油田动态分析讲稿bfgp.pptx

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1、RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED油田动态分析油田动态分析RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED油藏工程方案油藏工程方案油藏工程管理规定油藏工程管理规定1.油藏评价部署方案（油藏评价前）“油田开发概念设计”，主要根据评价目标区的地质特征和已有的初步认识，勘探提交的控制储量的基础上，提出油井产能、开发方式以及生产规模。1）可能的含油层系、产油层厚度、面积及地质储量；2）可能的开发方式、开发层系及井网部署3）预测产能规模RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED2.油田开发方案（油藏工程部分）油藏评价结束后完成油田或区块开发方案，油

2、田开发方案是产能建设的基础。开发方案编制结束提交探明储量。主要内容包括：油藏地质、开发原则、开发方式、开发层系组合、开发井网、注采系统、监测系统、开发指标预测（生产能力预测）、采收率估算。实施后考核指标：产能到位率：一般油田90%；复杂断块油田85%“初期平均含水率”符合率：一般油田90%；复杂断块油田85%水驱控制储量：一般油田90%；复杂断块油田85%油藏工程方案油藏工程方案油藏工程管理规定油藏工程管理规定RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED2.油田开发调整方案（油藏工程部分）主要内容：1）精细油藏描述：油藏再认识，主要成果是量化剩余油分布，建立三维地质模型。2）开

3、发动态分析及效果评价：主要开发指标分析；层系、注采井网及开发方式适应性分析；采收率和可采储量计算；存在的问题及潜力分析。3）开发调整方案部署：调整目的、对象及部署结果4）开发调整指标预测（产能预测）及实施要求。油藏工程方案油藏工程方案油藏工程管理规定油藏工程管理规定RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED2.油田开发调整方案（油藏工程部分）实施后评价和考核的主要指标：“单井初期日产油量”符合率：80%；“单井初期含水率”符合率：80%；产能到位率：90%；新增可采储量预测误差：10%。油藏工程方案油藏工程方案油藏工程管理规定油藏工程管理规定RIPEDRIPEDRIPEDRI

4、PEDRIPEDRIPED产能贡献率：产能贡献率：新建原油产能项目实施当年的产油量与建成能力的比值。产能到位率：产能到位率：新建原油产能项目建成投产后第二年的年产油量与建成能力的比值。产量符合率：产量符合率：新建原油产能项目投产第二年以后（第三年、第四年和第五年）实际的年产油量与开发方案预测的同年产量的比值。新建原油产能新建原油产能“三率三率”指标指标RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED1.油田动态分析及主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（采收率）及计算方法6.水驱潜力评价方法内容内容RIPEDRIPEDRIPEDR

5、IPEDRIPEDRIPED在油田开发过程中，运用各种监测方法采集到的大量第一性资料，进行深入分析、不断认识地下油水运动规律及其发展变化，及时发现和提出解决各种问题的办法。每年进行的改善油田开发效果各类措施，比如开发调整（钻新井、层系、井网、开发方式）、“稳油控水”的综合治理的重要基础之一就是油藏动态分析。油田动态分析包括：生生产动态分分析析、油井井筒内升举条件分析和油油层（藏）（藏）动态分析分析三个方面的内容。油田动态分析油田动态分析RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED生生产产动动态态分分析析亦亦称称单单井井动动态态分分析析，包包括括油油井井动动态态和和注注水水井井动

6、动态分析，是油田生产管理经常性的基础工作。态分析，是油田生产管理经常性的基础工作。油井动态分析包括：分析压力、产量、含水变化，搞清见水层位，来水方向及井下技术状况，判断工作制度是否合理及生产是否正常等。注水井动态分析包括：分析井口压力、注水量及吸水能力变化，判断井下故障等。生产动态分析生产动态分析RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED生产动态分析主要指标生产动态分析主要指标注水状况分析：注水量、吸水能力油层压力状况：油层压力分布，以及油层压力与注水量、注采比之间的关系含水率变化：含水与注采比、采油速度合理界限油井生产能力：采油指数、采液指数变化，油井利用率、时率、递减率（

7、综合递减率、自然递减率）、措施效果。生产动态分析生产动态分析RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED油层（藏）动态分析油层（藏）动态分析搞搞清清各各类类油油层层中中油油水水的的分分布布及及其其运运动动状状况况、吸吸水水能能力力和和产产油油能能力力变变化化，地地层层压压力力及及渗渗流流阻阻力力变变化化，含含水水率率及及产产量量变变化化，油油层层及及流流体体性性质质变变化化，储储量量动动用用及及剩剩余余油油分分布布等等，为为挖挖潜潜油油层潜力提供依据。层潜力提供依据。油藏动态分析：以井组（或开发单元、区块）为单元，搞清油层产量、压力和含水率的变化状况，吸水能力及注采平衡状况等。

8、油水分布及水线推进状况，储量动用及潜力分布状况等。针对出现的问题提出各种有效措施，不断提高井组开发效果。RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED油藏动态分析主要内容油藏动态分析主要内容油藏地质特征再认识：层系、井网、注水方式适应性：比如不同井网、井距下各类油层水驱控制程度、油砂体钻遇率、水驱采收率等方面分析其适应性。油田稳产基础分析：储量替换率、储采比状况新井、老井及措施增油的变化油层（藏）动态分析油层（藏）动态分析RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED油藏动态分析油藏动态分析油藏动态分析主要内容油藏动态分析主要内容油层能量保持状况储量动用及剩余油分布

9、状况：各类重大措施（压裂、补孔、调剖、卡堵水）对储量动用影响储层的连通状况的分类统计，不同井网控制程度下储量的动用、水驱控制程度及剩余油分布状况注入水纵向、横向波及及水洗状况RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED油藏动态分析油藏动态分析油藏动态主要主要分析油藏动态主要主要分析水驱油效率分析取心、室内做水驱油实验确定水驱油效率（微观水驱油效率）油水相渗曲线确定水驱油效率类似油藏、经验公式确定油田可采储量及采收率：计算可采储量（方法的实用性）分析影响水驱采收率的因素（油藏、流体的属性，开采方式及工艺技术以及经济）RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED1.

10、月（季）度生产动态分析主要应用开发动态资料分析油田生产形势和措施效果，发现生产动态存在的主要矛盾，制定相应调整措施，确保各项开发指标的完成。主要内容：1）原油生产计划完成情况2）主要开发指标（产油量、产液量、含水、注水量、注采比、地层压力、递减率等）的变化情况及原因3）主要增产、增注措施效果及影响因素分析油藏工程管理规定有关动态分析规定RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED2.年度油藏动态分析主要是搞清油藏动态变化，为编制第2年的配产、配注方案和调整部署提高可靠依据。重点分析的内容：1）注采平衡和能量保持利用状况（1）注采比的变化与压力水平的关系，压力系统和注采井数比的合

11、理性。（2）确定合理的油层压力保持水平，分析能量利用保持是否合理，提出配产、配注方案和改善注水开发效果的措施。油藏工程管理规定有关动态分析规定RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED2）注水效果分析（1）分析区块注水见效情况、分层注水状况，提出改善注水状况措施；（2）分析注水量完成情况、吸水能力的变化及原因（3）分析含水上升率、存水率、水驱指数，并与理论值进行对比，评价注水效果、波及效率、注采比、注采对应率。油藏工程管理规定有关动态分析规定RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED3）分析储量利用程度和油水分布状况（1）应用吸水剖面、产液剖面、密闭取心等资

12、料，分析油层动用程度、储量动用状况。（2）利用不同开发阶段驱替特征曲线，分析储量动用状况及变化趋势；油藏工程管理规定有关动态分析规定RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED4.分析含水上升率与产液量变化情况（1）应用实际含水与采出程度关系曲线和理论计算曲线对比，分析含水上升率变化趋势及原因，提出控制含水上升措施。（2）分析产液量结构的变化，提出调整措施。5.分析主要增产增注措施效果。对主要措施（如压裂、酸化、堵水、补孔、增注等）要分析措施前后产液量、产油量、含水率、注水量、井底压力的变化和有效期。油藏工程管理规定有关动态分析规定RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIP

13、EDRIPED6.总结油田开发重点工作的进展1）精细油藏描述2）（新）老区产能建设3）重大开发实验4）区块综合治理油藏工程管理规定有关动态分析规定RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED1.油田动态分析及主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（采收率）及计算方法6.水驱潜力评价方法内容内容RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED低粘油：o5mpa.s（吐哈、塔里木）中粘油：o520 mpa.s高粘油：o 2050 mpa.s稠油：o50 mpa.s（辽河、新疆）普通稠油：o5010000 mpa.s特稠油

14、：o 1000050000 mpa.s超稠油：o 50000 mpa.s凝析油：一般原油相对密度0.8挥发油：一般原油相对密度0.825，体积系数1.75高凝油：凝固点40的轻质高含蜡原油按原油性质分（按油层条件下的原油粘度分）按原油性质分（按油层条件下的原油粘度分）RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED特高渗透：k100010-3m2高渗透：1000k50010-3m2中渗透：500k5010-3m2低渗透：50k510-3m2特低渗透：k510-3m2按渗透性分类（空气渗透率）：RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED层状：上下均被不渗透地层所封隔

15、，受固定层位控制单层状、多层状块状：储集层厚度大，内部没有不渗透岩层间隔而呈整体块状，顶部为不渗透岩层覆盖，下部为底水衬托。孔隙型：储集和渗流石油的空间主要为孔隙（90%）双重介质型：储集和渗流石油的空间主要既有孔隙又有裂缝（孔隙10%，裂缝10%）裂缝型：储集和渗流石油的空间主要为裂缝（90%）按储集层形态分类RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED天然能量中高渗透注水砂岩油藏：特高渗透：k1000 高渗透：k5001000 中渗透：k50500低渗透砂岩油藏 低渗透：k550 特低渗透：k5复杂断块油藏 中高渗透：k50，低渗透：k50裂缝性砂岩油藏 砾岩油藏 裂缝性碳

16、酸岩油藏 特殊类型油藏常用的油藏分类（油藏数据手册）常用的油藏分类（油藏数据手册）RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED1.油藏动态分析及主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（采收率）及计算方法6.水驱潜力评价方法内容内容RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED“开发阶段开发阶段”有关：有关：资资料料信信息息、油油藏藏描描述述、油油藏藏地地质质模模型型、油油藏藏动动态态监测内容、原油采收率等。监测内容、原油采收率等。一般划分一般划分（按原油产量）（按原油产量）产能建设上产阶段产能建设上产阶段（开发初期

17、）（开发初期）产量相对稳产阶段产量相对稳产阶段（开发中期或开发调整阶段）（开发中期或开发调整阶段）产量递减阶段产量递减阶段（开发后期）（开发后期）油田开发阶段的划分油田开发阶段的划分RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED开发调整（整体加密或井网调整）：开发调整（整体加密或井网调整）：一次井网调整一次井网调整二次井网调整二次井网调整三次井网调整阶段三次井网调整阶段 原来原来“勘探开发勘探开发”阶段的划分：阶段的划分：勘勘探探阶阶段段和和开开发发阶阶段段，开开发发阶阶段段又又分分开开发发准准备备阶阶段段、投投产产阶段阶段和和生产阶段生产阶段。“勘探开发一体化勘探开发一体化”阶

18、段的划分：阶段的划分：预探、评价、产能建设和油气生产阶段。预探、评价、产能建设和油气生产阶段。油田开发阶段的划分油田开发阶段的划分RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED按含水率的划分：按含水率的划分：无水期开采阶段：含水率无水期开采阶段：含水率2%2%低含水开采阶段：含水率低含水开采阶段：含水率2%2%20%20%中含水开采阶段：含水率中含水开采阶段：含水率202060%60%高含水开采阶段：含水率高含水开采阶段：含水率606090%90%特高含水开采阶段：含水率大于特高含水开采阶段：含水率大于90%90%按采出程度划分：按采出程度划分：油田开发阶段的划分油田开发阶段的划

19、分RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED1.油藏动态分析的定义、主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（采收率）及计算方法6.水驱潜力评价方法内容内容RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED1 1）主要指标）主要指标（1）开采井网指标（2）油井生产动态指标（3）注水井生产动态指标（4）注采系统指标（5）采油速度和采出程度指标（6）水驱油田开发效果指标2 2）确定方法）确定方法主要生产技术指标及确定方法RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED（1）开采井网指标井网密度：油田（或区块）单

20、位面积已投入开发的采油井、注水井总数。注采井数比：注采井数比：水驱开发油田注水井总数与采油井总数之比。水驱储量控制程度：水驱储量控制程度：水驱储量动用程度：水驱储量动用程度：平均单井射开厚度：油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井中射孔总厚度与油水井总井数的比值。平均单井有效厚度：油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井中有效厚度之和与油水井总井数的比值。可采储量：可采储量：主要生产技术指标及定义RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED（2）油井生产动态指标井口（核实）产油量：日产、月产、年产、累积产油量 井口（核实）日产油水平=当月井口（核实）月产油/当

21、月日历天数 原油产量构成：新井产量和老井产量（基础产量和措施增油量）。新井：当年投产油井 老井：上年末以前已投产的油井输差系数：核实产油量/井口产油量，按区块计算。井口产水量：核实产水量：井口产水量和输差系数计算。井口（核实）产液量：井口（核实）产油量+井口（核实）产水量主要生产技术指标及定义RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED（2）油井生产动态指标综合含水：按月计算，月产水/月产液。有时分年均含水或年末含水。年均含水=年产水/年产液综合气油比：按月计算；月产气/月产油油井利用率（或开井率）：按月计算，油井开井总数占油井总井数之比。开井数是指当月连续生产时间不小于24h

22、的油井井数。综合递减率：综合递减率：老井在采取增产措施情况下的产量递减速度自然递减率：自然递减率：老井在未采取增产措施情况下的产量递减速度主要生产技术指标及定义RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED（3）注水井生产动态指标注水量：单井日注水量是指井口计量的日注水量，开发单元和阶段时间的注水量用单井日注水量进行累加得出。吸水指数：注水井单位注水压差的日注水量。吸水强度：单位有效厚度单位注水压差的日注水量。注水井利用率（或开井率）：按月计算，注水井开井总数占注水井总数之比。开井数是指当月连续注水时间不小于24h的井数。分层注水合格率：分层注水井测试合格层段数与分注井测试层段数

23、之比。注水井分注率：实际分层配注井数（含一级两层分注井）与扣除不需要分注和没有分注条件井之后的注水井数之比。主要生产技术指标及定义RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED（4）注采系统指标油井生产压差：油井地层压力与井底流动压力之差。总压差：原始地层压力与目前油井地层压力之差。注采比：开发单元注入水地下体积与采出液的地下体积之比。月注采比、年注采比、累积注采比地下亏空体积：油田（或区块）采出地下体积与累积注水地下体积之差。采液（油）指数：单位生产压差的日产液（油）量；采液（油）强度：单位有效厚度采液（油）指数。生产能力：单井日产油水平：单井当月产油量与当月日历天数的比值。单

24、井生产时率：单井当月生产时间与当月日历时间之比。年生产能力：开发单元月产油量折算成全年产油量。主要生产技术指标及定义RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED（5）采油速度与采出程度指标采油速度：地质储量采油速度：油田（或区块）年采油量占地质储量的百分数。可采储量采油速度：油田（或区块）年采油量占可采储量的百分数。剩余可采储量采油速度：当年核实年产油量占上年末剩余可采储量的百分数。储采比：储采比等于剩余可采储量的倒数。采出程度：地质储量采出程度：油田（或区块）的累积产油量占地质储量的百分数。可采储量采出程度：油田（或区块）的累积产油量占可采储量的百分数。主要生产技术指标及定义

25、RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED（6）水驱油田开发效果指标含水上升率：每采出1%的地质储量时含水率的上升值。年均含水上升率=（当年年均含水上年年均含水）/（当年底采出程度上年底采出程度）水驱采收率：水驱采收率：累积采出油量占原始地质储量的百分数。水驱储量控制程度：水驱储量控制程度：水驱储量动用程度：水驱储量动用程度：水驱指数：油田（或区块）注入水地下存水量与累积产油量地下体积之比。存水率：油田（或区块）注入水地下存水量与累积注水量之比。水油比：累积产水与累积产油之比。主要生产技术指标及定义RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED跟跟油藏动态分析油

26、藏动态分析“密切密切”的参数的参数：水驱储量控制程度水驱储量控制程度（跟井网密度、油藏类型关系密切）（跟井网密度、油藏类型关系密切）水驱储量动用程度水驱储量动用程度（跟井网、油藏类型关系密切）（跟井网、油藏类型关系密切）油藏能量保持水平和利用程度油藏能量保持水平和利用程度（跟注采比、配注合理性）（跟注采比、配注合理性）剩余可采储量采油速度剩余可采储量采油速度（储采比的倒数）（储采比的倒数）年产油量递减率年产油量递减率（综合递减率、自然递减率）（综合递减率、自然递减率）水驱状况水驱状况（内容比较多，好、中、差）（内容比较多，好、中、差）含水、含水上升率含水、含水上升率（跟开发阶段关系比较大）（跟

27、开发阶段关系比较大）原油采收率原油采收率（油田开发过程中不断提高）（油田开发过程中不断提高）开发水平分级指标开发水平分级指标 SY/62191996SY/62191996RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED跟跟油藏动态分析油藏动态分析“间接间接”的参数：的参数：老井措施有效率老井措施有效率注水井分注率注水井分注率配注合格率配注合格率油水井综合生产时率油水井综合生产时率注水水质达标状况注水水质达标状况动态监测计划完成率动态监测计划完成率操作费控制状况。操作费控制状况。开发水平分级指标开发水平分级指标 SY/62191996SY/62191996RIPEDRIPEDRIPE

28、DRIPEDRIPEDRIPED（1）水驱油田年度调控指标（1）含水上升率（2）自然递减率和综合递减率（3）剩余可采储量采油速度（4）油藏压力系统（5）注采比（2）水驱开发油田阶段调控指标（1）水驱储量控制程度（2）水驱储量动用程度（3）可采储量采出程度（4）采收率（水驱采收率）油藏工程管理规定开发调控指标RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED（1）水驱油田年度调控指标（1）含水上升率根据有代表性的相对渗透率曲线或水驱曲线来确定，各开发阶段含水上升率不超过理论值。（2）自然递减率和综合递减率根据油藏类型和所处的开发阶段确定递减率控制指标。（3）剩余可采储量采油速度一般控制

29、在8%11%，低渗透油藏控制在6%左右。油藏工程管理规定开发调控指标RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED老井综合递减率、自然递减率老井综合递减率：油田（或区块）核实年产油量扣出当年新井年产油量后下降的百分数。老井自然递减率：油田（或区块）老井扣出措施增产油量后年产油量下降的百分数。Dn=（1（qob(t)qo(t)qox(t)）qob(t1)）式中：Dn=（1（qob(t)qox(t)）qob(t1)）qob(t)第t年的核实年产油量qob(t1)第t1年标定的年产油量qo(t)第t年老井措施增油量qox(t)第t年的新井年产油量RIPEDRIPEDRIPEDRIPED

30、RIPEDRIPED开发储采比开发储采比石油储采比是指当年末剩余开发动用石油可采储量与当年石油储采比是指当年末剩余开发动用石油可采储量与当年原油核实产量的比值。原油核实产量的比值。开发储采比越大，稳产基础越好。开发储采比增加、原油开发储采比越大，稳产基础越好。开发储采比增加、原油产量可能上升。产量可能上升。临界开发储采比：超过该临界值，产量就可能下降。临界开发储采比：超过该临界值，产量就可能下降。有分析认为中石油临界开发储采比大约有分析认为中石油临界开发储采比大约1313左右。左右。开发储采比、储采平衡系数开发储采比、储采平衡系数RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED储采

31、平衡系数（储量替换率）储采平衡系数（储量替换率）指当年新增可采储量与当年原油产量之比。指当年新增可采储量与当年原油产量之比。当年新增可采储量包括当年新区新增动用可采储量与老区新增当年新增可采储量包括当年新区新增动用可采储量与老区新增可采储量之和。可采储量之和。储采平衡系数（储量替换率）大于储采平衡系数（储量替换率）大于1，储采实现平衡。，储采实现平衡。比如比如 2005年中石油股份公司储量替换率大于年中石油股份公司储量替换率大于1。新老区新增可采合理比例，新老区新增可采合理比例，有分析认为大概为有分析认为大概为2.5：13.0：1。2005年中石油股份公司新老区新增可采储量的比例年中石油股份公

32、司新老区新增可采储量的比例2.9：1。开发储采比、储采平衡系数开发储采比、储采平衡系数RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED（1）水驱油田年度调控指标（4）油藏压力系统水驱油田高饱和油藏地层压力应保持在饱和压力以上；低渗、低压油藏压力一般保持在原始地层压力以上；注水压力不超过油层破裂压力；（5）注采比水驱开发油田原则上保持注采平衡；中高渗透油藏注采比要达到1.0左右；低渗透油藏年注采比要控制在1.01.5。油藏工程管理规定开发调控指标RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED（1）水驱油田年度调控指标（1）含水上升率（2）自然递减率和综合递减率（3）剩余

33、可采储量采油速度（4）油藏压力系统（5）注采比（2）水驱开发油田阶段调控指标（1）水驱储量控制程度（2）水驱储量动用程度（3）可采储量采出程度（4）采收率（水驱采收率）油藏工程管理规定开发调控指标RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED定义：现井网条件下注入水所能够波及到的含油面积内之储量与其总储量的比值。计算简化：与注水井连通的采油井射开有效厚度与井组内采油井射开总有效厚度之比值。水驱控制程度是直接影响采油速度、含水上升率、储量动用程度、水驱采收率等的重要因素，研究各类油层水驱控制程度是油田调整挖潜的主要依据。Ew水驱控制程度，%h油井与注水井连通厚度，mHo油层总厚度，

34、m水驱储量控制程度水驱储量控制程度水驱控制程度水驱控制程度RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED水驱储量控制程度水驱储量控制程度水驱控制程度水驱控制程度井网密度与水驱控制程度的关系：水驱储量控制程度高，就意味着油水井各层间对应连通情况好，能受到注水效果的井层多，水驱波及体积大。中石油勘探开发科学研究院曾对此用37个开发单元或区块的实际资料进行统计分析，按水驱控制程度对井网密度敏感性的不同分为5类：RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED水驱储量控制程度水驱储量控制程度水驱控制程度水驱控制程度井网密度与水驱控制程度的关系：不同类别的油藏，同样的井网密度，

35、水驱控制程度相差比较大。如连通性好的I类油藏，井网密度10 hm2/井时，水驱控制程度可达88.7%，而当其抽稀至50 hm2/井时，水驱控制程度还可高达59%。而对连通性很差的V类油藏，井网密度10 hm2/井时，水驱控制程度才36.7%，而当其抽稀至20 hm2/井时降至13.3%。同样要达到80%的水驱控制程度，I类油藏约需20 hm2/井的井网密度，而V类油藏却需要加密至2 hm2/井。RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED定义：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，即总吸水厚度与注水井总射开连通厚度之比值，或总产液厚度与油井总射开连通厚

36、度之比值。水驱动用程度比水驱储量控制程度小。Ew水驱动用程度，%h水井总吸水厚度，mHo注水井总射开连通厚度，m水驱储量动用程度水驱储量动用程度水驱动用程度水驱动用程度RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED水驱开发油田调控指标中高渗透注水油藏开发水平分类开发水平分类 油田开发管理纲要和油藏工程管理规定水驱储量控制程度：一般要达到80%，特高含水期达到90%以上；水驱储量动用程度：一般要达到70%，特高含水期达到80%以上；可采储量采出程度：低含水期末达到15%20%；中含水期末达到30%40%；高含水期末达到70%；特高含水期再采出30%。水驱采收率：不低于35%。RIP

37、EDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED水驱开发油田调控指标低渗透油藏开发水平分类开发水平分类 油田开发管理纲要和油藏工程管理规定水驱储量控制程度：一般要达到70%以上；水驱储量动用程度：一般要达到60%以上；可采储量采出程度：低含水期末达到20%30%；中含水期末达到50%60%；高含水期末达到80%以上。水驱采收率：不低于25%，特低渗透不低于20%。RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED水驱开发油田调控指标断块油藏开发水平分类开发水平分类 油田开发管理纲要和油藏工程管理规定水驱储量控制程度：一般要达到60%以上；水驱储量动用程度：一般要达到50%以上；

38、水驱采收率：不低于25%。RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED1.油藏动态分析的定义、主要内容2.油藏分类3.开发阶段划分4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法5.可采储量（水驱采收率）及确定方法6.水驱潜力评价方法内容内容RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED1）影响采收率（水驱可采储量）的主要因素2）采收率或可采储量确定常用方法3）老区水驱采收率的常用标定方法4）老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段可采储量与原油采收率可采储量与原油采收率RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED1）影响水驱采收率（或可采储量）的主要因素

39、（1）水驱采收率基本公式 水驱采收率等于水驱油效率与注水波及体积系数之积：（2）水驱采收率主要影响因素 水驱油效率：储层物性（渗透率）和流体性质（油水粘度比）波及体积系数：注采井网（井网部署、层系划分）、储层宏观非均质性（砂体的规模与砂体间的相互关系、韵律性等）和采油工艺技术。RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED1）影响采收率（水驱可采储量）的主要因素2）确定采收率或可采储量常用方法3）老区水驱采收率的常用标定方法4）老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段可采储量与原油采收率可采储量与原油采收率RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED2）可采储量或

40、水驱采收率确定方法开发早期：一般先通过确定采收率，计算可采储量，主要方法有经验公式法（规范方法和油区自己统计的公式）、类比法和静态方法。开发中期：一般先通过标定可采储量，反算采收率。主要方法有水驱特征曲线、数值模拟、井网密度等方法。开发后期：一般先通过标定可采储量，反算采收率。主要方法递减曲线法。RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED开发早期：1）储量规范经验公式（注意适用范围和单位）公式一：水驱 公式二：水驱2）可采储量或水驱采收率确定方法RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED开发早期：1）储量规范经验公式（注意适用范围和单位）公式三：溶解气驱 公

41、式四：弹性驱2）可采储量或水驱采收率确定方法RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED开发早期：1）储量规范经验公式（注意适用范围和单位）公式五：全国储委油气专委1985年利用200多个水驱程度大于60%的砂岩油田资料，统计分析得出采收率与流度有关的公式：2）辽河油区根据67个区块统计的水驱砂岩采收率计算公式：ER=21.4289(o/)0.1316 ER=0.177+1.0753+0.00114f+0.1148522log(o/)2）可采储量或水驱采收率确定方法RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED开发早期：3）大庆油区低渗透油田的六种经验公式：公式一

42、：公式二：公式三：2）可采储量或水驱采收率确定方法RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED开发早期：3）大庆油区低渗透油田的六种经验公式：公式四：公式五：公式六：2）可采储量或水驱采收率确定方法RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED开发中期：1）童宪章经验图版法 水驱油田含水采收率有如下关系 用累积产油和地质储量可计算出采出程度R，根据对应的含水fw计算出采收率。也可根据水驱油藏含水率、采出程度和最终采收率得到的统计关系图版，用对应的查出相应的采收率ER。2）可采储量或水驱采收率确定方法RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED开发中

43、期：2）水驱特征曲线法（大庆）普通坐标累积液油比（Lp/Np）与累积产水量（Wp）关系曲线计算NR：半对数坐标中累积产油量（Np）与累积产水量（Wp）的关系曲线计算NR：2）可采储量或水驱采收率确定方法RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED开发中期：2）水驱特征曲线法（大庆）普通坐标中累积液油比（Lp/Np）与累积产液量（Lp）关系曲线计算NR：半对数坐标中累积产液量（Lp）与累积产油量（Np）关系曲线计算NR：2）可采储量或水驱采收率确定方法RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED开发中期：2）水驱特征曲线法（辽河）水驱特征曲线有多种形式的统计关系式

44、。辽河的稀油和高凝油筛选出四种水驱特征曲线形式。2）可采储量或水驱采收率确定方法RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED开发后期（处于产量递减阶段）：1）指数型递减（n=）可采储量计算公式：2）双曲型递减（1n）可采储量计算公式：2）可采储量或水驱采收率确定方法RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED开发后期（处于产量递减阶段）：3）调和递减规律（n=1）可采储量计算公式：4）衰减曲线型递减（n=0.5）可采储量计算公式：2）可采储量或水驱采收率确定方法RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED开发后期（处于产量递减阶段）：符号说明：2

45、）可采储量或水驱采收率确定方法RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED1）影响采收率（水驱可采储量）的主要因素2）确定采收率或可采储量常用方法3）标定老区可采储量（采收率）的常用方法4）老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段可采储量与原油采收率可采储量与原油采收率RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED 对于处于开发综合调整阶段的油田或区块，目前各油区针对实际情况，修正和统计了适合各自油田采收率的标定公式。常用的可采储量（采收率）标定方法为：水驱特征曲线、递减曲线法和童宪章图版法，其次数值模拟法、井网密度法。特别是大庆油区针对调整阶段的采收率标定方法作

46、了很多探索性工作，以该油田为例：3）老区水驱采收率的常用标定方法RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED前提：为提高油田的水驱开发效果，往往采取加密调整、注采系统调整、压裂、补孔等调整措施。导致开发单元的水驱曲线发生变化，不能直接用于测算可采储量。方法依据：动态跟踪预测法是基于喇萨杏油田加密及综合调整阶段老井水驱曲线变化趋势得到的，用于加密调整及综合调整阶段老井可采储量预测。（1）水驱曲线类：（包括甲、乙、丙、丁等各种曲线和童宪章图版法）大庆油田的动态跟踪预测法大庆油田的动态跟踪预测法RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED 统计二次加密调整较早区块基础

47、井水驱曲线的变化，二次加密调整后，在经历一段时间稳定开采后，逐渐趋于稳定，形成了一条与原直线段基本平行的稳定直线段。01234050010001500200025003000Np,104tlog(Wp)稳定阶段二次加密调整阶段19791988北二区东部基础井水驱曲线北二区东部基础井水驱曲线大庆油田的动态跟踪预测法大庆油田的动态跟踪预测法RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED动态跟踪预测法示意图动态跟踪预测法示意图 1101000510累计产油，累计产油，104t累计产水，累计产水，104tB1B2方法应用：对仍处在调整期间逐年的数据点作与原直线平行的逼近直线，用该直线预测

48、调后逐年新增可采储量。大庆油田的动态跟踪预测法大庆油田的动态跟踪预测法RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED 单项措施或调整注采关系提高水驱采收率的公式或解析解比较少（基本没有），大庆油区有过这方面的探索。大庆勘探开发研究院周学民等人在大庆石油地质与开发1991年第三期发表“喇、萨、杏油田注采系统调整的研究和探讨”，即调整注采关系增加可采储量公式调整注采关系增加可采储量公式。（2）调整注采关系增加可采储量公式调整注采关系增加可采储量公式RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED 根据对各注采系统调整试验区的可采储量变化的初步测算，再通过注采系统调整前后水

49、驱控制程度变化，结合水驱特征曲线，综合分析可采储量的增加幅度，得到调整注采系统增加的可采储量计算公式：（2）调整注采关系增加可采储量公式调整注采关系增加可采储量公式RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED根据调前调后水驱控制程度及调前采收率，确定油田加密调整增加可采储量测算结果：E2R1Wf2/Wf1 式中：E1调前采收率，%；E2调后采收率，%；Wf1调前水驱控制程度，%；Wf2调后水驱控制程度，%；（2）调整注采关系增加可采储量公式调整注采关系增加可采储量公式RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED 预测井网加密增加可采储量采用井网密度法，增加可采储

50、量预测结果代表整体调整结果。D/f （3）井网密度法RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED主要手段大致可以分为三类：（1）钻新井（整体加密、局部、分散加密）；（2）完善注采井网：补孔改层、细分注水、水井分注、油井转注、更新、大修、测钻等；（3）油水井综合措施（卡堵水、调剖、调驱、酸化压裂、提液等长停井恢复生产；老区提高采收率主要是新钻井和完善注采关系。老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段RIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPEDRIPED某一油区2005年增加技术可采储量占老区新增技术可采储量的比例：（1）钻新井51.7