開(kāi)采界限研究

1、6烏爾禾油田開(kāi)采技術(shù)界限研究6.1油田注水開(kāi)發(fā)概況烏爾禾油田自1991年投入試采開(kāi)發(fā)以來(lái)，在1993年至1997年3月期間曾實(shí)施注水開(kāi)采，年注采比一直保持在2.0以上，地層能量保持程度得到逐步提高，年產(chǎn)液量穩(wěn)中有升，但同時(shí)，也加劇了區(qū)塊含水上升速度，年含水曾一度由94年的29.7%上升到95年的44.2%，上升了14.5個(gè)百分點(diǎn)。96、97年采取降低注采比，控制含水上升速度，效果比較明顯，96、97年的含水上升率分別只有1.0%和0。尤其是97年全面停注試驗(yàn)后，區(qū)塊注大于采的不平衡狀況得到改善，地層能量保持在合理范圍內(nèi)，年產(chǎn)液量略有下降，水驅(qū)狀況趨于好轉(zhuǎn)。為了補(bǔ)充地層能量，98年計(jì)劃恢復(fù)注水，

2、但由于注水泵壞，全年注水僅0.351×104m3，致使98年、99年油藏水驅(qū)油狀況明顯變差，2000年上半年注水狀況繼續(xù)維持停注原狀，地下虧空為-7.94×104m3。油井的地層壓力已由停注前的13.4313.86 MPa降至2000年的10.37 MPa，采液指數(shù)由1.52.13t/d MPa下降至2000年的0.12t/dMPa，注水井的壓力擴(kuò)散已不足以維持油井的生產(chǎn)。為了改善油藏的開(kāi)發(fā)效果，盡快恢復(fù)注水以彌補(bǔ)地層能量，2002年到2005年開(kāi)展了大規(guī)模的油藏產(chǎn)能建設(shè)。截止2005年6月，整個(gè)烏爾禾油田共建成注水井56口，采油井271口，分注井28口，籠統(tǒng)注水28口，平

3、均單井日注水量14.6m3，日注水水平735m3/d，注水區(qū)月注采比1.27，累計(jì)注采比0.85，年累計(jì)注水219682m3，注水區(qū)總累計(jì)注水401874m3，累計(jì)采出地下體積470577m3，日平均產(chǎn)油量由2001年初的12.50 m3/d增加到2005年6月底的612.5m3/d，油田目前的注水開(kāi)發(fā)概況見(jiàn)表6.1。表6.1 烏爾禾油田注水概況井區(qū)層組注水時(shí)間開(kāi)發(fā)方式烏5T2k22003年6月排距150m、注采井距為450m的菱形反九點(diǎn)法井網(wǎng)T2k11993年10月350m井距四點(diǎn)法(反七點(diǎn)法）面積注水井網(wǎng)T1b1993年10月350m井距四點(diǎn)法（反七點(diǎn)法）面積注水井網(wǎng)烏16T2k22003

4、年 6月排距為150m、注采井距為450m的菱形反九點(diǎn)法井網(wǎng)6.2烏爾禾油田含水上升規(guī)律和原油產(chǎn)量遞減規(guī)律研究烏爾禾油田含水上升規(guī)律研究油田注水開(kāi)發(fā)最理想的狀況是，注入1孔隙體積的水驅(qū)替出1孔隙體積的油，也就是說(shuō)，水驅(qū)油前緣表現(xiàn)為均勻推進(jìn)，油井一直處于無(wú)水開(kāi)采階段，其無(wú)水采收率接近其最終采收率。然而由于油藏的地質(zhì)特征的非均質(zhì)性及水驅(qū)替油的運(yùn)動(dòng)特征，實(shí)際的水驅(qū)替油的過(guò)程表現(xiàn)出指進(jìn)和舌進(jìn)現(xiàn)象，造成注入水的突破從而使油井在無(wú)水采油期結(jié)束以后，將長(zhǎng)期地進(jìn)行含水生產(chǎn)，其含水率還將逐步上升，在較低的采出程度時(shí)其含水率就特別高。因此，對(duì)注水開(kāi)發(fā)油田而言，認(rèn)識(shí)油田含水上升規(guī)律，研究影響含水上升的地質(zhì)工程因素，

5、制訂不同生產(chǎn)階段切實(shí)可行的控制含水增長(zhǎng)措施，可為油田“穩(wěn)油控水”增加油田穩(wěn)產(chǎn)年限，并為提高原油采收率提供重要的決策依據(jù)。6.2.1.1油藏產(chǎn)水動(dòng)態(tài)特征分析理論及其在烏爾禾油田中的應(yīng)用水驅(qū)油田含水規(guī)律通常用含水率與采出程度關(guān)系曲線來(lái)表示。它是對(duì)水驅(qū)油田進(jìn)行動(dòng)態(tài)分析的一條基本曲線，其形態(tài)及位置，綜合反映了地層及油水性質(zhì)、開(kāi)發(fā)方式及工藝措施的水平。從研究工作的角度看，這條曲線是一條形狀較為特殊的曲線，一般難于用簡(jiǎn)單的公式表達(dá)。所以研究含水規(guī)律時(shí)，需要對(duì)這些經(jīng)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行一定的數(shù)學(xué)處理和變換。根據(jù)大量油田產(chǎn)水動(dòng)態(tài)特征研究資料分析，水驅(qū)油田含水規(guī)律研究方法大致歸納為三種：經(jīng)驗(yàn)公式法、水驅(qū)特征曲線法和實(shí)際生

6、產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合法。1）經(jīng)驗(yàn)公式法及其應(yīng)用目前確定實(shí)際含水率曲線的經(jīng)驗(yàn)公式法主要有：油水粘度比法和童憲章的半經(jīng)驗(yàn)公式法。（1）油水粘度比法及其應(yīng)用a）油水粘度比法理論公式油水粘度比法的公式為：(6-1)式中：產(chǎn)水率，小數(shù)； R采出程度，小數(shù)；最終采出程度，小數(shù)；、D與油水粘度相關(guān)的統(tǒng)計(jì)常數(shù)，小數(shù)。其值可以引用下表6.2的計(jì)算表達(dá)式進(jìn)行計(jì)算。表6.2 統(tǒng)計(jì)常數(shù)、D計(jì)算式應(yīng)用范圍(油水粘度比)計(jì)算公式1.53.5=19.16lnr-31 D=30.37-18.46lnr3.550=-8.407/(lnr+0.10464) D=23.1729/( lnr+2.2517)>50=0.66lnr-4.7

7、6 D=4.56-0.125lnr由公式(6-1)可知，在最終采出程度Rm下，任給一個(gè)采出程度，就可根據(jù)公式(6-1)確定相應(yīng)的產(chǎn)水率，再根據(jù)這些采出程度與產(chǎn)水率的計(jì)算數(shù)據(jù)就可做出產(chǎn)水率與采出程度關(guān)系曲線。b）油水粘度比法在烏爾禾油田中的應(yīng)用根據(jù)烏爾禾油藏的開(kāi)發(fā)潛力研究，取油藏的采收率為18.62。因此利用（6-1）式，可以計(jì)算出不同采出程度對(duì)應(yīng)的采收率的數(shù)據(jù)，如表6.3所示。根據(jù)表6.3可以做出采出程度與產(chǎn)水率的關(guān)系圖，如圖6-1所示。表6.3 油水粘度比法計(jì)算的采出程度與采收率數(shù)據(jù)采出程度（）產(chǎn)水率（）采出程度（）產(chǎn)水率（）采出程度（）產(chǎn)水率（）2.0011.3610.0068.7318.

8、0096.213.0016.1011.0075.1419.0097.154.0021.9612.0080.5320.0097.865.0028.8813.0084.9421.0098.396.0036.6714.0088.4622.0098.797.0044.9715.0091.2123.0099.098.0053.3616.0093.3424.0099.319.0061.4017.0094.9725.0099.48圖6-1 油水粘度比法確定的烏爾禾油藏采出程度與產(chǎn)水率的關(guān)系圖（2）童憲章的半經(jīng)驗(yàn)公式法：（6-2）式中符號(hào)同前。童氏半經(jīng)驗(yàn)公式法實(shí)質(zhì)是甲型水驅(qū)特征曲線法的另一種形式。2）水驅(qū)特征

9、曲線法及其應(yīng)用水驅(qū)特征曲線法是指用油田選定的適合本油田開(kāi)采特征的水驅(qū)特征曲線，然后回歸水驅(qū)特征曲線的系數(shù)，根據(jù)這個(gè)水驅(qū)特征曲線預(yù)測(cè)出不同產(chǎn)油量(即采出程度)下的產(chǎn)液量，從而確定出產(chǎn)水率與采出程度的關(guān)系曲線的方法。本次主要研究了甲型水驅(qū)特征曲線法和丙型水驅(qū)特征曲線法。（1）甲型水驅(qū)特征曲線法a）甲型水驅(qū)特征曲線法理論公式甲型水驅(qū)特征曲線的表達(dá)式為：logWp=A1+B1Np (6-3)根據(jù)甲型曲線可以推導(dǎo)出產(chǎn)水率與采出程度的關(guān)系式： (6-4)由(6-4)式可知，給定一個(gè)采出程度就可求出其對(duì)應(yīng)的產(chǎn)水率，再根據(jù)這些采出程度和產(chǎn)水率計(jì)算數(shù)據(jù)就可確定出油藏的產(chǎn)水動(dòng)態(tài)特征理論曲線。b）甲型水驅(qū)特征曲線法

10、在烏爾禾油田中的應(yīng)用同樣，因?yàn)鯛柡逃筒氐拈_(kāi)發(fā)潛力為18.62，根據(jù)（6-4）式，可以計(jì)算出不同采出程度對(duì)應(yīng)的采收率的數(shù)據(jù)，如表6.4所示。根據(jù)表6.4可以做出采出程度與產(chǎn)水率的關(guān)系圖，如圖6-2所示。表6.4 甲型水驅(qū)特征曲線法計(jì)算的采出程度與采收率數(shù)據(jù)采出程度（）產(chǎn)水率（）采出程度（）產(chǎn)水率（）采出程度（）產(chǎn)水率（）2.0073.5210.0091.7018.0097.783.0076.7411.0092.9319.0098.124.0079.6812.0093.9820.0098.425.0082.3413.0094.8921.0098.666.0084.7114.0095.6622.00

11、98.877.0086.8115.0096.3323.0099.058.0088.6716.0096.8924.0099.209.0090.2917.0097.3725.0099.33圖6-2 甲型水驅(qū)特征曲線法確定的烏爾禾油藏采出程度與產(chǎn)水率的關(guān)系圖（2）丙型水驅(qū)特征曲線法a）丙型水驅(qū)特征曲線法理論公式丙型水驅(qū)特征曲線的表達(dá)式為：Lp/Np=A2+B2Wp (6-5)根據(jù)丙型曲線可以推導(dǎo)出產(chǎn)水率與采出程度的關(guān)系式： (6-6)同樣，由 (6-6)式可知，給定一個(gè)采出程度就可求出其對(duì)應(yīng)的產(chǎn)水率，再根據(jù)這些采出程度和產(chǎn)水率計(jì)算數(shù)據(jù)就可確定出油藏的產(chǎn)水動(dòng)態(tài)特征理論曲線。b）丙型水驅(qū)特征曲線法在烏爾

12、禾油田中的應(yīng)用因?yàn)鯛柡逃筒氐拈_(kāi)發(fā)潛力為18.62，根據(jù)（6-6）式，可以計(jì)算出不同采出程度對(duì)應(yīng)的產(chǎn)水率數(shù)據(jù)，如表6.5所示。根據(jù)表6.5可以做出采出程度與產(chǎn)水率的關(guān)系圖，如圖6-3所示。表6.5 丙型水驅(qū)特征曲線法計(jì)算的采出程度與采收率數(shù)據(jù)采出程度（）產(chǎn)水率（）采出程度（）產(chǎn)水率（）采出程度（）產(chǎn)水率（）2.002.498.005.7414.0022.723.002.809.006.8615.0031.464.003.1710.008.3316.0044.905.003.6211.0010.3117.0064.656.004.1812.0013.0518.0087.897.004.8613.0

13、016.9619.00100.00圖6-3 丙型水驅(qū)特征曲線法確定的烏爾禾油藏采出程度與產(chǎn)水率的關(guān)系圖3）實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合法及其應(yīng)用A）實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合法理論目前油田常用的產(chǎn)水率與采出程度關(guān)系曲線主要有以下幾種形式：(6-7)(6-8)(6-9)(6-10)(6-11) (6-12) (6-13)實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合法的主要做法是，根據(jù)已知的實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，分別按上面七種形式線性回歸求出系數(shù)A、B，然后用相關(guān)系數(shù)篩選出幾種含水上升規(guī)律，設(shè)極限產(chǎn)水率為0.98代入篩選出的幾種含水上升規(guī)律中，求出相應(yīng)的最終采出程度，然后判斷哪一條與油田標(biāo)定的采收率最接近，就選定那一條含水規(guī)律曲線作為該油田的實(shí)際含水

14、規(guī)律曲線。B）擬合法理論在烏爾禾油田中的應(yīng)用表6.6烏爾禾油藏1992年10月至2004年12月的采出程度與產(chǎn)水率數(shù)據(jù)表。根據(jù)表6.6以做出(6-7)(6-13)式所對(duì)應(yīng)的7種形式的產(chǎn)水率與采出程度關(guān)系曲線，如圖6-4圖6-10所示。表6.6 烏爾禾油藏采出程度與產(chǎn)水率數(shù)據(jù)表年份季度f(wàn)wRlg(1-fw)lg(fw/(1-fw)lgRlg(1-R)lg(fw)199240.06670.0000-0.0300-1.1461-4.44910.0000-1.1761199310.05260.0001-0.0235-1.2553-4.09010.0000-1.2788199320.16670.0002

15、-0.0792-0.6990-3.6085-0.0001-0.7782199330.12500.0004-0.0580-0.8451-3.3726-0.0002-0.9031199340.19540.0006-0.0944-0.6146-3.2205-0.0003-0.7091199410.20630.0007-0.1004-0.5850-3.1374-0.0003-0.6854199420.19180.0009-0.0925-0.6247-3.0562-0.0004-0.7172199430.23880.0010-0.1185-0.5035-2.9965-0.0004-0.622019944

16、0.27710.0012-0.1409-0.4164-2.9354-0.0005-0.5574199510.30530.0013-0.1582-0.3571-2.8768-0.0006-0.5153199520.34040.0015-0.1807-0.2872-2.8281-0.0006-0.4680199530.41110.0016-0.2300-0.1561-2.7905-0.0007-0.3860199540.44660.0018-0.2570-0.0931-2.7533-0.0008-0.3501表6.6 烏爾禾油藏采出程度與產(chǎn)水率數(shù)據(jù)表（續(xù)）199610.45880.0019-0.2

17、667-0.0717-2.7255-0.0008-0.3384199620.50620.0020-0.30640.0107-2.7026-0.0009-0.2957199630.47780.0021-0.2821-0.0386-2.6772-0.0009-0.3208199640.50000.0022-0.30100.0000-2.6528-0.0010-0.3010199710.46380.0023-0.2706-0.0631-2.6348-0.0010-0.3337199720.51720.0024-0.31630.0300-2.6217-0.0010-0.2863199730.42860

18、.0025-0.2430-0.1249-2.6054-0.0011-0.3680199740.27590.0026-0.1402-0.4191-2.5871-0.0011-0.5593199810.36170.0027-0.1950-0.2467-2.5745-0.0012-0.4416199820.38780.0027-0.2131-0.1984-2.5623-0.0012-0.4114199830.28570.0028-0.1461-0.3979-2.5484-0.0012-0.5441199840.34040.0029-0.1807-0.2872-2.5365-0.0013-0.4680

19、199910.31250.0030-0.1627-0.3424-2.5282-0.0013-0.5051199920.40000.0030-0.2218-0.1761-2.5205-0.0013-0.3979199930.29630.0031-0.1526-0.3757-2.5136-0.0013-0.5283199940.34380.0031-0.1829-0.2808-2.5061-0.0014-0.4638200010.39130.0032-0.2156-0.1919-2.5012-0.0014-0.4075200020.44440.0032-0.2553-0.0969-2.4959-0

20、.0014-0.3522200030.26320.0032-0.1326-0.4472-2.4911-0.0014-0.5798200040.27780.0033-0.1413-0.4150-2.4867-0.0014-0.5563200110.43750.0033-0.2499-0.1091-2.4837-0.0014-0.3590200120.31580.0033-0.1648-0.3358-2.4793-0.0014-0.5006200130.37500.0034-0.2041-0.2218-2.4744-0.0015-0.4260200140.36840.0034-0.1996-0.2

21、341-2.4704-0.0015-0.4337200210.33330.0034-0.1761-0.3010-2.4672-0.0015-0.4771200220.42860.0034-0.2430-0.1249-2.4633-0.0015-0.3680200230.18370.0035-0.0881-0.6478-2.4507-0.0015-0.7360200240.26030.0044-0.1309-0.4536-2.3557-0.0019-0.5845200310.19440.0053-0.0939-0.6173-2.2764-0.0023-0.7112200320.23190.006

22、2-0.1146-0.5202-2.2052-0.0027-0.6347200330.24760.0072-0.1236-0.4826-2.1400-0.0032-0.6062200340.26480.0084-0.1336-0.4435-2.0768-0.0037-0.5771200410.28740.0094-0.1472-0.3943-2.0254-0.0041-0.5415200420.28410.0105-0.1451-0.4014-1.9772-0.0046-0.5466200430.28660.0117-0.1467-0.3960-1.9322-0.0051-0.54272004

23、40.34510.0127-0.1838-0.2782-1.8954-0.0056-0.4620根據(jù)表6.6和圖6-4圖6-10可以回歸出7種形式的產(chǎn)水率與采出程度的關(guān)系式及其相關(guān)系數(shù)，并計(jì)算出對(duì)應(yīng)的經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)水率為98%下的最終采出程度，如表6.7所示。根據(jù)前面對(duì)烏爾禾油藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)特征研究，標(biāo)定的最終采出程度為18.62%。由表6.7可知，公式lg(1-R) = 0.0407lg(1-fw) +0.0016和R = -0.0929lg(1-fw)-0.0037的相關(guān)系數(shù)較高，且計(jì)算的最終采出程度分別為15.03%和15.41%，接近標(biāo)定的采出程度18.62%。因此，可選定這兩條含水規(guī)律

24、曲線作為烏爾禾油藏實(shí)際含水規(guī)律曲線。圖6-4 lgR與lg(1-fw)關(guān)系曲線 圖6-5 lgR與fw關(guān)系曲線圖6-6 lgR與lg(fw)關(guān)系曲線 圖6-7 lg(1-R)與lg(1-fw)關(guān)系曲線圖6-8 lg(1-R)與fw關(guān)系曲線 圖6-9 R與lg(1-fw)關(guān)系曲線圖6-10 R與lg(fw/(1-fw)關(guān)系曲線表6.7 產(chǎn)水率與采出程度關(guān)系式及最終采收率計(jì)算總表關(guān)系式相關(guān)性最終采收率(fw98%)lgR = -4.7266lg(1-fw) - 2.7092R2 = 0.883-lgR = 2.8369fw - 2.8257R2 = 0.900190.05%lgR = 1.7224

25、lg(fw) -1.071R2 = 0.91458.20%lg(1-R) = 0.0407lg(1-fw) +0.0016R2 = 0.889315.03%lg(1-R) = -0.0243fw +0.0026R2 = 0.89314.77%R = -0.0929lg(1-fw)-0.0037R2 = 0.889315.41%R = 0.0246lg(fw/(1-fw) + 0.0198R2 = 0.89046.14%研究油藏產(chǎn)水動(dòng)態(tài)特征新方法波及系數(shù)修正法 仔細(xì)分析上述三種水驅(qū)油田產(chǎn)水規(guī)律研究方法不難得出：盡管、D統(tǒng)計(jì)常數(shù)考慮了開(kāi)發(fā)技術(shù)政策和工藝技術(shù)的影響，但總體上油水粘度比法完全認(rèn)為油田產(chǎn)

26、水規(guī)律只與油水粘度比相關(guān)，沒(méi)有考慮到油田個(gè)體差異與開(kāi)發(fā)工藝技術(shù)進(jìn)步的影響；而其余方法則完全建立在實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)基礎(chǔ)上，屬于油田開(kāi)發(fā)的后期分析，這就導(dǎo)致了早期的研究結(jié)果對(duì)具體油藏產(chǎn)水動(dòng)態(tài)特征規(guī)律研究缺乏指導(dǎo)意義。因此，本文提出了一種能夠較準(zhǔn)確、及時(shí)地預(yù)測(cè)油藏產(chǎn)水動(dòng)態(tài)的新方法波及系數(shù)修正法。1）波及系數(shù)修正法理論研究（1）波及系數(shù)修正法的基本原理產(chǎn)水率與采出程度關(guān)系曲線是地層性質(zhì)、油水性質(zhì)、開(kāi)發(fā)方式及工藝措施的水平的函數(shù)。其中，地層性質(zhì)和油水性質(zhì)對(duì)油藏理論產(chǎn)水率曲線的影響主要表現(xiàn)為對(duì)水驅(qū)油效率的影響，可以通過(guò)巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)進(jìn)行分析，而開(kāi)發(fā)方式及工藝措施的影響主要是注入水波及系數(shù)，可以通過(guò)具體油藏相

27、關(guān)開(kāi)發(fā)技術(shù)政策進(jìn)行分析?；谏鲜鲇^點(diǎn)，可以通過(guò)巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)結(jié)果與注入水波及系數(shù)相結(jié)合分析確定出具體油藏的理論產(chǎn)水率曲線。由于巖心大小的限制，巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)結(jié)果反映的是一維、均質(zhì)油藏，不考慮油水重力差異，且波及系數(shù)為100%的條件下的產(chǎn)水率與采出程度的理論關(guān)系曲線，因此，要獲取實(shí)際油藏的產(chǎn)水率與采出程度的理論關(guān)系曲線，關(guān)鍵要考慮油藏非均質(zhì)性及開(kāi)發(fā)技術(shù)政策對(duì)油藏產(chǎn)水率與采出程度理論曲線的影響。而對(duì)于一具體油藏而言，油藏非均質(zhì)性及開(kāi)發(fā)技術(shù)政策主要影響油藏波及系數(shù)。因此，可以從考慮實(shí)際油藏波及系數(shù)與巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)時(shí)巖心波及系數(shù)的差異出發(fā)，將巖心驅(qū)替條件下的采出程度在考慮實(shí)際波及系數(shù)的情況下轉(zhuǎn)化成實(shí)際油藏條

28、件下的采出程度，從而通過(guò)油水兩相相對(duì)滲透率曲線或巖心驅(qū)油動(dòng)態(tài)特征作出實(shí)際油藏的理論產(chǎn)水率曲線。a）巖心產(chǎn)水率曲線與油藏產(chǎn)水率曲線關(guān)系的確定由于油藏非均質(zhì)性的廣泛存在，因此，油藏實(shí)際的產(chǎn)水率曲線與小巖心的產(chǎn)水率曲線之間存在著很大的差別。其主要的差別表現(xiàn)在巖心波及系數(shù)與油藏波及系數(shù)的差別上。通過(guò)簡(jiǎn)單的推導(dǎo)，在某一產(chǎn)水率下巖心采出程度與油藏采出程度的關(guān)系式如下所示。 (6-14)其中，Rreal實(shí)際油藏采出程度；Rcore巖心采出程度； Evr油藏波及系數(shù)；Evc巖心波及系數(shù)。b）巖心采出程度與產(chǎn)水率關(guān)系曲線的確定 由于采出程度是含水飽和度的函數(shù)，而巖心含水飽和度是產(chǎn)水率的函數(shù)，因此通過(guò)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

29、可以建立巖心采出程度與產(chǎn)水率的函數(shù)關(guān)系。i）巖心含水飽和度與采出程度關(guān)系的建立在不考慮開(kāi)發(fā)過(guò)程中巖石孔隙體積變化的情況下，含水飽和度與采出程度關(guān)系式為： (6-15)式中：Rcore巖心采出程度； Sw巖心含水飽和度； Swi巖心束縛水飽和度；ii）巖心含水飽和度與產(chǎn)水率關(guān)系的建立巖心含水飽和度與產(chǎn)水率的關(guān)系可由巖心出口端產(chǎn)水率曲線來(lái)表示，而巖心出口端產(chǎn)水率曲線可利用相滲曲線獲得。由分流量方程可知： (6-16)式中：fw產(chǎn)水率，f或(%)；原油粘度,mPa.s；水粘度,mPa.s；Kro油相滲透率； Krw水相滲透率； Sw含水飽和度,f；根據(jù)相滲曲線，可以查出某一含水飽和度下對(duì)應(yīng)的油相相對(duì)

30、滲透率和水相相對(duì)滲透率，然后利用 (6-16) 式可以算出在該含水飽和度下的產(chǎn)水率，從而作出巖心產(chǎn)水率曲線。因此，在利用(6-16) 式建立起含水飽和度與產(chǎn)水率的關(guān)系后，再結(jié)合(6-15)就可建立巖心采出程度與產(chǎn)水率的關(guān)系。c）巖心波及系數(shù)的確定方法 當(dāng)巖心的驅(qū)替前緣到達(dá)巖心端面之后，即時(shí)，巖心的波及系數(shù)Evc為:Evc=1 (6-17)當(dāng)巖心的驅(qū)替前緣到達(dá)巖心端面之前，即時(shí)，根據(jù)物質(zhì)平衡原理，巖心內(nèi)的存水體積等于水驅(qū)波及區(qū)的存水體積與非水驅(qū)波及區(qū)的存水體積之和，則： (6-18)將(6-17)整理后可得： (6-19)其中，巖心平均含水飽和度，由巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果求出，或者由下式求出： (6-

31、20) Swp巖心水驅(qū)波及區(qū)的平均含水飽和度，可由巖心產(chǎn)水率曲線求得，其具體做法是：在巖心產(chǎn)水率與含水飽和度的關(guān)系曲線，過(guò)（Swi，0）做巖心產(chǎn)水率與含水飽和度曲線的切線并延長(zhǎng)至與fw1的水平線相交，該交點(diǎn)對(duì)應(yīng)的含水飽和度即為巖心水驅(qū)波及區(qū)的平均含水飽和度。d）油藏波及系數(shù)的確定方法根據(jù)丙型水驅(qū)曲線可以建立油藏水驅(qū)體積波及系數(shù)與含水率關(guān)系，其表達(dá)式為： Lp/NpA+BLp (6-21) (6-22)其中：A丙型水驅(qū)曲線的截距； B丙型水驅(qū)曲線的截距； Ev體積波及系數(shù)。（2）理論產(chǎn)水率曲線的確定步驟根據(jù)上節(jié)的波及系數(shù)修正法的基本理論，可以按以下步驟確定實(shí)際油藏的理論產(chǎn)水率曲線：第一步，根據(jù)相

32、對(duì)滲透率曲線做出巖心出口端含水飽和度下的產(chǎn)水率曲線；第二步，做出巖心產(chǎn)水率與采出程度關(guān)系曲線，并將其轉(zhuǎn)化成巖心產(chǎn)水率與巖心平均含水飽和度關(guān)系曲線；第三步，做巖心產(chǎn)水率與含水飽和度的關(guān)系曲線，并過(guò)（Swi，0）做巖心產(chǎn)水率與含水飽和度曲線的切線并延長(zhǎng)至與fw1的水平線相交，確定出該交點(diǎn)對(duì)應(yīng)的含水飽和度，即巖心水驅(qū)波及區(qū)的平均含水飽和度Swp，再根據(jù)(6-17)、 (6-18)式計(jì)算出巖心不同產(chǎn)水率下的體積波及系數(shù)；第四步，根據(jù)(6-21)和 (6-22)式計(jì)算不同產(chǎn)水率下的油藏波及系數(shù)；第五步，按(6-14)式，將該產(chǎn)水率下的巖心采出程度轉(zhuǎn)化為油藏采出程度；第六步，繪制產(chǎn)水率與油藏采出程度曲線，

33、即理論產(chǎn)水率曲線。2）波及系數(shù)修正法理論在烏爾禾油藏的應(yīng)用（1）烏爾禾油藏巖心采出程度與產(chǎn)水率曲線的確定表6.8為烏爾禾油藏的相滲測(cè)試數(shù)據(jù)，將表6.8中的相滲測(cè)試數(shù)據(jù)代入(6-15)、(6-16)式中可分別計(jì)算出巖心在不同含水飽和度下的采出程度和產(chǎn)水率，并做出巖心含水飽和度與產(chǎn)水率的關(guān)系曲線及產(chǎn)水率與采出程度的關(guān)系曲線，如圖6-11、圖6-12所示。（2）烏爾禾油藏巖心波及系數(shù)的確定圖6-11為烏爾禾油藏巖心出口端產(chǎn)水率曲線圖。由圖6-11可知烏爾禾油藏巖心的束縛水飽和度為0.344，過(guò)（0.344，0）點(diǎn)做巖心出口端產(chǎn)水率曲線的切線并延長(zhǎng)至fw1的水平線，其交點(diǎn)為（0.43，1）。因此，烏爾

34、禾油藏巖心水驅(qū)波及區(qū)內(nèi)的平均含水飽和度為0.43。再將巖心水驅(qū)波及區(qū)內(nèi)的平均含水飽和度值和巖心飽和度測(cè)試數(shù)據(jù)代入(6-17)、(6-18)式可計(jì)算出烏爾禾油藏巖心在不同含水飽和度下的體積波及系數(shù)，如表6.8所示。根據(jù)表6.8可做出巖心體積波及系數(shù)與產(chǎn)水率的關(guān)系圖，如圖6-13所示。由表6.8、圖6-13可知，隨著產(chǎn)水率的增大，巖心體積波及系數(shù)不斷增大，當(dāng)產(chǎn)水率增大到0.758時(shí)，巖心體積波及系數(shù)將增加到1。表6.8 烏爾禾油藏的相滲測(cè)試數(shù)據(jù)及分析結(jié)果SwKroKrwfwRcoreEvcEvrRreal0.3440.8980.0000.0000.1990.6550.0000.0000.4000.

35、5770.0480.5620.2670.8800.2210.0670.4500.3730.0920.7920.3281.0800.4630.1410.5000.2330.1350.9000.3891.0000.6270.2440.5500.140.1780.9520.4511.0000.7410.3340.6100.0720.2290.9800.5241.0000.8340.4370.6500.0430.2630.9900.5731.0000.8800.5040.7000.0190.3060.9960.6341.0000.9260.5860.7520.0000.3501.0000.6971.0

36、001.0000.697圖6-11 烏爾禾油藏巖心出口端產(chǎn)水率曲線圖6-12 烏爾禾油藏巖心采出程度與產(chǎn)水率關(guān)系曲線圖6-13 烏爾禾油藏巖心體積波及系數(shù)與產(chǎn)水率的關(guān)系圖（3）烏爾禾油藏波及系數(shù)的確定表6.9為烏爾禾油藏1992年10月至2004年12月的實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)表。由(6-21)式可知，Lp/Np與Lp成直線關(guān)系。做Lp/Np與Lp關(guān)系曲線，如圖6-14所示。通過(guò)線性回歸可以得出烏爾禾油藏的丙型水驅(qū)特征曲線的表達(dá)式：Lp/Np0.0003Lp+1.3862 (6-23)由(6-23)式可知，烏爾禾油藏丙型水驅(qū)曲線的截距A為1.3862。將A=1.3862代入 (6-22)中即可計(jì)算烏

37、爾禾油藏不同產(chǎn)水率下的體積波及系數(shù)，則可做出烏爾禾油藏體積波及系數(shù)與產(chǎn)水率的關(guān)系圖，如圖6-15所示。表6.9 烏爾禾油藏實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)表Lp（104t）Lp/NpLp（104t）Lp/NpLp（104t）Lp/NpLp（104t）Lp/Np0.151.0710.321.3918.061.5221.151.520.341.0611.131.4318.331.5225.761.481.121.1512.031.4518.651.5230.081.441.921.1512.991.4818.881.5234.911.422.791.1813.681.5019.151.5240.201.413.4

38、21.1914.261.5219.341.5246.281.404.151.2014.891.5219.521.5252.091.404.821.2115.471.5219.681.5258.181.405.651.2415.941.5219.871.5264.531.406.601.2616.431.5220.111.5270.761.417.541.2916.921.5220.301.528.441.3217.391.5220.451.529.471.3617.711.5220.661.52圖6-14 烏爾禾油藏丙型水驅(qū)曲線圖6-15 烏爾禾油藏體積波及系數(shù)與產(chǎn)水率關(guān)系曲線圖（4）烏爾禾油

39、藏采出程度與產(chǎn)水率曲線的確定 在確定烏爾禾油藏巖心產(chǎn)水率與采出程度的關(guān)系、巖心體積波及系數(shù)與產(chǎn)水率的關(guān)系及油藏體積波及系數(shù)與產(chǎn)水率的關(guān)系后，可利用(6-14)式計(jì)算出該油藏不同產(chǎn)水率下的采出程度，如表6.8所示。根據(jù)表6.8的計(jì)算結(jié)果，可做出烏爾禾油藏采出程度與產(chǎn)水率的關(guān)系曲線，如圖6-16所示。圖6-16 烏爾禾油藏采出程度與產(chǎn)水率的關(guān)系曲線6.2.1.3烏爾禾油藏產(chǎn)水動(dòng)態(tài)特征綜合分析 表6.10為烏爾禾油藏實(shí)際產(chǎn)水率與采出程度數(shù)據(jù)表。根據(jù)表6.10可以做出實(shí)際產(chǎn)水率與采出程度的關(guān)系曲線。為了便于對(duì)比，將油水粘度比法、甲型水驅(qū)特征曲線法、丙型水驅(qū)特征曲線法及波及系數(shù)修正法確定的產(chǎn)水率與采出程

40、度的理論曲線與實(shí)際曲線繪制在一起，如圖6-17所示。表6.10 烏爾禾油藏實(shí)際產(chǎn)水率與采出程度數(shù)據(jù)表RfwRfwRfwRfw0.00010.06670.00510.45880.00820.40000.00960.18370.00020.05260.00540.50620.00830.29630.01200.26030.00070.16670.00570.47780.00850.34380.01440.19440.00110.12500.00600.50000.00860.39130.01690.23190.00160.19540.00630.46380.00870.44440.01960.24

41、760.00200.20630.00650.51720.00880.26320.02270.26480.00240.19180.00670.42860.00880.27780.02560.28740.00270.23880.00700.27590.00890.43750.02860.28410.00310.27710.00720.36170.00900.31580.03170.28660.00360.30530.00740.38780.00910.37500.03450.34510.00400.34040.00770.28570.00920.36840.00440.41110.00790.34

42、040.00920.33330.00480.44660.00800.31250.00930.4286圖6-17 烏爾禾油藏產(chǎn)水特征綜合分析圖由圖6-17不難看出：.與油水粘度比法、甲型水驅(qū)特征曲線法、丙型水驅(qū)特征曲線法相比，本文提出的新方法波及系數(shù)修正法確定的產(chǎn)水率與采出程度理論曲線與實(shí)際曲線吻合得更好，能更準(zhǔn)確、客觀地反映烏爾禾油藏的產(chǎn)水動(dòng)態(tài)；從波及系數(shù)修正法確定的產(chǎn)水率與采出程度理論曲線可知，隨著采出程度的增大，油藏產(chǎn)水率不斷增大，且當(dāng)采出程度小于8時(shí)，產(chǎn)水率增加速度較快，當(dāng)采出程度大于8時(shí)，產(chǎn)水率增加速度較慢。6.2.2烏爾禾油田產(chǎn)量遞減規(guī)律烏爾禾油田從2002年初屬于產(chǎn)能恢復(fù)建設(shè)期，整

43、個(gè)油藏日平均產(chǎn)油量從2002年第一季度的11.57t/d 逐年增加到2004年底的491.97 t/d 。因此分析近期的油藏遞減規(guī)律不具有任何實(shí)際意義。為了弄清烏爾禾油藏的產(chǎn)量遞減規(guī)律，以便指導(dǎo)分析烏爾禾油藏未來(lái)的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)規(guī)律，我們選擇生產(chǎn)井?dāng)?shù)相對(duì)穩(wěn)定的烏爾禾油藏92年至2001年投入開(kāi)發(fā)的百口泉組和克下組的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)作為典型，并以當(dāng)時(shí)動(dòng)用的地質(zhì)儲(chǔ)量作為基礎(chǔ)，來(lái)分析判斷烏爾禾油藏的產(chǎn)量遞減規(guī)律。表6.11是烏爾禾油田克下組、百口泉組92年以來(lái)歷年年產(chǎn)油量生產(chǎn)狀況統(tǒng)計(jì)表。由此可以分析出其調(diào)和遞減、衰竭遞減、指數(shù)遞減、直線遞減、雙曲遞減的規(guī)律見(jiàn)表6.12A，圖6-18A圖6-19A所示。可以根據(jù)

44、表6.12分析結(jié)果，按照最大相關(guān)系數(shù)原則，克下組和百口泉組最符合雙曲遞減類型。為了驗(yàn)證烏爾禾油田產(chǎn)量遞減規(guī)律，對(duì)2004年127口老井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，分析結(jié)果見(jiàn)表6.12B，圖6-20所示。仍以雙曲遞減類型的相關(guān)系數(shù)最大。表6.11烏爾禾油田歷年年產(chǎn)油量（104t）生產(chǎn)狀況表年份克下組百口泉組年份克下組百口泉組19920.00040.142819971.18320.248619931.59910.637519980.99050.267819941.86950.328319990.62060.213719952.20210.326720000.40180.152719961.53320.2

45、76720010.33530.1586表6.12A 烏爾禾油田克上組和百口泉組遞減類型分析表序號(hào)遞減類型遞減指數(shù)初始產(chǎn)量遞減率相關(guān)系數(shù)T2bT2K1T2bT2K1T2bT2K1T2bT2K11調(diào)和遞減110.5922.2560.3120.56080.94530.9772衰竭遞減0.50.50.5612.2340.02140.41880.92320.98923指數(shù)遞減000.5282.1810.1480.30760.89780.99534直線遞減-1-10.4691.9410.00790.15510.84350.96975雙曲遞減2.886-0.0830.6362.1680.11550.2917

46、0.97690.9954表6.12B 烏爾禾油田2004年127口老井遞減類型分析表序號(hào)遞減類型遞減指數(shù)初始產(chǎn)量遞減率相關(guān)系數(shù)1調(diào)和遞減14200.11430.9472衰竭遞減0.54170.09720.9603指數(shù)遞減04130.08190.9694直線遞減-13980.05700.9745雙曲遞減-0.76654020.06210.975圖6-18A 烏爾禾油田百口泉組調(diào)和遞減曲線圖圖6-18B 烏爾禾油田百口泉組衰竭遞減曲線圖圖6-18C 烏爾禾油田百口泉組指數(shù)遞減曲線圖圖6-18D 烏爾禾油田百口泉組直線遞減曲線圖圖6-18E 烏爾禾油田百口泉組雙曲遞減曲線圖圖6-19A 烏爾禾油田克

47、下組雙曲遞減曲線圖圖6-19B 烏爾禾油田克下組直線遞減曲線圖圖6-19C 烏爾禾油田克下組指數(shù)遞減曲線圖圖6-19D 烏爾禾油田克下組衰竭遞減曲線圖圖6-19E 烏爾禾油田克下組調(diào)和遞減曲線圖圖6-20A 烏爾禾油田2004年127口老井雙曲遞減曲線圖圖6-20B 烏爾禾油田2004年127口老井直線遞減曲線圖圖6-20C 烏爾禾油田2004年127口老井指數(shù)遞減曲線圖圖6-20D烏爾禾油田2004年127口老井衰竭遞減曲線圖圖6-20E 烏爾禾油田2004年127口老井調(diào)和遞減曲線圖6.3烏爾禾油藏油藏合理壓力系統(tǒng)研究6.3.1烏爾禾油藏地層破裂壓力確定地層破裂壓力可由礦物試注或?qū)嶋H壓裂資

48、料統(tǒng)計(jì)和理論計(jì)算得到。6.3.1.1公式法1）威廉斯計(jì)算法 P梯=A+（Go-A）×Gp ×0.223 (6-24) P破= P梯×H式中：H為油層埋深，m； Go巖層上覆壓力梯度，Lb/in2.ft； Gp地層孔隙壓力梯度，Lb/in2.ft； A常數(shù)，取0.08。取常數(shù)A 0.08，Go按平均巖石密度2.3計(jì)算，則烏爾禾油藏各油層巖石破裂壓力梯度為0.01786 MPa/m，巖石破裂壓力為23.97-28.56 MPa，見(jiàn)表6.13。2）P.A.迪基法方法 (6-25)式中：破裂壓力，MPa；H深度，m；由此可計(jì)算出烏5、烏16井區(qū)地層破裂壓力計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表6.

49、13。表6.13 烏5、烏16井區(qū)克上組地層破裂壓力計(jì)算值區(qū)塊層位油層中部深度（m）地層破裂壓力(MPa)實(shí)測(cè)平均值(MPa)選值(MPa)威廉斯法P.A.迪基法烏5T2k2143828.5624.8124.124.0T2k1134123.9723.13T1b159825.7027.57烏16T2k2145926.0725.1724.124.06.3.1.2統(tǒng)計(jì)法根據(jù)油區(qū)2002年8月至2002年11月70口壓裂投產(chǎn)井壓裂時(shí)實(shí)際的破裂壓力資料統(tǒng)計(jì)，70口井次的壓裂施工井井深從12751585m，破裂壓力值為23.528.2MPa，破裂壓力梯度為0.0168 MPa/m 0.0184 MPa/m，平均為0.0172MPa/m。根據(jù)油藏中部深度1341159