【7A文】油藏动态分析与动态预测方法.ppt

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油田动态分析和动态预测方法 为什么进行油藏的动态分析？目的：方法：理论方法：B-L方法、物质平衡、数值模拟、渗流力学经验方法：产量变化规律、含水变化、采收率计算……步骤：历史拟合动态预测校正完善研究掌握油藏的动态变化规律；寻找影响油田动态变化的因素，为开发调整提供依据和方法。 油藏动态分析的三个阶段：历史拟合：利用已生产的开发资料，再现油田已开发的历程；动态预测：将拟合建立的动态描述方法用于规划和预报以后的生产，并对调整措施提供帮助；校正和完善：将预测指标和实际生产资料进行对比，校正和完善动态变化规律。 一、采油过程中油层性质的变化油田投入开发后，特别是在注水开发作用下，储集层的物理性质将发生一定的变化，诸如岩石表面润湿性的转变，岩石孔隙结构及流体性质的变化，以及油层温度、压力场的分布等，这些物理性质的变化，控制着油水的运动规律和剩余油的分布状态，研究这些变化对正确制定高含水期开采技术，方案调整及提高最终采收率，都有普遍的指导意义。1、油层岩石表面润湿性的变化影响润湿性的因素主要有：岩石矿物成份，岩石表面的光滑度，油水性质的差异及流体饱和度等。在开发过程中随着地层含水饱和度的增加油藏岩石逐渐由亲油向亲水转变，或者说其亲水性在逐渐增加，这对于油田开发应该说是比较有利的。油藏动态变化的特征 2、油层孔隙结构的变化在注水开发过程中大多数地层由于注水的冲刷，岩石孔隙间的粘土矿物，胶结物被部分带出，使岩石表面变得干净，部分喉道被打开，迂回度降低，结构系数减少，岩石渗透率增加。这一方面使K值增加，部分死孔隙打开，有利于改善开发效果，但另一方面出砂现象严重，影响油田正常生产。对部分油藏由于粘土遇水膨胀，在注水开发过程中，使部分活喉道可能会变成死油道，一方面降低产能，另一方面还会降低采收率。 3、油层温度的变化对注水开发油田，其油层温度在一定范围一定程度上会有所下降，从而影响开发效果。（1）改变了地层原油和水的粘度及其粘度比。（2）改变了岩石的选择润湿性，同时也改变了油水相对渗透率和残余油饱和度。（3）改变了原油的流变学性质，如原油发生流动的初始压力梯度。4、油层压力的变化油田开发过程中油层平均压力的变化与累积注采比的变化是相关一致的，它符合物质平衡方程（宏观）。但其平面和纵向的分布特征是具有一定规律的，它也取决于平面、纵向的注采对应关系和相应的注采强度。 二、开发过程中油水分布规律油田开发过程中，油、水在油层中的运动是驱动力、重力、毛管力和粘滞力共同作用的结果，但由于油田地质特征的不同，主要是油层非均质的不同，各种力的作用程度就有差别，因此，各种不同类型油层的油水分布特征也不同。1、油层内部纵向上油水分布特点（1）正韵律油层底部水淹型、水淹厚度小。（2）反韵律油层，水淹厚度大，开采效果好。（3）复合韵律均匀层，水淹厚度较大，开发效果比较好。2、 油层平面上的油水分布受岩性，注采强度，注采井网类型和方式，断层及生产历史等诸多因素影响。3、层间油水分布特征注采对应状况，渗透率级差及分注率等因素控制。 1、油井生产能力的变化规律（1）采油指数的变化以平面径向流为例，其采油指数表达式为：开发过程中↓,↑,故↓，同时油井作业措施也会改变值，比如压裂酸化可使增加（为负值）（2）采液指数变化规律其数学表达式为：有的区块无因次采液指数是递增的，但有的区块会出现无因次采液指数先下降后上升的变化特点，这样当无因次采液指数下降到一定值以后就必须采取提液措施，以增大生产压差来祢补产能下降的不足，使油田产量不致于下降太厉害。三、主要开发指标的变化规律 2、含水上升规律根据童宪章院士导出的水驱曲线，公式：可得任何油田的含水率总体上都呈上升趋势的，且与采出程度间呈一定的定量关系3、产量变化规律将在后面章节中详细讨论。 主要内容油藏动态监测方法开发层系、井网和注水方式的适应性分析物质平衡原理及应用产量变化规律及预测方法含水率变化规律及预测方法采收率预测方法水驱油藏合理压力水平测算方法注水开发油田存水率与水驱指数分析油藏井网密度计算与评价 第一节油藏动态监测方法一、压力监测二、产吸剖面监测三、示踪监测四、油水运动状况监测 一、压力监测1、测压方法1）.直接测压法直接测压法是指选用合适的测压仪器(主要为各种压力计)下入井底，直接测取关井后的恢复压力值。2）.间接计算法(1)利用压力恢复数据求油井平均地层压力。MBH法Dietz方法 一、压力监测(2)用井筒液面计算法。(3)油井生产资料计算法。利用油井生产数据如两种工作制度下油井的稳定产量和流压或油井生产指示曲线等在适当的条件下也可计算油层压力。qPwf 一、压力监测2、压力监测结果的分析（1）油层压力的保持水平油田投产后，油层能量消耗，产生压力降。注水补充能量，可使油层压力回升。所以，目前油层压力保持的水平，直接反映了注采两方面的平衡状态和目前油层水驱油的能量状态。一般要求油层压力高于饱和压力，即尽量避免原油中溶解气在油层中脱出，由于气体的流动而抑制油的流动。但也并不是油层压力保持得越高越好。如果注水使油层压力高于岩石破裂压力，则会产生新的裂缝或使原微裂缝进一步开启，也可能使油水过渡带附近原油外流损失，也会产生油套管损坏变形等问题。实际上，油层压力的保持水平，应考虑多种因素，根据本油田的实际情况来决定。 一、压力监测（2）单井及井组剖面压力监测结果分析单井压力分析是分析油井生产动态的主要内容之一，同时它也是区块、乃至全油田动态分析的基础。地层中的流体正是在地层压力与井底流动压力这个生产压差作用下流入井筒或喷出地表，并决定着地层中储量的动用状况和油井的生产能力。故分析、掌握地下油层压力非常重要。实际分析中，通常都要掌握油层压力、井底流压随时间的变化，并与油井产量、含水与时间的变化情况，与油井工作制度的变化、各种生产措施(包括周围油井、注水井)的实施等进行综合对比分析，随时掌握油层压力及其生产状况。在多层合采油井中，还必须及时掌握各分层的压力状况，即掌握单井压力剖面特征，帮助认识和分析各层的能量状况、储量动用情况。对已注水开发的油藏，还可以分析注采层位对应关系，注采平衡关系，并指导油田开发调整。 一、压力监测（3）区块油层压力监测结果分析由于油层自身的非均质性和各油、水井的采出与注入强度的不同，故油层各处的压力分布也是不均一的。①分析油层地质特征。各区块的油层地质特征不同，反映在等压图上的特征也不同。在弹性水压驱动油田内，渗透性好、采油多的区域压力较低，采油少的区域压力较高；渗透性和连通性较好的油层，等压线的分布常常是均匀的、连续不断的，且多形成平行线族；岩相变化大的油层等压图上会出现许多眼睛状的小圈，存在高渗透的透镜体时，会出现高压圈，高渗透层中夹有低渗透镜体时，会出现低压圈；在封闭断层附近，断层两侧的等压线分布规律差别很大，有的根本连不过去，有不渗透边界存在的地区，等压线梯度变化很大。 一、压力监测②求区块平均地层压力。③分析地下流体动态。油层的压力分布特征直接控制着其中流体的运动状况。一般的规律是：采油多的区域压力低，注水多的区域压力高；沿压力梯度大的方向，是流体的主流动方向；等压图上形成的以注水井为起点的高压舌，也指示了有水舌突进的方向和区域；等压线均匀并大体与等高线平行的区域，注入水一般均匀推进等。在分析地下流体运动状况的基础上，就可指导我们进行合理的注采方案调整。 二、产吸剖面监测1.吸水剖面的测量与分析（1）吸水剖面的测量方法①流量计法。②放射性同位素载体法。③井温法。根据各层位的温度异常的大小及趋近地温的快慢，可以定性地分析判断吸水层和各层的吸水能力。 二、产吸剖面监测（2）吸水剖面分析①了解油层吸水状况，分析层间差异，提出改善措施。在掌握注水井中各油层吸水状况的基础上，结合油层的地质及其它条件，可以采取一些改善吸水剖面的具体措施，如中原胡状集油田改合注为分注后增大了吸水层数和吸水厚度。对其它诸如吸水能力差和不吸水的低渗层进行改造，对高含水层实行控制注水，均有改善吸水剖面的作用。②利用吸水剖面推测产出剖面。注水效果反映在油井上，当油层连通性好，注采井间油层对比关系清楚，注采层位对应明确时，一般表现为主吸水层也为主产液层，不吸水层厚度对应不出油层厚度，即吸水与产出剖面有大体一致的对应关系。 二、产吸剖面监测(3)影响油层吸水能力的因素分析①油层渗透率。②注水压力和注采井距。③注水时间和油层含水饱和度。在由多个吸水层组成的注水层段内，随着注水时间的增长，主要吸水层的吸水能力越来越高，而吸水差的层吸水性能越来越差，造成吸水剖面愈来愈不均匀。④水质。 二、产吸剖面监测2、产液剖面的测量与分析（1）产液剖面的测量方法①找水流量计法。用流量计和含水率计组合使用，用电缆将仪器下到预定测点，测量分层产液量和分层含水率，通常也称为自喷井找水测试。②分采井管柱测试法。这是一种适合于将测试仪下入分采井管柱内，测分层段的日产液量、含水率和地层压力的自喷井测试方法。③环空测试法。在抽油井正常生产情况下，从油套管环形空间起下专用的小直径测试仪器，在套管中测试。④气举测试法。这种方法是将抽油泵起出，下入气举管柱，气举降低流压，然后用自喷井测试仪器进行测试。 二、产吸剖面监测（2）产出剖面测试结果分析①分析各层产液、产油、含水状况，了解各油层动用差别，提出调整挖潜的对象和措施。为了反映油层的出油见水程度，可以用油井的产出剖面资料，实际统计产出层数占射开层数百分比、产出厚度占射开厚度百分比(油层动用程度)、见水层数占产出层数百分比、见水厚度占产出厚度百分比等定量参数。②对同一口油井进行定期或不定期多次产出剖面测试，了解产出状况的动态变化，检验和评价措施效果。大庆油田的上万次产出剖面资料分析，可得出如下结论：高渗透、有效厚度大的油层产液量高，中低渗透层产液量低，由于层间干扰，有的差油层甚至不出油；厚油层中只有部分厚度产液，存在未动用厚度。 三、示踪剂监测1、示踪剂渗透理论随注入流体的达西渗流示踪剂流动分子扩散->分子运动导致扩散运动对流扩散->浓度差异导致按扩散方向可将其分为：横向扩散->垂直流动方向的扩散纵向扩散->沿流动方向上的扩散 三、示踪剂监测2、示踪剂产出曲线的物理模型●示踪剂在均质油藏中的流动◆连续注入后对流动几何形状的影响及产出百分比关系 三、示踪剂监测◆段塞注入后对流动几何形状的影响及产出百分比关系 三、示踪剂监测●示踪剂在层状非均质油藏中的流动多层示踪剂产出曲线 三、示踪剂监测3、多层示踪剂产出曲线的数学模型（1）一维对流扩散方程的建立及求解推广到任意形状的管流，有运用变量代换和拉氏变换，得解为： 三、示踪剂监测(2)不同井网下的数学模型该式为多层示踪剂产出曲线分析的理论基础 三、示踪剂监测（3）示踪剂产出曲线的计算方法使下列目标函数最小：实测浓度mg/L计算浓度mg/Ln实测点数软件中可采用参数分离的非线性最小二乘法进行优化计算 三、示踪剂监测4、示踪剂产出曲线的用途●大孔道及高渗透层的定量描述●为调剖堵水设计提供依据●无效水循环量的定量分析 四、油水运动状况监测1.检查井取心分析研究油层水淹状况(1)岩心的油水相对渗透性。(2)岩心含油状况(3)含盐量变化。(4)含油(水)饱和度的变化。2.示踪剂测试与水淹层测井法研究油水运动规律3.油水井生产动态观测法分析油水运动与分布4.数值模拟法研究目前和预测未来某时刻的油层水淹状况5.开发地震监测注水前缘6.…… 第二节开发层系、井网和注水方式的适应性分析一、开发层系的适应性分析二、井网密度对砂体控制的适应性分析三、注水方式的适应性分析 一、开发层系的适应性分析1、储量动用状况的分析方法(1)利用涡轮测试资料分析研究分层动用状况(2)利用同位素测试注水井的分层吸水资料研究分层动用状况(3)利用密闭取心检测井资料研究分层动用状况(4)利用水驱特征曲线估算油田水驱动用储量 一、开发层系的适应性分析2、造成部分储量动用差的原因（1）方案设计阶段开发层系划分的局限性●认识程度的局限性●早期划分的局限性（2）开发层系划分的基本单元的选择①一个单元内部油层组成上应比较单一，即具有同一的沉积条件和沉积环境，油层性质相近，各层渗透率级差不大，层系内包括2-4个油层②一个开发层系基本单元在平面上和纵向上具有独立性，具有独立开采条件③开发层系划分单元的选择，还应根据生产需要和对油层认识的深化不断变化 一、开发层系的适应性分析（3）一套开发层系内层间渗透率的差异程度●渗透率级差●不同渗透率油层的厚度比例●渗透率与原油粘度的组合（4）一套开发层系内油层数和厚度对开发效果的影响●随着开发层系内油层数和厚度的增加，油层动用厚度和出油好的厚度所占比例明显降低；●随着开发层系内油层数和厚度的增加，油层的采油强度明显下降；●随着开发层系内油层数和厚度的增加，采收率明显降低 一、开发层系的适应性分析（5）一套开发层系内湿润性对开发效果的影响●当亲油油层组合为一套层系时，毛管力对水驱油层是阻力。低渗透层毛管力大，阻力也大。因此，吸水差，地层压力低，易受高渗透层的压力干扰而不出油，甚至出现倒灌。高渗透层之间的采出程度的比例大于其流动系数的比例●亲水油层则相反。毛管力是驱油的动力。高低渗透层间采出的比例小于其流动系数的比例●如果把不同湿润性的油层组合为一套开发层系时，由于亲油油层的两相流动系数比亲水油层大，所以亲水油层压力比亲油油层高，加之亲水油层的渗透率高，见水早，进入中高含水后随着两相渗流阻力减小，地层压力更高，将加剧对低渗透率油层的干扰，使得低渗透率层得不到动用。 二、井网密度对砂体控制的适应性分析1、一次井网条件下油层连通关系的可靠程度分析砂体横向连通关系是追索油砂体分布的依据，它关系到注采井网对应关系和开发动态分析的真实程度。☆☆☆☆☆ 二、井网密度对砂体控制的适应性分析2、不同井网密度对各砂体几何形态的控制程度我国陆相沉积作用形成的储层。沉积物相变迅速。砂体厚薄不一，形态复杂多变，导致井网对砂体几何形态的控制程度不一。一般的特点是：（1）随着井网密度的减小，各类砂体的绝对控制程度都明显下降（2）砂体面积越大，控制程度越高，反之则反（3）砂体宽度越窄小，井网控制越难 二、井网密度对砂体控制的适应性分析3、不同井网密度下的水驱控制程度水驱控制程度：与注水连通的厚度占该类油层的总厚度的百分数稀井网对发育比较好的油层水驱控制程度较高的认识是可靠的，而对差油层水驱控制程度认识是不够确切的。要改善部分油层的动用状况，关键是要研究达到多密的井网才能比较好的控制这部分油层。为此，可以从这两方面进行分析统计。（1）用注采系统砂体连通状况来统计（2）用油层钻遇率来统计4、不同井网密度与最终采收率随着井网适当加密，可提高水驱控制程度，改善油层动用状况，还可以使得原井网控制不住的差油层得到发挥，从而有效的提高了采收率。 三、注水方式的适应性分析1、不同注水方式适合于不同油层（1）边缘注水方式●中小型油田构造比较完善（不适合与复杂的小断快）●油层分布稳定，含油边界清楚●外部与内部连通性好（2）切割注水方式：●大面积分布的油藏，且延伸性好●注水井排与生产井排间要有较好的流动性（3）面积注水方式●油层分布不规则，延伸性较差（多呈透镜状分布）的油藏●油层渗透率差，非均质性强●面积分布大，构造不完整，断层分布比较复杂相同注水方式，水油井数不一样时，水驱控制程度也不一样 三、注水方式的适应性分析2、不同注水方式下的储量动用程度有差异采用不同注水方式，对油层在纵向、横向上的变化，采油速度，水淹驱油效率影响不同。3、不同注水方式含水上升率不同低含水阶段，面积注水方式比行列注水方式含水上升速度慢，采出程度高。这是由于在低含水期，面积井网中的生产井都处于注水受效第一线，平面上水线推动均匀，从而油层动用均匀。中高含水期以后，由于面积注水井网的生产井普遍多向多层见水，调整较难，又由于各井含水高低不等，用调整注水工作制度来控制生产井含水，常常顾此失彼。而行列井网由于来水方向简单、清楚，按井排可以统一调整，所以进入中高含水期以后行列注水井网的含水上升速度慢，有利于保持稳产。 物质平衡方法的基本原理是：将油藏视为储集油气的地下容器，其中油、气、水的体积变化在油藏开采过程中始终服从物质平衡原理。1、物质平衡的基本概念对于一个具有注入水、边水、气顶和溶解气的混合驱动油藏，在开发过程中随着地层压力的下降，必然会引起边水的入侵、气顶的膨胀、溶解气的分离和膨胀以及油藏部分岩石及流体的弹性膨胀等。在此情况下，油藏内原油和天然气体积的累积减少量，应当等于油藏内水的体积的增加量加上油藏岩石及流体的弹性膨胀量。这就是物质平衡的基本概念。物质平衡表达式为：第三节物质平衡原理及应用 2、水侵量计算方法油藏的实际开发经验表明，很多油藏都与外部的天然水域相连通，而且外部的天然水域既可能是具有外缘供给的敞开水域，也可能是封闭性的有限边、底水。另外，某些油藏的外部天然水域可能很大，具有充分的能量，会对油藏的开发动态产生显著影响。因而必须加以考虑。在油藏开发过程中，随着原油和天然气的采出，油藏内部的地层压力下降，必将逐步向外部天然水域以弹性方式传播，并引起天然水域内的地层水和储层岩石的弹性膨胀作用。在天然水域与油藏部分的地层压差作用下，即会造成天然水域对油藏的水侵。油藏天然水侵的强弱，主要取决于天然水域的大小、几何形状、地层岩石物性和流体物性的好坏，以及天然水域与油藏部分的地层压差等因素。 （1）定态水侵当油藏有充足的边水连续补给，或者因采油速度不高而使油区压降能够保持相对稳定时，此时水侵速度与采出速度相等，水侵是定态水侵。在地层压力相对稳定时，水侵量的表达式为： tC——综合压缩系数1/MPa；oiB——原油体积系数，（地下3m）/(地面3m)。eq——水侵速度，monm32K——水侵系数，monMPam·3上式中，除了tC和oB外都是生产数据，所以，各时刻的水侵量不难算出。但是，该方法只能应用于地层压力高于饱和压力且无气顶的情况。 （2）准定态水侵薛尔绍斯法又称为准定态水侵法。其使用条件为：有充足的边水供给，即供水区的压力比较稳定，但油藏压力还未达到稳定状态。我们把这个压力变化阶段看作是无数稳定状态的连续变化。这时水侵速度为 （3）非定态水侵如果按薛尔绍斯法不能得到令人满意的结果，则可用非定态水侵计算。 非定态天然水侵量的计算是应用Laplace变换求解渗流问题的经典实例。其思路如下：将油藏看成一口井，但该井的井底压力（即油藏的平均压力）是不断变化的。因此，该问题是变压力条件下求产量的定解问题。先求得定压力条件下的产量解，然后通过杜哈美原理求得变压力条件下的产量或累计产量。第一步：油藏边界σ上压力为常数（Po-Pσ=1）时的压降解设油藏边界σ上压力为常数时的解（初始压力Po）为ΔP=ΔP(r，t)，其数学模型为： 第二步：水侵量与压力差的关系由达西定律：上式的物理意义：单位压差、单位厚度条件的水侵速度。则累计水侵量： 第三步：计算Q(tD)对上式进行Laplace变换，得到： 对于无限大油藏，有：(5)对于有限边水区域大油藏，有：(6)对式（5）和（6）进行Laplace数值反演，给定rD，就可得到无因次Q(tD,rD)Stelfest反演公式为: 油藏各时刻的水侵量为： 在进行计算时，很多参数难以确定，但是B、Re、Ct为某个常数值，它们不随开采情况而变化，这三个参数可以用物质平衡方程求解。例如，当油藏的驱动类型为纯弹性水驱时： 绘出Y～X曲线，可以求出水侵系数B及地质储量N。 一般计算步骤：1．收集资料2．求水侵系数B3．由水侵系数求出水侵量4．预测未来油藏动态，制定合理的开发速度，控制含水率的上升速度。一般来说，随着油田的开发，地层压力都是不断变化的，因此，在实际的计算中，定态水侵和准定态水侵适用性较差，多用不定态水侵进行计算。 3、动态预测方法完成第n阶段计算后，水侵系数已经求出，故可预测第n＋1阶段。动态预测分两种情况：一是定压求注，即给定第n＋1阶段的产油量、产水量以及第n＋1阶段的总压降，可以预测第n＋1阶段末的累积水侵量、累积注水量以及阶段注水量和注采比等；二是定注求压，即给定第n＋1阶段的产油量、产水量、注水量等参数后，用试算法预测第n＋1阶段末的总压降和累积水侵量。预测完第n＋1阶段后，可继续预测第n＋2阶段，如此反复可预测若干阶段。 第四节产量变化规律及预测方法一、流管概算法及开发效果评价二、油田产量变化的统计预测模型三、油田产量变化的定液求产预测法四、油田产量变化的定量递减规律分析法 油田产量变化的一般规律 以一维两相渗流理论为基础，并考虑油层渗透率的非均质性和水驱油的非活塞特点，可反映油田的基本特征。根据岩心分析渗透率或电测解释渗透率统计其渗透率分布规律；并选择能代表油田特征的油水相对渗透率曲线，便可应用流管法进行开发指标计算并做出理论曲线。应用理论曲线与实际曲线对比的方法可评价油田的开发效果。（1）含水率的计算由一维两相流的达西定律可以写出含水率：一、流管概算法及开发效果评价 上式亦称为水的分流量方程。式中，—分别为油、水相对渗透率；—分别为油水的地下粘度，mPa·s。（2）采出程度的计算流管出水前的无因次产液量的计算公式为：式中，—相应于油水前缘饱和度的分布函数。 流管出水后的无因次产液量计算公式为：式中，—分别为束缚水饱和度出口端含水饱和度。流管出水后的无因次产油量可为：无因次产水量为： 为了在计算中考虑油层非均质性的影响，首先就要研究油层渗透率分布的规律性，根据大量实际开发资料和理论分析验证，油层渗透率分布的规律，可以用概率论中的Γ型分布规律来描述。改变分布参数和自由度，就可以反映出不同油层渗透率非均质程度的差别。型分布规律密度分布函数为：式中，全伽玛函数。—自由度，它决定分布规律的分散程度；—分布参数。 把油层渗透率分布规律代入产量计算公式，就得到考虑非均质影响或进行了油层渗透率非均质性校正的产量计算公式。出水前的无因次产油量：出水后无因次产油量：无因次产水量为： 其中，—平均渗透率；—无因次注水时间；—油藏初产油量；—未出水流管的总产油量，已出水流管的总产油量和总产水量。—油藏孔隙体积。由以上可得累积产油量：∴采出程度： （3）存水率的计算由上述亦可得累积产水量：∴累积注入水量为：∴存水率为：式中，—累积注采比。 （4）综合含水的计算计算出未出水流管的总产油量，已出水流管的总产油量和总产水量后，便可计算油田的综合含水：（5）开发评价应用流管法可预测最终采收率，并做出含水率与采出程度关系曲线，注水利用率与采出程度关系曲线，并与实际曲线进行对比，以对油田开发效果进行定性的评价。（开发评价的另一种方法是各种条件相近油田的类比法） 纯6断块含水率与采出程度关系曲线 纯6断块存水率与采出程度关系曲线纯化油田纯6断块由于初期井网不太完善，水驱控制程度较低，开发效果较差。进入开发中期，经过综合调整和整体提液，使区块平面及纵向潜力得以充分发挥，开发效果趋于理想。 孤岛中一区Ng4含水率与采出程度关系曲线孤岛中一区Ng4开发历程：常规水驱、聚合物驱（0.47PV)、注聚后水驱（流管法预测聚合物驱可增加采收率8.8％） 二、油田产量变化的统计预测模型1、利用广义翁氏预测模型预测油田产量的变化根据翁氏预测模型式中：y：油气田投产后的某一生产年份数值；y0：油气田投产时的年份数值由得求解方法采用线性试差法：先试b，再回归求a、c 2、威布尔预测模型求产量变化规律威布尔模型的分布密度可表示为：当时：由得二、油田产量变化的统计预测模型 3、用哈伯特模型预测油田产量变化规律Logistic模型的微分方程为：分离变量积分得：令y=Np和b=NR得二、油田产量变化的统计预测模型对时间t求导得预测油气田产量的关系式: 4、用对数正态分布预测模型预测产量变化对数正态分布的密度函数为:当设：t=x和Q=f(t)，并引入模型转换常数NR时，得预测油气田产量的数学模型为：由dQ/dt=0得二、油田产量变化的统计预测模型 六用瑞利（Rayleigh）模型预测产量变化属于连续型随机变量的瑞利分布密度函数为：二、油田产量变化的统计预测模型x随机变量C控制分布峰值的参数,>0两端对t求导得： 二、油田产量变化的统计预测模型Q在00.7），而滨南油田属平面非均质严重的破碎断块油田，其含油面积45.5Km2，竟有大小断块192个，故波及系数最小（<0.4）。 胜利油区主要水驱油田的波及系数统计表油田SwiSor波及系数采收率胜坨0.2620.2390.6390.432东辛0.2790.2600.6050.387临盘0.4110.2050.5600.365渤南0.3470.2320.4760.307孤岛0.3090.2630.4630.287孤东0.3860.1800.5160.364永安0.2600.2000.5410.395现河庄0.4000.3100.6880.333八面河0.3600.2100.4910.330滨南0.3600.2200.3680.241纯化0.4100.2000.5690.376平方王0.3900.2200.4510.288尚店0.3500.1600.5000.377埕东0.3100.2000.7200.512 （3）无能量补充油藏采收率影响因素分析对无能量补充油藏的采收率影响最为显著的两个因素是流体性质和油气相渗，即：流体性质越好，原始气油比越高，溶解气驱能量就越大，溶解气驱采收率也越高；油相渗透率越高，原油在地层中越易流动，油越容易被采出，其采收率越高。影响显著的因素是地层压力：地层压力越高，驱油能量越大，可采出的油量就越多。影响较为显著的是井位和渗透率：对于水平地层，井位在油藏中心部位时的泄油面积要大于井位在边部位时的泄油面积，衰竭开采结束后，地层剩余油饱和度也会有差异，因而井位在中心部位时采收率要稍高一些；对于倾斜地层，衰竭开采结束后，井位上部地层含油饱和度下降幅度较大，井位下部地层含油饱和度较小，底部含油饱和度仍保持原始状态，表明倾斜地层衰竭采出的主要是井位上部的原油。渗透率主要影响油藏的采油速度和达到同等采出程度时的开采时间，渗透率越高，采油速度可相应提高，开采时间相应缩短。地层倾角和岩石压缩系数对采收率无多大影响。综上所述，对于依靠天然能量开采的油藏，流体性质和储层性质是决定其最终采收率的主要因素，而人为因素，如井位的确定只在一定程度上影响最终采收率。 2、确定采收率的方法油气藏开发前，主要依靠静态地质资料、岩心实验分析资料和已开发油气藏的开采经验数据，用类比法确定采收率的近似值。油气藏投入开发以后，随着采出程度的增加，可以用开发动态资料确定最终采收率。（1）国内外经验数值类比国内外油田开发平均采收率：20～50％不同驱动类型油藏的最终采收率经验值为：水压驱动30～50％气顶驱动20～40％溶解气驱10～20％重力驱动10～20％ （2）统计曲线类比法95年油气专业储量委员会刘雨芬统计分析了已开发油田83个开发单元的原油采收率资料。影响采收率的主要因素：气测渗透率、原油粘度与最终采收率的相关关系。不同粘度区间原油采收率与渗透率的关系 不同渗透率区间原油采收率与粘度的关系前苏联、美国都曾进行了这一方面的研究。优点：简单、迅速、资料易获取；缺点：考虑因素少，开发方式、控制储量、井网等未考虑； (3)实验室法水驱油藏采出程度由下式表达：1）ED与fw关系计算：根据分流量方程：根据威尔吉方程： 驱油效率可用下式表示： 2)EA与fw关系计算：根据以下经验公式计算：式中各系数如下表： 3）Eh与fw关系计算:0<=M<=10，0.3<=VK<=0.8时：式中：根据计算的Y可由下式计算Eh：式中：a1=3.334088568；a2=0.773734820；a3=-1.225859406。 4）流度比M计算流度比M按下式计算：根据上述计算的ED、EA、Eh与fw关系，可得R与fw关系，取fw＝0.98时的R为采收率。 （4）水驱曲线法可采储量是油田开发全过程地质和工艺开采技术的多因素综合指标，反映在开发动态指标数据上。长期的开采实践可积累相当数量的动态数据，为运用各种统计方法预测可采储量提供了条件。研究测算可采储量及水驱采收率常用的水驱曲线共14种，其公式如下： 式中： （5）经验公式法收集国内外油田常用相关经验公式9种类型:1)陈元千等研究的相关经验公式(1994年)2）陈元干的相关经验公式（1990年）3）万吉业的相关经验公式（1962年） 4）井网密度经验公式法5)俞启泰的相关经验公式（1989年）6）美国的Guthrie和Greenberger的相关经验公式（1955年）7）美国API的相关经验公式（1967年） 8）俄罗斯K0＊akИH的相关经验公式（1972年）9）俄罗斯ГOΜ3ИKOB的相关经验公式（1977年）式中： （6）童氏图版法：a．把乙型曲线的关系式lgF=7.5R-N转化为含水率、采出程度R和最终采收率Rm的关系如下：wwff-1lg=7.5(R-Rm)+1.69式中：F－水油比；fw－含水率，小数；R－采出程度，小数；Rm－最终采收率Rm＝(1.69+N)/7.5，小数；每个油藏的开采特征表现在不同的Rm值，因此它们的fw/R关系曲线也各不相同。如果以Rm为模数，就可以在普通坐标纸上作出fw/R曲线群。 b.把乙型和丙型水驱曲线的关系式分别以一定的形式并列如下：综合以上二式可得到以下关系式：如果以Rm为模数，就可以在半对数坐标纸上作出曲线群。 孤东2区Ng4－5童氏含水率与采出程度关系对比图版 孤东2区Ng4－5童氏累积水油比与含水率关系对比图版 （7）X绘图技术预测水驱油藏采收率X绘图技术是描述注水开发油藏开采动态的一种简捷方法。该技术基于把采出程度与含水率相关联，做出一条可以外推的直线。理论依据：分流量方程和Buckley－Leverett水驱油理论主要用途：预测采收率、产生相对渗透率曲线及相应分流量曲线的主要部分。主要计算方程式：X=ln[(1/fw)－1]－(1/fw)R=mX＋nb＝1/[m(1－Swi)]a＝(μo/μw)exp{－b[n(1－Swi)＋Swi]}Kro/Krw＝a·exp(b·Sw)fw＝1/[1＋Kro·μw/(Krw·μo)] 应注意的问题：实际数据点需经过滤和平滑处理。1、起始点为最后记录的含水率为50％的点；2、对于任意点（生产数据），X和R的坐标均应大于以前的点；3、在含水率为50％时通过回归计算出来R的相对误差不应超过0.1％；4、X曲线的线性偏差预示出因矿场条件变化而导致的一种明显的新趋势，外推时必须使用这种新趋势。方法的优点：1、省时、省力、省钱；获得相渗和分流量曲线的专项岩心分析费用昂贵、方法烦冗、耗时过多。2、更能反映油藏实际特征；该方法可产生包括油藏特征（沉积特点、几何形状、非均质性等）及矿场运作条件在内的矿场复合相渗曲线和分流量曲线。3、在获得更多生产数据后，能够随时进行更新修正。 (8)数值模拟法(9)BP神经网络预测方法基于BP神经网络的采收率预测神经网络信息处理技术可应用于模式识别和参数预测，具有明显的优势，其优点为：较强的收敛性及自适应自组织学习能力；较好的容错性；并行处理强，识别预测迅速准确/稳健性好。预测实际上相当于用过去和现在的数据作学习样本集，通过某种非线性处理来建立模型，由此对系统变量的未来行为(状态)作出科学定量的估计。 1)原理人工神经网络是模拟人脑的思维方式和组织形式而建立起来的具有较好收敛性的高度线性与非线性复合数学模型，这一数学模型是由若干处理单元相联结而形成的复杂网络相态。基于神经网络的模拟预测包含两个过程：学习建模利用历史数据构成样本加入到一定的网络中，自适应学习，建立知识表达模型；外推预测根据模型对未知时间段的变量外推预测其状态值。这些过程需要建立在合理的神经网络结构及其有效的学习算法的基础上。 BP网络结构与学习算法构成神经网络的两大要素：网络结构网络的层数、各层神经元数、神经元间的联结方式学习规则(算法)BP网络属于多层型人工神经网络，由输入层、输出层和一个或多个隐层组成。输入层接受外界输入的信息，输出层给出输入信息的判别或决策，中间层用来表示或储存知识，相当于一个复杂的非线性函数。BP网络采用误差反传算法，即通过信息前馈和误差反传这两个过程不断调节或修正各神经元间的权值和阈值，使得输出的均方误差最小化而获取权系数，并将其作为知识用于未知样品判别分类或参数预测。 BP网络设计根据已开发同类油藏的储层特点、流体物性、开发方式、采收率大小等预测同类新油田的采收率。 第七节水驱油藏合理压力水平测算方法一、油藏天然能量早期评价二、压力水平的保持三、压力保持水平分类探讨四、最小流压法五、合理注采压力系统的研究方法 一、油藏天然能量早期评价及压力保持1）方法：根据早期试采资料，应用无量纲弹性产量比值方法，可对天然能量做出定性评价。若该值大于1，说明实际产量高于封闭弹性产量，有天然能量补给。该值越大，说明天然能量补给越充分。无量纲弹性产量比值：（1）油藏天然能量早期评价式中：NP——与总压降对应的累积产油量，104t；N——地质储量，104t； Bo——与总压降对应的原油体积系数；Boi——原始原油体积系数；Ct——综合压缩系数，1/Mpa；ΔP——总压降，MPa。应用条件：已采出2％以上地质储量，且地层压力发生了明显降落。评价天然能量强弱，除了用NPr指标外，还可采用每米采出1％地质储量的压降值ΔP/R。（两者有很好的相关关系）天然能量评价指标 2）天然能量的利用①Ⅰ类（天然能量充足）：直接利用天然能量开发。②有部分天然能量但不充分：尽量利用天然能量，同时补充部分人工能量。③天然能量不足但有注水条件：注水方式开发。④天然能量不足但无注水条件：溶解气驱开发。（复杂小断块，不能形成注采系统） （2）保持地层压力的重要性①   可使油层保持充足能量。对于边底水不活跃、弹性能小、气油比低、压力下降快的油藏尤为重要。②   保持较长自喷期，且利于管理。③   可控制原油性质变化。防止脱气引起的原油粘度增大、蜡质析出、流动性变差。④   有利于充分发挥工艺技术措施的作用，发挥中低渗透层的潜力。可使压裂、酸化等措施效果长久。⑤  可使油层结构保持稳定。防止孔隙度和渗透率降低，防止介质变形。（对于低渗油田尤为重要） 二、压力水平的保持根据油藏的具体情况，国内先后开展了室内研究和矿场实验。如针对胜坨油田二区沙一段进行数值模拟研究，当油藏开采半年，地层压力低于饱和压力10％时，地层中含气饱和度1％；开采一年多，地层压力低于饱和压力20％时，含气饱和度4％；当地层压力低于饱和压力30％时，地层中含气饱和度大于5％，地层内原油大量脱气，气油比为原始气油比的16.24倍，原油粘度由12.2mPa·s上升到19.20mPa·s，单井产量和采油指数均比采用保持压力开发下降50％。大庆萨中地区西三断块天然能量开采试验区，当地层压力低于饱和压力20％时，生产气油比已由52m3/t上升到152m3/t，单井日产油量由43t降到29t，此时油井结蜡严重，生产和管理困难，油井已接近停喷。我国油田原油粘度较高，油井产量随地层压力下降而大幅度降低，因此保持压力开发势在必行，而压力保持水平的确定显得尤为重要。 ①自喷开采保持压力水平自喷条件下开采，地层压力保持水平主要取决于采油井流动压力的变化。采油井流动压力直接关系着油井自喷能力的大小和油井产量的高低。降低流动压力可提高油井产量，但流动压力过低，井底附近出现油、气、水三相流动，不仅影响产量，还会使油井失去自喷能力。油井自喷能力可用自喷压差来表示。自喷压差即油井的地层压力与井筒中流体自井底举升到井口所产生的压力损失之差。因此，地层压力越高，井筒中压力损失越小，油井自喷能力越高；当地层压力低于井筒中流体自喷压力损耗时，油井就会停止自喷。根据大量自喷井开采资料统计分析，水驱开发油藏油井自喷能力主要受含水率影响，油井自喷压差与含水率相关。一般油藏含水率超过60％以后，由于采油指数递减速度加快，此时要继续保持油井较高的产量，则地层压力应有较大提高，而地层压力过高，会给油藏开发带来一系列的问题，如层间矛盾加剧，套管损坏速度加快，边部原油外流及钻调整加密井困难等。不能进一步提高地层压力，要保持产量就要降低井底流压，因此应改变油井的开采方式，将自喷采油逐步转为抽油开采。 ②抽油开采保持压力水平一般抽油开采多采用深井泵、电潜泵、水力泵等。深井泵由于受抽油杆强度的限制，下泵深度比电潜泵和水力泵浅，要求保持的压力水平高，地层压力水平满足了深井泵的要求，就可以满足电潜泵、水力泵的要求。抽油条件下开采，地层压力保持水平仍然受流动压力变化控制，流动压力直接关系着油井产量和油井正常生产。流动压力低于饱和压力太多时，不仅近井地带将由于脱气出现油、气、水三相渗流，使油相渗透率降低，采油指数下降，原油粘度增高，同时也改变了油层热动力平衡，使油层析蜡，油的流动更困难。井底脱气对泵的工作特性也有影响。因此为了保证开发效果，抽油井开采对流动压力有一定要求。为了保持泵效达到60％以上，充满系数在0.8以上，要降低泵内自由气气体体积，可以增加泵的沉没度，提高泵口压力的做法。 抽油井在井底最低流压已确定的条件下，生产压差的大小取决于地层压力的高低。地层压力过高，生产压差大，虽然能取得较高的产量，但给油田钻井、作业带来很大的困难，同时也会加快油水井套管损坏速度，缩短油水井使用寿命。地层压力过低，一是不能满足达到一定产量所需要的生产压差；二是地层压力低于饱和压力，将造成油层脱气。因此合理的地层压力应既能满足一定产量所要求的生产压差，又不能低于饱和压力。要使油井达到一定的产量，必须研究抽油井在井底压力低于饱和压力条件下，采油指数随含水而变化的规律，根据油井在一定含水条件下的采油指数及要求达到的产量，可求出所需要的生产压差，从而确定出需要的地层压力。另外，还应考虑注水系统的适应条件，计算不同总压降下的含水率和不同注入压力下的单井日注水量，并绘制出注采压力平衡图，这样就可以确定高含水期一定井口注入压力和油井最大产液量时，地层压力保持的水平。 ①自喷：地层压力过大→层间矛盾加剧，套损加快，边部原油外流，钻调整井困难。因此，地层压力不可过大，含水大于60％时，可降低井底流压或转抽。②   抽油：地层压力水平应满足深井泵的要求。为使泵效>60％，充满系数>0.8，可提高泵的沉没度，提高泵口压力。一般讲，合理的地层压力应既能满足一定产量所要求的生产压差，又不能低于饱和压力。压力保持原则： 三、压力保持水平分类探讨（1）近饱和油藏、低渗油藏、常规稠油油藏地层压力保持在原始地层压力附近。1）近饱和油藏这类油藏地饱压差小，饱和压力接近地层压力，原始气油比也较低。大庆、吉林、辽河、大港、新疆克拉玛依等油区绝大多数油藏及胜利油区主力油藏均属此类。大庆喇萨杏油田地饱压差仅1.0MPa，原始气油比45m3/t，弹性采收率1.7％；有边水但不活跃；对三个方向均有边水的喇嘛甸地区进行理论计算，以2％采油速度开采，三个月总压降达1.9MPa，已低于饱和压力；萨尔图中部地区，1960年油井投产，萨尔图和葡萄花油层仅分别采出原油27×104t和45×104t，地层压力就下降了1.0MPa，已降低饱和压力水平。加之原油从地层流到井底后，还需一定的生产压差，才能达到一定的产量，因此必须保持较高的地层压力。 30多年来，喇萨杏油田地层压力一直保持在接近原始地层压力的水平，井底流压控制在低于饱和压力20％以内，油层始终处于单相或油水两相流动，油井井底附近脱气半径较小，油井生产能力一直旺盛。含水60％前，油井基本自喷开采，采油指数保持在初期的70～80％，尽管1980年已进入高含水期开采，但自1976年以来的20多年，年产油量一直保持5000×104t左右，1997年综合含水已达83.9％，年产油量仍达4998×104t2）低（特低）渗透油藏这些油藏一般地饱压差较大，地下原油粘度低，天然能量小。根据15个油田统计，总平均弹性采收率3.2％,溶解气驱采收率13.9％，需要补充能量开采。因此采用注水保持压力开采，预测水驱采收率可达26.9％。由于低渗透油层吸水能力低，注水后，油井见效慢，不仅压力、产量恢复困难，而且产量也很难再达到初产水平，因此该类油藏保持较高的地层压力十分重要。如：大庆榆树林、长庆安塞 3）常规稠油油藏这类油藏原油地下粘度在50～150mPa·s，在天然能量不足的情况下，也采取了注水保持压力开采。这类油藏原油粘度是影响开发效果的最重要因素，地层压力一旦低于饱和压力，由于溶解气的析出，使原油粘度增高，使气油、油水粘度差增大，气窜、水窜加剧，大量原油滞留地下，采收率低。为此，采取了保持原始地层压力的开采措施，流动压力控制在饱和压力左右。例如胜利孤岛油田，平均原油地下粘度62mPa·s，原始气油比28m3/t，原始地层压力12.5MPa，饱和压力9.5～11MPa，边水不活跃，用物质平衡法计算，采收率仅11.9％。注水30多年，地层压力一直保持在11.5MPa左右，油井流动压力控制在10.5MPa，与原始状态基本相当。 （2）低饱和油藏和异常高压油藏这类油藏具有一定边水能量和弹性能量，地饱压差大，但弹性采收率不高，可利用一定天然能量，低于原始地层压力开采。①充分利用边水能量，保持地层压力在80％左右开采河南双河油田，原始地层压力12.4～16.2MPa，饱和压力2.0MPa，地饱压差12～14MPa，油田有边水，但依靠天然能量采收率仅2.4％，每采1％地质储量地层压力下降4.64～6.16MPa，必须保持压力开采。双河油田采取油区压力保持水平始终低于水区压力下开采，避免了原油外溢造成储量损失，又充分利用了弹性水驱能量。地层压力基本保持在原始地层压力的80％左右下开采。开采20多年，使边水驱动指数逐步下降到0.15，弹性驱动指数由0.15下降到0.01。1990年油田边水压力15.14MPa，油区压力11～12MPa，较好地利用了有限的天然能量，取得了较好的开发效果。1997年，采出程度36.4％，年产油仍有96×104t。 ②异常高压油藏，地层压力保持在饱和压力附近大港马西深层沙一下油藏，油层埋深3944m，原始地层压力56.8MPa，压力系数1.47，原始气油比388m3/t，地下原油粘度仅0.38mPa·s，弹性采收率可达6.51％。经对保持压力水平研究，在饱和压力附近的压力水平下注水，既可取得较高采收率，又可避免超高压注水增加工程投资。大港马西深层沙一下保持压力水平研究结果保持压力水平（MPa）气油比（m3/t）含水98％时采收率（％）51.132352.347.334452.338.347352.137.362951.936.290050.829.4388844.8不注水－17.5该油藏1978年投入开发，1982年地层压力下降到38.8MPa（即饱和压力）时开始全面注水，以2％（地质储量）采油速度保持6年，至1997年含水仅54.6％，但已采出地质储量的32.3％，此值已是依靠天然能量开采采收率的2倍。 （3）碳酸盐岩裂缝性边底水低饱和油藏高产期保持较高地层压力水平，高含水期依靠天然能量开采。华北任丘油田的水体体积为含油体积的近20倍，原始气油比3～5m3/t，饱和压力1.3MPa，但弹性采收率仅3～5％，每采1％地质储量地层压力下降2.8～5.2MPa。该油田开采有两个重要特点：①即使在井底流压高于饱和压力下，采油指数也随油层压力下降而降低。其原因是随地层压力下降，裂缝宽度显著变小，导致渗透率下降。任丘油田采油指数随地层压力变化表井号总压降（MPa）采油指数，t/(MPa·d)任7井0.8210023.81.27607.1任11井0.365598.21.294374.6任15井0.799789.31.015257.6任4井0.1322.21.22224.3 ②油井自喷能量弱，转机械采油经济效益差。其原因在于机械采油生产压差大，容易造成水沿裂缝大量窜入油井，使水油比增加，开发效果差，根据部分抽油井统计，有28％的油井产量只够直接成本费，其它72％的油井效益更差。为此，该类油田采取了在油田高产阶段（采油速度大于2％）注水保持较高地层压力开采，使油井保持自喷开采；在产量迅速下降，裂缝系统采出程度已很高的中后期，根据油藏边、底水能量，酌情停注降压开采，充分利用弹性能量和边底水能量采出部分岩块系统和小裂缝中的剩余油。华北任丘油田试验仅两年，总压降下降2.5MPa，减少注水量537×104m3，增加可采储量67.5×104t。取得含水下降、产油量递减速度变缓的好效果。 四、最小流压法1．最小流压法的定义及计算公式最小流压法：在一定泵挂深度条件下的最小流压，加上生产压差，即为地层压力下限值Pmin=PLmin+ΔPs最小流压：PLmin=Pp+(Lz-Lp)/100·γl泵口压力：Pp=Pt+γo·Lc/100因此PLmin=Pp+(Lz-Lp)/100·γl=Pt+γo·Lc/100+(Lz-Lp)/100·γ1即Pmin=PLmin+ΔPs=Pt+γo·Lc/100+(Lz-Lp)/100·γl+ΔPs 四、最小流压法不同类型油藏埋深不同，原始地层压力差别很大，地层压力下限值也差别很大，因此用地层压力下限值对应的总压降ΔPmax来表示压力保持水平，对常压系统Pmin—地层压力下限值，MPa；PLmin—最小流压，MPa；ΔPs—生产压差，Mpa；Pp—抽油泵泵口压力，MPa；Lz、Lp、Lc—油层中部深度、泵挂深度，泵沉没度，m；γ1—井筒油气水混合物相对密度；γo—原油密度；Pt—套管井口压力，MPa。 四、最小流压法2.地层压力下限值的影响因素分析1)原油地下流动条件越好，流动系数越高，相同液量条件下生产压差越小，地层压力下限值越低，允许总压降越大。2)在泵压和生产压差保持不变的条件下，加深泵挂，最小流压减小，地层压力下限值减小，允许总压降增大。3)对高饱和油藏，地层压力下限值必须保持在饱和压力以上。根据数值模拟结果，地层压力低于饱和压力以后，溶解气大量逸出，不仅原油粘度增大，而且油水两相流动转变为油气水三相流动，油相阻力增大，含水上升加快，采收率降低。因此，地层压力必须保持在饱和压力以上。 五、合理注采压力系统的研究方法１．什么是注采压力系统在注水开发油田中，从注水井到采油井，流体的运动方式可以简单地认为它经历了“垂直管流->储层渗流->垂直管流”，所涉及的压力有注水井的泵压、井口压力、井底流压、启动压力、地层压力和采油井的地层压力、井底流压、井口压力等，这就是所谓的注采压力系统。这一注采压力系统中的各压力之间相互影响、相互制约、既受人为因素的控制、又受储层特性及流体性质的影响。根据油、水井在均质介质中生产时的径向流原理，产油（注水）量可用下式表达： 五、合理注采压力系统的研究方法注水系统关系式：对于一个基本上处于某一平衡状态的注采系统来说，上述公式有以下等式，即采油系统关系式： 五、合理注采压力系统的研究方法2.注采系统压力平衡图根据上式：随着油层压力的变化，注采压力系统的平衡式具有多解性，可理解为在两维空间存在着无数个平衡点，这就为运用二维数学模型的图示法研究其变化规律提供了理论依据。1)产液量公式的建立油井转抽以后，其产液量公式可表征为： 五、合理注采压力系统的研究方法3)平衡注采比的确定平衡注采比，即地层压力基本稳定时的注采比。由于从总的趋势来看，年注采比和油层压力呈同步增长，因此，可以认为，在这个同步增长的过程中，某一个注采比条件下，所对应的油层总压降，即是该注采比下的稳定压降。反之，在该地层压力下的注采比，即为平衡注采比。从胜坨油田的实际资料可以得出的结论是：平衡注采比随地层压力的提高而增加，不是一个定值。2)注水井单井注入量公式 五、合理注采压力系统的研究方法4)确定单井注入量的坐标值注采系统压力平衡图是反映一个单元（或一个油田）的压力平衡条件，因此必须考虑到平衡时的客观条件，即注采比和注采井数比。这样，在注采系统压力平衡图上，单井注入量和单井采液量的平衡式是：式中:B为注采比；nL为采出井数；nz为注入井数。 五、合理注采压力系统的研究方法3.注采系统压力平衡图注采系统压力平衡式为：胜坨油田注采系统压力平衡图（注采井数比1/3，注采比0.8）ABC 五、合理注采压力系统的研究方法在产液能力（产液指数）一定的条件下，提高液量实质是放大生产压差。从压力平衡图来看，提高单井产液量有三种途径（1）A方向。抽油井泵深不变，在保持一定液面的同时，必须通过提高地层压力来加大生产压差。为了达到注采平衡，注入量和注入压力亦需相应提高。该方向提高液量的潜力将受到两方面的限制，一是地层压力不能提得过高，一般不宜超过原始地层压力；二是要在高压下达到注采平衡，必须提高注入压力，会受到设备能力的限制；ABC 五、合理注采压力系统的研究方法（2）B方向。油层压力保持不变，通过加深泵来获得较大的生产压差。但为了保持注采平衡的注入量的提高，却只能通过提高注入压力来实现，又会受到设备能力的限制；（3）C方向。保持注入压力不变，注入系统不需改造，沿着C方向加深抽油井泵深，可使单井日产液量提高，单井日注量提高，而又允许油层压力适当下降。这是因为通过加深泵使流动压力降低获得的增大压差，超过因油层压力下降导致的生产压差减小；注水井则在注入压力不变的前提下，通过降低地层压力来增大注水压差，提高单井注入量。该方向的制约条件最小，可视为提高液量的最佳方向。ABC 在油田某一开发阶段，注采系统压力、产量、注入量之间是有条件的平衡关系。随着油层压力的变化，这个平衡式具有多解性，因此要从油田的实际资料出发，研究注采系统压力平衡的一切条件，并根据需要和可能，确定油田最佳的平衡条件。解决这一问题较为行之有效的方法是图示法，即利用注采压力平衡图研究油藏合理的压力水平。例如胜利油田纯化S4上合理地层压力的确定：纯化S4上按油层中部平均深度2500米，平均下泵深度1500米计算，在保持500米沉没度的条件下，井底流压应为15MPa左右，若欲保持单井平均日液15m3/d以上的液量，由注采压力平衡图可以看出，纯化S4上的地层压力应保持在25MPa左右。 纯化S4上注采压力平衡图 上图为孤东油田二区Ng上的注采压力平衡图。目前该区块地层压力13.3MPa，生产压差4.02MPa，注入压力10.6MPa，注采比1.05，采注井数比2.01。由图可见，在目前条件下可降低地层压力至13MPa左右，这样可在注入压力不变的条件下提高水井的注入能力，而油井产量可通过降低生产井流压保证生产压差来实现，在下泵深度不变的情况下，流压降低相应幅度仍可满足泵效要求。 地层压力下限值的影响因素分析1)原油地下流动条件越好，流动系数越高，则相同液量条件生产压差越小，地层压力下限值越低，允许总压降越大。2)在泵压和生产压差保持不变的条件下，加深泵挂，则最小流压减小，地层压力下限值减小，允许总压降增大。3)对于高饱和油藏，地层压力下限值应保持在饱和压力以上。对不同类型油藏、不同的泵径构成、不同的下泵深度，现阶段要求的地层压力保持水平有很大的差别。为了提高油田开发效益，应结合现阶段的油藏开采特点，测算各单元的最佳地层压力保持水平，以对不同类型油藏进行合理高效的开发。 第八节注水开发油田存水率与水驱指数分析一、存水率和水驱指数的推导二、存水率和水驱指数分析 一、存水率和水驱指数的推导油田注水开发过程中，需要不断地掌握注水动态，了解注水状况，并对注水效果进行评价。评价油田的注水效果有多种方法和多种指标。其中，存水率和水驱指数是我国注水油田经常使用的。前苏联也有类似的评价方法，其注入效率参数就相当于我国的阶段存水率；而注入水的采油补偿系数（即累积注水量比累积采出原油的地下体积）与我国的累积水驱指数类似。由此可见，这类评价指标的应用是十分广泛的。在油田的实际应用中，存水率和水驱指数有累积和阶段两种定义。 一、存水率和水驱指数的推导1、累积存水率和水驱指数的计算公式（1）累积存水率的定义和计算公式：累积存水率指的是到某一时刻为止，累积注水量与产水量之差比上累积注水量，即：对于注水开发油田，可以认为地层压力变化不大，即地层原油体积系数可以认为是常数，同时取地层水的体积系数为1.0。在这一条件下，可写出累积注采比的表达式，即 一、存水率和水驱指数的推导故：由水驱曲线得：即得累积存水率和采出程度之间的关系： 一、存水率和水驱指数的推导(2)累积水驱指数的定义和计算公式：累积水驱指数的定义：累积水注水量与累积产水量之差比地下累积产油体积，用公式表示即为：将水驱曲线方程代入得： 2、阶段存水率和水驱指数的计算公式（1）阶段存水率的定义及计算公式：阶段存水率等于阶段注水量减去阶段采水量再比上阶段注水量，其数学表达式为：一、存水率和水驱指数的推导 一、存水率和水驱指数的推导（2）阶段水驱指数的定义及计算公式：阶段水驱指数是指阶段注水量减去阶段采水量比上阶段采出原油的地下体积，即 二、存水率和水驱指数分析1、对于存水率与含水率关系理论曲线的总体特征随着含水率上升，存水率呈下降趋势；注采比不同，存水率随含水率的下降程度不同；注采比越大，其下降越小；对于同一含水率，注采比越大，存水率越高。当注采比小于1.0时，在高含水期间存水率可能出现负值。2、对于水驱指数与含水率关系理论曲线的总体特征。当注采比=1.0时，水驱指数=1.0。以水驱指数=1.0为界，水驱指数与含水率变化规律不同。当注采比>1.0时，随含水率的增加，水驱指数也增加，而且注采比越大，水驱指数随含水率增加的幅度越大；当注采比〈1.0时，随着含水率的增加，水驱指数减小；而且注采比越小，水驱指数随含水率减小的幅度越大。在高含水期，当注采比〈1.0时，水驱指数可能出现负值。 二、存水率和水驱指数分析在高含水期采取一些调整措施时，用存水率和水驱指数来评价注水效果时，可能会得出相反的结论，这时必须用其他指标来评价。在注水油田开发后期采取一些调整措施，使油田注采比下降，从而导致存水率和水驱指数下降，这时不能仅依据这两个指标就得出注水效果变差的结论。 第九节油藏井网密度计算与评价一、采液吸水指数法二、合理采油速度法三、规定单井产能法四、注采平衡法五、分油砂体法六、单井控制储量法七、最终采收率分析法八、综合经济分析法 一、采液吸水指数法在保持注水平衡的条件下，根据稳产期的最高采液速度、单井平均采液指数、准吸水指数以及注采井井底流压，按照合理油水井数比的原则，可确定出所需的油井数及总井数，进而可计算出相应的井网密度。油田每年采出液体的地下体积根据注采体积平衡：油田每年注入水的地下体积 一、采液吸水指数法油田合理的油水井数比(大庆)井网密度：注水井总数:注水井井数:由以上两式可得： 二、合理采油速度法根据地质和流体物性，计算在一定的生产压差下，满足合理采油速度要求所需的油井数和总井数，从而计算出所需的井网密度。该方法不受地区和开发阶段的限制，适于各类新老油田。1单井年产油量2由合理采油速度计算出的全区块的年产油量所需的油井数： 二、合理采油速度法设油井数与总井数之比为：得由井网密度的定义得： 三、规定单井产能法根据采油速度和油井的单井产能，计算出所需的油井数，由油井数与总井数的关系，可确定出总井数，进而求出井网密度。这种方法适用于新区。1、单井年产油量：2、由采油速度计算出的该含油面积上的年产油量：根据井网密度定义得： 四、注采平衡法在一定的注采比条件下，根据采油速度和含水率，确定出所需的注水井数，再由注水井与油水总井数比计算出油井总井数，进而求出井网密度。由采油速度和含水率，年产液量的地下体积:根据年注采比的定义，得年注水量：得：根据井网密度的定义得： 五、单井控制储量法该方法用区块的总地质储量除以用常规试井计算出的单井控制储量，确定出所需的油井数，从而获得合适的井网密度。1、确定单井控制储量式中可表示为 五、单井控制储量法2、计算井网密度设区块（油田）得总地质储量为Nm3，则所需的油井数：得：根据井网密度的定义得： 六、最终采收率分析法最终采收率分析法能够计算和分析不同井网密度下油田所能达到的最终采收率。（1）由试验等途径得到ED后，用现有井网密度和标定采收率反求B；（2）由已开发区资料回归得到ED和B.（3）同条件区块借用。 七、综合经济分析法该方法综合考虑了地质、开发和经济因素，可计算出合理的井网密度和极限井网密度，以及这些井网密度下的最终采收率。此方法结果可靠，已被广泛采用。1、水驱砂岩油藏最终采收率随井网密度的变化关系2、合理井网密度公式的推导可由上公式，结合“合理井网密度”的定义(当总的产出减去总的投入达到最大值时，经济效益最佳，所对应的井网密度)，经过一系列的数学推导，可以获得以下表达式 七、综合经济分析法3、极限井网密度公式的推导可由上式，结合“极限井网密度”的定义(当总的产出等于总的投入时，也就是总的利润等于零时，所对应的井网密度)，经过一系列的数学推导，可以获得以下表达式：极限井网密度的计算公式应为：4、动态经济分析法合理井网密度的计算公式应为： 七、综合经济分析法5、胜利油田方法根据胜利油田的实际资料回归出来的井网密度与采收率关系公式：根据经济合理井网密度的定义，单井新增经济合理可采储量，其产值至少应等于该基础建设总投资和投资回回收期内生产经营费用的总和。当井网密度由n增加到n+1口时，即每平方公里增加1口井，增加的可采储量为： 七、综合经济分析法设单井新增可采储量为Np，单井基本建设总投资为K万元，单井年经营费为C万元，原油价格L元/吨，在投资回收期内，年平均产值为B万元。按经济活动的动态评价方法，投资回收期内的现金流量如下：KCB图中箭头向上的表示每年的现金流入，箭头向下的表示现金流出，其中平衡方程为： 七、综合经济分析法I-贴现率，小数（P/A,I,t)-动态经济评价中的等额系列限植系数。因此将上述两式组合，形成方程组。通过迭代及可求出经济合理井网密度. 讲述内容完毕欢迎领导、专家提出宝贵意见！