开采界限研究

1、6乌尔禾油田开采技术界限研究6.1油田注水开发概况乌尔禾油田自1991年投入试采开发以来，在1993年至1997年3月期间曾实施注水开采，年注采比一直保持在2.0以上，地层能量保持程度得到逐步提高，年产液量稳中有升，但同时，也加剧了区块含水上升速度，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个百分点。96、97年采取降低注采比，控制含水上升速度，效果比较明显，96、97年的含水上升率分别只有1.0%和0。尤其是97年全面停注试验后，区块注大于采的不平衡状况得到改善，地层能量保持在合理范围内，年产液量略有下降，水驱状况趋于好转。为了补充地层能量，98年计划恢复注水，

2、但由于注水泵坏，全年注水仅0.351×104m3，致使98年、99年油藏水驱油状况明显变差，2000年上半年注水状况继续维持停注原状，地下亏空为-7.94×104m3。油井的地层压力已由停注前的13.4313.86 MPa降至2000年的10.37 MPa，采液指数由1.52.13t/d MPa下降至2000年的0.12t/dMPa，注水井的压力扩散已不足以维持油井的生产。为了改善油藏的开发效果，尽快恢复注水以弥补地层能量，2002年到2005年开展了大规模的油藏产能建设。截止2005年6月，整个乌尔禾油田共建成注水井56口，采油井271口，分注井28口，笼统注水28口，平

3、均单井日注水量14.6m3，日注水水平735m3/d，注水区月注采比1.27，累计注采比0.85，年累计注水219682m3，注水区总累计注水401874m3，累计采出地下体积470577m3，日平均产油量由2001年初的12.50 m3/d增加到2005年6月底的612.5m3/d，油田目前的注水开发概况见表6.1。表6.1 乌尔禾油田注水概况井区层组注水时间开发方式乌5T2k22003年6月排距150m、注采井距为450m的菱形反九点法井网T2k11993年10月350m井距四点法(反七点法）面积注水井网T1b1993年10月350m井距四点法（反七点法）面积注水井网乌16T2k22003

4、年 6月排距为150m、注采井距为450m的菱形反九点法井网6.2乌尔禾油田含水上升规律和原油产量递减规律研究乌尔禾油田含水上升规律研究油田注水开发最理想的状况是，注入1孔隙体积的水驱替出1孔隙体积的油，也就是说，水驱油前缘表现为均匀推进，油井一直处于无水开采阶段，其无水采收率接近其最终采收率。然而由于油藏的地质特征的非均质性及水驱替油的运动特征，实际的水驱替油的过程表现出指进和舌进现象，造成注入水的突破从而使油井在无水采油期结束以后，将长期地进行含水生产，其含水率还将逐步上升，在较低的采出程度时其含水率就特别高。因此，对注水开发油田而言，认识油田含水上升规律，研究影响含水上升的地质工程因素，

5、制订不同生产阶段切实可行的控制含水增长措施，可为油田“稳油控水”增加油田稳产年限，并为提高原油采收率提供重要的决策依据。6.2.1.1油藏产水动态特征分析理论及其在乌尔禾油田中的应用水驱油田含水规律通常用含水率与采出程度关系曲线来表示。它是对水驱油田进行动态分析的一条基本曲线，其形态及位置，综合反映了地层及油水性质、开发方式及工艺措施的水平。从研究工作的角度看，这条曲线是一条形状较为特殊的曲线，一般难于用简单的公式表达。所以研究含水规律时，需要对这些经验数据进行一定的数学处理和变换。根据大量油田产水动态特征研究资料分析，水驱油田含水规律研究方法大致归纳为三种：经验公式法、水驱特征曲线法和实际生

6、产数据拟合法。1）经验公式法及其应用目前确定实际含水率曲线的经验公式法主要有：油水粘度比法和童宪章的半经验公式法。（1）油水粘度比法及其应用a）油水粘度比法理论公式油水粘度比法的公式为：(6-1)式中：产水率，小数； R采出程度，小数；最终采出程度，小数；、D与油水粘度相关的统计常数，小数。其值可以引用下表6.2的计算表达式进行计算。表6.2 统计常数、D计算式应用范围(油水粘度比)计算公式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，在最终采出程度Rm下，任给一个采出程度，就可根据公式(6-1)确定相应的产水率，再根据这些采出程度与产水率的计算数据就可做出产水率与采出程度关系曲线。b）油水粘度比法在乌尔禾油田中的应用根据乌尔禾油藏的开发潜力研究，取油藏的采收率为18.62。因此利用（6-1）式，可以计算出不同采出程度对应的采收率的数据，如表6.3所示。根据表6.3可以做出采出程度与产水率的关系图，如图6-1所示。表6.3 油水粘度比法计算的采出程度与采收率数据采出程度（）产水率（）采出程度（）产水率（）采出程度（）产水率（）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图6-1 油水粘度比法确定的乌尔禾油藏采出程度与产水率的关系图（2）童宪章的半经验公式法：（6-2）式中符号同前。童氏半经验公式法实质是甲型水驱特征曲线法的另一种形式。2）水驱特征

9、曲线法及其应用水驱特征曲线法是指用油田选定的适合本油田开采特征的水驱特征曲线，然后回归水驱特征曲线的系数，根据这个水驱特征曲线预测出不同产油量(即采出程度)下的产液量，从而确定出产水率与采出程度的关系曲线的方法。本次主要研究了甲型水驱特征曲线法和丙型水驱特征曲线法。（1）甲型水驱特征曲线法a）甲型水驱特征曲线法理论公式甲型水驱特征曲线的表达式为：logWp=A1+B1Np (6-3)根据甲型曲线可以推导出产水率与采出程度的关系式： (6-4)由(6-4)式可知，给定一个采出程度就可求出其对应的产水率，再根据这些采出程度和产水率计算数据就可确定出油藏的产水动态特征理论曲线。b）甲型水驱特征曲线法

10、在乌尔禾油田中的应用同样，因乌尔禾油藏的开发潜力为18.62，根据（6-4）式，可以计算出不同采出程度对应的采收率的数据，如表6.4所示。根据表6.4可以做出采出程度与产水率的关系图，如图6-2所示。表6.4 甲型水驱特征曲线法计算的采出程度与采收率数据采出程度（）产水率（）采出程度（）产水率（）采出程度（）产水率（）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图6-2 甲型水驱特征曲线法确定的乌尔禾油藏采出程度与产水率的关系图（2）丙型水驱特征曲线法a）丙型水驱特征曲线法理论公式丙型水驱特征曲线的表达式为：Lp/Np=A2+B2Wp (6-5)根据丙型曲线可以推导出产水率与采出程度的关系式： (6-6)同样，由 (6-6)式可知，给定一个采出程度就可求出其对应的产水率，再根据这些采出程度和产水率计算数据就可确定出油藏的产水动态特征理论曲线。b）丙型水驱特征曲线法在乌尔

12、禾油田中的应用因乌尔禾油藏的开发潜力为18.62，根据（6-6）式，可以计算出不同采出程度对应的产水率数据，如表6.5所示。根据表6.5可以做出采出程度与产水率的关系图，如图6-3所示。表6.5 丙型水驱特征曲线法计算的采出程度与采收率数据采出程度（）产水率（）采出程度（）产水率（）采出程度（）产水率（）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图6-3 丙型水驱特征曲线法确定的乌尔禾油藏采出程度与产水率的关系图3）实际生产数据拟合法及其应用A）实际生产数据拟合法理论目前油田常用的产水率与采出程度关系曲线主要有以下几种形式：(6-7)(6-8)(6-9)(6-10)(6-11) (6-12) (6-13)实际生产数据拟合法的主要做法是，根据已知的实际生产动态数据，分别按上面七种形式线性回归求出系数A、B，然后用相关系数筛选出几种含水上升规律，设极限产水率为0.98代入筛选出的几种含水上升规律中，求出相应的最终采出程度，然后判断哪一条与油田标定的采收率最接近，就选定那一条含水规律曲线作为该油田的实际含水

14、规律曲线。B）拟合法理论在乌尔禾油田中的应用表6.6乌尔禾油藏1992年10月至2004年12月的采出程度与产水率数据表。根据表6.6以做出(6-7)(6-13)式所对应的7种形式的产水率与采出程度关系曲线，如图6-4图6-10所示。表6.6 乌尔禾油藏采出程度与产水率数据表年份季度fwRlg(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 乌尔禾油藏采出程度与产水率数据表（续）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根据表6.6和图6-4图6-10可以回归出7种形式的产水率与采出程度的关系式及其相关系数，并计算出对应的经济极限产水率为98%下的最终采出程度，如表6.7所示。根据前面对乌尔禾油藏地质及开发动态特征研究，标定的最终采出程度为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的相关系数较高，且计算的最终采出程度分别为15.03%和15.41%，接近标定的采出程度18.62%。因此，可选定这两条含水规律

24、曲线作为乌尔禾油藏实际含水规律曲线。图6-4 lgR与lg(1-fw)关系曲线 图6-5 lgR与fw关系曲线图6-6 lgR与lg(fw)关系曲线 图6-7 lg(1-R)与lg(1-fw)关系曲线图6-8 lg(1-R)与fw关系曲线 图6-9 R与lg(1-fw)关系曲线图6-10 R与lg(fw/(1-fw)关系曲线表6.7 产水率与采出程度关系式及最终采收率计算总表关系式相关性最终采收率(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%研究油藏产水动态特征新方法波及系数修正法 仔细分析上述三种水驱油田产水规律研究方法不难得出：尽管、D统计常数考虑了开发技术政策和工艺技术的影响，但总体上油水粘度比法完全认为油田产

26、水规律只与油水粘度比相关，没有考虑到油田个体差异与开发工艺技术进步的影响；而其余方法则完全建立在实际生产动态数据基础上，属于油田开发的后期分析，这就导致了早期的研究结果对具体油藏产水动态特征规律研究缺乏指导意义。因此，本文提出了一种能够较准确、及时地预测油藏产水动态的新方法波及系数修正法。1）波及系数修正法理论研究（1）波及系数修正法的基本原理产水率与采出程度关系曲线是地层性质、油水性质、开发方式及工艺措施的水平的函数。其中，地层性质和油水性质对油藏理论产水率曲线的影响主要表现为对水驱油效率的影响，可以通过岩心流动实验进行分析，而开发方式及工艺措施的影响主要是注入水波及系数，可以通过具体油藏相

27、关开发技术政策进行分析。基于上述观点，可以通过岩心流动实验结果与注入水波及系数相结合分析确定出具体油藏的理论产水率曲线。由于岩心大小的限制，岩心流动实验结果反映的是一维、均质油藏，不考虑油水重力差异，且波及系数为100%的条件下的产水率与采出程度的理论关系曲线，因此，要获取实际油藏的产水率与采出程度的理论关系曲线，关键要考虑油藏非均质性及开发技术政策对油藏产水率与采出程度理论曲线的影响。而对于一具体油藏而言，油藏非均质性及开发技术政策主要影响油藏波及系数。因此，可以从考虑实际油藏波及系数与岩心驱替实验时岩心波及系数的差异出发，将岩心驱替条件下的采出程度在考虑实际波及系数的情况下转化成实际油藏条

28、件下的采出程度，从而通过油水两相相对渗透率曲线或岩心驱油动态特征作出实际油藏的理论产水率曲线。a）岩心产水率曲线与油藏产水率曲线关系的确定由于油藏非均质性的广泛存在，因此，油藏实际的产水率曲线与小岩心的产水率曲线之间存在着很大的差别。其主要的差别表现在岩心波及系数与油藏波及系数的差别上。通过简单的推导，在某一产水率下岩心采出程度与油藏采出程度的关系式如下所示。 (6-14)其中，Rreal实际油藏采出程度；Rcore岩心采出程度； Evr油藏波及系数；Evc岩心波及系数。b）岩心采出程度与产水率关系曲线的确定 由于采出程度是含水饱和度的函数，而岩心含水饱和度是产水率的函数，因此通过岩心驱替实验

29、可以建立岩心采出程度与产水率的函数关系。i）岩心含水饱和度与采出程度关系的建立在不考虑开发过程中岩石孔隙体积变化的情况下，含水饱和度与采出程度关系式为： (6-15)式中：Rcore岩心采出程度； Sw岩心含水饱和度； Swi岩心束缚水饱和度；ii）岩心含水饱和度与产水率关系的建立岩心含水饱和度与产水率的关系可由岩心出口端产水率曲线来表示，而岩心出口端产水率曲线可利用相渗曲线获得。由分流量方程可知： (6-16)式中：fw产水率，f或(%)；原油粘度,mPa.s；水粘度,mPa.s；Kro油相渗透率； Krw水相渗透率； Sw含水饱和度,f；根据相渗曲线，可以查出某一含水饱和度下对应的油相相对

30、渗透率和水相相对渗透率，然后利用 (6-16) 式可以算出在该含水饱和度下的产水率，从而作出岩心产水率曲线。因此，在利用(6-16) 式建立起含水饱和度与产水率的关系后，再结合(6-15)就可建立岩心采出程度与产水率的关系。c）岩心波及系数的确定方法 当岩心的驱替前缘到达岩心端面之后，即时，岩心的波及系数Evc为:Evc=1 (6-17)当岩心的驱替前缘到达岩心端面之前，即时，根据物质平衡原理，岩心内的存水体积等于水驱波及区的存水体积与非水驱波及区的存水体积之和，则： (6-18)将(6-17)整理后可得： (6-19)其中，岩心平均含水饱和度，由岩心驱替实验结果求出，或者由下式求出： (6-

31、20) Swp岩心水驱波及区的平均含水饱和度，可由岩心产水率曲线求得，其具体做法是：在岩心产水率与含水饱和度的关系曲线，过（Swi，0）做岩心产水率与含水饱和度曲线的切线并延长至与fw1的水平线相交，该交点对应的含水饱和度即为岩心水驱波及区的平均含水饱和度。d）油藏波及系数的确定方法根据丙型水驱曲线可以建立油藏水驱体积波及系数与含水率关系，其表达式为： Lp/NpA+BLp (6-21) (6-22)其中：A丙型水驱曲线的截距； B丙型水驱曲线的截距； Ev体积波及系数。（2）理论产水率曲线的确定步骤根据上节的波及系数修正法的基本理论，可以按以下步骤确定实际油藏的理论产水率曲线：第一步，根据相

32、对渗透率曲线做出岩心出口端含水饱和度下的产水率曲线；第二步，做出岩心产水率与采出程度关系曲线，并将其转化成岩心产水率与岩心平均含水饱和度关系曲线；第三步，做岩心产水率与含水饱和度的关系曲线，并过（Swi，0）做岩心产水率与含水饱和度曲线的切线并延长至与fw1的水平线相交，确定出该交点对应的含水饱和度，即岩心水驱波及区的平均含水饱和度Swp，再根据(6-17)、 (6-18)式计算出岩心不同产水率下的体积波及系数；第四步，根据(6-21)和 (6-22)式计算不同产水率下的油藏波及系数；第五步，按(6-14)式，将该产水率下的岩心采出程度转化为油藏采出程度；第六步，绘制产水率与油藏采出程度曲线，

33、即理论产水率曲线。2）波及系数修正法理论在乌尔禾油藏的应用（1）乌尔禾油藏岩心采出程度与产水率曲线的确定表6.8为乌尔禾油藏的相渗测试数据，将表6.8中的相渗测试数据代入(6-15)、(6-16)式中可分别计算出岩心在不同含水饱和度下的采出程度和产水率，并做出岩心含水饱和度与产水率的关系曲线及产水率与采出程度的关系曲线，如图6-11、图6-12所示。（2）乌尔禾油藏岩心波及系数的确定图6-11为乌尔禾油藏岩心出口端产水率曲线图。由图6-11可知乌尔禾油藏岩心的束缚水饱和度为0.344，过（0.344，0）点做岩心出口端产水率曲线的切线并延长至fw1的水平线，其交点为（0.43，1）。因此，乌尔

34、禾油藏岩心水驱波及区内的平均含水饱和度为0.43。再将岩心水驱波及区内的平均含水饱和度值和岩心饱和度测试数据代入(6-17)、(6-18)式可计算出乌尔禾油藏岩心在不同含水饱和度下的体积波及系数，如表6.8所示。根据表6.8可做出岩心体积波及系数与产水率的关系图，如图6-13所示。由表6.8、图6-13可知，随着产水率的增大，岩心体积波及系数不断增大，当产水率增大到0.758时，岩心体积波及系数将增加到1。表6.8 乌尔禾油藏的相渗测试数据及分析结果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图6-11 乌尔禾油藏岩心出口端产水率曲线图6-12 乌尔禾油藏岩心采出程度与产水率关系曲线图6-13 乌尔禾油藏岩心体积波及系数与产水率的关系图（3）乌尔禾油藏波及系数的确定表6.9为乌尔禾油藏1992年10月至2004年12月的实际生产动态数据表。由(6-21)式可知，Lp/Np与Lp成直线关系。做Lp/Np与Lp关系曲线，如图6-14所示。通过线性回归可以得出乌尔禾油藏的丙型水驱特征曲线的表达式：Lp/Np0.0003Lp+1.3862 (6-23)由(6-23)式可知，乌尔禾油藏丙型水驱曲线的截距A为1.3862。将A=1.3862代入 (6-22)中即可计算乌

37、尔禾油藏不同产水率下的体积波及系数，则可做出乌尔禾油藏体积波及系数与产水率的关系图，如图6-15所示。表6.9 乌尔禾油藏实际生产动态数据表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图6-14 乌尔禾油藏丙型水驱曲线图6-15 乌尔禾油藏体积波及系数与产水率关系曲线图（4）乌尔禾油

39、藏采出程度与产水率曲线的确定 在确定乌尔禾油藏岩心产水率与采出程度的关系、岩心体积波及系数与产水率的关系及油藏体积波及系数与产水率的关系后，可利用(6-14)式计算出该油藏不同产水率下的采出程度，如表6.8所示。根据表6.8的计算结果，可做出乌尔禾油藏采出程度与产水率的关系曲线，如图6-16所示。图6-16 乌尔禾油藏采出程度与产水率的关系曲线6.2.1.3乌尔禾油藏产水动态特征综合分析 表6.10为乌尔禾油藏实际产水率与采出程度数据表。根据表6.10可以做出实际产水率与采出程度的关系曲线。为了便于对比，将油水粘度比法、甲型水驱特征曲线法、丙型水驱特征曲线法及波及系数修正法确定的产水率与采出程

40、度的理论曲线与实际曲线绘制在一起，如图6-17所示。表6.10 乌尔禾油藏实际产水率与采出程度数据表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图6-17 乌尔禾油藏产水特征综合分析图由图6-17不难看出：.与油水粘度比法、甲型水驱特征曲线法、丙型水驱特征曲线法相比，本文提出的新方法波及系数修正法确定的产水率与采出程度理论曲线与实际曲线吻合得更好，能更准确、客观地反映乌尔禾油藏的产水动态；从波及系数修正法确定的产水率与采出程度理论曲线可知，随着采出程度的增大，油藏产水率不断增大，且当采出程度小于8时，产水率增加速度较快，当采出程度大于8时，产水率增加速度较慢。6.2.2乌尔禾油田产量递减规律乌尔禾油田从2002年初属于产能恢复建设期，整

43、个油藏日平均产油量从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递减规律不具有任何实际意义。为了弄清乌尔禾油藏的产量递减规律，以便指导分析乌尔禾油藏未来的生产动态规律，我们选择生产井数相对稳定的乌尔禾油藏92年至2001年投入开发的百口泉组和克下组的生产动态数据作为典型，并以当时动用的地质储量作为基础，来分析判断乌尔禾油藏的产量递减规律。表6.11是乌尔禾油田克下组、百口泉组92年以来历年年产油量生产状况统计表。由此可以分析出其调和递减、衰竭递减、指数递减、直线递减、双曲递减的规律见表6.12A，图6-18A图6-19A所示。可以根据

44、表6.12分析结果，按照最大相关系数原则，克下组和百口泉组最符合双曲递减类型。为了验证乌尔禾油田产量递减规律，对2004年127口老井生产动态数据进行分析，分析结果见表6.12B，图6-20所示。仍以双曲递减类型的相关系数最大。表6.11乌尔禾油田历年年产油量（104t）生产状况表年份克下组百口泉组年份克下组百口泉组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 乌尔禾油田克上组和百口泉组递减类型分析表序号递减类型递减指数初始产量递减率相关系数T2bT2K1T2bT2K1T2bT2K1T2bT2K11调和递减110.5922.2560.3120.56080.94530.9772衰竭递减0.50.50.5612.2340.02140.41880.92320.98923指数递减000.5282.1810.1480.30760.89780.99534直线递减-1-10.4691.9410.00790.15510.84350.96975双曲递减2.886-0.0830.6362.1680.11550.2917

46、0.97690.9954表6.12B 乌尔禾油田2004年127口老井递减类型分析表序号递减类型递减指数初始产量递减率相关系数1调和递减14200.11430.9472衰竭递减0.54170.09720.9603指数递减04130.08190.9694直线递减-13980.05700.9745双曲递减-0.76654020.06210.975图6-18A 乌尔禾油田百口泉组调和递减曲线图图6-18B 乌尔禾油田百口泉组衰竭递减曲线图图6-18C 乌尔禾油田百口泉组指数递减曲线图图6-18D 乌尔禾油田百口泉组直线递减曲线图图6-18E 乌尔禾油田百口泉组双曲递减曲线图图6-19A 乌尔禾油田克

47、下组双曲递减曲线图图6-19B 乌尔禾油田克下组直线递减曲线图图6-19C 乌尔禾油田克下组指数递减曲线图图6-19D 乌尔禾油田克下组衰竭递减曲线图图6-19E 乌尔禾油田克下组调和递减曲线图图6-20A 乌尔禾油田2004年127口老井双曲递减曲线图图6-20B 乌尔禾油田2004年127口老井直线递减曲线图图6-20C 乌尔禾油田2004年127口老井指数递减曲线图图6-20D乌尔禾油田2004年127口老井衰竭递减曲线图图6-20E 乌尔禾油田2004年127口老井调和递减曲线图6.3乌尔禾油藏油藏合理压力系统研究6.3.1乌尔禾油藏地层破裂压力确定地层破裂压力可由矿物试注或实际压裂资

48、料统计和理论计算得到。6.3.1.1公式法1）威廉斯计算法 P梯=A+（Go-A）×Gp ×0.223 (6-24) P破= P梯×H式中：H为油层埋深，m； Go岩层上覆压力梯度，Lb/in2.ft； Gp地层孔隙压力梯度，Lb/in2.ft； A常数，取0.08。取常数A 0.08，Go按平均岩石密度2.3计算，则乌尔禾油藏各油层岩石破裂压力梯度为0.01786 MPa/m，岩石破裂压力为23.97-28.56 MPa，见表6.13。2）P.A.迪基法方法 (6-25)式中：破裂压力，MPa；H深度，m；由此可计算出乌5、乌16井区地层破裂压力计算结果见表6.

49、13。表6.13 乌5、乌16井区克上组地层破裂压力计算值区块层位油层中部深度（m）地层破裂压力(MPa)实测平均值(MPa)选值(MPa)威廉斯法P.A.迪基法乌5T2k2143828.5624.8124.124.0T2k1134123.9723.13T1b159825.7027.57乌16T2k2145926.0725.1724.124.06.3.1.2统计法根据油区2002年8月至2002年11月70口压裂投产井压裂时实际的破裂压力资料统计，70口井次的压裂施工井井深从12751585m，破裂压力值为23.528.2MPa，破裂压力梯度为0.0168 MPa/m 0.0184 MPa/m，平均为0.0172MPa/m。根据油藏中部深度1341159