大學(xué)畢業(yè)論文-石油工程系

前言石油工程系畢業(yè)論文PAGE10PAGEI石油工程系畢業(yè)論文摘要底水油藏在我國油藏中占很大的比例，其儲(chǔ)量相當(dāng)豐富。除了有大量的天然底水油藏外，隨著油田進(jìn)入二次開采，更多油田的開發(fā)特征不斷趨向于底水類型的油藏。本課題以底水油藏為對(duì)象，采用石油地質(zhì)方法和油藏工程方法，對(duì)油田開展注采動(dòng)態(tài)綜合研究。對(duì)試油、試采效果進(jìn)行評(píng)價(jià)和總結(jié)，在此基礎(chǔ)上，對(duì)注采井網(wǎng)適應(yīng)性、注水開發(fā)效果及技術(shù)政策界限做進(jìn)一步的分析研究，最終形成切合目前油藏實(shí)際，可操作性較強(qiáng)的注采井網(wǎng)，通過該成果的實(shí)施，完善和優(yōu)化油田注采系統(tǒng)，補(bǔ)充和保持地層能量，提高主力油砂體水驅(qū)控制程度和水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量，提高油田采油速度及油田最終采收率。關(guān)鍵詞：底水油藏；注采動(dòng)態(tài)；開發(fā)效果AbstractReservoirwithbottomwaterreservoirinChinaaccountedforasubstantialproportionofitsabundantreserves.Excepttheendhasmanynaturalwaterreservoiroutside,withaccesstothesecondaryexploitationofoilfields,moreoilfieldstodevelopthecharacteristicsofcontinuoustrendinthetypeofbottomwaterreservoir.Subjecttothebottomwaterreservoirfortheobject,theuseofpetroleumgeologyandreservoirengineeringmethods,tocarryoutoilfieldinjection-productionDynamiccomprehensivestudy,andthenputforward.ofthetestoil,theeffectofthetest-miningevaluationandconclusion,onthisbasis,theinjection-productionwellsNetadaptability,watereffectsandtechnologypolicydevelopmentboundariestodofurtheranalysisandstudy,eventuallyformareservoirtomeetthecurrentreality,operabilitythanstrongnetworkofinjectionandproductionwells,throughtheimplementationoftheoutcome,improveandoptimizetheoilfieldinjection-productionsystem,tosupplementandmaintaintheformationenergy,themainoilsandsenhancebodycontrolthedegreeofwaterfloodingandwater-drivenbyreserves,improvethespeedandoilfieldoilfieldfinallyadoptedyield.Keywords:bottomwaterreservoir;injection-productionperformance;developmenteffect目錄TOC\o"1-2"\h\z\u第1章緒論 11.1課題研究的目的和意義 11.2研究現(xiàn)狀 11.3研究內(nèi)容 2第2章注采效果評(píng)價(jià) 32.1試油產(chǎn)能綜合評(píng)價(jià)分析 32.2試采產(chǎn)能評(píng)價(jià) 7第3章油田主要?jiǎng)討B(tài)特征分析 83.1油井產(chǎn)能分析和注水井吸水能力分析 83.2產(chǎn)量遞減規(guī)律分析 103.3含水及含水上升率變化特征 113.4油藏驅(qū)動(dòng)能量分析 133.5儲(chǔ)層注采井網(wǎng)系統(tǒng)性評(píng)價(jià) 14第4章單指標(biāo)開發(fā)效果評(píng)價(jià) 164.1基礎(chǔ)井網(wǎng)適應(yīng)性評(píng)價(jià) 164.2井網(wǎng)控制狀況評(píng)價(jià) 184.3儲(chǔ)量動(dòng)用狀況分析 194.4存水率 204.5水驅(qū)指數(shù) 224.6耗水比 22第5章開發(fā)效果綜合評(píng)價(jià) 245.1基本原理 245.2評(píng)判步驟 245.3實(shí)例分析 25結(jié)論 28參考文獻(xiàn) 29致謝 31石油工程系畢業(yè)論文第1章緒論1.1課題研究的目的和意義油田開發(fā)效果評(píng)價(jià)就是在及時(shí)正確地掌握油藏動(dòng)態(tài)變化并進(jìn)行系統(tǒng)分析的基礎(chǔ)上對(duì)開發(fā)政策進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)，總結(jié)經(jīng)驗(yàn)，吸取教訓(xùn)，深化油藏開發(fā)規(guī)律認(rèn)識(shí)，預(yù)測(cè)油藏開發(fā)規(guī)律變化趨勢(shì)和開發(fā)指標(biāo)，進(jìn)而制定出切合油藏實(shí)際的技術(shù)經(jīng)濟(jì)政策和調(diào)整措施，以指導(dǎo)油藏更加合理的開發(fā)。做好試采評(píng)價(jià)工作是油田今后穩(wěn)定、合理開發(fā)的依據(jù)。因此，開展本課題的研究旨在運(yùn)用最近幾年錄取的大量動(dòng)、靜態(tài)資料，采用“以地質(zhì)研究成果為基礎(chǔ)、油藏工程理論為指導(dǎo)，以油藏動(dòng)態(tài)綜合分析、油藏?cái)?shù)值模擬、經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)為手段，以經(jīng)濟(jì)、合理部署優(yōu)選的油田開發(fā)方案為目的”的總體思路，對(duì)底水油田開展注采動(dòng)態(tài)研究，對(duì)試油、試采效果進(jìn)行評(píng)價(jià)和總結(jié)。在此基礎(chǔ)上，結(jié)合前人研究成果，分析油藏試采期間產(chǎn)油量、產(chǎn)液量、含水、地層壓力等變化規(guī)律，對(duì)油藏目前儲(chǔ)量、油層動(dòng)用、油藏含水上升狀況進(jìn)行評(píng)價(jià)，論證油藏今后注水開發(fā)的合理井網(wǎng)、井距，研究油藏潛力及開發(fā)方向，對(duì)油田注采井網(wǎng)適應(yīng)性、注水開發(fā)效果及技術(shù)政策界限做進(jìn)一步的分析研究，最終形成切合目前油藏實(shí)際，可操作性較強(qiáng)的注采井網(wǎng)優(yōu)化方案，提高水驅(qū)控制程度和水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量，為下步油田的穩(wěn)產(chǎn)及提高油田最終采收率奠定基礎(chǔ)。底水油藏在世界石油工業(yè)中占有重要的位置。隨著我國越來越多底水油藏的發(fā)現(xiàn)和投入開發(fā)，研究此類油藏的注采動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)對(duì)經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)底水油藏具有重要意義。1.2研究現(xiàn)狀國內(nèi)外底水油藏開發(fā)現(xiàn)狀底水油藏的開發(fā)問題可追溯到法國工程師Dupuit在解決地下水工程問題時(shí)提出的“臨界產(chǎn)量”這一概念，將其稱為Dupuit臨界產(chǎn)量。最早對(duì)臨界產(chǎn)量的研究，可以看成是對(duì)如何開發(fā)底水油層的最初認(rèn)識(shí)。而底水油層的開發(fā)其實(shí)就是研究底水錐進(jìn)問題。直到20世紀(jì)30年代，Muskat和Myckoff在1935年較為系統(tǒng)的研究了底水油層，建立了一套較為基礎(chǔ)的底水錐進(jìn)理論，以后簡稱為Muskat理論[1]。該理論在重力與粘滯力的靜態(tài)平衡假設(shè)的基礎(chǔ)上分析了底水油層底水錐進(jìn)的物理過程，提出了臨界產(chǎn)量、射孔位置和射開程度的概念。此后，在Muskat理論基礎(chǔ)基礎(chǔ)上，通過建立各種分析模型來研究底水油層的底水錐進(jìn)問題。提出了一系列的計(jì)算臨界產(chǎn)量的相關(guān)公式，以及如何通過射孔來控制底水錐進(jìn)的理論。直到1970年，以MacDonald和Coats為代表的學(xué)者，他們通過建立數(shù)值模型來研究底水錐進(jìn)問題。并在底水油藏的開發(fā)中通過注氣、注聚合物等來改善底水驅(qū)替效率。此外，國外許多學(xué)者提出了相關(guān)的底水開發(fā)研究理論和方法[2-6]。在我國主要以李傳亮和喻高明為代表[7-9]，研究了特殊類型油藏（存在污染的油層、帶隔板底水油層）的臨界產(chǎn)量公式以及底水油藏油井見水時(shí)間預(yù)測(cè)公式等；利用數(shù)值模擬方法研究了影響底水油藏底水錐進(jìn)的因素并揭示了底水油藏開采機(jī)理。不斷地完善與發(fā)展了底水錐進(jìn)理論。國內(nèi)還有很多學(xué)者底水開發(fā)研究理論和方法[10-11]。國內(nèi)外油田實(shí)際經(jīng)驗(yàn)表明：底水油層開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)是抑制水錐或控制底水錐進(jìn)，最大程度地延長油井無水采油期和控制底水均勻驅(qū)替，以達(dá)到提高底水油層開發(fā)效果的目的。目前技術(shù)措施主要體現(xiàn)在：優(yōu)化射孔、臨界產(chǎn)量與臨界壓差的控制；采用水平井方案開發(fā)底水油層；在油水界面附近打人工隔板以阻擋底水；開發(fā)中后期加密井調(diào)整技術(shù)；完井技術(shù)（如雙層完井）以及采油技術(shù)（油水分采）等等。隨著油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)的出現(xiàn)與發(fā)展，一大批從事油氣田開發(fā)的研究者借助于油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，建立了較為精細(xì)的油藏地質(zhì)模型，揭示了影響底水油藏開發(fā)的一些主要因素：單井產(chǎn)油量、儲(chǔ)層沉積韻律、垂向水平滲透率比、夾層大小及位置、邊底水能量、油水粘度比、井距、油井射開程度以及油水毛管壓力；并揭示了一般底水油層的開采機(jī)理與開發(fā)策略：主要是選擇射孔位置、控制打開程度與控制生產(chǎn)壓差?？傊?，對(duì)于底水油層的開發(fā)都是通過對(duì)臨界產(chǎn)量、射孔位置與射開程度、油藏地質(zhì)與開發(fā)特征、抑制水錐技術(shù)、油藏?cái)?shù)值模擬等各方面的綜合研究，最后確定相應(yīng)合理的針對(duì)該底水油層特點(diǎn)的開發(fā)策略與開發(fā)方案[12]。1.3研究內(nèi)容通過本課題的研究，主要完成以下研究內(nèi)容，達(dá)到工程技術(shù)指標(biāo)，為底水油田注采動(dòng)態(tài)及開發(fā)調(diào)整提供可靠的理論依據(jù)，實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定產(chǎn)量，提高原油采收率的目的。1．進(jìn)行油田試油、試采效果評(píng)價(jià)和總結(jié)；2．進(jìn)行油田注采動(dòng)態(tài)特征研究；3．進(jìn)行油田開發(fā)效果評(píng)價(jià)；4．利用模糊評(píng)價(jià)對(duì)油田進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。成人教育學(xué)院學(xué)生畢業(yè)設(shè)計(jì)（論文）第2章注采效果評(píng)價(jià)2.1試油產(chǎn)能綜合評(píng)價(jià)分析2.1.1試油產(chǎn)能和油井的穩(wěn)定產(chǎn)能的關(guān)系式根據(jù)滲流力學(xué)原理，可以得到試油產(chǎn)量與壓差之間的關(guān)系式，通過該關(guān)系式可以計(jì)算試油產(chǎn)量。但它與穩(wěn)定產(chǎn)量存在一定的差別，而且這種差別因不同的油層而異。開發(fā)實(shí)踐也表明，即使相同的地質(zhì)條件試油產(chǎn)量也遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于生產(chǎn)后的穩(wěn)定產(chǎn)量。產(chǎn)量計(jì)算公式為：（2-1）式中：——產(chǎn)油量；——滲透率；——壓差；——供給半徑；——井筒半徑；——表皮因子。從式（2-1）可以看出，試油階段與開發(fā)階段計(jì)算的產(chǎn)量存在以下幾點(diǎn)差異：（1）試油方式與生產(chǎn)方式的工作制度不同，即不同。一般試油條件下相對(duì)較大。（2）試油時(shí)間短，滲流半徑小，阻力?。欢a(chǎn)時(shí)間長，滲流阻力大。以上兩點(diǎn)差別決定了試油產(chǎn)量要大于生產(chǎn)后的相對(duì)穩(wěn)定產(chǎn)量。由于A油層滲透率更低，原始地層壓力更高，所以以上兩點(diǎn)差別更為突出。（3）油層條件不同。在同一開發(fā)區(qū)塊內(nèi)，試油井一般處在構(gòu)造的有利部位，其孔隙度、滲透率和油層厚度等條件一般要好于生產(chǎn)井。由于上述諸多因素的影響在實(shí)際測(cè)試過程中需要對(duì)試油產(chǎn)量進(jìn)行校正才能求得油井的穩(wěn)定產(chǎn)量。由式（2-1）得：（2-2）在一定的試油方式和一定油層條件下，式（2-2）右端可視為常數(shù)，即（2-3）式中：——比例常數(shù)；下角——開發(fā)；下角——試油。如果在一個(gè)開發(fā)區(qū)塊內(nèi)考慮厚度的變化，并且考慮到其它因素的影響，則有（2-4）式中：——斜率；——截距。2.1.2根據(jù)式（2-4），計(jì)算出了某底水油藏若干區(qū)塊不同條件下的比采油指數(shù)，結(jié)果見表2-1。表2-1各區(qū)塊試油基礎(chǔ)數(shù)據(jù)區(qū)塊層位m(td-1)MPaMPaMPa(t/MPamd)1A20.520.8021.034.3316.700.0612A19.321.9821.953.5418.410.0963B7.119.8014.489.884.600.6064B5.115.2414.605.579.030.3255B8.418.4020.5011.409.100.241為了確定式（2-4）的系數(shù)，選取某底水油藏若干區(qū)塊的資料進(jìn)行分析，各區(qū)塊均300m井網(wǎng)，反九點(diǎn)注水方式開發(fā)，其基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見表2-2表2-2各區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)階段基礎(chǔ)數(shù)據(jù)區(qū)塊層位m(td-1)MPaMPaMPa(t/MPamd)1A17.24.5015.201.4613.560.0192A11.25.3116.833.2713.560.0353B3.24.117.501.815.960.2264B4.15.6014.844.0110.830.1275B5.04.4713.305.8611.440.083對(duì)表2-1中數(shù)據(jù)回歸，見圖2-1，可得A油層產(chǎn)能計(jì)算公式為：（2-5）對(duì)表2-2中數(shù)據(jù)回歸，見圖2-2，可得B油層產(chǎn)能計(jì)算公式為：（2-6）應(yīng)用式（2-5）預(yù)測(cè)此底水油田A油層比采油指數(shù)為0.116，而油田開發(fā)實(shí)際比采油指數(shù)為0.127，相對(duì)誤差為8.66%，這說明預(yù)測(cè)結(jié)果是比較可靠的。圖2-1A油層與圖2-2B油層與關(guān)系曲線在石油開采過程中，人們最關(guān)心的是油井的供油能力。只有較準(zhǔn)確地知道了不同井底流壓下的產(chǎn)液量，才能進(jìn)行合理的舉升方式選擇和確定最優(yōu)的油井工作制度。對(duì)于非自噴井，為了節(jié)省試油費(fèi)用，常采用簡化試油工藝，而不采用射孔多流動(dòng)測(cè)試儀測(cè)試聯(lián)作工藝。試油時(shí)，采用降液面射孔工藝，并進(jìn)行井底壓力恢復(fù)測(cè)試。由于簡化試油工藝不能實(shí)現(xiàn)井下關(guān)開，因而，在壓力恢復(fù)過程中，油層不斷產(chǎn)出液體而進(jìn)入井筒。井底壓力隨時(shí)間的變化與油層供油能力有關(guān)，因此，根據(jù)壓力測(cè)試數(shù)據(jù)可以確定油井的生產(chǎn)指數(shù)和IPR曲線。2.1.根據(jù)Petrobras的觀點(diǎn)，油氣水三相流動(dòng)條件下的流入動(dòng)態(tài)關(guān)系IPR，按含水率取純油（含水率為零）IPR曲線和純水（含水率為100%）IPR曲線進(jìn)行加權(quán)計(jì)算。因此，Petrobras方法的關(guān)鍵是要知道產(chǎn)液指數(shù)。產(chǎn)液指數(shù)是指單位生產(chǎn)壓差下的日產(chǎn)液量：（2-7）式中：——日產(chǎn)液量，；——產(chǎn)液指數(shù)，；——地層壓力，；——井底流壓，。單相流條件下，油井IPR曲線為一直線，產(chǎn)液指數(shù)是一個(gè)定值；油氣兩相滲流條件下，產(chǎn)液指數(shù)隨流壓的降低而減小，產(chǎn)液指數(shù)可以應(yīng)用Vogel公式表示為：（2-8）式中：——最大日產(chǎn)液量，。對(duì)于油氣兩相滲流，為了應(yīng)用式（2-8）確定單相液流產(chǎn)液指數(shù)，可以應(yīng)用極限產(chǎn)液指數(shù)的概念。Standin在考慮了油藏中流體飽和度基本上是均勻的條件下，油井以非常小的生產(chǎn)壓差生產(chǎn)時(shí)的產(chǎn)液指數(shù)被定義為極限產(chǎn)液指數(shù)。因此，由式（2-8）可以得到極限產(chǎn)液指數(shù)為：（2-9）應(yīng)用極限產(chǎn)液指數(shù)，Vogel公式的壓差形式可寫成：（2-10）其中：。對(duì)于非自噴井，在液面恢復(fù)過程中國，油層產(chǎn)液量與井底壓力關(guān)系為：（2-11）其中：式中：——液面恢復(fù)期井筒存儲(chǔ)系數(shù)，；——流體地下密度，；——測(cè)試試管柱內(nèi)半徑，；——液面恢復(fù)時(shí)間，；。寫成壓差形式：（2-12）由式（2-10）=式（2-12），并積分得：（2-13）其中：，，為積分常數(shù)。如果時(shí)，。由式（2-13）可知，在半對(duì)數(shù)坐標(biāo)系下，不同時(shí)間的井底壓差或壓差函數(shù)與液面恢復(fù)時(shí)間呈線性關(guān)系，由該直線的斜率可以求得極限產(chǎn)液指數(shù)，即：（2-14）由（2-9）式可得Vogel公式的最大產(chǎn)液量：（2-15）根據(jù)極限產(chǎn)液指數(shù)定義可知，油井以非常小的生產(chǎn)壓差生產(chǎn)時(shí)，地層中流體流動(dòng)屬于單相液體滲流。所以，極限產(chǎn)液可以看作純水IPR曲線的產(chǎn)液指數(shù)。有了Vogel公式的最大產(chǎn)液量和純水IPR曲線的產(chǎn)液指數(shù)，就可以應(yīng)用Petrobras方法確定油氣水三相流動(dòng)條件下油井的IPR曲線[13]。2.2試采產(chǎn)能評(píng)價(jià)物質(zhì)平衡法計(jì)算單井控制儲(chǔ)量：（2-16）式中：——單井控制儲(chǔ)量，；——累積產(chǎn)液量，；——含油飽和度，無量綱；——原油密度，；——地層靜壓，；——試采后關(guān)井恢復(fù)外推地層壓力，；——綜合壓縮系數(shù)，。第3章油田主要?jiǎng)討B(tài)特征分析3.1油井產(chǎn)能分析和注水井吸水能力分析3.1.1采油指數(shù)是指單位壓差下油井的日產(chǎn)油量，代表油井的生產(chǎn)能力大小。值大說明油井生產(chǎn)能力強(qiáng)，反之生產(chǎn)能力弱。采油指數(shù)的關(guān)系式：（3-1）為了消除油層厚度因素，常用單位油層厚度的采油指數(shù)，即比采油指數(shù)（即米采油指數(shù)）。不同滲透率下的理論比采油指數(shù)和無因次采油指數(shù)隨含水的變化規(guī)律：（3-2）（3-3）式中：——油相滲透率，；——油相相對(duì)滲透率，；——水相相對(duì)滲透率，；——油層有效厚度，；，——原油粘度，地層水粘度，；，——供油半徑和井筒半徑，；，——原油體積系數(shù)，地層水體積系數(shù)；，——原油密度，地層水密度，；——采油指數(shù)，；——無因次采油指數(shù)，。小結(jié)：①比采油指數(shù)隨著含水上升而遞減，不同含水階段比采油指數(shù)遞減特點(diǎn)不同。含水在0~20%時(shí)，比采油指數(shù)隨含水率上升明顯下降；當(dāng)含水20%時(shí)，大于100的油層比采油指數(shù)下降到0.5含水20%~80%，比采油指數(shù)下降趨勢(shì)變緩；含水在80%~90%時(shí)，比采油指數(shù)下降趨勢(shì)持續(xù)變緩；進(jìn)入特高含水期，大于100的儲(chǔ)層比采油指數(shù)由0.05下降到0.01，50~100的儲(chǔ)層比采油指數(shù)由0.055下降到0.005，低于50的儲(chǔ)層比采油指數(shù)下降得更低。因此，滲透率高的儲(chǔ)層比采油指數(shù)始終高于滲透率低的儲(chǔ)層比采油指數(shù)，滲透率高的儲(chǔ)層比采油指數(shù)下降幅度一直大于滲透率低的儲(chǔ)層比采油指數(shù)下降幅度；②無因次采油指數(shù)隨著含水上升而下降，含水在0~20%時(shí)，無因次采油指數(shù)隨含水率上升明顯下降；含水20%~80%時(shí)，無因次采油指數(shù)下降速度降低，呈直線趨勢(shì)；進(jìn)入到特高含水時(shí)期，無因次采油指數(shù)值相差不大。3.1.2采采液指數(shù)是油井單位壓差下的日產(chǎn)液量，反映油井產(chǎn)液能力的大小。采液指數(shù)關(guān)系式為：（3-4）不同滲透率下的理論比采液指數(shù)和無因次采液指數(shù)隨含水的變化規(guī)律。無因次采液指數(shù)可表示為：（3-5）式中：——采液指數(shù)，；——無因次采液指數(shù)；其他符號(hào)同上。小結(jié)：無因次采液指數(shù)與含水率的變化存在一定的規(guī)律，隨著油井含水率上升，采液指數(shù)呈指數(shù)先下降后遞增；含水0~20%時(shí)，無因次采液指數(shù)隨含水的上升而下降幅度較大；含水達(dá)到50%時(shí)，儲(chǔ)層無因次采液指數(shù)的變化幅度較?。辉诤?0%~80%時(shí)，儲(chǔ)層采液指數(shù)逐漸上升，但幅度不大，進(jìn)入高含水、特高含水時(shí)期，采液指數(shù)采油明顯的上升趨勢(shì)。因此，為使油田保持穩(wěn)產(chǎn)，必須在高含水、特高含水時(shí)期要適時(shí)提液生產(chǎn)，穩(wěn)定油井產(chǎn)能。3.1.3吸水指數(shù)是指注水井單位壓差下的日注水量，反映注水能力的大小。吸水指數(shù)與含水指數(shù)經(jīng)驗(yàn)回歸形式：（3-6）式中：——截距；——斜率；——含水率，小數(shù)；——無因次吸水指數(shù)。理論無因次吸水指數(shù)公式：（3-7）式中：——?dú)堄嘤惋柡投认碌乃嘞鄬?duì)滲透率，；——束縛水飽和度下的油相相對(duì)滲透率，；其他符號(hào)意義同上。小結(jié)：（1）油層吸水能力隨含水上升而增加。隨著油井含水率上升，吸水指數(shù)呈指數(shù)遞增；（2）含水在0~50%時(shí)，吸水指數(shù)隨著含水率的上升增加較慢。含水在50%~80%，無因次吸水指數(shù)明顯上升，儲(chǔ)層吸水指數(shù)的變化幅度為0.2~0.5；含水達(dá)到80%~98%時(shí)，無因次吸水指數(shù)繼續(xù)增加，儲(chǔ)層吸水指數(shù)的變化幅度較大。在油田實(shí)際開發(fā)過程中，油層的吸水能力不僅與含水有關(guān)，還與地層壓力及注水壓差等因素有關(guān)。吸水指數(shù)隨著含水率的增加而逐漸增加，說明由于含水率的增加使得水相滲透增加，使得水的流度增加，水易于進(jìn)入地層。3.2產(chǎn)量遞減規(guī)律分析油田進(jìn)入中高含水期后，在生產(chǎn)壓差和井網(wǎng)條件基本不變的條件下，產(chǎn)量將按照一定的規(guī)律開始遞減，概括大量的礦場(chǎng)資料統(tǒng)計(jì)分析表明，油田產(chǎn)量遞減規(guī)律一般分成三種類型：指數(shù)遞減，調(diào)和遞減和雙曲遞減。1．指數(shù)遞減產(chǎn)量公式：（3-8）累積產(chǎn)量公式：（3-9）2．調(diào)和遞減產(chǎn)量公式：（3-10）累積產(chǎn)量公式：（3-11）3．雙曲遞減產(chǎn)量公式：（3-12）累積產(chǎn)量公式：（3-13）式中：——?dú)堄嘤惋柡投认碌乃嘞鄬?duì)滲透率，10-3μm2；——束縛水飽和度下的油相相對(duì)滲透率，10-3μm2；其他符號(hào)意義同上。3.3含水及含水上升率變化特征3.3.1含水率是油井日產(chǎn)水量與日產(chǎn)液量的比值。對(duì)于一個(gè)開發(fā)層系或油藏而言，所用的含水率是指油層生產(chǎn)的綜合含水率，其定義為評(píng)價(jià)開發(fā)區(qū)塊中各油井年產(chǎn)水量之和與年產(chǎn)液量之和的比值。研究和掌握油田含水的變化規(guī)律，適時(shí)采取措施控制含水上升率，對(duì)提高水驅(qū)采收率，改善油田注水開發(fā)效果是必要的。在實(shí)際的水驅(qū)開發(fā)過程中，由于原油粘度、油層性質(zhì)以及井網(wǎng)等諸多因素對(duì)油層的控制，使油田的含水變化受到很大影響。任何一個(gè)水驅(qū)油藏的含水和采出程度之間都存在一定的關(guān)系，這種關(guān)系可根據(jù)曲線的形態(tài)用不同的曲線形式來描述。如果在開發(fā)初期，能預(yù)先估計(jì)出油藏水驅(qū)含水率與采出程度的關(guān)系，就可能估計(jì)在主要開采階段中含水率與采出程度的變化狀況，通過油藏含水率隨采出程度的上升的趨勢(shì)，評(píng)價(jià)出這個(gè)油藏的最終采出程度。由于油田開發(fā)的過程是一個(gè)不斷調(diào)整和不斷完善的過程，油田開發(fā)的階段性和不可預(yù)見性使得各階段含水率與采出程度上升趨勢(shì)不斷改變，各階段所對(duì)應(yīng)的最終采出程度也是不相同。評(píng)價(jià)注水開發(fā)油田含水率與采出程度的方法較多，但主要用下面兩種比較實(shí)用的分析方法。計(jì)算方法一：應(yīng)用童憲章推導(dǎo)的半經(jīng)驗(yàn)公式確定注水開發(fā)油田的含水率與采出程度。（3-14）根據(jù)已知的具體油藏的實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)（含水率和采出程度），應(yīng)用公式（3-14）就可以計(jì)算出相應(yīng)油藏在目前開發(fā)模式下或水驅(qū)開發(fā)效果下的油田綜合含水率達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限含水率時(shí)的最終采出程度值。計(jì)算方法二：應(yīng)用張銳教授的油水粘度比確定注水開發(fā)油田含水率與采出程度。（3-15）其中：，式中：——含水率，小數(shù)；——采出程度，小數(shù)；——采出程度，小數(shù)；——油水粘度比。根據(jù)已知的具體油藏的實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)（含水率fw和采出程度R），應(yīng)用公式（3-15）就可以計(jì)算出油藏在目前開發(fā)模式下或水驅(qū)開發(fā)效果下的油田綜合含水率達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限含水率fwL時(shí)的最終采出程度值。眾所周知，注水開發(fā)油田的目前采出程度不但與油藏地質(zhì)條件和目前水驅(qū)開發(fā)效果有關(guān)，而且還與油藏的開發(fā)階段有關(guān)。為了能夠反映這一特征，特采用“由含水率與采出程度關(guān)系式預(yù)測(cè)出（或計(jì)算）油藏的最終采出程度”與“由油藏地質(zhì)特征參數(shù)評(píng)價(jià)出的油藏最終采出程度（油藏采收率）”的比值作為評(píng)價(jià)水驅(qū)開發(fā)效果在“含水率指標(biāo)”方面的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。為了敘述的方便，將這一比值稱為“采出程度比”，其相應(yīng)的計(jì)算表達(dá)式為：（3-16）從理論上講，采出程度比值一般是小于1的。但由于諸多原因使得個(gè)別油藏的采出程度比值大于1?？赡苁怯筒氐刭|(zhì)特征參數(shù)的偏差，使得由油藏地質(zhì)特征參數(shù)評(píng)價(jià)出的油藏最終采出程度（油藏采收率）偏??；可能是油藏生產(chǎn)動(dòng)態(tài)參數(shù)的偏差，使得由含水率與采出程度關(guān)系式預(yù)測(cè)出或目前開發(fā)技術(shù)水平可能達(dá)到的油藏最終采出程度偏大。采出程度比值的大小反映了目前水驅(qū)開發(fā)技術(shù)水平或水驅(qū)開發(fā)效果。采出程度比值越高，說明目前開發(fā)效果好，目前開發(fā)技術(shù)水平可能達(dá)到的最終采出程度越接近地質(zhì)評(píng)價(jià)得出的采出程度；相反，采出程度比值越小，說明目前開發(fā)效果差，目前開發(fā)技術(shù)水平可能達(dá)到的最終采出程度越小于地質(zhì)評(píng)價(jià)得出的采出程度。表3-1是評(píng)價(jià)采出程度比的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[14]。表3-1采出程度比評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)表評(píng)語差較差中等較好好<8085~8090~8595~90>953.3.2理論含水上升率定義為每采出1%的地質(zhì)儲(chǔ)量含水率上升的百分?jǐn)?shù)。這種關(guān)系可根據(jù)曲線的形態(tài)用不同的曲線形式來描述。而實(shí)際含水上升率實(shí)際可通過實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)整理得到。所以，實(shí)際含水上升率與理論含水上升率之差，則（3-17）（3-18）定義含水上升率評(píng)價(jià)系數(shù)為：（3-19）式中：——第i年對(duì)應(yīng)的實(shí)際含水上升率與理論含水上升率之差；——>0的點(diǎn)數(shù)；——<0的點(diǎn)數(shù)；——=0的點(diǎn)數(shù)。值越小，說明從若干年總體看來，實(shí)際含水上升率低于或接近理論含水上升率，開發(fā)效果好；反之，說明開發(fā)效果差。含水上升率的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)見表3-2。表3-2含水上升率評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)表評(píng)語好較好中等較差差含水上升率評(píng)價(jià)系數(shù)<-0.25-0.25~0.250.25~1.001.00~2.25>2.25總之，注水開發(fā)油田，含水率變化具有一定規(guī)律性，不同含水階段，含水上升速度不同。一般在中低含水期，隨含水上升，含水上升速度逐漸增大，高含水期，隨含水上升含水上升速度逐漸減緩。3.4油藏驅(qū)動(dòng)能量分析能量的保持水平和能量的利用程度地層能量的保持水平主要反映在地層壓力的保持程度及該地層水平壓力水平下是否滿足排液量的需要。合理的地層壓力水平不僅可以取得較高的采收率，而且降低了注水開發(fā)的難度。地層壓力高，要求高的注水壓力水平并且注水設(shè)備具有高的承壓能力，這使得注水工藝變得復(fù)雜；地層壓力低，雖然易于注水，但是當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫M(jìn)入溶解氣驅(qū)時(shí)，可能會(huì)使得原有采收率降低。一般認(rèn)為，當(dāng)?shù)貙訅毫_(dá)到某一水平時(shí)，再增加地層壓力對(duì)原有采收率影響不大。在該壓力水平下，既滿足排液的需求，又能滿足注水量的需要，該地層壓力屬于合理的壓力水平保持。根據(jù)地層壓力保持程度和提高排液量的需求，能量保持水平分為以下三類：一類：地層壓力為飽和地層壓力的85%以上，能滿足油井不斷提高排液量的需要，該壓力下不會(huì)造成油層脫氣；對(duì)于低飽和油藏，原油物性隨壓力下降變化不大，具有低的生產(chǎn)氣油比，地層壓力保持程度主要以滿足油井排液量的需要；二類：地層壓力下降雖未造成油層脫氣，但不能滿足油井提高排液量的需要；三類：地層壓力的下降既造成了油層脫氣，也不能滿足油井提高排液量的需要。當(dāng)?shù)貙訅毫Ρ３殖潭忍幱诘谝环N情況，能量保持水平處于好的狀態(tài)。當(dāng)?shù)貙訅毫Ρ３殖潭忍幱诘诙N情況，能量保持水平處于中等。當(dāng)?shù)貙訅毫Ρ３殖潭忍幱诘谌N情況，能量保持水平差。地層能量的利用程度是指人們?cè)谟吞镩_發(fā)過程中對(duì)天然能量和人工注入水能量的利用程度。油藏的天然能量是指在成藏過程中形成的彈性能量，熔接器能量，氣頂能量，邊、底水能量和重力能量等。國內(nèi)外油藏開發(fā)的實(shí)踐證明，對(duì)于天然能量充足的油藏，合理利用天然能量其開發(fā)效果最好，采收率高。對(duì)于天然能量不充足的油藏，采用溶解氣驅(qū)開發(fā)效果最差，采收率低。因此，注水開發(fā)過程中，在使地層壓力處于合理的保持水平的前提下，充分利用地層能量可使得開發(fā)效果得到較好的改善。油田對(duì)天然能量的利用程度的衡量主要是通過幽靜的平均生產(chǎn)壓差的大小反映。其評(píng)價(jià)主要分為以下三類：（1）油井的平均生產(chǎn)壓差逐年增大；（2）油井的平均生產(chǎn)壓差逐年基本穩(wěn)定（10%以內(nèi)）；（3）油井的平均生產(chǎn)壓差逐年減小。對(duì)于第一種情況，如果地層壓力處于合理的地層壓力保持水平之上，可以降低地層壓力，減小生產(chǎn)流壓使得地層能量得到發(fā)揮，有利于提高采收率。如果地層壓力處于合理地層壓力保持水平之下，油井的平均生產(chǎn)壓差逐年增大將使得開發(fā)效果變大，有可能降低了采收率。對(duì)于第二種情況，如果地層壓力處于合理的地層能量相反還會(huì)增加注水開發(fā)成本，達(dá)到相同采收率下具有較高的技術(shù)與經(jīng)濟(jì)負(fù)擔(dān)。如果地層壓力處于合理地層壓力保持水平，油井的平均生產(chǎn)壓差逐年基本穩(wěn)定，是有利于提高注水開發(fā)效果。對(duì)于第三種情況，油井的平均生產(chǎn)壓差逐年減小，說明開發(fā)過程中對(duì)天然能量的利用是在降低，該情況說明油藏天然或人工注入水能量已經(jīng)不充足，地層能量需要得到補(bǔ)充。3.5儲(chǔ)層注采井網(wǎng)系統(tǒng)性評(píng)價(jià)一個(gè)油藏在某一開發(fā)時(shí)期的實(shí)際水驅(qū)開采效果不僅取決于油藏自身的基礎(chǔ)地質(zhì)條件，而且還與開發(fā)人員的技術(shù)水平和不同的人為控制因素（開發(fā)層系的劃分、井網(wǎng)密度、注采井網(wǎng)布置、注采強(qiáng)度、開發(fā)方式、開采速度等）相關(guān)。1．開發(fā)層系的劃分開發(fā)層系劃分即把一些性質(zhì)相近、特征相似的同一水動(dòng)力學(xué)中的小油層組合在一起，采用與其相應(yīng)的同一注水方式、井網(wǎng)和工作制度對(duì)其進(jìn)行開發(fā)，以減少層間干擾，提高注水縱向上波及系數(shù)及采收率，并以此為基礎(chǔ)，進(jìn)行生產(chǎn)規(guī)劃、動(dòng)態(tài)分析和調(diào)整。為了較好的評(píng)價(jià)“開發(fā)層系劃分”的合理性，可從以下幾個(gè)指標(biāo)進(jìn)行分析：單井控制有效厚度H。、隔層的穩(wěn)定性、滲透率比值K、壓力比值K。。2．合理注水時(shí)機(jī)合理注水時(shí)機(jī)指油田為了在天然能量不足的狀況下，要保持油田高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)，取得較高采收率，而采取向油藏中注水以補(bǔ)充能量的最佳時(shí)機(jī)。對(duì)于合理注水時(shí)機(jī)的確定，將從地層壓力對(duì)原油物性（主要是粘度產(chǎn)Po）的影響程度、油藏的天然能量值R。，以及油藏壓力水平凡等幾個(gè)指標(biāo)進(jìn)行分析。3．注水方式及注采結(jié)構(gòu)確定一個(gè)油藏的注水方式，必須根據(jù)油田的實(shí)際開發(fā)情況，以確保油層受到充分的注水效果，實(shí)現(xiàn)合理的注采強(qiáng)度，以達(dá)到提高采收率的目的。對(duì)于一個(gè)具體的油藏而言，注水方式的適應(yīng)性主要體現(xiàn)在注采結(jié)構(gòu)的適應(yīng)性。對(duì)于注水方式和注采結(jié)構(gòu)適應(yīng)性，應(yīng)從平面和縱向上總體考慮。為此可從以下指標(biāo)分析：水驅(qū)面積波及系數(shù)Ep、有效厚度射開率He、射開厚度有效率N。、注采比Z（其中有包括注水利用率C、注入水水驅(qū)指數(shù)S。、油層盈余率R、地層壓力維持程度凡、產(chǎn)液剖面變異系數(shù)凡、吸水剖面非均值系數(shù)K。)、見效井?dāng)?shù)百分比B，等。4．開發(fā)速度油藏的可采儲(chǔ)量開發(fā)速度指一年內(nèi)采出可采儲(chǔ)量的百分比，它是影響注水開發(fā)油田水驅(qū)開發(fā)效果的極為重要的人為控制因素。對(duì)于開發(fā)速度的分析從穩(wěn)產(chǎn)期、采出程度壓降值夕/R、地層壓力維持程度等指標(biāo)評(píng)價(jià)。5．老井措施有效率老井措施有效率包括老井措施率C，和措施井有效率C：兩個(gè)指標(biāo)。其中老井措施率是指某一年內(nèi)老井中的所有措施井的井?dāng)?shù)與全油藏的老井總數(shù)之比。措施井有效率是指某一年時(shí)間內(nèi)老井中的所有措施井中的措施有效井?dāng)?shù)與全油藏老井中的所有措施井?dāng)?shù)之比。第4章單指標(biāo)開發(fā)效果評(píng)價(jià)4.1基礎(chǔ)井網(wǎng)適應(yīng)性評(píng)價(jià)井網(wǎng)適應(yīng)性研究包括井網(wǎng)密度、井距和注采井?dāng)?shù)比（油水井?dāng)?shù)比）方面的工作。經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度，即能取得最好效益的井網(wǎng)密度，從減少投資的角度要求盡量少鉆井。但如果井網(wǎng)太稀，井距太大，油井很難見到注水效果，開發(fā)效果差，采油速度和采收率都很低，甚至油田生產(chǎn)會(huì)進(jìn)入半停頓癱瘓狀態(tài)。4.1.1．合理井網(wǎng)密度合理選擇井網(wǎng)密度一直是油田開發(fā)中的一個(gè)重要的問題，一般應(yīng)以最少的井?dāng)?shù)能獲得最大的最終采出油量及最佳的經(jīng)濟(jì)效益為目標(biāo)進(jìn)行選擇[15]。根據(jù)前蘇聯(lián)學(xué)者謝爾卡喬夫研究，最終采收率ER與井網(wǎng)密度S具有如下關(guān)系：（4-1）（4-2）式中：ED——水驅(qū)油效率；ER——最終采收率；S——井網(wǎng)密度，km2/口；a——井網(wǎng)密度常數(shù)（井網(wǎng)指數(shù)），決定于油層連通性、水油流度比、非均質(zhì)特征。經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度公式：（4-3）式中：N——地質(zhì)儲(chǔ)量，104t；Vo——評(píng)價(jià)期可采儲(chǔ)量年平均采油速度；P——噸油操作成本，元/t；T——投資回收期，年；C——原油商品率；r——貸款利率。2．極限井網(wǎng)密度對(duì)于注水開發(fā)的油田，井距愈小，開發(fā)效益愈好，最終采收率愈高，但井網(wǎng)太密，鉆井過多，會(huì)使經(jīng)濟(jì)效益變差。因而在選擇、確定井網(wǎng)密度時(shí)，必須確定一個(gè)極限井網(wǎng)密度，進(jìn)行經(jīng)濟(jì)效益分析評(píng)價(jià)。單井平均日產(chǎn)油量的經(jīng)濟(jì)極限計(jì)算公式如下：（4-4）經(jīng)濟(jì)極限單井可采儲(chǔ)量等于評(píng)價(jià)期內(nèi)的經(jīng)濟(jì)極限單井日產(chǎn)油累產(chǎn)量與該期的可采儲(chǔ)量采出程度的比值：（4-5）有了經(jīng)濟(jì)極限的單井控制可采儲(chǔ)量，不難算出經(jīng)濟(jì)極限的單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量：（4-6）經(jīng)濟(jì)極限的井網(wǎng)密度可以用單位面積的地質(zhì)儲(chǔ)量除以經(jīng)濟(jì)極限的單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量得出：（4-7）式中：——經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度，口/km2；do——原油商品率，小數(shù)；P——原油銷售價(jià)格，元/t；O——原油成本，元/t；N——原油地質(zhì)儲(chǔ)量，104t；ER——原油采收率，小數(shù)；ID——單井鉆井投資，104元/井；IB——單井地而投資，104元/井；R——貸款利率，小數(shù)；T——開發(fā)評(píng)價(jià)年限，a；A——含油面積，km2；i——采油時(shí)率，小數(shù)；——油井系數(shù)，小數(shù)；Wi——開發(fā)評(píng)價(jià)期內(nèi)可采儲(chǔ)量采出程度，小數(shù)。由上式可以看出，油田開發(fā)的經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度與儲(chǔ)量豐度、原油采收率、原油商品率和每噸原油的毛收入成正比，與單井鉆井、建設(shè)投資和貸款利率的開發(fā)評(píng)價(jià)時(shí)間之半次方成正比。要想增加井網(wǎng)密度，就必須增加原油的商品率和每噸原油的毛收入，降低單井鉆井、建設(shè)投資和貸款利率。4.1.2極限井距及在確定出極限井網(wǎng)密度和合理井網(wǎng)密度后，就能夠利用下面公式計(jì)算出相應(yīng)的井距，即（4-8）（4-9）4.1.3油田開發(fā)實(shí)踐證明，合理的注采井?dāng)?shù)比可近似等于流度比的平方根（4-10）（4-11）式中：M——流度比；——含油飽和度為Sw時(shí)水相相對(duì)滲透率；——束縛水飽和度時(shí)油相相對(duì)滲透率。4.2井網(wǎng)控制狀況評(píng)價(jià)油砂體在大井排距井網(wǎng)下開采，儲(chǔ)量動(dòng)用不充分，開發(fā)效果較差，剩余油較多，開采的油層注采對(duì)應(yīng)率低，油層動(dòng)用狀況較差，破壞了區(qū)內(nèi)注采關(guān)系的完善性，影響了開發(fā)效果。為了解決上述問題，需要從理論上評(píng)價(jià)目前井網(wǎng)的儲(chǔ)量控制程度?，F(xiàn)有井網(wǎng)條件下與注水井連通的采油井射開有效厚度與采油井射開總有效厚度之比值稱為水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度，是注入水體積波及系數(shù)的一個(gè)反映，其大小不僅受地質(zhì)因素的影響，而且受到布井方式、開發(fā)井網(wǎng)等人為控制因素的影響[16]。對(duì)于連通性好的油砂體，油水井連通程度高的油田可用水驅(qū)控制程度與井網(wǎng)密度之間相互關(guān)系的經(jīng)驗(yàn)公式：（4-12）（4-13）式中：——水驅(qū)控制程度，小數(shù)；s——井網(wǎng)密度，口/km2。單個(gè)開發(fā)單元（油藏或區(qū)塊）的水驅(qū)控制程度值總是小于1的。值越大，表明水驅(qū)控制程度越高，則油藏水驅(qū)開發(fā)效果越好，反之油藏水驅(qū)開發(fā)效果較差。國內(nèi)外注水開發(fā)油田的開發(fā)實(shí)踐證明，開發(fā)效果較好的油田，其水驅(qū)控制程度均大于80%。4.3儲(chǔ)量動(dòng)用狀況分析水驅(qū)動(dòng)用能量程度是按年度所有測(cè)試水井的吸水剖面資料計(jì)算，即總的吸水厚度與注水井總射開連通厚度比值，或總產(chǎn)液厚度與油井總射開厚度之比值。該水驅(qū)儲(chǔ)量程度認(rèn)為只要注水層位吸水或生產(chǎn)層位產(chǎn)液，就認(rèn)為該層位儲(chǔ)量已全部動(dòng)用。該指標(biāo)的定義是對(duì)水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度的粗略的估計(jì)，沒有考慮開發(fā)層系內(nèi)的非均質(zhì)性及層間相互影響（如：注入水的竄流）。因此，從實(shí)際的水驅(qū)開發(fā)效果角度分析，我們認(rèn)為水驅(qū)動(dòng)量程度是水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量與地質(zhì)儲(chǔ)量的比值。儲(chǔ)量動(dòng)用程度一般隨油田開發(fā)程度的加深而不斷增加的。開發(fā)初期的儲(chǔ)量動(dòng)用程度增加幅度較大，是因?yàn)樯a(chǎn)規(guī)模在不斷擴(kuò)大、生產(chǎn)的原油也主要來自易開采區(qū)的原油；而開發(fā)后期儲(chǔ)量動(dòng)用程度也會(huì)有所增大，是因?yàn)樗龃蟮膬?chǔ)量動(dòng)用程度來自于難開采區(qū)?？刹蓛?chǔ)量一般不會(huì)隨儲(chǔ)量動(dòng)用程度增大而成比例提高。雖然二者不是以線性成比例增長，但儲(chǔ)量動(dòng)用程度越高，可采儲(chǔ)量也就越大。儲(chǔ)量動(dòng)用程度的計(jì)算方法可以采用新丙型水驅(qū)特征曲線方法確定。新丙型水驅(qū)特征曲線的數(shù)學(xué)表達(dá)式為：（4-14）（4-15）（4-16）式中：WP——累積產(chǎn)水量，104t；NP——累積產(chǎn)油量，104t；NOM——水驅(qū)控制儲(chǔ)量（可動(dòng)油儲(chǔ)量），104t；N——地質(zhì)儲(chǔ)量，104t；Rgm——由油藏地質(zhì)特征參數(shù)評(píng)價(jià)出的油藏最終采出程度，小數(shù)；ROM——儲(chǔ)量動(dòng)用程度，小數(shù)。從理論上講，引用公式（4-16）計(jì)算出的儲(chǔ)量動(dòng)用程度值應(yīng)小于1。但由于在實(shí)際的地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算過程中，因?yàn)橹T多原因致使地質(zhì)儲(chǔ)量偏小，進(jìn)而致使值可能大于1。儲(chǔ)量動(dòng)用程度值的大小直接反映注水開發(fā)油田的水驅(qū)開發(fā)效果。若儲(chǔ)量動(dòng)用程度值越大，則注水開發(fā)油田的水驅(qū)開發(fā)效果越好；反之，若儲(chǔ)量動(dòng)用程度值越小，則注水開發(fā)油田的水驅(qū)開發(fā)效果越差。表4-1是水驅(qū)開發(fā)底水油藏儲(chǔ)量動(dòng)用程度的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。表4-1儲(chǔ)量動(dòng)用程度的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)等級(jí)好較好中等較差差（%）>8075~8070~7565~70<654.4存水率存水率是評(píng)價(jià)注水開發(fā)油田開發(fā)效果的一項(xiàng)重要指標(biāo)。油田開發(fā)過程中，隨著原油采出量的增加，綜合含水率不斷上升，注入水則不斷被采出，含水率越高，排水量越大，地下存水率越小，階段水驅(qū)油的效果變差。因此可利用地下存水率的大小評(píng)價(jià)其開發(fā)效果的好壞。存水率分為累積存水率與階段存水率。累積存水率是指累積注水量與累積采水量之差和累積注水量之比（或未采出的累積注水量與累積注水量之比），通常人們也把累積存水率就稱為存水率。它是衡量注入水利用率的指標(biāo)，也是衡量油藏水驅(qū)開發(fā)效果的重要指標(biāo)[17]。累積存水率的計(jì)算表達(dá)式為：（4-17）式中：——累計(jì)注水量，m3；——累計(jì)水侵量，m3；——累計(jì)采水量，m3；——水的體積系數(shù)，小數(shù)。階段存水率是指階段注水量與階段采水量之差和階段注水量之比（或未采出的階段注水量與階段注水量之比）。它是衡量某一階段注入水利用率的指標(biāo)，也是衡量階段注水開發(fā)油田水驅(qū)開發(fā)效果的指標(biāo)，階段存水率越高，該階段注入水的利用率越高，該階段水驅(qū)開發(fā)效果也就越高。階段存水率的計(jì)算表達(dá)式為：（4-18）式中：——地下存水量；——階段注水量，；——階段采出量，。注水油田存水率標(biāo)準(zhǔn)曲線確定方法，首先根據(jù)公式（4-18）（4-19）式中：——階段采油量，；——原油換算系數(shù)；——注采比。無因次注入曲線和無因次采出曲線：（4-20）（4-21）將式（4-20）和（4-21）代入式（4-19）式，整理后可得到（4-22）或（4-23）式中：——排水率，小數(shù)；——采出程度，%；——存水率；——累計(jì)采水量，；——累計(jì)注水量，；，——水驅(qū)采收率；——存水率統(tǒng)計(jì)常數(shù)。不同類型注水開發(fā)油田，在相同開發(fā)階段（采出可采儲(chǔ)量相同），存水率的大小主要受油水粘度比影響，油水粘度比越大，存水率越小。由大量油田資料回歸出，與其油水粘度比的相關(guān)公式（相關(guān)系數(shù)分別為0.9992，0.9968），回歸結(jié)果為：(4-24)(4-25)整理得(4-26)上式為確定關(guān)系曲線的經(jīng)驗(yàn)公式，應(yīng)用范圍為0.15~0.85。由上式可以看出，同類型油田，在某一采出程度下，存水率越大，則水驅(qū)采收率越高，開發(fā)效果越好。由于油田開發(fā)中的地質(zhì)因素的非均質(zhì)因素以及人為開發(fā)的影響，使得“實(shí)際存水率和采出程度曲線”與“理論存水率和采出程度曲線”的曲線形態(tài)不一致，從該特征可以反映出注水開發(fā)效果的好壞。特采用“實(shí)際存水率與采出程度關(guān)系”與“以油藏地質(zhì)特征參數(shù)評(píng)價(jià)出的油藏最終采出程度為基礎(chǔ)的理論存水率與采出程度關(guān)系”進(jìn)行對(duì)比分析，可以評(píng)價(jià)油田存水率是否正常，以評(píng)價(jià)水驅(qū)開發(fā)效果。4.5水驅(qū)指數(shù)水驅(qū)指數(shù)是指油田、區(qū)塊或開發(fā)層系注入水地下存水量與累積產(chǎn)油量地下體積之比，用公式表示為：（4-27）式中：——水驅(qū)指數(shù)，；——累積注水量，；——累積產(chǎn)水量，或；——累積產(chǎn)油量，；——原油體積系數(shù)，；——地面原油密度，。水驅(qū)指數(shù)能夠直觀地反映注水利用率，該指標(biāo)可判斷油田采取的各種措施取得的效果。圖4-1Ⅷ-Ⅸ水驅(qū)指數(shù)Rwo-R關(guān)系圖由圖4-1中Ⅷ-Ⅸ水驅(qū)指數(shù)Rwo-R關(guān)系可以看出，開發(fā)初期水驅(qū)指數(shù)較低，采出程度到達(dá)5%附近后，曲線斜率明顯下降至一定值，采出程度到達(dá)20%后，曲線斜率進(jìn)一步下降，采出程度上升較快，說明油田采取的各種措施取得了預(yù)期的效果，但采出程度到達(dá)25%后，曲線斜率開始上升，說明措施效果期已過，應(yīng)進(jìn)一步加強(qiáng)防水、堵水工作。4.6耗水比耗水比是油藏某一階段的注水量與該階段產(chǎn)出油量的地下體積之比，即指每采出1t原油所消耗的注水量。實(shí)際階段耗水比為：（4-28）式中：——累計(jì)耗水比；其他符號(hào)說明同上。圖4-2耗水比與采出程度的關(guān)系曲線目前，實(shí)際累計(jì)耗水比與采出程度存在關(guān)系：λlw=1.8195Ln（ER）+0.875，相關(guān)系數(shù)0.9992，注水開發(fā)實(shí)際耗水比增加速度越來越高，表現(xiàn)的增長速度較快，表明注水利用率較低，開發(fā)效果不理想（圖4-2）。第5章開發(fā)效果綜合評(píng)價(jià)5.1基本原理模糊綜合評(píng)判法就是應(yīng)用模糊變換原理和最大隸屬度原則，考慮與評(píng)價(jià)事物相關(guān)的各個(gè)因素，進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。該方法是建立在模糊數(shù)學(xué)基礎(chǔ)上的一種模糊線性變換，優(yōu)點(diǎn)是將評(píng)判中有關(guān)的模糊概念用模糊集合表示，以模糊概念的形式直接進(jìn)入評(píng)判的運(yùn)算過程，通過模糊變換得出一個(gè)對(duì)模糊集合的評(píng)價(jià)結(jié)果[18]。5.2評(píng)判步驟影響油田開發(fā)狀況的因素有很多，在這些因素構(gòu)成的指標(biāo)體系中，各個(gè)因素之間關(guān)系復(fù)雜，甚至有些因素對(duì)開發(fā)效果的影響程度不能給予精確評(píng)價(jià)，而且每種因素的評(píng)判結(jié)果并不十分確切，針對(duì)這種模糊性，采用模糊數(shù)學(xué)的方法將影響油藏開發(fā)狀況各因素中的一些定性的描述加以定量化，使評(píng)價(jià)的因素更全面，評(píng)價(jià)結(jié)果更可靠。5.2.1利用模糊綜合評(píng)判法對(duì)油藏開發(fā)狀況進(jìn)行綜合評(píng)判，其主要步驟見圖5-1。圖5-1單級(jí)模糊綜合評(píng)判流程圖5.2.2開發(fā)經(jīng)驗(yàn)表明，油藏開發(fā)效果不但與油層物性、原油物性、巖石物性以及驅(qū)動(dòng)類型等油藏地質(zhì)條件有關(guān)，也與開發(fā)層系劃分、井網(wǎng)部署、采油工藝水平以及開發(fā)調(diào)整等人為因素有關(guān)。油田開發(fā)狀況評(píng)判對(duì)象包括以下內(nèi)容：水驅(qū)難易程度的評(píng)價(jià)，主要影響因素為儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)、儲(chǔ)層對(duì)注入水敏感性、砂體分布狀況、儲(chǔ)層流體性質(zhì)等；水驅(qū)均勻程度評(píng)價(jià)，主要影響因素為微觀非均質(zhì)性、宏觀非均質(zhì)性、儲(chǔ)層流體性質(zhì)等；水驅(qū)開發(fā)效果評(píng)價(jià)，主要影響因素為開發(fā)層系劃分的合理程度、井網(wǎng)部署的合理性、注水時(shí)機(jī)的選擇、注入水對(duì)原油的驅(qū)動(dòng)效率、開采生產(chǎn)狀況等。5.2.3評(píng)判矩陣影響評(píng)價(jià)結(jié)果的因素構(gòu)成的集合稱為因素集，記作；根據(jù)第i個(gè)因素對(duì)評(píng)價(jià)對(duì)象做出的評(píng)價(jià)稱作單因素評(píng)價(jià)，記作，這種單因素評(píng)價(jià)只能反映事物的一方面，無法反應(yīng)總體情況，但n個(gè)因素便有n個(gè)單因素評(píng)價(jià)向量，它們的組合就是評(píng)判矩陣。對(duì)應(yīng)于不同評(píng)語的因素評(píng)價(jià)矩陣見表5-1。表5-1評(píng)語對(duì)應(yīng)的因素評(píng)價(jià)矩陣評(píng)語因素評(píng)價(jià)矩陣好0.82，0.17，0.01，0.00，0.00較好0.17，0.67，0.14，0.02，0.00中等0.02，0.28，0.40，0.28，0.02較差0.00，0.02，0.14，0.67，0.17差0.00，0.00，0.01，0.17，0.825.2.4權(quán)重集（權(quán)向量）的確定對(duì)每個(gè)評(píng)價(jià)因素確定一個(gè)，表明對(duì)評(píng)價(jià)結(jié)果的重要程度，由全部組成的集合X稱作權(quán)重集或權(quán)向量。然后通過模糊變換，將各單因素綜合成一個(gè)評(píng)價(jià)結(jié)果：。利用層次分析法確定權(quán)向量X。層次分析法是一種對(duì)非定量事件分析的簡便方法，能夠?qū)⑷藗兊闹饔^判斷轉(zhuǎn)化成一定形式的客觀表述。首先確定綜合判斷的因素，然后用如下的方法構(gòu)造判斷矩陣，其中反映兩個(gè)因素之間的關(guān)系比較判斷定量化程度。確定判斷矩陣P后，計(jì)算其最大特征根及其對(duì)應(yīng)的特征向量，該特征向量即為各評(píng)價(jià)因素重要性的順序，也就是各評(píng)價(jià)因素權(quán)重系數(shù)。對(duì)得出的評(píng)價(jià)矩陣P，利用乘冪法求判斷矩陣的最大特征值及對(duì)應(yīng)的特征向量。5.3實(shí)例分析某底水油藏構(gòu)造簡單，地層平緩，具有油藏埋藏深，含油井段長，油層多，儲(chǔ)層物性差，滲透率低，層間非均質(zhì)嚴(yán)重，異常高溫、高壓的特點(diǎn)。自1987年投入開發(fā)以來，先后進(jìn)行了整體壓裂改造，氣舉提液，分注合采等調(diào)整措施，但隨著油藏的全面見水，加之油藏自身的特性及開采工藝技術(shù)適應(yīng)性差，油藏層間矛盾加劇，水驅(qū)動(dòng)用程度低，開發(fā)效果變差。根據(jù)模糊評(píng)判法對(duì)其水驅(qū)開發(fā)狀況進(jìn)行評(píng)價(jià)，通過模糊計(jì)算，對(duì)此底水油藏水驅(qū)開發(fā)狀況進(jìn)行評(píng)價(jià)。水驅(qū)難易程度評(píng)價(jià)要素見表5-2，評(píng)價(jià)結(jié)果矩陣為（0.040,0.273,0.276,0.326,0.085），其最大隸屬度為0.326。根據(jù)最大隸屬度原則，分析結(jié)果為：此底水油藏水驅(qū)難易程度屬于中等偏差的范圍，油藏的原油物性和儲(chǔ)層的敏感性是水驅(qū)的有利因素，使得水驅(qū)開發(fā)成為可能，但由于儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)較差和含油砂體分布非均質(zhì)性較強(qiáng)，增加了水驅(qū)的難度。表5-2油藏水驅(qū)難易程度分析評(píng)價(jià)要素評(píng)價(jià)內(nèi)容權(quán)重影響因素?cái)?shù)值評(píng)語權(quán)重因素評(píng)價(jià)矩陣退汞效率20%中等0.005孔隙0.209排驅(qū)壓力0.32差0.190.00，0.03，0.13，0.56，0.29飽和中值壓力0.75較差0.52喉道均質(zhì)系數(shù)4.2較差0.24敏感性0.382水敏程度0.52中等0.670.02，0.28，0.40，0.28，0.02速敏程度0.47中等0.33砂體分布0.152有效砂巖分布30%中等1.000.02，0.28，0.40，0.28，0.02流體性質(zhì)0.257油水粘度比2.22較好0.670.11，0.46，0.14，0.23，0.06含蠟量18.7%較差0.33水驅(qū)均勻程度評(píng)價(jià)要素見表5-3，評(píng)價(jià)結(jié)果矩陣為（0.022,0.134,0.158,0.398,0.288），其最大隸屬度為0.98。根據(jù)最大隸屬度原則，分析結(jié)果為：此底水油藏水驅(qū)均勻程度屬于偏差不均勻的范圍，油藏的地下原油物性是水驅(qū)油均勻推進(jìn)的有利因素，但由于油藏儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)和宏觀非均質(zhì)的影響，油層注入水突進(jìn)嚴(yán)重，導(dǎo)致油藏注水利用率低，整個(gè)區(qū)塊的水驅(qū)均勻程度差。表5-3油藏水驅(qū)開發(fā)狀況分析評(píng)價(jià)要素評(píng)價(jià)內(nèi)容權(quán)重影響因素?cái)?shù)值評(píng)語權(quán)重因素評(píng)價(jià)矩陣微觀非喉道均質(zhì)系數(shù)4.2較差0.12均質(zhì)性0.258孔喉分選系數(shù)2.58中等0.270.01，0.19，0.21，0.56，0.13儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)較差0.61宏觀非層內(nèi)非均質(zhì)性中等~弱中等0.20均質(zhì)性0.637層間非均質(zhì)性嚴(yán)重差0.400.00，0.06，0.14，0.39，0.40平面非均質(zhì)性中等~強(qiáng)較差0.40流體性質(zhì)0.105油水粘度比2.22較好1.000.17，0.67，0.14，0.02，0.00水驅(qū)開發(fā)效果評(píng)價(jià)要素見表5-4，評(píng)價(jià)結(jié)果矩陣為（0.044,0.235,0.181,0.291,0.249），其最大