1、1中国石油大学（华东）现代远程教育毕业设计（论文）题目低渗透油藏水驱开发效果评价方法研究学习中心胜利油田学习中心年级专业网络13秋石油工程（采油）学生姓名学号13602102005指导教师职称高级讲师导师单位胜利石油管理局高培中心党校中国石油大学（华东）远程教育学院论文完成时间2015年6月1日2中国石油大学华东现代远程教育毕业设计（论文）任务书发给学员1设计论文题目低渗透油藏水驱开发效果评价方法研究2学生完成设计论文期限2015年1月1日至2015年8月20日3设计论文课题要求要求学生要以认真，严谨的态度对待本毕业设计论文；要严格按照要求有针对性，有目的性的组织撰写论文，论文内容必须真实可靠
2、，准确，技术含量高；并且要求学员亲自编写，遇到不明白或不懂的地方随时要与老师沟通，查找相关资料，同时也可以常常和同学展开讨论互相学习，严禁抄袭他人论文或从网上下载文章，断张取义，拼凑论文。4实验（上机、调研）部分要求内容亲自参与论文所需数据的实验和资料收集，并保证数据和资料的齐全，准确。5文献查阅要求参与文献必须是紧密切合论文内容，查看鉴用的文献要求学员认真记录学习笔记，及时写出学习心得，做到有目的有针对性的查阅文献。6发出日期2015年4月1日7学员完成日期2015年8月20日指导教师签名学生签名3摘要我国低渗透油藏的天然弹性能量普遍较小，所以基本上都先后采取了注水保持压力的开发方式。因此，
3、对注水开发低渗透油田的水驱开发效果进行科学的评价，对于进一步搞好油藏注水开发，为实施调整挖潜措施提供可靠依据以及提高油藏最终采收率都具有十分重要的意义。本文在借鉴以往对中高渗透油藏注水开发效果评价的一些方法和原理的基础上，结合油藏工程、模糊数学原理等方法，首先给出了确定低渗透油藏启动压力梯度的简便方法，针对大庆外围油田推导出启动压力梯度的公式，最后针对低渗透油藏的水驱开发效果从含水率、存水率、可采储量等进行了科学的评价。各个方面都建立了相应的评价标准及计算方法。经过本文对低渗透油藏龙虎泡高台子油田水驱开发效果评价的实例分析，得到了和生产实际相符合的评价结果，证明本文提出的评价标准与计算方法切实
4、可行。关键词低渗透，启动压力梯度，水驱开发效果，评价方法4目录第1章前言111研究现状及局限性112低渗透油藏水驱开发效果评价研究的趋势313本文的主要研究工作3第2章低渗透油藏水驱开发效果影响因素21油藏储层因素的影响422原油地下粘度的影响5第3章低渗透油藏启动压力研究731启动压力梯度定义732启动压力梯度的确定方法7第4章低渗透油藏水驱开发效果评价1341低渗透油藏水驱开发效果评价指标分析1342低渗透油藏水驱开发效果评价指标的估算方法14第5章水驱开发效果综合评价方法2851模糊综合评判的基本数学原理2852评判矩阵和权重集的确定29第6章低渗透油藏水驱开发效果评价实例分析3261外
5、围已开发区块油藏地质特点3262外围开发区块开发状况3363低渗透油藏水驱开发效果评价结果34尉仑38参考文献39A405第1章前言11研究现状及局限性美国首先在20世纪4050年代提出注水开发的合理性。1955年，GUTHRIE和GREENBERGER对73个完全水驱或部分水驱砂岩油田的基础数据，利用多元回归分析法得到预测注水开发油田的水驱可采储量的经验公式1。19561967年美国石油学会API的采收率委员会建立了北美和中东地区的72个水驱砂岩油田的水驱可采储量的经验公式。1958年WRIGH产根据油田的实际开发数据，首先建立了水油比与累积产油量的半对数统计直线关系。1959年MATTHE
6、WS3又建立了水油比与累积产油量的半对数直线关系。后来，这两种水驱特征曲线被作为预测注水开发油田的水驱可米储量的基本方法。前苏联在20世纪4050年代开始考虑注水开发油田的合理性，以后对注水开发指标作了深入研究，并与美国油田开发的主要指标进行了对比，提出了适合本国油田注水开发的指标。不但如此还对开发效果的影响因素，根据多因素线性相关分析理开发指标作了深入研究，并与美国油田开发的主要指标进行了对比，提出了适合本国油田注水开发的指标。不但如此还对开发效果的影响因素，开发指标作了深入研究，并与美国开发指指标作了深入研究，并与美国油田开发的主要指标进行了对比，提出了适合本国油田注水开发的指标。不但如此
7、还对开发效果的影响因素，根据多因素线性相关分析理论，得出了不少经验性的结论。1959年前苏联的MAKCHMOB建立了累积产水量与累积产油量的半对数统计直线关系，并己在前苏联得到广泛的应用飞前苏联全苏石油天然气科学研究所根据乌拉尔一付尔加地区约50个油田的实际开发数据利用多元回归分析法获得预测注水开发油田的水驱可采储量的经验公式和1972年KOKAKMH的经验公式以及1976年OM3MKOB的经验公式。1973年，沙卓诺夫首先提出乙型水驱曲线。1981年沙卓诺夫推导出丙型水驱曲线和丁型水驱曲线。1994年俄罗斯油田科技工作者提出根据油水粘度比确定水驱特征曲线的标准。在低渗透油藏水驱油机理研究方面
8、，国内外进行了大量的实验研究，主要集中在借助微观实验提供的直观观测手段和宏观实验中先进的核磁共振技术设备，对油水渗流机理和动态特征进行了研究，为低渗透油田水驱开发指标的计算提供了理论基础。在低渗透油藏水驱开发指标计算研究方面，发表的成果并不多，主要集中在国内，并主要针对低渗透油藏具有启动压力梯度这一特点。邓英尔等，建立了具有启动压力梯度的油水两相渗流数学模型，推导了相应的分流量方程、等饱和度面推进速度方程、水驱油前缘饱和度和位置计算公式，导出了井排见水前后开发指标计算公式。杨正明等针对低渗透油藏的特性和低渗透的渗流理论，推导出低渗透油藏产量递减方程、低渗透水驱油藏含水率与启动压力梯度的方程以及
9、低渗透油藏水驱特征曲线的方程，同6时指出在进行低渗透油藏的产量递减分析、含水率和水驱特征曲线时，必须考虑启动压力的影响。宋付权等通过对低渗透油藏中注水井排和采油井排的定压水驱进行数值模拟，分析了多孔介质孔隙结构、油水相对渗透率曲线、启动压力梯度、注入速度和注采井距等因素对低渗透油藏水驱采收率的影响。分析表明，对于低渗透油藏而言，其水驱采收率直接受到启动压力梯度的影响，它影响见水时间、产油量和产液量、阶段采出程度、无水采收率和水驱采收率。李云鹃等通过在渗流方程中引入启动压力梯度并利用稳态逐次替代法，推导出低渗透砂岩油藏压力波影响半径与传播时间的关系，用于预测低渗透砂岩油藏注水见效时间与井距的关系
10、。姜瑞忠等利用谢尔卡乔夫公式、前苏联经验公式以及国内经验公式，对低渗透油藏压裂井网的水驱采收率与井网密度关系进行了探讨。结果表明，对于常规方式注水开发井网，在利用经验公式计算不同井网密度下水驱采收率时，前苏联经验公式计算结果明显偏大，而谢尔卡乔夫公式偏小，国内经验公式相对可靠，对于压裂注采井网，特别是对实施大规模压裂的低渗透油藏注采井网，利用己有经验公式计算水驱采收率或进行经济评价时有一定偏差。张慧生等采用数值模拟方法研究了在水湿低渗透油藏中，毛管力对水油两相渗流的影响，分析了启动压力梯度和毛管力对水驱油效果的影响。结果表明，在低渗透油藏中，水湿油藏的毛管力和启动压力梯度使油藏开发难度增大，使
11、果表明，在低渗透油藏中，水湿油藏的毛管力和启动压力梯度使油藏开发难度增大，使油藏的无水采收率和开发期减小。12低渗透油藏水驱开发效果评价研究的趋势从以上分析可以看出，目前，对于低渗透油藏水驱开发效果的评价研究，各文献都只是针对问题的局部进行研究，虽然已给出许多具体的评价指标，但往往都是孤立的，没有从系统的角度去考虑问题。而且各水驱开发效果评价指标关系复杂，一些指标之间具有相关性，而另一些指标又相互独立。各个评价指标都有其局限性；有些指标仅仅适用于油田某一开发阶段。所以，对低渗透油藏水驱开发效果评价的研究将会是更加系统、全面和科学的研究。13本文的主要研究工作本文在已有研究成果的基础上，主要做了
12、以下几个方面的研究1分析了低渗透油藏水驱开发效果的影响因素。2给出了确定低渗透油藏启动压力梯度的简便方法，针对大庆外围油田推导出启动压力梯度的公式。3确定了低渗透油藏模糊综合评判单因素评价方法，完善了低渗透砂岩油藏水驱开发效果评价的数学依据。4建立了一套反映低渗透油藏水驱开发效果的评价指标、评价标准以及评价方7法，对低渗透砂岩油藏水驱开发效果进行分析评价。5对龙虎泡高台子油田水驱开发效果进行了分析评价，得到了与生产实际相符的评价结果。8第2章低渗透油藏水驱开发效果影响因素低渗透油藏由于其特殊的地质特点，造成开发过程中呈现如下特征（1油藏天然能量不足，产量和一次采收率低；（2注水井吸水能力低，启
13、动压力和注水压力上升快；（3油井注水见水后，产液（油）指数急剧下降，稳产难度大。21油藏储层因素的影响一个油藏的储层条件在很大程度上决定了该油藏采用注水开发方式下最终水驱开发效果，或者在很大程度上决定了该油藏最终水驱采收率的大小。油藏自身的储层条件是一个综合概念，它是由许多油藏地质特征参数组成的一个集合体。就注水开发油藏而言，影响水驱开发效果的地质因素很多，在深入分析的基础上,认为影响注水开发油藏水驱效果的储层因素主要有1反映岩石颗粒结构特征的粒度分选系数，它直接影响岩石孔隙度和渗透率的大小，同时也间接反映了孔隙空间的均勻程度，在水驱开发过程中，使注入水能够均匀推进。因此它直接影响油田水驱难易
14、程度和均匀程度。2反映岩石孔隙结构特征主要有最大连通孔喉半径、孔喉均值、主要流动孔喉半径平均值、喉道均质系数、有效孔隙度和退汞效率。前五个参数从不同侧面反映了喉道的大小，喉道均勻程度的高低和岩石储集流体能力的高低。退汞效率越大，表明残留在喉道系统中的水银量越小，这样的岩石孔隙结构有利于驱替流体在岩石中有效、均匀地推进；相反退汞效率越小，说明流体流动的孔喉系统的喉道不发育，由于喉道狭窄而且分布不均匀，容易造成注入水推进困难和不均匀，进而影响了水驱开发效果和最终采收率。3反映储集层渗流物性的参数主要有渗透率、变异系数和非均质系数。渗透率反映了流体通过岩石孔隙的能力；变异系数是反映储层非均质性大小的
15、一个重要指标；非均质系数主要反映层间非均质性的强弱。反映储集层敏感性的参数主要有水敏指数、速敏指数和粘土矿物含量。水敏指数是指储集层岩石与不配伍的外来流体作用，引起粘土膨胀、微粒分散运移，从而导致渗透率下降的现象，影响了注入水的推进；速敏指数是因流体流动速度发生变化时引起地层中微粒运移，堵塞孔道，导致渗透率下降。因此油田注水开发过程中对确定合理的注水量和采液量具有重要的意义。4从国外低渗透油藏现场试验看，油层泥质含量不超过3时，注水一段时间后注水井吸水能力下降12倍，但是经过对注水井井底反复冲洗，吸水能力可以完全恢复。泥质含量46时，水相渗透率降低35倍，在冲洗井底后，吸水能力不能完全恢复。泥
16、9质含量710时，水相渗透率降低630倍，泥质含量2030时，油层实际上已不吸水。国内外一般认为中低渗透油藏泥质含量在10以上就不适合注水开发了。超过10,对注水开发有较大的影响。5反映储集层分布的参数主要为有效厚度钻遇率和连通系数。前者反映了油层分布情况，越大表明油层在平面上分布的非均质性小，钻井的有效率比较高。而连通系数为连通砂体层数除以砂体总层数，该值直接影响了水驱储量控制程度和水驱储量动用程度的大小。22原油地下粘度的影响根据国外注水开发油田经验，一般地下原油粘度大于5MPAS时，对注水效果的提高就会有一定的影响；大于70MPAS时注水开发就有较大的困难。在相同的润湿性、相近的渗透率、
17、相同的界面张力条件下，随着原油粘度的增大，相同孔隙注入倍数所对应的驱油效率也随之降低。随着油水粘度比的增加，驱油效率呈下降的趋势，残余油饱和度呈现出上升趋势。驱油效率的下降和残余油饱和度的上升在油水粘度比为370以前，比较突然；在油水粘度比3701500之间，呈平缓下降和上升趋势；油水粘度比大于1500时驱油效率和残余油饱和度变化很小，基本上呈直线变化趋势，水驱基本上失去意义。另外，油层在开发过程中所受到人为因素的污染在很大程度上影响油田水驱开发水平的提高。由于受到污水处理的局限，目前部分油田注入水水质严重超标,悬浮物与含油等重要指标均超出530倍，含氧、机杂粒度等指标也严重超标。使注水井吸水
18、能力不断下降，甚至注不进水，注水管线也受到严重腐蚀，使用寿命大幅度缩短。10第3章低渗透油藏启动压力研究大庆外围油田低渗透砂岩油藏、特低渗透砂岩油藏以及致密砂岩油藏占有很大比例。由于低渗透油藏存在启动压力，因此这章主要研究启动压力梯度的公式、启动压力梯度与渗透率、孔隙度、粘度的关系。31启动压力梯度定义理论研究表明，流体在多孔介质中渗流时往往因伴随一些物理化学作用而对渗流规律产生很大影响。油水在油藏中渗流时除粘滞阻力外，还有另一附加阻力,即油与岩石的吸附阻力或水化膜的吸引阻力，只有当驱动压力克服这种阻力后，流体才能流动，这就是启动压力现象5。实验表明（图31,在低渗条件下，当压力梯度大时，油水
19、渗流速度呈直线段，表现为达西流。压力梯度小时，油水渗流速度不呈直线段，表现为非达西流，用延长的直线段代替渗流曲线，2值就是启动压力梯度。随着渗透率的增大，启动压力梯度迅速减小。O00,20304AP/IYIMPD/M图31非达西渗流示意图32启动压力梯度的确定方法目前求取启动压力梯度的方法归纳起来，主要有理论计算方法，现场试井分析方法和室内岩心实验方法M。理论计算方法论证清晰、思路简练、比较简捷，但计算11公式中的参数也要通过实验获得，流体的极限剪切应力不好确定，在实用性方面存在明显的不足。试井解释方法是现场动态的测试，它动态地反映了油藏的变化规律，确定的启动压力梯度有积极的现实意义，但现场施
20、工时间较长且费用较高，在低渗地层中展开稳定试井往往是很困难的，因而该方法实用性较差。室内实验方法比较直观，也是可以直接进行渗流规律研究的，是目前比较公认的求取启动压力梯度的方法。但该方法存在两方面的问题，一是实验条件与油藏实际驱替条件存在明显差异，二是由于岩心应力释放、难以保证岩心处于地下时的自然状态。这样虽然渗流机理是正确的，但可能造成一定的误差。而生产动态资料是油田开发过程中取得的第一性资料，直观反映了储层和流体的特征，利用现场丰富的生产动态资料，在考虑启动压力梯度的渗流理论基础上求解启动压力梯度则是一种较好的方法大量室内实验结果表明油藏的启动压力与岩石的渗透率有关，渗透率越大,启动压力越
21、小，二者呈类似双曲线的关系；油的粘度越大，油的启动压力越大；另外，油的启动压力大于水的启动压力。考虑启动压力时，低渗透油藏的渗流的运动方程为GRANDP31式中一渗流速度，MM/SK一渗透率，IM2/粘度，MPASGRANDP一压力梯度，MPA/MA启动压力梯度，常数。对于平面径向流，计算其产量为,RE32/IN式中Q流量，CM3/SH油层有效厚度，CMPE一边缘压力，MPAPW一井底压力，MPARE一供油半径，CMKV1IGRANDPJINKHPEPWARERW12RW一油井半径，CM应用现场井网数据，对于一定的井网，如果注产井间能够有效地驱动，可以近似的认为，井网间的井距I等于平面径向流的
22、供给边缘的距离以XAP为横坐标，/分为纵坐标，则有QAAPB35通过生产数据线形回归得到和，可以算出启动压力梯度为36AL根据上述公式，计算朝阳沟油田部分区块的启动压力梯度，其相关系数在08030947之间，求得各区块启动压力梯度在001600815MPA/M之间表31表31朝阳沟油田部分区块回归启动压力梯度结果表区块AB启动压力梯度MPA/M相关系数朝450471272800160947朝51040685200180865朝5北0601811500370803朝640152135900250960朝6010263330400350894朝2轴0432714700460901朝202轴0266
23、31290033090213第4章低渗透油藏水驱开发效果评价低渗透油藏水驱开发效果不仅与其基础地质情况有关，而且还与开发的技术水平有关。油田在注水开发过程中，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，在不同的人为因素控制下所产生的水驱开发效果也不一样。因此，一个油藏在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情况，还取决于开发人员的技术水平。41低渗透油藏水驱开发效果评价指标分析反映低渗透油藏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
24、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，釆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的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
25、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，使得整个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，含水上升率反映了含水率随采出程度的变化关系。油田开发所进行的一切调整措施的最终目的就是为了增加油田可动用地质
26、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”14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，水驱开发效果也就越差。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，反映低渗透砂岩油藏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、含水率、含水上升率、存水率、注水量、可采储量、能量的保持
27、和利用程度、剩余可釆储量的采油速度和年产油量综合递减率十个方面。42低渗透油藏水驱开发效果评价指标的估算方法上述的反映低渗透砂岩油藏水驱开发效果的十个指标水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、可采储量、含水率、含水上升率、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，以下分别介绍每一个指标的估算方法。421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相连通的采油井的射开有效厚度与所有采油井的射开总有效厚度之比值其实质是从注水井和釆油井射开的有效厚度来评价水驱对储量的控制程度，其评价指标分别用两种比较实用方法油砂体法和概算法估算M。水驱储量控制程度
28、是注入水体积波及系数的一个反映，其大小不仅受到地质因素的影响，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。而对于体积小且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，选择正确的注入方式、合理的井网密度、合理的注采强度等，也能提高水驱储量控制程度。因此，油藏地质条件和人为控制影响因素均是影响水驱控制程度大小的重要因素。1分油砂体方法分油砂体法是一种经验统计方法，主要用于分析不同井网密度对水驱控制程度的影响。水驱控制程度的表达式为，M10470698D15/,07541MZ4215/I8516422
29、水驱储量动用程度水驱储量动用程度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，即总的吸水厚度与注水井总射开连通厚度比值，或总产液厚度与油井总射开厚度之比值U“。该水驱储量动用程度认为只要注水层位吸水或生产层位产液，就认为该层位储量已全部动用。该指标的定义是对水驱储量动用程度的粗略的估计,没有考虑开发层系内的非均质性及层间相互影响如注入水的窜流。因此，从实际的水驱开发效果角度分析，我们认为水驱储量的动用程度是水驱动用储量与地质储量的比值。储量动用程度一般随油田开发程度的加深而不断增加的。开发初期的储量动用程度增幅度较大，是因为生产规模在不断扩大、生产的原油也主要来自易开采区的原
30、油；而开发后期储量动用程度也会有所增大，是因为所增大的储量动用程度来自于难开采区。可采储量一般不会随储量动用程度增大而成比例提高。虽然二者不是以线性成比例增长，但储量动用程度越高，可采储量也就越大。水驱储量动用程度的计算方法可以采用新丙型水驱特征曲线方法确定，一般随油田开发程度的加深而不断增加，其表达式为AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA45AAAAAAAAAAAAAAAAAAAA46AAAAAAAAAAAAAAAAAAAA47式中累积产液量，104T7VP累积产油量，104T水驱控制储量，104TTV地质储量，104T及一由油藏地质特征参数评价出的油藏最终采出程度，小数；水驱储量动
31、用程度，小数。从理论上讲，引用公式47计算出的储量动用程度值应小于1。但由于在实际的地质储量计算过程中，因为诸多原因致使地质储量偏小，进而致使值可能大于1。储量动用程度值的大小直接反映注水开发油田的水驱开发效果。若储量动用程度值越大，贝赃水开发油田的水驱开发效果越好；反之，若储量动用程度值越小，则注水开发油田的水驱开发效果越差。表42是水驱开发低渗透油藏储量动用程度的评价标准。17表42储量动用程度的评价标准423含水率含水率是油田开发中一个非常重要的指标。含水率是油井日产水量与日产液量的比值。用公式表示就是ALP对于一个开发层系或油藏而言，所用的含水率是指油层生产的综合含水率，其定义为评价开
32、发区块中各油井年产水量之和与年产液量之和的比值。含水率的大小直接影响着开发效果的好坏，也直接影响着油田的经济效益。通过水驱曲线的研究证明，任何一个水驱油藏的含水率和采出程度之间都存在一定的关系，而它的具体关系取决于油藏的最终采收率如果两个水驱油藏的最终采收率值相同，则它们含水率与采出程度的关系AI曲线到一定的开采阶段总会趋于一致。如果在开发初期，能预先估计出油藏水驱含水率与采出程度的关系，就可能估计在主要开采阶段中含水率与釆出程度的变化状况，通过油藏含水率随采出程度的上升的趋势，评价出这个油藏的最终釆出程度。由于油田开发的过程是一个不断调整和不断完善的过程，油田开发的阶段性和不可预见性使得各阶
33、段含水率与釆出程度上升趋势不断改变，各阶段所对应的最终采出程度也不相同。估算注水开发油田含水率与采出程度的方法较多，下面给出了在低渗透油藏中2种比较实用的估算方法。计算方法一应用油水粘度比确定注水开发油田的含水率与采出程度。式中/W含水率，小数；R一米出程度，小数；RM一最终米出程度，小数；A、D与油水粘度相关的统计常数，小数。其值可以引用表43中的计算表达式进行计算。表43统计常数A、D计算式等级差较差中等较好好ROM8018根据己知的具体油藏的实际生产动态数据含水率/W和采出程度/，应用公式48就可以计算出相应油藏在目前开发模式下或水驱开发效果下的油田综合含水率达到经济极限含水率时的最终采
34、出程度值。在实际生产应用中可以发现，油水粘度比在1535时，采用第一种方法，可以看出比较明显的注水开发油田的含水率与采出程度之间的关系。在油水粘度比35时，注水开发油田的含水率与采出程度之间的关系不明显，所以，可采用下面的方法。方法二应用童宪章推导的半经验公式确定注水开发油田的含水率与釆出程度。童氏标准曲线公式为FLGC75RRM69A491FW式中一采出程度；RM一最终米出程度；八_含水率；A,C校正系数。引入两个定解条件一是当含水率为O时，采出程度为无水采收率，通常无水采收率较小，且对含水率与釆出程度曲线后半段影响不大，故取特殊情况，近似认为当/；0时，/0二是当含水率为98时，采出程度即
35、采收率，即当心98时，RRMO410把定解条件代入式49得411IGC75RM169ALG49C169A应用范围油水粘度比）计算公式1535A1916LNMR31D303718461NMRA8407/LNPR0104643550D/A0733903741NPR231729DINPR2251750A0661NPR476D45601251NMR19联立式410,411得49ALG75/169IO75“IM49412将A,C值代入式49并整理得49107”111/11W根据己知的具体油藏的实际生产动态数据含水率/W和采出程度/，应用公式49就可以计算出相应油藏在目前开发模式下或水驱开发效果下的油田综
36、合含水率达到经济极限含水率时的最终采出程度值。众所周知，注水开发油田的目前采出程度I不但与油藏地质条件和目前水驱开发效果有关，而且还与油藏的开发阶段有关。为了能够反映这一特征，特采用“由含水率与采出程度关系式预测出或计算油藏的最终采出程度I”与“由油藏地质特征参数评价出的油藏最终采出程度油藏采收率阶段注水量，M3阶段米出量，M3。如果按注采平衡推算，可得出阶段存水率的理论表达式人100424当油田（区块）存在有边底水侵入或注入水有部分外溢时，需要用合理的IPR进行理论校定。EIPRIEXPVDS425当采出程度在含水率为时变化说，对应的累积采油量变化为AW/,累积采液量的变化值为说，则有NDR
37、FWJDLP设从投产到采出程度为7时的累积产水量为WA则有NFDWPDR1FW将式412代入上式并积分得21WD1049NEXP172725/172725故在假设水的体积系数为1时，累积产液的地下体积为VLWPNPBJPON10,49ATFEXP172725/1727251式中凡一原油体积系数；P。一原油密度，KG/M3一地质储量，104M323NP一累积产油量，IO41。设从投产到采出程度为7时，在注采平衡即注采比为1的条件下，累积注入量奶等于累积产液的地下体积匕，故采出程度为R时的存水率C为W1WB49ATFEXP172725/2IBCIRX1R426WPPOL175SH172725J心式
38、426即为存水率与采出程度的典型曲线关系式可用于评价水驱油藏的水驱开发效果。其评价标准与表44评价采出程度比的评价标准相同。426注水量注水量指标可以从侧面反映出注水开发效果。常规油藏工程方法中建立了注水量计算模型，也可以采用油田目前的采出程度与注水量的关系，外推至最终采出程度处去估算累计注水量最终注水量。低渗透油藏注水开发时，釆出程度与累积注水量具有以下的统计规律，RAGQB427其中R一米出程度，小数；Q一累积注水量，万方；T直线斜率；直线截距。由式427表明，油田注水开发效果中，累积注水量与采出程度在半对数坐标上呈直线关系。如果油田在开发某一时期以当前的水驱开发效果的发展趋势进行开发不做
39、任何大的开发调整，则该直线段将一直持续到开发结束。根据该曲线特征，我们将目前的采出程度与累积注水量曲线进行外推至地质评价结果油藏的最终采出程度7对应的累积注水量时刻，这时的累积注水量的高低作为评价注水量的效果好坏的指标。反映水驱开发效果的累积注水量的评价标准见表46。评语好较好中等较差差累积注水童（PV3427可采储量可采储量是指在现有经济技术和开采工艺条件下，能从地质储量中开采出来的那一部分储量；原则上是地质储量与经济采收率之乘积，它是反映注水开发油田水驱开发效果好坏的综合指标。它的大小受原始地质储量、地质条件等的限制，也是注入水体积波及系数和驱油效率的综合作用结果。对某一具体油田，由于人为
40、控制因素不同24和开发阶段不同，油田的可采储量必定存在较大的差异。例如当油田经历层系细分，并网调整及注釆结构调整等之后，油藏可采储量的预测值也会相应发生改变。针对油田可采储量的这一特性，我们可以把该指标作为评价低渗透油藏水驱开发效果好坏的主要指标之一。预测低渗透油藏可采储量的方法较多，下面介绍一种较为实用的方法低渗透油藏乙型水驱特征曲线法。低渗透油藏乙型水驱特征曲线的数学表达式为GWORA/SR0428其中AP/LF“LG|1|_APILGJ23F3U3BS,P也4606根据油田动态生产资料可获得低渗透油藏乙型水驱特征曲线式428中的截距A和斜率值以及地质储量TVP,进而可以预测不同含水率下的
41、累积产油量IG人人423当油田含水率达到经济极限含水率时，由式328可以获得油藏的可采储量。例如当经济极限含水率取为人98时，油藏的可采储量为169NPAN430428育泛量的保持和利用程度地层能量的保持水平主要反映在地层压力的保持程度及该地层压力水平下是否满足排液量的需要。合理的地层压力水平不仅可以取得较高的采收率，而且降低了注水开发的难度。地层压力高，要求高的注入压力并且注水设备具有高的承压能力，这使得注水工艺变得复杂；地层压力低，虽然易于注水，但是当地层压力低于饱和压力进25入溶解气驱时，可能会使得原油采收率降低。一般认为，当地层压力达到某一水平时，再增加地层压力对原油采收率影响不大。在
42、该压力水平下，既能满足排液的需要，又能满足注水量的需要，该地层压力属于合理的压力保持水平。根据地层压力保持程度和提高排液量的需要，分为三类A地层压力为饱和压力的85以上，能满足油井不断提高排液量的需要。B地层压力下降没造成油层脱气，但不能满足油井提高排液的需要。C地层压力的下降造成油层脱气，也不能满足提高排液的需要。它没有定量的指标数据，根据压力保持在哪个水平，从而确定其范围。当地层压力保持程度处于第一种情况，能量保持水平处于好的状态。当地层压力保持程度处于第二种情况，能量保持水平处于中等。当地层压力保持程度处于第三种情况，能量保持水平差。地层能量的利用程度是指人们在油田开发过程中对天然能量和
43、人工注入水能量的利用程度。油藏的天然能量是指在成藏过程中形成的弹性能量，溶解气能量，气顶能量，边、底水能量和重力能量等。国内外油藏开发的实践证明，对于天然能量充足的油藏，合理利用天然能量其开发效果最好，采收率高。对于天然能量不充足的油藏，采用溶解气驱开发效果最差，采收率低。因此，注水开发过程中，在使地层压力处于合理的保持水平的前提下，充分利用地层能量可使得开发效果得到较好的改善。油田对天然能量的利用程度的衡量主要是通过油并的平均生产压差的大小反映。其评价主要分为以下三类A油井的平均生产压差逐年增大；B油井的平均生产压差逐年基本稳定10以内；C油井的平均生产压差逐年减小。对于第一种情况，如果地层
44、压力处于合理的地层压力保持水平之上，可以降低地层压力，减小生产流压使得地层能量得到发挥，有利于提高采收率。如果地层压力处于合理地层压力保持水平之下，油井的平均生产压差逐年增大将使得开发效果变差，有可能降低了釆收率。对于第二种情况，如果地层压力处于合理的地层压力保持水平之上，油井的平均生产压差逐年基本稳定，使得天然或人工注入水能量没有得到利用，过高的地层能量相反还会增加注水开发成本，达到相同采收率下具有较高的技术与经济负担。如果地层压力处于合理地层压力保持水平，油井的平均生产压差逐年基本稳定，是有利于提高注水开发效果。对于第三种情况，油井的平均生产压差逐年减小，说明开发过程中对天然能量的利用是在
45、降低。该情况表明油藏天然或人工注入水能量已不充足，地层能量需要得到26补充。429乘IJ余可采储量的采油速度剩余油可采储量的采油速度是指当年核实年产油量除以上年末的剩余可采储量之值。该指标综合反映了目前开发系统下井网、注水方式、注采强度等开发效果的好坏。如果剩余油可采储量的采油速度高，说明油田生产可能具有较高的生产能力，在相同条件下，高的剩余油可釆储量的采油速度越高，投资回收期越短，油田开发可以取得较好的经济效益。如果剩余油可采储量的采油速度低，说明油田生产能力低。低的生产能力一方面是由油藏的地质条件所决定，另一方面也可能是由于开发布局不合理造成，使得油田开发投资大，回收期时间长，经济效益差。
46、剩余油可采储量的采油速度不仅受人为因素的影响，而且要受到开发阶段的限制。对于一个油田，虽然生产初期油水分布较为均匀，单井平均年产油量可以达到很高的水平，但是由于剩余油可采储量基数大，油田处于建产期，油田年产油量不可能达到很高，剩余油可采储量的采油速度也不能达到很高的水平。随着地下可采储量的不断采出，可采储量的降低，油田处于全面投产期，此时剩余油可采储量的采油速度可以达到最高的水平；油田开发后期，地下油水分布很不均匀，剩余油分散，大范围的剩余油已经很少，主要在注采井网控制不住的、断层遮挡、受微构造控制的和正韵律厚层上部等地区成零散分布；部分注入水的性质发生转变，主要是在油层高渗透带和“大孔道”中
47、形成无效的短路循环，不仅起不到驱油的作用，而且还要压制和干扰其他油层。这些因素都使得可采储量的开采难度越来越大。虽然剩余油可采储量减小，但是油田处于递减期年产油量不断下降，剩余油可采储量的采油速度降低。根据剩余油可采储量的采油速度的开发特性，我们分别将开发阶段分为儿个阶段进行评价，其评价标准见表47剩余油可采储量的采油速度评价标准表。表47剩余油可采储量的采油速度评价标准表采采出程度比好较好中等较差差5455445354767564580997575664575080彡66656575758880彡77757585859928第5章水驱开发效果综合评价方法51模糊综合评判的基本数学原理设定一个
48、模糊矩阵RIJMXNORYL设定一个模糊向量XXX1，X2，XN0X2L，IL，2,3,，贝UXSRY称为模糊变换，0表示模糊运算。艮PRIX丨乂X”N/1实际上模糊变换的结果YYYI，Y2，YM是模糊向量X与模糊关系矩阵R的和成。设给定两个有限论域29UUU1，U2，UMVVV1，V2，VM式中，U综合评判因素；V评语所组成的集合。对于模糊变换X8RY,X是V上的模糊子集，而评判结果Y是U上的模糊子集。这就是综合评判的基本原理。一般地，Y即是评判的综合结果。对于YYYI,Y2,YI是评判对象相应于第J个模糊评语的隶属度。若有YJMAX，Y2，YM，1彡J彡M则认为评判的最后结果为第J个模糊评
49、语。即按最大隶属度原则，即可确定评价对象的综合评价结果。采用模糊综合评价方法评价水驱开发效果改善程度时，开发调整措施内容不同和调整时机不同1评价指标体系中的响应参数个数可能不同；2同一响应参数的评价标准不同；3响应参数的权重系数不同，这是由于响应值的大小取决于开发调整措施类型和调整措施的有效性。52评判矩阵和权重集的确定我们将被评判的事物称作评价对象。评价的结果用一组“评语”的模糊集合表示。这组评语构成的集合称之为评语集，也称评价集。记作VVVI，V2，VM评语集V还可以用某一区间上离散数值构成，如VV15,20,25,30其中的数字代表评语的隶属度。评价结果YYY，Y2，YMY是V上的一个模糊子集。其中Y是向量Y在评语集V上对应的评价隶属程度。影响评价结果的所有因素构成的集合称为因素集。记作UUUIU2,UM根据第I个因素U对事物作出的评价称作单因素评价。记作这种单因素评价只能反映事物的一方面，无法反映总体情况。但N个因素便有N30个单因素评价向量，将它们组成一个矩阵，我们称其为评判矩阵卜L、彳JR2LR,2丨I；IIILRRR给每一个因素U1确定一个析出XI表明对评价结果的重要程度。然后通过模糊变换XSRY将各单因素综合成一个评价结果。式中XXX，X2，XM,称作权
