率曲线的重要性1、相对渗透率曲线是油藏工程和油藏数值模拟的基础，相渗曲线的形态特征反映了储层性质。2、在数值模拟的应用中，没有合理准确的相渗曲线，无论是对历史拟合还是后续的预测方案的影响都极为重大；在实际生产中，可以根据相渗曲线的特征指导现场的施工作业。3、油水相对渗透率曲线资料是研究油水两相渗流的基础，是油田开发参数计算、动态分析，以及油藏数值模拟等方面不可缺少的重要资料。,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,相对渗透率曲线的相关应用1、计算油井产量，水油比和流度比2、分析油井产水规律3、确定油水在储层中的垂向分布4、确定自由水面5、计算驱油效率和油藏水驱采收率6、判断油藏润湿性,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,因高黏度特征和稠油转蒸汽驱替的可能等方面的考虑，在测量普通稠油油藏油水相对渗透率方面，辽河油田勘探开发研究院等单位发布了相关的测量标准。最新的标准为SY/T 63152006 稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率测定方法。室内实验可以一维两相水驱油的基本理论为依据，结合现场实际生产资展开不同油藏条件下一维恒速水驱实验。数据处理综合采用JBN方法或基于JBN方法的新计算方法以及稠油松散岩心相对渗透率曲线的最优化算法。通过实验方案的设计，可以对比不同油藏条件（温度、黏度、渗透率、孔隙度）下油水相对渗透率曲线、特征点，分析相对渗透率曲线特征、束缚水饱和度、残余油饱和度及水相端点值的变化规律。,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,相关实验流程图：,流程图1,流程图2,具体实验步骤参考相关文献资料,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,JBN方法介绍：1、流动是一维流动并稳定的；2、岩心为线性均质的；3、毛管力的作用黏滞力作用可以忽略不计。通常这些假设得不到满足，岩心多半是非均质的，驱动力往往比较小，混合润湿性等等。数据处理公式：,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,最优化历史拟合的数值模拟方法,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例一：不同油藏条件下的相渗曲线分析实验用的岩心来源于多个不同条件的油藏，实验用油取自多个油田的地面脱气原油，实验前进行脱水及过滤处理，配制不同的地层水作为驱替流体，分析不同油藏条件下原油黏度、渗透率对相渗曲线的影响。,实验为三组相同黏度、不同实验温度和三组相同实验温度、不同黏度的驱替实验。,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例一：不同油藏条件下的相渗曲线分析,相同黏度不同实验温度的相渗对比曲线,温度升高，束缚水饱和度逐渐增加，残余油饱和度降低，残余油饱和度对应的水相相对渗透率增加。等渗区面积大幅度增加，等渗点对应的含水饱和度变化不大，等渗点对应的渗透率大幅上升。温度对相渗曲线的影响较大，主要有两方面的原因：1）随着温度的增加，分子热运动加剧，流动阻力降低，温度的增加也会导致岩石的膨胀，使得孔隙结构发生变化。2）随着温度的大幅度上升，原油黏度变化比较明显，尤其是当温度升高到120时，原油黏度只有19.6mPas。此时的相渗曲线已经不具备稠油油藏相渗曲线的特征。,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例一：不同油藏条件下的相渗曲线分析,相同温度不同黏度的相渗对比曲线,随着原油黏度增加，油相相对渗透率降低，等渗点对应的相对渗透率逐渐降低，等渗点左移，相渗曲线的等渗区面积逐渐降低，残余油饱和度降低，、残余油饱和度对应的水相相对渗透率降低。黏度对相渗曲线的形态影响较大。1）原油黏度增加，油水黏度比增大，流动阻力不断增大，前缘推进不均匀，导致黏性指进，驱替能力下降，驱油效率降低。2）在稠油中岩石渗透率较大，岩石疏松。此时储层具有较强的应力敏感性，在驱替过程中，黏度越大，流动阻力增大越明显，使得油相相对渗透率降低、水相相对渗透率增加的幅度也越来越小。,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例一：不同油藏条件下的相渗曲线分析,不同黏度条件下采液指数变化曲线,采液指数是表示油井生产能力的指标，通过采液指数曲线可以评价产能，是否进行提液措施。通过相渗曲线归一化后求取不同不同黏度和渗透率下的采液指数。由于油水黏度比非常大，随着含水率的变化，无因次采液指数一直处于上升状态，原油越稠，无因次采液指数越大。尤其是处于高含水期，无因次采液指数随着含水率的增加其值大幅度上升。,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例一：不同油藏条件下的相渗曲线分析结论：稠油油藏水驱相渗曲线的整体规律为束缚水饱和度较低，残余油饱和度较高，水相相对渗透率很低，等渗区范围较宽，等渗点所对应的相对渗透率值小，等渗区面积较小，等渗点靠右，一般大于50。无因次采液指数随着含水率的变化逐渐增加，高水期上升幅度明显。,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例二：稠油油田油水相对渗透率和水驱油效率研究针对稠油油藏地质特点和流体性质特征，恒定实验温度为50，研究稠油油藏不同原油粘度、不同驱替速度条件下油水相对渗透率和水驱油效率及其影响因素，分析稠油油藏水驱开发动态特征。,表 实验记录数据,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例二：稠油油田油水相对渗透率和水驱油效率研究,图：原油黏度对相对渗透率的影响,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例二：稠油油田油水相对渗透率和水驱油效率研究结论：1）原油粘度增高，束缚水饱和度降低，残余油饱和度升高，改变了油水两相在油藏中的分布，油相相对渗透率降低，曲线右端点和等渗点向含水饱和度降低的方向移动，驱替能力下降。2）原油粘度增加，油水流度比增大，使得驱替相与被驱替相流度比增，前缘推进不均匀，产生严重的粘性指进现象，从而油水相对渗透率发生了明显的变化，波及体积降低，影响最终采收率。3）在注入能力和经济效益允许的条件下，应尽可能提高驱替相粘度或降低被驱替相粘度，改善驱替相与被驱替相流度比，进而改善油水相对渗透率特征，减少粘性指进现象的发生，使前缘推进均匀，扩大波及体积，提高稠油油藏的最终采收率。,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例二：稠油油田油水相对渗透率和水驱油效率研究,图：驱替速度对油水相对渗透率的影响,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例二：稠油油田油水相对渗透率和水驱油效率研究结论：1）当驱替速度在等渗点后由0.3mL/min提高到0.5mL/min时，油水相对渗透率发生了变化，水相渗透率降低，油相渗透率升高，油水相对渗透率右端点向右移动。说明通过提高驱替速度，可以增加驱替压力，减少指进现象的发生，改善驱替效果。2）随着水驱过程的深入，束缚水饱和度和残余油饱和度以及油水相对渗透率的变化说明储集层结构及流体渗流特征发生了变化。水驱作用使储集层的孔隙度增大、粘土矿物减少、孔隙表面更亲水，反映在相渗曲线上即束缚水饱和度减小、等渗点含水饱和度增大。残余油饱和度的减少主要与孔隙比表面积减少有关。孔隙度越大，小孔隙所占比例越小，孔隙比表面积越小，必然残余油降低，驱油效率提高，残余油饱和度下的水相渗透率增大则说明水驱结束后，该储集层的综合渗流能力有所增加。,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例二：稠油油田油水相对渗透率和水驱油效率研究,水驱油效率实验结果,水驱油效率动态曲线,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例二：稠油油田油水相对渗透率和水驱油效率研究结论：1)随着原油粘度的增加，水驱采收率值逐渐下降，由于原油粘度增加，驱替相与被驱替相的流度比增大，被驱替相流动能力下降，说明流度比发生变化对驱替效率存在较大影响。2）相同原油粘度条件下，提高驱替速度时，水驱采收率值有所增加。当原油粘度为193.3和时，驱替速度在等渗点后由0.3提高到0.5mL/min，最终采收率值分别增加了2.8和2.1。3）驱替速度增加，增大了生产压力梯度，有效地降低了启动压力梯度的影响。4）增大生产压力，驱替压差增大，从而扩大波及体积，产油量和产液量增大，阶段采出程度和水驱采收率提高。,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例三：由水驱相渗曲线求解油藏递减方程由渗流力学理论，在注水保持地层压力的情况下，一口井的产量采用国际单位表示为：,在目前定压生产方式保持不变的情况下，只要知道该井相渗曲线，便可根据上述公式建立不同形式的产量递减方程。,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例三：由水驱相渗曲线求解油藏递减方程油相相对渗透率呈直线形式时，可得水驱指数递减方程,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例三：由水驱相渗曲线求解油藏递减方程油相相对渗透率呈幂函数形式时，可得水驱双曲递减方程,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例三：由水驱相渗曲线求解油藏递减方程油相相对渗透率呈指数形式时，可得水驱调和递减方程,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例四：结合物质平衡方程判断水驱控制储量由物质平衡方法可知单井控制地层内平均含油饱和度为,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例四：结合物质平衡方程判断水驱控制储量 J5和J9井是渤海A稠油油田的定向生产井，采用反九点面积注水井网开发，井距350m，容积法计算得到J5和J9的地质控制储量分别分165.2X104m3，174.7X104m3，J5井的累产油量为28.04X104m3，综合含水率87%，J9井的累产油量为44.97X104m3，综合含水率86%。,三、普通稠油油藏水驱相渗曲线,案例四：结合物质平衡方程判断水驱控制储量 利用上述方法得到J5和J9井的动态储量分别是71.12X104m3，99.01X104m3，J5和J9井的水驱动用程度仅为43.1%和56.6%。可见J5和J9井之间还有部分未动用储量。因而可在J5和J9井之间新增加一口调整井K1来充分挖潜J5和J9井之间的未动用储量。,汇报提纲,一、稠油油藏类型及特征二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题三、普通稠油油藏水驱相渗曲线四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度五、油藏水驱开发评价六、致谢,四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度,普通稠油油藏水驱的渗流形态描述一,1）I型曲线：拟线性渗流 压力梯度必须大于“启动压力梯度”，原油才能开始渗流，渗流速度随着压力梯度增大而增加。在不流动时，稠油具有的三维网状空间结构“刚性”较强，当打开井进行生产时，压力梯度必须大于某一值时，才能破坏原油的三维网状空间结构，使原油流动起来。2）型曲线：分段线性(或拟线性)渗流 压力梯度小于某一值时，原油的三维网状空间结构未被破坏，原油渗流速度随着压力梯度增大而缓慢增加；当其压力梯度大于某一值时，三维网状空间结构被完全破坏，渗流速度随着压力梯度增大而较快增加，表现为拟线性渗流。3）型曲线：三分段线性(或拟线性)渗流 压力梯度小于某一值时，原油渗流随着压力梯度增大而缓慢增加；当其压力梯度大于某一值时，渗流速度随着压力梯度增大而较快增加，表现为拟线性渗流；当超过另一压力梯度值后，原油的三维网状空间结构被完全破坏，渗流表现为达西渗流。,稠油因富含胶质、沥青质、蜡等高分子聚合物而表现出非牛顿性，从而导致其在地层中表现出多种渗流形态。,四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度,普通稠油油藏水驱的渗流形态描述二,稠油油藏由于原油粘度高，渗流阻力大，液固界面及液液界面的相互作用力大造成的具有启动压力梯度。从而导致稠油渗流规律产生变化而偏离达西定律。当驱动压力梯度超过其初始压力梯度时，稠油才开始流动，其渗流特征如图所示。A：最小启动压力梯度，高于此点对应的压力梯度稠油才开始流动；C：最大启动压力梯度或临界压力梯度。当压力梯度增大到此值后渗流速度呈现直线性增加；B：平均启动压力梯度或拟启动压力梯度。,四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度,稠油流变实验研究 当脱气原油以恒定速度通过多孔介质时，测定进出口两端的流量和压差,在忽略滑脱效应和端点效应的前提下，计算渗流速度、压力梯度、流度、剪切应力、剪切速率，以描述该原油的流变行为。稠油的流变方程可表述为：,实验装置图,四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度,稠油渗流特征 普通稠油在多孔介质下渗流，表现为拟塑型渗流特征。其渗流形态按如下公式描述：,四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度,普通稠油启动压力梯度确定,剪切速率与压力梯度为凹形曲线，曲线存在两个切线点：一个是A 点，为初始启动压力梯度，克服该点流体开始流动，B点为临界压力梯度，压力梯度大于该值，流体转换为牛顿流体，出现拟线性渗流。,四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度,影响稠油启动压力梯度因素 稠油则是由于原油粘度高而造成具有启动压力梯度的现象，受到多种因素的影响。有研究表明，启动压力梯度表达式如下：,启动压力梯度与渗透率的平方根成反比，与孔隙度的平方根成正比。极限剪切应力的大小受固液界面大小相互作用制约，是多孔介质特性、液体物化性质所处的环境条件的函数。,四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度,影响稠油启动压力梯度的因素,1）在相同渗流条件下，启动压力梯度随着原油粘度增加而增加。2）在相同原油粘度下，随着多孔介质渗透率的增加，启动压力梯度下降。3）在多孔介质条件下，随着温度的增加，启动压力梯度降低。其关系形态和粘温关系形态相似。,四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度,影响稠油启动压力梯度因素,4）从多孔介质下视粘度与压力梯度关系看，稠油在多孔介质条件下具有剪切变稀的特性，其转变点可确定临界压力梯度，随着沥青质含量的增加，临界压力梯度是增加的。对初始启动压力梯度具有相同趋势。,四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度,启动压力梯度的计算与应用1）岩石绝对渗透率对启动压力梯度的影响（单相原油）：测量在某一原油粘度条件下，岩石绝对渗透率与启动压力梯度间的变化关系。2）原油粘度对启动压力梯度的影响（单相原油）：配置不同黏度的稠油，测量不同黏度条件下的启动压力梯度随渗透率的变化关系。3）根据上述实验数据统计启动压力梯度与原油黏度、岩心渗透率之间的关系，并得出关系式；4）测量不同束缚水饱和度条件下的启动压力梯度。得出实验关系式：,四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度,启动压力梯度的计算与应用1）确定极限泄油半径和井距为使原油流动，极限生产压差P产生的压力梯度应大于启动压力梯度：根据不同区块的参数，可以确定不同原油黏度和储层渗透率之间的极限泄油半径。一般而言，普通稠油泄油半径大于超稠油的泄油半径，可以通过见低黏度来增加泄油半径。,四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度,启动压力梯度的计算与应用2）解释稠油初期开发含水原因 当生产压差产生的压力梯度不能克服启动压力梯度时，理论上只会有水相的渗流，这时含水率可能达到100%，当生产压差产生的压力梯度大于启动压力梯度后，才会有油水两相渗流，因而稠油水驱开采初期均有一定程度的含水，低饱和度稠油更是如此。常规试油、试采容易把稠油层解释为油水同层或水层。,四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度,启动压力梯度的计算与应用（产能的影响）3）存在启动压力梯度时对产能的影响 假设一直井在水平、均质、等厚的圆形地层，供给边缘半径为re，原始地层压力为Pe，井半径为rw，地层渗透率为K，油相渗透率为Ko，黏度为u,启动压力梯度为G，地层厚度为h，流体及岩石微可压缩。不考虑启动压力梯度时，其产能公式为：,考虑启动压力梯度时，其产能公式为：,影响程度为：,储层动用半径示意图,汇报提纲,一、稠油油藏类型及特征二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题三、普通稠油油藏水驱相渗曲线四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度五、油藏水驱开发评价六、致谢,五、油藏水驱开发评价,多级模糊综合评价的理论模型,五、油藏水驱开发评价,指标权重的确定,五、油藏水驱开发评价,指标权重的确定,五、油藏水驱开发评价,模糊关系矩阵的求解,五、油藏水驱开发评价,模糊关系矩阵的求解,隶属度的计算公式：,五、油藏水驱开发评价,开发开发方案评价（侧重于经济方面的指标）,开发方案的优选时，要考虑经济建设的合理可行、工程技术上的先进实用；要注意评价指标理论上的科学性和实践中的可操作性；涉及开发项目的时间性和风险性。从不同指标出发，可以得出不同方案的评判结论。这就要求在进行开发方案优选时，要统筹分析，综合评判。,某开发方案的评价指标体系,五、油藏水驱开发评价,开发潜力评价（侧重于地质方面）方法：分析影响水驱难易程度的因素、影响水驱均匀程度的因素、影响水驱采收率大小的因素；可以从微观、宏观两大方面,将所属的单级地质因素指标对油藏的初期开发潜力的影响进行综合评价。,难易度评价指标体系,均匀度评价指标体系,开发潜力评价指标体系,五、油藏水驱开发评价,开发效果评价（侧重于“可采出多少”）注水开发油田的水驱开发效果的指标应表现为以下三个方面：（1）达到相同采出程度时,注入油藏内的累积水量(包括天然水的边底水侵入量)的多少反映水驱效果的好坏。达到相同采出程度时,若注入油藏内的累积水量越少,则水驱开发效果越好；反之,若注入油藏内的累积水量越多,则水驱开发效果越差。（2）在相同注入油藏内的累积水量下或同一孔隙体积注入倍数下(累积注入水体积与油藏总孔隙体积之比)，采出程度的大小反映水驱效果的好坏。在同一孔隙体积注入倍数下，若采出程度越大，则水驱开发效果越好；反之，若采出程度越小，则水驱开发效果越差。（3）在注水开发油藏过程中，地质储量的动用程度与可采储量的相对大小(某一具体油藏在某一开发时期预测能够达到的可采储量与该油藏理论应达到的可采储量之比)是反映水驱效果好坏的重要指标。,某油藏水驱开发效果评价指标体系,五、油藏水驱开发评价,人为控制因素评价“一个油藏在某一开发时期的实际水驱开发效果不仅取决于油藏自身的基础地质条件,而且还取决于开发人员的技术水平。”影响注水开发油田水驱开发效果的人为控制因素主要应包括（1）开发层系划分、（2）注水时间、（3）注水方式与注采结构、（4）井网密度、（5）开发速度等五个方面。,人为控制因素评价指标体系,谢 谢,敬请各位专家批评指正！,