油田动态分析.ppt

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1、油田动态分析,油藏工程方案油藏工程管理规定,1.油藏评价部署方案（油藏评价前）“油田开发概念设计”，主要根据评价目标区的地质特征和已有的初步认识，勘探提交的控制储量的基础上，提出油井产能、开发方式以及生产规模。1）可能的含油层系、产油层厚度、面积及地质储量；2）可能的开发方式、开发层系及井网部署3）预测产能规模,2.油田开发方案（油藏工程部分）油藏评价结束后完成油田或区块开发方案，油田开发方案是产能建设的基础。开发方案编制结束提交探明储量。主要内容包括：油藏地质、开发原则、开发方式、开发层系组合、开发井网、注采系统、监测系统、开发指标预测（生产能力预测）、采收率估算。实施后考核指标：产能到位率

2、：一般油田90%；复杂断块油田85%“初期平均含水率”符合率：一般油田90%；复杂断块油田85%水驱控制储量：一般油田90%；复杂断块油田85%,油藏工程方案油藏工程管理规定,2.油田开发调整方案（油藏工程部分）主要内容：1）精细油藏描述：油藏再认识，主要成果是量化剩余油分布，建立三维地质模型。2）开发动态分析及效果评价：主要开发指标分析；层系、注采井网及开发方式适应性分析；采收率和可采储量计算；存在的问题及潜力分析。3）开发调整方案部署：调整目的、对象及部署结果4）开发调整指标预测（产能预测）及实施要求。,油藏工程方案油藏工程管理规定,2.油田开发调整方案（油藏工程部分）实施后评价和考核的主

3、要指标：“单井初期日产油量”符合率：80%；“单井初期含水率”符合率：80%；产能到位率：90%；新增可采储量预测误差：10%。,油藏工程方案油藏工程管理规定,产能贡献率：新建原油产能项目实施当年的产油量与建成能力的比值。产能到位率：新建原油产能项目建成投产后第二年的年产油量与建成能力的比值。产量符合率：新建原油产能项目投产第二年以后（第三年、第四年和第五年）实际的年产油量与开发方案预测的同年产量的比值。,新建原油产能“三率”指标,1.油田动态分析及主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（采收率）及计算方法6.水驱潜力评价方法,内容,在油田开发

4、过程中，运用各种监测方法采集到的大量第一性资料，进行深入分析、不断认识地下油水运动规律及其发展变化，及时发现和提出解决各种问题的办法。每年进行的改善油田开发效果各类措施，比如开发调整（钻新井、层系、井网、开发方式）、“稳油控水”的综合治理的重要基础之一就是油藏动态分析。油田动态分析包括：生产动态分析、油井井筒内升举条件分析和油层（藏）动态分析三个方面的内容。,油田动态分析,生产动态分析亦称单井动态分析，包括油井动态和注水井动态分析，是油田生产管理经常性的基础工作。油井动态分析包括：分析压力、产量、含水变化，搞清见水层位，来水方向及井下技术状况，判断工作制度是否合理及生产是否正常等。注水井动态分

5、析包括：分析井口压力、注水量及吸水能力变化，判断井下故障等。,生产动态分析,生产动态分析主要指标注水状况分析：注水量、吸水能力。油层压力状况：油层压力分布，以及油层压力与注水量、注采比之间的关系。含水率变化：含水与注采比、采油速度合理界限。油井生产能力：采油指数、采液指数变化，油井利用率、时率、递减率（综合递减率、自然递减率）、措施效果。,生产动态分析,油层（藏）动态分析,搞清各类油层中油水的分布及其运动状况、吸水能力和产油能力变化，地层压力及渗流阻力变化，含水率及产量变化，油层及流体性质变化，储量动用及剩余油分布等，为挖掘油层潜力提供依据。油藏动态分析：以井组（或开发单元、区块）为单元，搞清

6、油层产量、压力和含水率的变化状况，吸水能力及注采平衡状况等。油水分布及水线推进状况，储量动用及潜力分布状况等。针对出现的问题提出各种有效措施，不断提高井组开发效果。,油藏动态分析主要内容油藏地质特征再认识：层系、井网、注水方式适应性：比如不同井网、井距下各类油层水驱控制程度、油砂体钻遇率、水驱采收率等方面分析其适应性。油田稳产基础分析：储量替换率、储采比状况、新井、老井及措施增油的变化。,油层（藏）动态分析,油藏动态分析,油藏动态分析主要内容油层能量保持状况储量动用及剩余油分布状况：各类重大措施（压裂、补孔、调剖、卡堵水）对储量动用影响储层的连通状况的分类统计，不同井网控制程度下储量的动用、水

7、驱控制程度及剩余油分布状况注入水纵向、横向波及及水洗状况,油藏动态分析,油藏动态主要分析水驱油效率分析取心、室内做水驱油实验确定水驱油效率（微观水驱油效率）油水相渗曲线确定水驱油效率类似油藏、经验公式确定油田可采储量及采收率：计算可采储量（方法的实用性）分析影响水驱采收率的因素（油藏、流体的属性，开采方式及工艺技术以及经济）,1.月（季）度生产动态分析主要应用开发动态资料分析油田生产形势和措施效果，发现生产动态存在的主要矛盾，制定相应调整措施，确保各项开发指标的完成。主要内容：1）原油生产计划完成情况2）主要开发指标（产油量、产液量、含水、注水量、注采比、地层压力、递减率等）的变化情况及原因3

8、）主要增产、增注措施效果及影响因素分析,油藏工程管理规定有关动态分析规定,2.年度油藏动态分析主要是搞清油藏动态变化，为编制第2年的配产、配注方案和调整部署提供可靠依据。重点分析的内容：1）注采平衡和能量保持利用状况（1）注采比的变化与压力水平的关系，压力系统和注采井数比的合理性。（2）确定合理的油层压力保持水平，分析能量利用保持是否合理，提出配产、配注方案和改善注水开发效果的措施。,油藏工程管理规定有关动态分析规定,2）注水效果分析（1）分析区块注水见效情况、分层注水状况，提出改善注水状况措施；（2）分析注水量完成情况、吸水能力的变化及原因；（3）分析含水上升率、存水率、水驱指数，并与理论值

9、进行对比，评价注水效果、波及效率、注采比、注采对应率。,油藏工程管理规定有关动态分析规定,3）分析储量利用程度和油水分布状况（1）应用吸水剖面、产液剖面、密闭取心等资料，分析油层动用程度、储量动用状况。（2）利用不同开发阶段驱替特征曲线，分析储量动用状况及变化趋势。,油藏工程管理规定有关动态分析规定,4.分析含水上升率与产液量变化情况（1）应用实际含水与采出程度关系曲线和理论曲线对比，分析含水上升变化趋势及原因，提出控制含水上升措施。（2）分析产液量结构的变化，提出调整措施。5.分析主要增产增注措施效果。对主要措施（如压裂、酸化、堵水、补孔、增注等）要分析措施前后产液量、产油量、含水率、注水量

10、、井底压力的变化和有效期。,油藏工程管理规定有关动态分析规定,6.总结油田开发重点工作的进展1）精细油藏描述2）（新）老区产能建设3）重大开发实验4）区块综合治理（地质、工艺措施）,油藏工程管理规定有关动态分析规定,1.油田动态分析及主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（采收率）及计算方法6.水驱潜力评价方法,内容,低粘油：o5mpa.s（吐哈、塔里木）中粘油：o520 mpa.s高粘油：o 2050 mpa.s稠油：o50 mpa.s（辽河、新疆）普通稠油：o5010000 mpa.s特稠油：o 1000050000 mpa.s超稠油：o

11、50000 mpa.s凝析油：一般原油相对密度0.8挥发油：一般原油相对密度0.825，体积系数1.75高凝油：凝固点40的轻质高含蜡原油,按原油性质分（按油层条件下的原油粘度分）,特高渗透：k100010-3m2（=1mD）高渗透：1000k50010-3m2中渗透：500k5010-3m2低渗透：50k510-3m2特低渗透：k510-3m2,按渗透性分类（空气渗透率）：,层状：上下均被不渗透地层所封隔，受固定层位控制单层状、多层状块状：储集层厚度大，内部没有不渗透岩层间隔而呈整体块状，顶部为不渗透岩层覆盖，下部为底水衬托。孔隙型：储集和渗流石油的空间主要为孔隙（90%）双重介质型：储集和

12、渗流石油的空间主要既有孔隙又有裂缝（孔隙10%，裂缝10%）裂缝型：储集和渗流石油的空间主要为裂缝（90%）,按储集层形态分类,天然能量中高渗透注水砂岩油藏：特高渗透：k1000 高渗透：k5001000 中渗透：k50500低渗透砂岩油藏 低渗透：k550 特低渗透：k5复杂断块油藏 中高渗透：k50，低渗透：k50裂缝性砂岩油藏 砾岩油藏 裂缝性碳酸岩油藏 特殊类型油藏,常用的油藏分类（油藏数据手册）,1.油藏动态分析及主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（采收率）及计算方法6.水驱潜力评价方法,内容,“开发阶段”有关：资料信息、油藏描述

13、、油藏地质模型、油藏动态监测内容、原油采收率等。一般划分（按原油产量）产能建设上产阶段（开发初期）产量相对稳产阶段（开发中期或开发调整阶段）产量递减阶段（开发后期）,油田开发阶段的划分,开发调整（整体加密或井网调整）：一次井网调整二次井网调整三次井网调整阶段 原来“勘探开发”阶段的划分：勘探阶段和开发阶段，开发阶段又分开发准备阶段、投产阶段和生产阶段。“勘探开发一体化”阶段的划分：预探、评价、产能建设和油气生产阶段。,油田开发阶段的划分,按含水率的划分：无水期开采阶段：含水率2%低含水开采阶段：含水率2%20%中含水开采阶段：含水率2060%高含水开采阶段：含水率6090%特高含水开采阶段：含

14、水率大于90%按采出程度划分：,油田开发阶段的划分,1.油藏动态分析的定义、主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（采收率）及计算方法6.水驱潜力评价方法,内容,1）主要指标（1）开采井网指标（2）油井生产动态指标（3）注水井生产动态指标（4）注采系统指标（5）采油速度和采出程度指标（6）水驱油田开发效果指标2）确定方法,主要生产技术指标及确定方法,（1）开采井网指标井网密度：油田（或区块）单位面积已投入开发的采油井、注水井总数。注采井数比：水驱开发油田注水井总数与采油井总数之比。水驱储量控制程度：?水驱储量动用程度：?平均单井射开厚度：油田（

15、或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井中射孔总厚度与油水井总井数的比值。平均单井有效厚度：油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井中有效厚度之和与油水井总井数的比值。可采储量：?,主要生产技术指标及定义,（2）油井生产动态指标井口（核实）产油量：日产、月产、年产、累积产油量 井口（核实）日产油水平=当月井口（核实）月产油/当月日历天数 原油产量构成：新井产量和老井产量（基础产量和措施增油量）。新井：当年投产油井 老井：上年末以前已投产的油井输差系数：核实产油量/井口产油量，按区块计算。井口产水量：核实产水量：井口产水量和输差系数计算。井口（核实）产液量：井口（核实）产油量+井口（核

16、实）产水量,主要生产技术指标及定义,（2）油井生产动态指标综合含水：按月计算，月产水/月产液。有时分年均含水或年末含水。年均含水=年产水/年产液综合气油比：按月计算；月产气/月产油油井利用率（或开井率）：按月计算，油井开井总数占油井总井数之比。开井数是指当月连续生产时间不小于24h的油井井数。综合递减率：老井在采取增产措施情况下的产量递减速度自然递减率：老井在未采取增产措施情况下的产量递减速度,主要生产技术指标及定义,（3）注水井生产动态指标注水量：单井日注水量是指井口计量的日注水量，开发单元和阶段时间的注水量用单井日注水量进行累加得出。吸水指数：注水井单位注水压差的日注水量。吸水强度：单位有

17、效厚度单位注水压差的日注水量。注水井利用率（或开井率）：按月计算，注水井开井总数占注水井总数之比。开井数是指当月连续注水时间不小于24h的井数。分层注水合格率：分层注水井测试合格层段数/分注井测试层段数。注水井分注率：实际分层配注井数（含一级两层分注井）与扣除不需要分注和没有分注条件井之后的注水井数之比。,主要生产技术指标及定义,（4）注采系统指标油井生产压差：油井地层压力与井底流动压力之差。总压差：原始地层压力与目前油井地层压力之差。注采比：开发单元注入水地下体积与采出液的地下体积之比。月注采比、年注采比、累积注采比地下亏空体积：油田（或区块）采出地下体积与累积注水地下体积之差。采液（油）指

18、数：单位生产压差的日产液（油）量；采液（油）强度：单位有效厚度采液（油）指数。生产能力：单井日产油水平：单井当月产油量与当月日历天数的比值。单井生产时率：单井当月生产时间与当月日历时间之比。年生产能力：开发单元月产油量折算成全年产油量。,主要生产技术指标及定义,（5）采油速度与采出程度指标采油速度：地质储量采油速度：油田（或区块）年采油量占地质储量的百分数。可采储量采油速度：油田（或区块）年采油量占可采储量的百分数。剩余可采储量采油速度：当年核实年产油量/上年末剩余可采储量。储采比：储采比等于剩余可采储量采油速度的倒数。采出程度：地质储量采出程度：油田（或区块）的累积产油量占地质储量的百分数。

19、可采储量采出程度：油田（或区块）的累积产油量占可采储量的百分数。,主要生产技术指标及定义,（6）水驱油田开发效果指标含水上升率：每采出1%的地质储量时含水率的上升值。年均含水上升率=（当年年均含水上年年均含水）/（当年底采出程度上年底采出程度）水驱采收率：累积采出油量占原始地质储量的百分数。水驱储量控制程度：水驱储量动用程度：水驱指数油田（或区块）注入水地下存水量与累积产油量地下体积之比。存水率：油田（或区块）注入水地下存水量与累积注水量之比。水油比：累积产水与累积产油之比。,主要生产技术指标及定义,跟油藏动态分析“密切”的参数：水驱储量控制程度（跟井网密度、油藏类型关系密切）水驱储量动用程度

20、（跟井网、油藏类型关系密切）油藏能量保持水平和利用程度（跟注采比、配注合理性）剩余可采储量采油速度（储采比的倒数）年产油量递减率（综合递减率、自然递减率）水驱状况（内容比较多，好、中、差）含水、含水上升率（跟开发阶段关系比较大）原油采收率（油田开发过程中不断提高）,开发水平分级指标 SY/62191996,跟油藏动态分析“间接”的参数：老井措施有效率注水井分注率配注合格率油水井综合生产时率注水水质达标状况动态监测计划完成率操作费控制状况,开发水平分级指标 SY/62191996,1）水驱油田年度调控指标（1）含水上升率（2）自然递减率和综合递减率（3）剩余可采储量采油速度（4）油藏压力系统（5

21、）注采比2）水驱开发油田阶段调控指标（1）水驱储量控制程度（2）水驱储量动用程度（3）可采储量采出程度（4）采收率（水驱采收率）,油藏工程管理规定开发调控指标,（1）水驱油田年度调控指标（1）含水上升率根据有代表性的相对渗透率曲线或水驱曲线来确定，各开发阶段含水上升率不超过理论值。（2）自然递减率和综合递减率根据油藏类型和所处的开发阶段确定递减率控制指标。（3）剩余可采储量采油速度一般控制在8%11%，低渗透油藏控制在6%左右。,油藏工程管理规定开发调控指标,老井综合递减率、自然递减率,老井综合递减率：油田（或区块）核实年产油量扣出当年新井年产油量后下降的百分数。老井自然递减率：油田（或区块）

22、老井扣出措施增油量后年产油量下降的百分数。,Dn=（1（qob(t)qo(t)qox(t)）qob(t1)）,式中：,Dn=（1（qob(t)qox(t)）qob(t1)）,qob(t)第t年的核实年产油量qob(t1)第t1年标定的年产油量qo(t)第t年老井措施增油量qox(t)第t年的新井年产油量,开发储采比石油储采比是指当年末剩余开发动用石油可采储量与当年原油核实产量的比值。开发储采比越大，稳产基础越好。开发储采比增加、原油产量可能上升。临界开发储采比：超过该临界值，产量就可能下降。有分析认为中石油临界开发储采比大约13左右。,开发储采比、储采平衡系数,储采平衡系数（储量替换率）指当年

23、新增可采储量与当年原油产量之比。当年新增可采储量包括当年新区新增动用可采储量与老区新增可采储量之和。储采平衡系数（储量替换率）大于1，储采实现平衡。比如 2005年中石油股份公司储量替换率大于1。新老区新增可采合理比例，有分析认为大概为2.5：13.0：1。2005年中石油股份公司新老区新增可采储量的比例2.9：1。,开发储采比、储采平衡系数,（1）水驱油田年度调控指标（4）油藏压力系统水驱油田高饱和油藏地层压力应保持在饱和压力以上；低渗、低压油藏压力一般保持在原始地层压力以上；注水压力不超过油层破裂压力；（5）注采比水驱开发油田原则上保持注采平衡；中高渗透油藏注采比要达到1.0左右；低渗透油

24、藏年注采比要控制在1.01.5。,油藏工程管理规定开发调控指标,（1）水驱油田年度调控指标（1）含水上升率（2）自然递减率和综合递减率（3）剩余可采储量采油速度（4）油藏压力系统（5）注采比（2）水驱开发油田阶段调控指标（1）水驱储量控制程度（2）水驱储量动用程度（3）可采储量采出程度（4）采收率（水驱采收率）,油藏工程管理规定开发调控指标,定义：现井网条件下注入水所能够波及到的含油面积内之储量与其总储量的比值。计算简化：与注水井连通的采油井射开有效厚度与井组内采油井射开总有效厚度之比值。,水驱储量控制程度是直接影响采油速度、含水上升率、储量动用程度、水驱采收率等的重要因素，研究各类油层水驱控

25、制程度是油田调整挖潜的主要依据。http:/,Ew水驱控制程度，%h油井与注水井连通厚度，mHo油层总厚度，m,水驱储量控制程度水驱控制程度,水驱储量控制程度水驱控制程度,井网密度与水驱控制程度的关系：水驱储量控制程度高，就意味着油水井各层间对应连通情况好，能受到注水效果的井层多，水驱波及体积大。中石油勘探开发科学研究院曾对此用37个开发单元或区块的实际资料进行统计分析，按水驱控制程度对井网密度敏感性的不同分为5类：,水驱储量控制程度水驱控制程度,井网密度与水驱控制程度的关系：不同类别的油藏，同样的井网密度，水驱控制程度相差比较大。如连通性好的I类油藏，井网密度10 hm2/井时，水驱控制程度

26、可达88.7%，而当其抽稀至50 hm2/井时，水驱控制程度还可高达59%。,而对连通性很差的V类油藏，井网密度10 hm2/井时，水驱控制程度才36.7%，而当其抽稀至20 hm2/井时降至13.3%。同样要达到80%的水驱控制程度，I类油藏约需20 hm2/井的井网密度，而V类油藏却需要加密至2 hm2/井。,定义：是按年度所有测试水井的吸水剖面和全部测试油井的产液剖面资料计算，即总吸水厚度与注水井总射开连通厚度之比值，或总产液厚度与油井总射开连通厚度之比值。,水驱动用程度比水驱储量控制程度小。,Ew水驱动用程度，%h水井总吸水厚度，mHo注水井总射开连通厚度，m,水驱储量动用程度水驱动用

27、程度,水驱开发油田调控指标中高渗透注水油藏,开发水平分类,油田开发管理纲要和油藏工程管理规定水驱储量控制程度：一般要达到80%，特高含水期达到90%以上；水驱储量动用程度：一般要达到70%，特高含水期达到80%以上；可采储量采出程度：低含水期末达到15%20%；中含水期末达到30%40%；高含水期末达到70%；特高含水期再采出30%。水驱采收率：不低于35%。,水驱开发油田调控指标低渗透油藏,开发水平分类,油田开发管理纲要和油藏工程管理规定水驱储量控制程度：一般要达到70%以上；水驱储量动用程度：一般要达到60%以上；可采储量采出程度：低含水期末达到20%30%；中含水期末达到50%60%；高

28、含水期末达到80%以上。水驱采收率：不低于25%，特低渗透不低于20%。,水驱开发油田调控指标断块油藏,开发水平分类,油田开发管理纲要和油藏工程管理规定水驱储量控制程度：一般要达到60%以上；水驱储量动用程度：一般要达到50%以上；水驱采收率：不低于25%。,1.油藏动态分析的定义、主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（水驱采收率）及确定方法6.水驱潜力评价方法,内容,1）影响采收率（水驱可采储量）的主要因素2）采收率或可采储量确定常用方法3）老区水驱采收率的常用标定方法4）老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段,可采储量与原油采收率,1）

29、影响水驱采收率（或可采储量）的主要因素,（1）水驱采收率基本公式 水驱采收率等于水驱油效率与注水波及体积系数之积：,（2）水驱采收率主要影响因素 水驱油效率：储层物性（渗透率）和流体性质（油水粘度比）波及体积系数：注采井网（井网部署、层系划分）、储层宏观非均质性（砂体的规模与砂体间的相互关系、韵律性等）和采油工艺技术。,1）影响采收率（水驱可采储量）的主要因素2）确定采收率或可采储量常用方法3）老区水驱采收率的常用标定方法4）老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段,可采储量与原油采收率,2）可采储量或水驱采收率确定方法,开发早期：一般先通过确定采收率，计算可采储量，主要方法有经验公式法（规范

30、方法和油区自己统计的公式）、类比法和静态方法。开发中期：一般先通过标定可采储量，反算采收率。主要方法有水驱特征曲线、数值模拟、井网密度等方法。开发后期：一般先通过标定可采储量，反算采收率。主要方法递减曲线法。,开发早期：1）储量规范经验公式（注意适用范围和单位）公式一：水驱,公式二：水驱,2）可采储量或水驱采收率确定方法,开发早期：1）储量规范经验公式（注意适用范围和单位）公式三：溶解气驱,公式四：弹性驱,2）可采储量或水驱采收率确定方法,开发早期：1）储量规范经验公式（注意适用范围和单位）公式五：全国储委油气专委1985年利用200多个水驱程度大于60%的砂岩油田资料，统计分析得出采收率与流

31、度有关的公式：,2）辽河油区根据67个区块统计的水驱砂岩采收率计算公式：,ER=21.4289(o/)0.1316,ER=0.177+1.0753+0.00114f+0.1148522log(o/),2）可采储量或水驱采收率确定方法,开发早期：3）大庆油区低渗透油田的六种经验公式：公式一：,公式二：,公式三：,2）可采储量或水驱采收率确定方法,开发早期：3）大庆油区低渗透油田的六种经验公式：公式四：,公式五：,公式六：,2）可采储量或水驱采收率确定方法,开发中期：1）童宪章经验图版法 水驱油田含水采收率有如下关系,用累积产油和地质储量可计算出采出程度R，根据对应的含水fw计算出采收率。也可根据

32、水驱油藏含水率、采出程度和最终采收率得到的统计关系图版，用对应的查出相应的采收率ER。,2）可采储量或水驱采收率确定方法,开发中期：2）水驱特征曲线法（大庆）普通坐标累积液油比（Lp/Np）与累积产水量（Wp）关系曲线计算NR：,半对数坐标中累积产油量（Np）与累积产水量（Wp）的关系曲线计算NR：,2）可采储量或水驱采收率确定方法,开发中期：2）水驱特征曲线法（大庆）普通坐标中累积液油比（Lp/Np）与累积产液量（Lp）关系曲线计算NR：,半对数坐标中累积产液量（Lp）与累积产油量（Np）关系曲线计算NR：,2）可采储量或水驱采收率确定方法,开发中期：2）水驱特征曲线法（辽河）水驱特征曲线有

33、多种形式的统计关系式。辽河的稀油和高凝油筛选出四种水驱特征曲线形式。,2）可采储量或水驱采收率确定方法,开发后期（处于产量递减阶段）：1）指数型递减（n=）可采储量计算公式：,2）双曲型递减（1n）可采储量计算公式：,2）可采储量或水驱采收率确定方法,开发后期（处于产量递减阶段）：3）调和递减规律（n=1）可采储量计算公式：,4）衰减曲线型递减（n=0.5）可采储量计算公式：,2）可采储量或水驱采收率确定方法,开发后期（处于产量递减阶段）：符号说明：,2）可采储量或水驱采收率确定方法,1）影响采收率（水驱可采储量）的主要因素2）确定采收率或可采储量常用方法3）标定老区可采储量（采收率）的常用方

34、法4）老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段,可采储量与原油采收率,对于处于开发综合调整阶段的油田或区块，目前各油区针对实际情况，修正和统计了适合各自油田采收率的标定公式。常用的可采储量（采收率）标定方法为：水驱特征曲线、递减曲线法和童宪章图版法，其次数值模拟法、井网密度法。特别是大庆油区针对调整阶段的采收率标定方法作了很多探索性工作，以该油田为例：,3）老区水驱采收率的常用标定方法,前提：为提高油田的水驱开发效果，往往采取加密调整、注采系统调整、压裂、补孔等调整措施。导致开发单元的水驱曲线发生变化，不能直接用于测算可采储量。方法依据：动态跟踪预测法是基于喇萨杏油田加密及综合调整阶段老井水驱

35、曲线变化趋势得到的，用于加密调整及综合调整阶段老井可采储量预测。,（1）水驱曲线类：（包括甲、乙、丙、丁等各种曲线和童宪章图版法）,大庆油田的动态跟踪预测法,统计二次加密调整较早区块基础井水驱曲线的变化，二次加密调整后，在经历一段时间稳定开采后，逐渐趋于稳定，形成了一条与原直线段基本平行的稳定直线段。,大庆油田的动态跟踪预测法,方法应用：对仍处在调整期间逐年的数据点作与原直线平行的逼近直线，用该直线预测调后逐年新增可采储量。,大庆油田的动态跟踪预测法,单项措施或调整注采关系提高水驱采收率的公式或解析解比较少（基本没有），大庆油区有过这方面的探索。大庆勘探开发研究院周学民等人在大庆石油地质与开发

36、1991年第三期发表“喇、萨、杏油田注采系统调整的研究和探讨”，即调整注采关系增加可采储量公式。,（2）调整注采关系增加可采储量公式,根据对各注采系统调整试验区的可采储量变化的初步测算，再通过注采系统调整前后水驱控制程度变化，结合水驱特征曲线，综合分析可采储量的增加幅度，得到调整注采系统增加的可采储量计算公式：,（2）调整注采关系增加可采储量公式,根据调前调后水驱控制程度及调前采收率，确定油田加密调整增加可采储量测算结果：E2R1Wf2/Wf1 式中：E1调前采收率，%；E2调后采收率，%；Wf1调前水驱控制程度，%；Wf2调后水驱控制程度，%；,（2）调整注采关系增加可采储量公式,预测井网加

37、密增加可采储量采用井网密度法，增加可采储量预测结果代表整体调整结果。,D/f,（3）井网密度法,主要手段大致可以分为三类：（1）钻新井（整体加密、局部、分散加密）；（2）完善注采井网：补孔改层、细分注水、水井分注、油井转注、更新、大修、测钻等；（3）油水井综合措施（卡堵水、调剖、调驱、酸化压裂、提液等长停井恢复生产；老区提高采收率主要是新钻井和完善注采关系。,老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段,某一油区2005年增加技术可采储量占老区新增技术可采储量的比例：（1）钻新井51.7；（2）完善注采井网提高注采对应率占33.3；（3）油井综合措施占6.7；（4）长停井恢复占3.6；（5）三次采

38、油占4.7。新钻井和完善注采关系增加的可采储量的比例达到85%。,老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段,1.油藏动态分析的定义、主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（水驱采收率）及确定方法6.水驱潜力评价方法,内容,1）水驱采收率潜力定义2）前期研究结果调研3）目标水驱采收率确定方法,水驱潜力评价方法（砂岩水驱油藏）,（1）水驱采收率潜力 水驱采收率潜力是指目标水驱采收率与目前采收率（最新标定技术可采储量反算）之间的差值。（2）目标水驱采收率 是指技术经济条件下可能达到的最大水驱采收率。,1）水驱采收率潜力定义,1）水驱采收率潜力定义2）

39、前期研究结果调研3）目标水驱采收率确定方法,水驱潜力评价方法（砂岩水驱油藏）,（1）我国注水油田常规注水潜力宏观评估1997年，俞启泰等人在注水河流相储层波及评价与挖潜宏观决策系统中对我国注水油田用常规注水方法提高采收率的最大幅度进行了评估。评估结果 我国注水砂岩油田的采收率从1997年的O.355，用常规注水方法，采收率最大可提高到O.405。,2）前期研究结果调研,其中：延长含水率界限，即含水率从O.98延长到O.99，可提高采收率1.7个百分点；钻加密调整可提高采收率1.8个百分点；降低油水井数比可提高采收率O.6个百分点；注采井距均匀化可提高采收率O.4个百分点；各种井下措施可提高采收

40、率O.5个百分点。,2）前期研究结果调研,评估应用的主要方法钻加密井：应用的是谢式公式；降低油水井数比，注采井距均匀化：主要应用经验公式；各种井下措施：主要应用的是经验统计；所有评估结果，基本上是大平均、一个计算结果。,2）前期研究结果调研,（1）不同油藏类型最终采收率（注水开发的长远潜力）2002-2003年期间，贾文瑞等人编制“改善二次采油技术发展纲要”中，按油藏类型统计的驱油效率及标定采收率。主要方法 各类油藏的驱油效率大多在50-60%之间。根据理论分析与实践表明，注水波及体积大体在0.6-0.9之间。据此，对各种油藏类型最终采收率做了一个粗略的估计。,2）前期研究结果调研,不同油藏类

41、型最终采收率（注水开发的长远潜力）,（2）估算结果,（3）胜利油田“十五”期间的油田开发趋势分析整装构造油藏：预计含水98%时，驱油效率50%，体积波及系数0.84，最终采收率预计42%，目前采收率34.5%，水驱采收率的潜力7.5个百分点；低渗透油藏：极限水驱采收率预计28.5%，目前采收率21.2%，水驱采收率潜力7.3个百分点。,2）前期研究结果调研,1）水驱采收率潜力定义2）前期研究结果调研3）目标水驱采收率确定方法,水驱潜力评价方法（砂岩水驱油藏）,谢式修正公式：,（1）谢尔卡乔夫公式的修正公式,该公式概括了目前与水驱波及体积系数有关的井网密度、注采井数比、井网参数、油层物性等因素。

42、,谢尔卡乔夫公式,令：,公式变为：,Ac井网参数，小数R注采井数比，小数跟油藏参数有关的常数Sc井网密度，口/km2。,谢尔卡乔夫公式的修正公式,水驱油效率确定方法：,a.室内水驱油试验结果室内水驱油实验水驱倍数达到1.52.0时的水驱油效率或含水98%时的水驱油采收率。b.油水相对渗透率曲线根据油水相对渗透率曲线计算水驱油效率：,水驱油效率确定方法：,c.水驱油效率经验公式俞启泰等人根据25个油田岩心水驱油实验资料回归得到水驱油效率与油水粘度比，绝对渗透率的相关公式：,根据25个油田油水相对渗透率曲线计算的驱油效率相关公式：,各参数变化范围：Ed=0.50.769，r=1.9162.5，k=

43、69300010-3m2。,水驱油效率确定方法：,根据岩心水驱油试验实际数据统计研究的河流相与三角洲相的水驱油效率Ed。河流相：Ed=0.0388lgk-0.0801lgr+0.5366三角洲相：Ed=0.0467lgk-0.0847lgr+0.5539,或根据陆上油田不同沉积类型，选择平均驱油效率。,确定合理注采井数比的方法：a.流度比平方根法 在面积注水条件下，最佳的油水井数比可近似的等于流 度比的平方根。,式中：M流度比；,注采井数比R,b.吸水采液指数比平方根法 根据油藏的注采能力，从注采平衡角度考虑对油水井数比的要求。,Iw、JL地下体积计算的吸水指数、产液指数,m3/MPa.d。,注采井数比R,注采井数比R,c.根据井网形式确定注采井数比,敬请批评指正谢谢！,