第四讲 油田注水开发2油藏开发效果评价综述.docx
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第四讲油田注水开发2油藏开发效果评价综述
第四章油藏开发效果评价
油田开发效果评价是油田开发调整、开发后期综合治理过程中必须开发的一项研究工作，其目的是分析认识油田的开发历史和现状，总结开发成功的经验，包括开发策略、增产措施、提高采收率技术等方面，明确目前油田开发过程中存在的问题，为综合治理提供基础。
本章的研究思路是用油藏工程、统计分析等方法，对油藏开发现状、开采特征、注水开发效果、含水上升规律、井网密度、开采潜力、综合开发效果、存在的问题等方面进行全面评价。
结合油田实际，确定了不同方式划分开发阶段的方式，给出了油田开发效果评价的方法和模式，总结了评价油田开发效果的主要方法及评价指标体系，适合于注水开发油田。
第一节开发阶段的划分
开发阶段划分是油田开发效果评价的一个基本内容，主要是根据某个开发指标来将油田分成不同的阶段，再评价不同阶段内的主要开发指标，以比较和说明不同开发效果的好坏。
划分后的开发阶段应该能全面反映开发过程的阶段性，可以有不同的依据，或产油量的变化、开采方式的转变、含水率的上升等，或是几种指标的组合。
开发阶段的划分不能一概而论，应根据油藏的类型，反映的问题等具体情况去划分油藏的开发阶段。
目前油田常规的是以产量为主要指标划分，分为开发初期、开发稳产期、产量递减期和开发结束期，根据研究问题的不同，有按含水大小划分的、有按油田开发所依靠的能量和驱动方式划分的，也有按油田主要开采措施为基础划分的等。
下面主要总结出以产量指标划分、以含水指标划分、以采出程度指标划分的三种不同的方法。
一、以油田含水率为主要指标划分
1．阶段划分的思路
油田开发过程中的含水率是反映开发效果的一个重要指标，其值的大小、变化的快慢都反映油藏的动态，人们常以油田含水的大小来说明油田处于的阶段，如无水采油期、中高含水期、高含水期等。
本节以含水划分的主要思路是以油藏开发过程中含水率数据为基础，对数据进行平滑拟合处理，计算出含水率的拟合曲线，再从拟合曲线上读取拟合数据点，然后以所读取的数据值大小来判别油藏属于那个阶段。
2．阶段划分标准
阶段划分的标准主要是以含水率的大小来确定，由于目前没有统一的标准，各油田和各专家的划分标准都有不同的观点，根据新疆油田的情况以及便于以后按要求划分，分为以下六个阶段。
1）无水采油期：
含水率≤5%
2）低含水阶段：
5%<含水率<40%
3）中含水阶段：
40%≤含水率<60%
4）中高含水阶段：
60%≤含水率<80%
5）高含水阶段：
80%≤含水率<90%
6）特高含水阶段：
90%≤含水率<100%
在实际划分阶段时可根据需要来改变以上标准，在程序设计中只要输入相应的新标准即可。
3．阶段分析
阶段分析的目的是计算出不同开发阶段的主要开发指标，以说明开发效果的好坏或比较不同油田的开发效果。
1）累积采油量NP
（4-1）
式中：
NP——累积采油量，104t；
qi——年产油量，104t；
t——阶段末年，a；
t0——阶段起始年，a。
2）阶段采出程度Rp
（4-2）
式中：
N——地质储量，104t，其余符号同前。
3）阶段平均采油速度v
（4-3）式中符号同前。
4）阶段含水上升率
（4-4）式中
——第i年含水率（小数），其余符号同前。
5）含水率上升1%的累积采油量
（4-5）
式中：
——第t年含水率（小数）；
——第t0年含水率（小数）。
其余符号同前。
二、以油田产油量为主要指标划分
1．阶段划分的思路
油田开发过程中的产油量是反映开发效果的一个重要指标，其值的大小、变化的快慢都反映油藏的动态，最常规的就是以油田产量的大小来说明油田处于的阶段，如产量上升时期、稳产期、产量递减期等。
以产量为主的划分油田开发阶段的思路是以油藏开发过程中产量数据为基础，作出产量变化曲线，对于产量处于上升期或产量是一个单峰的变化曲线时，按年产量与全部开发过程中最大年产量的比值来确定开发阶段。
对于产量变化曲线为多峰时，以人机对话的方式来划分开发阶段。
2．阶段划分标准
1）产量处于上升期或产量是一个单峰的变化曲线
此种情况的划分标准主要是以产量大小来确定，以如下方式确定。
（1）开发初期，或产量上升期：
qi／ｑｍａｘ <１， ｉ＝１，２，…，ｔ-1
其中：
qi——第i年的产油量，104t；
ｑｍａｘ——到目前为止的最大年产油量，104t；
t——油田投产到目前为止的年数。
（2）稳产期：
qi／ｑｍａｘ ≤1， ｉ＝１，２，…，ｔ，同时t>tqmax
qi／ｑｍａｘ >0.8ｉ＝t1，…，ｔ2
其中：
tqmax——油田投产到目前为止的最大年产油量的年份；
t1——稳产起始年；
t2——稳产末年；
其余符号同前。
（3）产量递减期：
qi／ｑｍａｘ ≤1， ｉ＝１，２，…，ｔ，同时t>tqmax
qi／ｑｍａｘ ≤0.8ｉ＝t2，…，ｔ
符号同前。
在实际划分阶段时可根据需要来改变以上标准，在程序中只要输入相应的新标准即可。
2）产量变化曲线为多峰时
对于产量变化曲线为多峰时，以人机对话的方式来划分开发阶段。
用户根据需要选择产量变化动态曲线中的特征点，确定不同特征点之间的阶段属性，来说明产量上升时期、稳产期、产量递减期等。
3．阶段分析
阶段分析的目的是计算出不同开发阶段的主要开发指标，以说明开发效果的好坏或比较不同油田的开发效果。
1）累积采油量
2）阶段采出程度
3）阶段平均采油速度
4）递减率（处于递减阶段的油藏）
ｉ＝t2，…，ｔ-1
式中：
Di——递减率，小数；其余符号同前。
5）阶段含水上升率
6）含水率上升1%的累积采油量
以上各指标计算方法除4）外，其余与本节
（一）中的相同。
三、以油田可采储量采出程度为主要指标划分
1．阶段划分的思路
以油田可采储量采出程度为主的划分油田开发阶段的思路是以油藏开发过程中产量数据为基础，计算出每年的可采储量采出程度，以采出程度为基础进行划分，同时分析所划分阶段的主要开发指标。
以此方式划分阶段的目的是为了统计属于不同阶段（可采储量采出程度区域）的油田数量。
2．阶段划分标准
（4-6）
1）低采出程度阶段：
Rn≤40%
2）中等采出程度阶段：
40%≤Rn<70%
3）高采出程度阶段：
70%≤Rn
在实际划分阶段时可根据需要来改变以上标准，在程序中只要输入相应的新标准即可。
3．阶段分析
阶段分析的目的是计算出不同开发阶段的主要开发指标，以说明开发效果的好坏或比较不同油田的开发效果。
1）累积采油量
2）阶段平均采油速度
以上两个指标的计算方法与本节
（一）中的相同。
3）阶段综合含水率
4）阶段末年产油量
5）阶段末年产液量
第二节井网评价
井网密度受油层性质、原油性质、采油工艺等因素的控制，是油田开发中影响开发技术经济指标的重要问题之一。
处于某一开发阶段的油田，合理的井网密度必须大于满足油藏岩石流体物性的井网密度，同时必须是经济的，即小于经济极限井网密度。
在实际的操作中，又要能满足一定采油速度的井网密度，即为合理的井网密度；也有以最大经济效益为条件的合理井网密度。
在选择合理井网密度时，应综合考虑各种因素，特别是在油田的开发中后期。
一、井网密度的选择
1、目前对井网密度的认识
（1）在不考虑重力的情况下，井网密度对均质油藏注水开发的采收率的影响不大；
（2）对于岩性重复和非均质性严重的油藏，特别是对于平面上连续性差的油藏，井网密度对其水驱采收率有较大影响；
（3）不同油田各个不同时期所采用的井网密度应不同，在开发早期应使用稀井网，而在油田开发后期可以适当加密，特别是对非均质地层更是如此。
2、影响井网密度选择的因素
（1）地层的非均质性质
a、对于理想的均质地层，井距对采收率没有影响或影响很小，因此，对于均质油藏，往往可以采用大井距，但此时存在注水是否能见效、采油速度是否偏小等问题；
b、对于平面上存在局部分布的低渗透区（或透镜体）油藏来说，井距过大，则会在这些区域形成死油区；
c、对于存在发生尖灭的小层，如果井距过大，尖灭地区可能留下很大面积的死油区，井距愈大，死油区愈大，波及系数愈小；
d、油层渗透率变异系数愈大，采收率愈小，砂岩系数愈小，采收率愈小。
（2）油层渗透率
油层渗透率直接影响井距的大小，对于那些高渗透高产油藏，一般采用大井距。
井距最大可达1000—3000m，对于那些渗透性较好的砂岩油层，井距一般小于1000m，而对那些物性较差的砂岩油藏，井距一般小于500m。
（3）原油粘度
原油粘度的高低直接影响原油的速度，原油的粘度愈大，原油的流动性能愈差，此时要求采用小井距。
（4）开发方式
对于那些强化注水的油藏可采用大井距，而对于那些采用天然能量开采的油藏，可采用小井距。
（5）油层厚度
油藏厚度直接影响单井控制储量，所以薄层的井距可以大一些，而厚层的井距可以小一些。
（6）油藏深度
油藏深度的大小直接影响钻井成本和作业成本，所以浅层的井距可以小一些，而深层的井距可以大一些。
二、合理井网密度的确定
1、合理井网密度计算
该方法考虑了油藏埋藏深度、钻井成本、地面建设投资、投资贷款利率、驱油效率、采收率和原油价格。
根据谢尔卡乔夫采出程度与井网密度的关系
R=ED·e-B/S
等式两边同时乘以地质储量和原油价格，再乘以主开发期可采储量采出程度，可得主开发期内原油总收入，再减去含油区内所钻井花费得投资和各类成本，则可得油田开发纯收入与井网密度的关系：
NETV=N·RT·G·ED·e-B/S－（M·（1+i）T/2+T·P）·A·S（4-7）
式中：
N——地质储量，104t；
RT——主开发期可采储量采出程度，小数；
G——原油销售价格，元/t；
ED——驱油效率，小数；
B——井网指数；
S——井网密度，井/km2；
A——含油面积，km2;
M——单井总投资（钻井投资+地面投资+其他投资），104元/井；
i——投资贷款利息，0.06；
T——主开发期，年；
P——单井年操作费用，104元/（井*年）；
NRTGEDe-B/S——主开发期内产出的原油销售收入；
（M（1+i）T/2+TP）AS——主开发期内所发生的投资及生产费用之和；
对上式求S的导数，并令导数等于0，则得
NRTGEDBe-B/S=A（M（1+i）T/2+TP）S2（4-8）
公式的真实内涵是主开发期内油田开发的纯收入最大。
满足上式的井网密度即为合理井网密度。
2．极限井网密度的计算公式
令NETv=0，则
N·RT·G·ED·e-B/S=（M·（1+i）T/2+T·P）·A·S（4-9）
满足上式的井网密度即为极限井网密度。
公式的含义是：
主开发期内的原油销售收入，正好抵消所发生的投资和生产费用之和（即不赔不赚）。
3．合理井网密度的取值
各种方法计算的井数和井距，见表4-1所示。
表4-1油藏合理井距的取值
砾岩段
均质段
井距
m
井网密度
井/km2
布井数
口
井距
m
井网密度
井/km2
布井数
口
季雅舍夫法
317.1
9.9
160
423.3
5.48
42
单井控制储量法
685.0
2.13
35
529.0
3.58
28
综合经济
分析法
极限
井网密度
592.3
2.85
46
426.4
5.5
42
合理
井网密度
725.5
1.9
31
582.2
2.95
23
取值
1.9
31
2.85
23
三、油藏井网的评价
通过上面的计算，可以确定油藏合理井网密度的取值范围，然后计算出油藏目前的井网密度，进而评价油藏的井网密度。
对进入高含水开发阶段的油田，便于了解钻加密井整井潜力大小，对于提高油田的经济效益具有重要的意义。
第三节注水开发效果评价
利用油田开发初期已知的液体物性参数、原油ＰＶＴ等静态资料和油田开发过程中的有关动态资料。
通过水驱控制程度与注水波及体积的测算对储量动态情况进行评价；通过物质平衡法计算注水驱指数、边水驱指数和弹性驱指数；通过对存水率的评价来研究注入水利用状况。
本节讨论的方法适用于碎屑岩油田，即可用于早期评价中，确定开采方式和油藏驱动类型的判别，同时，也可用于开发中、后期，通过对储量动用情况和注入水利用状况的研究，为开发方案的调整和实施提供依据。
一、储量动用状况分析
1、水驱控制程度
（4-10）
式中：
λ——水驱控制程度；
ε——采油井数/注水井数；
Ｃ——系数，可由拟合确定，一般取0.635；
Ｃs——油层中砂体面积中值，ｍ2；
Ｎw——油田总注水井数；
ｎ——开发层系总数；
Ｓ——油田总面积。
2、注水波及体积
１）模型法（理论值）
（1）确定纵向波及系数
（4-11）
式中:
式中:
Ｃ——纵向波及系数；
υ——渗透率变异系数（0.3≤υ≤_0.8）；
Ｍ——水油流度比（0≤Ｍ≤10）；
Ｆwo——水油比；
ａ1＝3.334088568，ａ2＝0.773748199，ａ3＝-1.225859406。
由以上各式知，纵向波及系数Ｃ可用试凑法求得。
（2）面积波及系数
（4-12）
式中:
ＥA——面积波及系数；
Ｍ含义同前；ａ1、ａ2、ａ3、ａ4、ａ5的取值如下：
系数五点法直线切割法交错行列法
ａ1-0.2062-0.3014-0.2077
ａ2-0.0712-0.1568-0.1059
ａ3-0.511-0.9402-0.3526
ａ40.30480.37140.2608
ａ50.123-0.08650.2444
ａ60.43940.88050.3158
这样，注水体积波及系数：
（4-13）
２）实际值
（4-14）
式中：
ＥR——水驱采出程度；
ＥD——洗油效率；
Ｂoi——地层油原始体积系数；
Ｂo——地层油体积系数；
ａo、ｂo由下式确定
其它符号含义同前。
二、能量动用状况分析
由物质平衡法可得到未饱和油藏及饱和油藏驱动指数关系式：
1、未饱和油藏：
（4-15）
水驱指数（4-16）
边水驱指数（4-17）
人工水驱指数（4-18）
2、饱和油藏
溶解气驱动指数（4-19）
气顶驱动指数（4-20）
弹性驱动指数（4-21）
天然气驱动指数（4-22）
人工水驱动指数（4-23）
式中:
Ｎ——原油原始地质储量，ｍ3；
Ｎp——累积产油量，ｔ；
Ｗp——累积产水量，ｍ3；
Ｗe——累积天然水侵量，ｍ3；
Ｂoi——原始地层原油体积系数；
Ｂo——目前地层原油体积系数；
Ｂw——地层水体积系数；
Ｗi——累积人工注水量，ｍ3；
△Ｐ——地层压降Ｐi－Ｐ，MPa
Ｃt——综合压缩系数；
式中：
Ｃo——原油压缩系数；
Ｃw、Ｃf——地层水、岩石压缩系数；
Ｓwi——原始含水饱和度；
目前地层原油两相体积系数，
Ｂt＝Ｂo＋（Ｒsi－Ｒs）Ｂg；
式中：
Ｒsi——原始溶解气油比，ｍ3/ｍ3（标）；
Ｒs——目前溶解气油比，ｍ3/ｍ3（标）；
Ｂgi——原始气体体积系数；
Ｂg——目前气体体积系数；
Ｂti＝Ｂoi——原始地层原油两相体积系数；
Ｒp——累积生产气油比，ｍ3/ｍ3（标）；
Ｇ——气顶区内天然气原始地质储量，ｍ3；
ｍ——气顶区的天然气地下体积与含油区的原油地下体积比ｍ=ＧＢgi/ＮＢoi；
三、注水利用状况分析
1、存水率计算
地下存水率是指地下存水量与累积注入量之比，即
（4-24）
式中：
Ｅi——存水率，小数；
Ｗi——累积注水量，104ｍ3；
Ｗp——累积产水量，104ｍ3；
由无因次注入曲线、无因次采出曲线可知：
（4-25）
式中:
Ｒ——采出程度；
Ａ、Ｂ——常数。
具体应用分析可按以下方式进行：
a.利用油田实际资料，绘制存水率曲线（Ｅi～Ｒ关系曲线），与理论曲线（流管法计算指标）进行对比评价。
b.相同注水倍数下采出程度对比
用油田实际资料绘制Ｒ～lnＶi关系曲线（Ｖi为注入孔隙体积倍数，Ｒ为采出程度）当出现直线段后，预测不同注入倍数下的采出程度，与流管法计算结果进行对比评价。
2、耗水率计算
耗水率是指累积产水量与累积注水量之比，
即
（4-26）
显然，它与存水率的关系是
（4-27）
第四节含水上升规律评价
油田开发过程中的含水变化规律是反映油田开发效果的重要指标之一，特别是在油田开发中后期，是人们关心的重要指标，本节主要是讨论正开发油藏含水的变化规律，所使用的方法主要是万吉业所总结的不同类型含水变化特征及变化曲线形态。
分析的思路是利用含水、产量、累积产量、累计产水量、累积产液量的开发指标，在直角坐标、半对数坐标或双对数坐标下建立直线关系，然后讨论变化特征。
一、水驱系列方法（万吉业方法）
利用累积产油、累积产水、含水生产动态数据等，建立半对数、对数坐标下的水驱方程。
然后再进行预测。
1．凸形含水曲线
采出程度与含水在双对数坐标下满足如下关系式：
（4-28）
式中：
——采出程度，小数；
——含水率，小数；
A、B——待估系数。
2．凸形与S形间过渡形含水曲线
采出程度与含水在双对数坐标下满足如下关系式：
（4-29）
式中：
——采出程度，小数；
——含水率，小数；
A、B——-待估系数。
3。
S形含水曲线
采出程度与含水在双对数坐标下满足如下关系式：
（4-30）
式中：
——-采出程度；
——含水率；
A、B——待估系数。
4。
S形与凹形间过渡形含水曲线
采出程度与含水在双对数坐标下满足如下关系式：
（4-31）
式中：
——采出程度；
——含水率；
A、B——待估系数。
5。
凹形含水曲线
采出程度与含水在双对数坐标下满足如下关系式：
（4-32）
式中：
——采出程度；
——含水率；
A、B——待估系数。
二、水驱油藏R-F方法（王俊魁方法）
●王俊魁方法
1公式
（4-33）
式中：
——可采储量计算的采收率；
m，n-——待估系数；
——开发对象的初始含水率。
第五节水驱开发效果综合评价
一、水驱开发效果指标体系的建立
一个油藏的最终采出程度（或水驱开发效果）不仅与自身的基础地质条件有关，而且还与开发的技术水平有关。
油田（或区块）在注水开发过程中，由于各自油藏的地质特征不同，水驱开发效果会存在明显的差异；而地质特征比较相似的油田（或区块），在不同的人为因素控制下（开发层系划分、井网密度、注采井网布置、注采强度、开采方式、开发速度等方面的差异）所产生的水驱开发效果也不一样。
因此，一个油藏的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。
本节着重讨论水驱开发效果的评价指标体系。
几年来研究工作认为，反映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，注入油藏内的累计水量（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，若注入油藏内的累计水量越少，则水驱开发效果越好；反之，若注入油藏内的累计水量越多，则水驱开发效果越差。
2．在相同注入油藏内的累计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．在注水开发效果油藏过程中，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应达到可采储量之比）均是反映水驱效果好坏的重要指标。
前两个方面从注水利用率的角度出发，考虑采出程度与累计注入水量的关系。
因为油田开发注入的累计水量在某一时期所产生的作用不同，则水驱开发效果不同。
在注水开发初期，注入的水主要用于维持地层压力，同时，也是为了提高水驱油的体积波及系数，不断增加对地质储量的控制程度，使得尽可能多的地质储量置于可动用地质储量之中，为取得较高的可采储量奠定基础。
而到注水开发的中后期，注入的水除了具有以上两个作用外，其驱油效率也逐步提高，并发挥主要作用。
因此，对注入水利用率的评价是衡量注水开发效果的一个不可缺少的方面。
另外，对于动用地质储量与可采储量相对大小的评价是油田注水开发所关心的问题。
油田注水开发过程中，所进行一切调整措施的最终目的就是为了增加油田可动用地质储量、提高可采储量。
而油田动用地质储量与可采储量是对注水开发油田中“体积波及系数”与“驱油效率”的一个综合反映。
油藏地质储量的动用程度主要取决于体积波及系数。
体积波及系数越高，油藏地质储量的动用程度也就越高，水驱开发效果也就好；相反，体积波及系数越低，油藏地质储量的动用程度也就越低，水驱开发效果也就差。
油藏可采储量的相对大小是由体积波及系数与驱油效率共同所决定的。
只有在“体积波及系数越高、驱油效率也越高”的条件下，油藏可采储量的相对大小才可能大。
综上所述，反映注水开发油田水驱开发效果的指标应包括：
水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、可采储量、含水率、存水率、注水量、能量的保持和利用程度、剩余可采储量采油速度和年采油量综合递减率九个方面。
水驱储量控制程度
水驱储量动用程度
可采储量
含水率
存水率
注水量
能量的保持和利用程度
剩余可采储量采油速度
年产油量综合递减率
图4.1水驱开发效果评价指标体系图
二、水驱开发效果评价指标的估算方法
针对上述的反映注水开发油田水驱开发效果的九个指标（水驱储量控制程度、水驱信时动用程度、可采储量、含水率、存水率、注水量、能量的保持和利用程度、剩余可采储量采油速度和年产油量综合递减率），下面分别建立每一个指标的估算方法。
1、水驱储量控制程度
水驱储量控制程度是指现有井网条件下与注水井连通的采油井射开有效厚度与采油井射开总有效厚度之比。
该指标的定义是从注水井与采油井相互连通的有效厚度评价水驱储量控制程度，认为只要注水井与采油井相互连通的有效厚度被射开，该有效厚度就已被控制住，对于注水井与采油井不连通的有效厚度不属于水驱储量控制范围内。
但是从实际注水开发效果的角度分析，我们认为水驱储量控制程度是注入水体积波及系数的一个反映，其大小不仅受地质因素的影响，而且受到布井方式，开发井网等人为控制因素的影响。
对于连通性好的油砂体，油水连通程度高，注水波及区域大。
而对于体积小而分散性大的小油砂体油藏，注入水很难起到较大面积的波及作用。
另一方面，对于相同地质条件下，选择正确的注水方式、合理的井网密度、合理的注采强度等，也能提高水驱控制程度。
因此，油藏地质条件和人为控制因素均是影响水驱控制程度大小的重要因素。
估算水驱控制程度的方法较多，下面给出两种比较实用的水驱控制程度估算方法：
（1）分油砂体法
分油砂体法是一种经验统计方法
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