油田开发效果评价方法

1、第2章油田开发效果评价方法研究油田开发效果评价贯穿于油田开发的全过程，正确、客观、科学的综合评价 油田开发效果，是油田开发方案调整，实施有效、高效挖潜措施，达到高效合理 开发的基础。目前评价油田开发效果的指标众多，根据各评价指标的性质和实际 涵义，大体上可将其划分为三大类，即开发技术指标、生产管理指标和经济效益 指标。开发技术指标是描述油田开发过程动态变化的参数指标，用来评价管理单 元的开发动态状况，主要包括注采井网完善状况、含水变化状况、产量变化状况、 储采开发状况、注水开发效果、开采程度指标等;生产管理指标主要包括措施效果 评价、工作量完成情况以及油水井和地面设备的使用状况和动态监测状况；

2、经济 效益指标主要用来评价管理单元经济效益的，主要包括操作成本、新钻井经济极 限初产、老井经济极限生产指标以及各项措施的经济指标。油田开发作为一个有 机的整体，各项指标有着密切的联系，其中开发指标是油田开发状况的反映，是 油田开发效果好坏的直接指标，在三类指标中占主导地位；生产管理指标是实现 开发技术指标的基础和保障；经济效益指标是油田效益好坏的表现，是油田是否 经济、有效开发的最终体现；开发技术指标和生产管理指标都是为实现经济效益 指标服务的。由于课题来源于海外参股项目，中方为非作业者，对措施的实施以 及经济评价没有决策权，因此，主要从开发技术指标方面对油田开发效果进行正 确的、客观的、科学

3、的综合评价，从而指导油田的下一步开发调整。2.1开发效果评价指标的筛选与计算方法研究开发技术指标大体上可分为6个大的方面，但在实际计算应用中，又进一步 细分为多个指标，如反映注采井网完善状况的指标可进一步细分为水驱储量控制 程度、水驱储量动用程度、注采对应率、注采井数比、井网密度、单井控制地质 储量等；注水状况评价指标可进一步细分为注采比、注水量、存水率、水驱指数、 耗水比、地层压力保持水平等；含水变化状况指标可细分为含水率、含水上升率、 含水上升速度等；产量变化指标可细分为地质储量采油速度、无因次采油速度、 自然递减、综合递减、总递减、采油指数、采液速度、采液指数等；储采状况指 标可细分为储

4、采平衡系数、储采比、剩余可采储量采油速度等；开采程度指标细 分为地质储量采出程度、可采储量采出程度、采收率等。为了能够应用较少量的 开发指标较全面地反映油田开发效果，对国内外开发效果评价指标进行了系统的 研究，根据中石化、中石油以及各油田单位的相关行业、企业标准或评比规定等， 筛选了有代表性的油田开发效果评价指标，并对各项开发指标的计算方法进行了 研究。天然能量与地层能量保持水平评价1、天然能量评价油藏天然能量是客观存在的，其包括油藏在成藏过程中形成的流体和岩石的 弹性能量、溶解于原油中的天然气膨胀能量、气顶气的膨胀能量、边底水的压能 和弹性能量以及重力能量等。不同的天然能量驱油，开发效果不同

5、。实践证明， 天然水驱开发效果最好，采收率高；溶解气驱开发效果差，采收率低。因此，油 藏天然能量的早期评价至关重要，其直接关系到天然能量的合理利用和油藏开发 方式的选择，为此石油工作者对天然能量的评价方法和计算方法做了大量的研究 工作，制定了有关天然能量评价标准。目前评价油藏天然能量大小的常用指标有两个，一是采用无因次弹性产量比; 二是采用采出1%地质储量平均地层压力下降值。采用两项指标可以对天然能量大 小进行定性和定量的评价。无因次弹性产量比反映了天然能量与弹性能量之间的相对大小关系，可定性 评价天然能量大小，表达式为：N =JL（2-1）pr NB C Ap式中：Np无因次弹性产量比;Np

6、 -与总压降对应的累积产油量，104m3；N -原始原油地质储量，10403；B-原始原油体积系数；Bo-与总压降对应的原油体积系数;C综合压缩系数，MPa-1；Ap-总压降，MPa。若计算值大于1，说明实际产量高于封闭弹性能量，有其它天然能量补给；若 比值为1时说明开发初期油藏中只有弹性能，无边底水或气顶气。比值越大说明天然能量补给越充分，天然能量也大。需要注意的是，应用此方法时，油藏应已采出2%以上的地质储量，且地层压 力发生了明显的降落，否则影响计算结果。采出1%地质储量平均地层压力下降值反映了油藏初期天然能量充足程度，该 值越小，油藏的天然能量越充足，边底水越活跃，其表达式：D = P

7、, P = N（苗-p）N（2-2）式中：D采出1%地质储量平均地层压力下降值，MPa；P.-原始地层压力，MPa；-目前平均地层压力，MPa；根据无因次弹性产量比和采出1%地质储量平均地层压力下降值，可将天然能量评价指标分为四个级别（见表2-1）：表2-1天然能量评价指标分级指标DprNprVI天然能量充足302II天然能量较充足0.3 0.81030qIII具有一定天然能量0.82.52.0101.01.5IV天然能量不足2.52.0120M=98e-0.0101sII80120M=91e-0.03677SIII3080M=101.195e-0.03677SIV1030M=94e-0.05

8、83sV50a = 0.66ln r - 4.76D 4.56 0.125ln rr注：R -油水粘度比。标准童氏图版实践证明，任何一个水驱开发油藏，含水率和采出程度之间都存在着一定的 内在联系。童宪章根据渗流理论和统计学理论，建立了童氏水驱曲线计算公式， 根据实际生产情况，后人又建立了标准的童氏水驱曲线计算公式：lg（+ c） = 7.5（R - Rm） +1.69 + a1 - fw（2-40）式中：a、c校正系数。其他符号同前。由于油田无水开发期短，见水快，采出少量的油，油井即见水，故取特殊情况， 近似认为当fw =0时，R =0；当含水率为98%时，采出程度即为标定最终采收率， 即当f

9、w =98%时，R = Rm。将定解条件代入式（2-40）得：（2-41）（2-42）lg c = -7.5 Rm +1.69 + alg（49 + c） = 1.69 + a将式（2-41）、式（2-42）联解，得：（49a = lg gi J + 7.5 Rm -1.6949c =107.5 Rm 1将a、c值代入式（2-40）,并整理，可得含水率与采出程度的关系式:疽.（2-43）给定一系列*m值后，由式2-43式可求得一系列含水率与采出程度关系曲线（见 图2-1），将实际生产数据与关系图版对比分析，可评判油藏含水率变化是否正常。对式2-43求导，可得含水上升率与含水率的关系式：df49

10、 ff = Ef ）（2-44）图2-1含水率与采出程度关系曲线3、系列曲线由于不同的油藏具有不同的孔隙结构、润湿性、油水粘度比和油层非均质， 因此含水率和含水上升率曲线的形态差异较大。为了更好地反映不同油藏含水率 和含水上升率的差异性，俞启泰、张金庆、钟德康、王俊魁、万吉业等对油藏含 水率和含水上升率进行了一系列的研究，其中万吉业根据曲线形态的差异性，将 含水与采出程度曲线的形态分成为三大类，包括其过渡型可细分为五种类型，同 样，含水上升率与采出程度的关系曲线也可分为五种类型，以描述不同油水粘度 比和油层非均质性对含水率和含水上升率的影响。表2-4 含水率与采出程度直线经验公式类型线性公式油

11、水粘度比渗透率级差凸型R = A + Bln(1 - fw)高ln(1 - R) = A + B ln(1 - f )高中较大R = A + B ln-f(1- fw )中高中一般ln R = A + Bfw中低较小dfdR150(1 - fw)凹型ln R = A + B ln f低小应用实际资料绘制的含水一采出程度关系曲线与理论曲线对比，可评价油藏 在目前开采条件下含水上升是否正常，并可预测水驱采收率。用采出程度对含水率求导，可得到含水上升率：凸型含水一采出程度关系曲线及含水上升率：R = A + B ln(1 - f )f = 1 一 (bR - a)（2-45）其中：A，B 一系数;b

12、 = 1/Ba = A / B其它符号同前。凸S型含水一采出程度关系曲线及含水上升率：ln(1 R) = A + B ln(1 f )wf = 1 ea (1 R) b(2-46)df b dR = 100 a/b (1 f ) b其中：A，B 一系数；b = 1/Ba = -A / B其它符号同前。S型含水一采出程度关系曲线及含水上升率:R = A + B Inw-(2-47)J f = 1 + e - (bR - a) J1 换后可得到含水率一采出程度关系曲线，反之，对含水率一采出程度关系曲线积 分变换可得到水驱特征曲线，因此，将水驱特征曲线变换后可研究水驱油藏含水 上升规律。国内外学者对

13、水驱特征曲线做了大量研究工作，目前已有50多种各种 形式的水驱特征曲线，经过我国多年的应用与筛选，认为甲型、乙型、丙型、丁 型4种水驱特征曲线比较实用，是目前全国较通用的方法，对其微分变换后可以反 映“凸型”、“S型”、“凹型”含水率一采出程度关系曲线。dfdRf (1 - f )100 疽其中：A, B 一系数;b = 1/Ba = 一A / B其它符号同前。S凹型含水一采出程度关系曲线及含水上升率:ln R = A + Bfwf = b In R a(2-48)wf = be - 1( a+fw)dR其中：A, B 一系数；b = 1/Ba = 一A / B其它符号同前。凹型含水一采出程度

14、关系曲线及含水上升率:R = A + B ln fwf = e b ln R - a w(2-49)dfwdRb100b1b其中：A, B 一系数;b = 1/Ba = A / B其它符号同前。4、水驱特征曲线法水驱特征曲线与含水率一采出程度关系曲线的基本原理是一致的，都是根据水 驱油渗流理论推导而得的，因此，水驱特征曲线与含水率一采出程度关系曲线存 在着内在的联系，从某种程度上说，两者可以相互转换，对水驱特征曲线微分变甲型水驱曲线(2-50)lg W = a + bN由式2-50对时间t求导，并由 dW / dt = Q ； dN / dt = Q ；Qw /Qo = fw /(1 - fw

15、)得:1dWdN2.303Wdt dtlg A lg 2.303b + lg W = lg 2.303b + a + bNoN -lg( 4!4-)-a(2-51)p b |_b 1 - fw式2-51中Np由0到Nr变化时相当于R由0到1变化对应的f为从0到0.98。分别将N 0，f = 0和N 1，f 0.98代入式2-51可得联立方程:0.4343)ab0.4343*49) a(2-52)解方程组2-52可得：b 3.3804，a 2.2192，代入式2-51，此时N相当于R ，则式2-51可变形为含水率变化曲线:10(3.3804R* 1.6902)fw 1 + 10(3.3804R*

16、 1.6902)(2-53)其中：R-可采储量采出程度，小数;其它符号同前。乙型水驱曲线lg L = a + bN n 广 b igp0.4343, f 、(-)b 1 - fw(2-54)f = 1 - 3.9120 10(1.6990,*-0.5924)其中：符号同前。式2-54即为乙型水驱特征曲线转换变形为了含水率一可采储量采出程度关 系曲线。丙型水驱曲线Lp = a + bLNNp= K J a(1- fw) Jf = 1 - (1 - 0.8586R *)2(2-55)其中：符号同前。式2-55即为丙型水驱特征曲线转换变形为了含水率一可采储量采出程度关 系曲线。丁型水驱曲线1 I 1

17、 fN = T 1- (a - D() p b X f1-wfw - (1-0.9796R*)2(2 56)+1 0.0204其中：符号同前。式2-56即为丁型水驱特征曲线转换变形为了含水率-可采储量采出程度关 系曲线。由图2-2可见，甲型水驱特征曲线转换变形的含水率一可采储量采出程度关 系曲线较符合“S型”含水率上升曲线，油藏开发初期和末期含水上升较慢，中期 含水上升较快，较适合应用于中等粘度油藏；乙型水驱特征曲线转换变形的含水 率一可采储量采出程度关系曲线较符合“凸型”含水率上升曲线，油藏开发初期 和中期含水上升较快，末期含水上升较慢，较适合应用于高粘度油藏；丙型水驱 特征曲线转换变形的含

18、水率一可采储量采出程度关系曲线较符合“凸S型”含水率 上升曲线，油藏开发初期和中期含水上升较快，末期含水上升较慢，较适合应用 于中高粘度油藏；丁型水驱特征曲线转换变形的含水率一可采储量采出程度关系 曲线较符合“凹型”含水率上升曲线，油藏开发初期和中期含水上升较慢，末期 含水上升较快，较适合应用于低一特低粘度油藏。图2-2水驱特征曲线法含水率与可采储量采出程度关系曲线水驱效果综合评价参数研究注好水是注水油藏开发管理的一项重要任务，注入水利用状况是注水油藏开 发效果评价的一项重要指标。如果大量注入水被无效采出，将大大增大注水费用， 开发效果变差，因此注入水利用状况将直接影响注水油藏开发效果，为了提

19、高注 入水利用率，正确、客观地评价注入水利用状况，石油工程师做了大量研究工作， 应用多种参数对注入水利用状况进行评价。目前较常用的参数有：存水率、水驱 指数以及耗水率等。1、存水率存水率直接反映了注入水利用状况，是衡量注水开发油田水驱开发效果的一 项重要指标，存水率越高，注入水利用率越高，水驱开发效果越好。存水率大小 同注水开发油田的综合含水率一样，与开发阶段有关。在油田注水开发过程中， 随着油田的不断开采，综合含水不断上升，注入水排出量也不断增大，含水率越 高，排出量越大，地下存水率越小。一般情况下，在油田开发初期，注入水排出 量少，存水率高，在开发后期，注入水被大量无效采出，存水率变低。在

20、油田实 际应用中，将油田实际存水率与理论存水率进行对比分析，可直接判断注入水利 用状况和开发效果。目前计算理论存水率常用的有4种方法，即定义法、经验公 式法、含水率曲线法和水驱特征曲线法。定义法存水率为“注入”水存留在地层中的比率，可分为累积存水率和阶段存水率。 累积存水率是指累积注水量和累积采水量之差与累积注水量之比，通常将累积存 水率称之为存水率，它相当于前苏联提出的“注入”效率系数；阶段存水率是指 阶段注水量与阶段采水量之差和阶段注水量之比，反映阶段注入水利用效果。累积存水率定义为：C = 0.=1Qwp QtQt=1 wz (Qw + B Qo / P。)（2-57）=1： I)Z (

21、1 + B / p -)。f式中：C,-存水率小数;Q .-累积注水量，X104m3；Q -累积产水量，X104m3；z -累积注采比，无量纲;B.原油体积系数，无量纲;P。-原油密度，kg/L；其它符号同前。由图2-3可以看出，理论上，在注采比一定的情况下，随着油田的不断开采， 含水率不断升高，注入水不断排出，存水率随着含水率的升高而下降。图2-3不同注采比下存水率与含水率的关系曲线经验公式法 存水率的定义：C = Qi - Qw = 1 - 2（2-58）ii无因次注入曲线和无因次采出曲线关系为：W / N =卵 +略（259）W / N = ea2 +b2R式2-58和式2-59联立求解

22、得：ln（1 - C ） = A + B R（2-60）令B = D /R，则式2-60变形为：C = 1 -。气+ DR（2-61）p根据不同油田在不同采出程度下的存水率资料，回归出不同类型油田与其油 水粘度比的相关式：D = 6.689/（ln七 + 0.168）（2 62）A、= 5.854/（0.476 - ln 旦其中：R R-油水粘度比，无量纲；Ds、A -与油水粘度比有关的经验常数，无量纲； 其它符号同前。在实际应用中，根据油田实际油水粘度比，由式2-62计算出。，、A值，代 入式2-61，可求得理论存水率与采出程度的关系曲线，将实际存水率与采出程度 的关系曲线与理论曲线对比，可

23、判断注入水利用率和开发效果。含水率曲线法童氏含水率一采出程度关系曲线为：lgfw1 - fw=7.5(R - R ) +1.69(2-63)当采出程度在含水率为fw时变化dR，则对应的阶段采油量为NdR，而对应 的阶段产水量为：dw =也人(2-64)w从投产到采出程度为R时的累积产水量为：W =j wpdw =j R-dR(2-65)p 0 p 0 1 - fw将式2-63代入式2-65并积分得：W =/N .107.5( R-R+1.69 dR107.5( R f+1.69=N17.27(2-66)从投产到采出程度为R时的累积产液量地下体积为:匕=W+ N B / p = N -存水率表达

24、式为: HYPERLINK l bookmark423 o Current Document W. - WWp ZVIL=1 - -1(1 -Z107.5( R - R-+1.69B+ fR17.25po(2-67)B / p R107.5( R - R-+1.69+ BoR)17.27 po(2-68)式中：符号同前。水驱特征曲线法水驱特征曲线是注水油藏开发效果评价应用最广泛的特征曲线，应用水驱特征曲线可以推导出累积存水率与含水率的关系曲线。以丙型水驱特征曲线为例，来推导累积存水率与含水率的关系曲线。C = Wi Wp = 1 -1(1 - N / L )p WZ P Pi丙型水驱特征曲线表

25、达式为：（2-69）L / N = a3 + b3 L式2-69和式2-70联立求解得:（2-70）C 1 （a3 + b3 N p -1）pZa3又由丙型水驱特征曲线微分变形得:（2-71）n = 1 - ira3(1- f)pb3将式2-72代入式2-71得：（2-72）a 、； a (1 f )C = 1 -iw!（2-73）Za3式2-73即为由丙型水驱特征曲线推导出的存水率与含水率的关系曲线。同理，可由甲型、乙型和丁型水驱特征曲线推导出存水率与含水率的关系曲线。由甲型水驱特征曲线推导出的存水率与含水率的关系曲线为:Z lg（0.4343/b ）.-L-1 1 - fw尝（七）-a +

26、尝（七）1 - f 1 七 1 - f（2-74）由乙型水驱特征曲线推导出的存水率与含水率的关系曲线为:0.43431/b21 | 0.4343, 1-lg（b2b21 - f,（1-f ）1/b- a / b ：2 w22由丁型水驱特征曲线推导出的存水率与含水率的关系曲线为：（2-75）CLZ广1 + %，(a广 1)(1 - )/ fw （2-76）式中：符号同前。在实际应用中，根据油田实际生产数据，拟合求得水驱特征曲线方程中的拟 合系数。将拟合系数代入式2-73、式2-74、式2-75、式2-76，可求得存水率与含 水率的关系曲线。2、水驱指数水驱指数反映了由水驱替所采油量占总采油量的比

27、重，其定义为存入地下水 量与采出地下原油体积之比，即水驱指数=（累积注水量+累积水侵量一累积产 水量）/累积采出地下原油体积，其理论计算公式为：S = Q - Q = Z(Q + BQ / Po) Q p BQ0 P C o o oo o o=(Z - 1)(L) + ZB 1 - f(2-77)式中：Sp-水驱指数，无量纲；其它符号同前。由图2-4可以看出，在中低含水期，注采比对水驱指数与含水率关系曲线影响 不大，而高含水期时，注采比对水驱指数与含水率关系曲线影响非常明显。对于 不同的注采比，水驱指数随着含水率变化具有不同的规律。当注采比Z大于1时， 水驱指数随含水率增加而增大；当注采比Z等

28、于1时，水驱指数等于1，与含水率 无关；当注采比Z小于1时，水驱指数随含水率增加而减小。在实际应用中，将实 际水驱指数与含水率的关系曲线与理论曲线对比分析，当实际水驱指数随含水率 的增加而减小时，说明实际油田天然能量不充足，注水量不够，应加强注水，提 高注水量；相反，当实际水驱指数随含水率的增加而增加时，说明注入水和天然 能量侵入水充足，不用增加注水量。图2-4不同注采比下水驱指数与含水率的关系曲线3、耗水率耗水率是评价油田注水利用率的一项重要指标，其内函为采出每吨油的耗水 量，其值越大，每采出一吨油所需注入水量越大，吨油注水成本越高。其表达式为：入 Qz （ Q）人 =ooo=z（Bo /

29、P o + fw /（1 - fw）（2-78）又有童氏含水率与采出程度图版得：lg(fw1 - f)=7.5(R - R ) +1.69（2-79）由式2-78和式2-78联立求解得:（2-80）人=Z (B / P + 107.5(R-Rm)+1.69)式中：人-耗水率，无量纲;其它符号同前。式2-80为耗水率与采出程度的关系表达式，在注采比一定的情况下，可以做 出不同标定采收率下耗水率与采出程度的关系曲线（见图2-5）。由图2-5可以看出， 耗水率图版曲线为一组超凹型曲线，开发初期耗水率上升缓慢，到开发后期耗水 率急剧上升。Rm-0.2Rm-0.25Rm-0.3Rm-0.35Rm=0.4

30、0 一Rm-0.45Rm-0.506000.10.20.30.40.50.6采出程度（小数）图2-5不同标定采收率下耗水率与采出程度的关系曲线注水量评价在理想情况下，注入1PV的水能驱替出全部地下原油时注水开发效果最好，但 实际上，由于地层非均质性和流体非均质性，水驱油时呈非活塞式驱替，使得注 入水驱油效率降低。尤其在中高含水期，随着含水的上升，为了保持原油产量， 注入水呈级数倍的增加，造成采油成本增高，开发效果变差。目前对于注水量的 评价通常采用3种方法：经验公式法、统计方法和增长曲线法。1、经验公式法注水油田开发进入中高含水期后，注入水孔隙体积倍数和采出程度在半对数 坐上呈直线型。注入水孔

31、隙体积倍数增长率随采出程度的增加而呈指数形式增加， 这也符合油藏开发过程中耗水率随采出程度增加而成级数增加的客观规律。（2-81）其中：v =Ki B N / pa、b -拟合系数;其它符号同前。根据油田目前采出程度与注水量的关系，利用式2-81可以外推至标定采收率 的最终注水量，如果达到相同最终采出程度下的最终注水量越高，说明采油成本 越高，注入水利用率越低，开发效果越差。2、统计法根据矿场统计，在不同的注入孔隙体积倍数下，流度与米出程度有一定的关 系。R = A + B x ln(k / r )(2-82)式中：A、B -统计常数，见表2-5；其它符号同前。表2-5统计常数注入孔隙体积匕1

32、截距AV斜率BV相关系数0.28.582.820.92780.513.053.890.90741.016.734.570.90002.522.85.290.8905在实际应用中，根据油藏实际原油流度和注入孔隙体积倍数以及实际采出程 度，与图2-6对比分析，如果实际点落在对应曲线的上方，说明实际油藏注入水利 用率较高，开发效果较好，相反，如果实际点落在对应曲线的下方，说明实际油 注入水利用率低，开发效果差。3、增长曲线法根据翁文波院士的Logistic生命增长理论，可建立油藏综合含水与累积耗水 量、综合含水与累积水油比的数学模型，进而可求得油藏在不同含水期时，一定 产油量指标与所需合理注水量的定

33、量关系式，利用该关系式可对人工注水量的合 理性做出评价与预测。X =-(2-83)1 + AeBt式中：X -增长体系；t-体系发展时间或过程；D -生命过程的经验常数；A、B-拟合系数。当B V0时，增长模型表示体系从兴起发展到X为limX T D的过程。t S又累积耗水量：人=Ki Np一， w累积水油比：WOR =N（2-84）（2-85）255075100125150175200225p流度(X10 -3um2/mPa.s)图2-6不同注入倍数下流度与采出程度的关系曲线随着水驱油田的不断开采，累积耗水量和累积水油比不断增加，综合含水上升，且lim fw - fwiim。用B V0的增长

34、型模型，可建立综合含水与累积耗水量、综 t3合含水与累积水油比的定量关系式，其表达式为：f =匕 w lim(2-86)11 f = w lim(2-87)w 1 + A e (-BWOR)2对式2-86、式2-87变形取自然对数得：lnfwm -1) = in A - B 人(2-88)f11 wflnwm -1) = In A2 - B2 WOR(2-89)w对于同一油藏，式2-88和式2-89联立求解得：(2-90)ln A - ln A12B1根据累积耗水量与累积水油比的定义，式2-90可变形为:式2-91对时间微分得:ln A 一 ln AQ = 1B+ 2 QB w1WOR = Q

35、w = C-Qo 1 - fw式2-92可变形为:Q = (ln A1 - ln A2 + Bf) . Q iBB 1 - f（2-91）（2-92）（2-93）（2-94）在实际应用中，根据实际生产数据，利用式2-88、式2-89拟合求得系数AB气、B/代入式2-94可得到不同含水期注水量与产油量之间的定量关系，进 而可绘制出在给定的产油量下不同含水期所需的合理注水量，将实际注水量与合 理注水量进行对比分析，可对注水效果进行评价。如果实际注水量偏高，说明注 入水利用率低，开发效果差，相反，如果实际注水量偏低，说明注水量不够，应 加强注水。产量变化研究油气田产量是油气田开发管理的重要指标，油气

36、田开发管理工作者最关心的 是油气田产量的变化。根据油气田产量变化可将油气田开发分为4种模式：投产即 进入递减、投产后经过一段稳产后进入递减、投产后产量随时间增长，当达到最 大值后进入递减、投产后产量随时间增加，经过一段稳产期后进入递减。目前预 测产量变化常用的有4种方法：Arps递减法、预测模型法、预测模型与水驱曲线联 解法以及系统模型法。当油田进入高含水期后，油田产量一般都呈递减趋势，石 油研究工作者采用多个指标对产量变化趋势进行评价，并对其计算方法进行系统 研究。1、产量变化指标根据产量的构成，可将产量变化描述为自然递减、综合递减和总递减。自然递减在没有新井投产及各种增产措施情况下的产量变

37、化称之为自然递减，扣除新 井及各种增产措施产量之后的阶段产油量与上一阶段产油量之差除以上一阶段的 产油量称为自然递减率。根据行业标准，自然递减率有两种表达方法：a、年对年自然递减率指上年新井、各种增产措施产量都作为老井产量情况下计算的递减率，其表 达式为：D = _ 93_03_9 X 100%( 2-94)anq91式中：Dn-年自然递减率，%；q 01-上年核实年产油量，X 104t；q 02-当年核实年产油量，X104t；q 03-当年新井年产油量，X 104t；q 04 -当年措施井年产油量，X104t。b、日产水平折算年自然递减率与年对年自然递减率的定义类似，只是阶段产油量是用日产水

38、平与阶段时间乘积折算而得的，其表达式为：D = -0103030 x 100%(2-95 )anq01式中：q 01 -标定日产水平折算的当年产油量，X104t；其它符号同前。综合递减综合递减是指没有新井投产时的老井产量递减。综合递减反映了油田某阶段 地下油水运动、分布状况以及生产动态特征。由于综合递减扣除了当年新井的产 油量，仅考虑老井产油量，因此其反映了在原有井网条件下地下油水分布状况。 如果年产油量变化不大或保持上升趋势，而综合递减率较大，说明井网不够完善， 储量控制低，原油产量是靠新井产量接替的，有布署新井挖潜的潜力，而老井的开发效果没有得到改善；相反，如果产油量变化不大，而综合递减率

39、较小，说明 产量主要依靠老井措施完成的，老井实施措施效果较好。产量综合递减率的大小不仅受人为因素的影响，还与开发阶段有密切关系。 在油田开发初期，地下存有大面积的可动油，通过注采结构优化技术就较容易维 持原油产量，实现较低产量综合递减率的目标；在油田开发中期，虽然高渗主力 层已全面见水，但由于水淹程度低，可动油饱和度较高，主力层仍可继续发挥主 力油层的作用，通过注采结构调整，也可实现综合递减率较低的目标；而当油田 进入高含水期，由于长期注水，主力层水淹严重，地下油水分布复杂，剩余油零 散分布，大规格的剩余油已经很少，主要存在于注采井网控制不住、断层或透镜 体边部和局部微高点处，通过注采结构调整

40、挖潜难度很大，原油产量递减将加快， 综合递减可能处于很大的范围。与自然递减率表达方式类似，按行业标准，综合递减通常也有两种表达式， 即年对年综合递减和日产水平折算综合递减。a、年对年综合递减率年对年综合递减率是指扣除当年新井产量的年产油量除以上一年的总产量， 其表达式为：Dacq01一 (q02 q03)X 100%q01（2-96）式中：D -年综合递减率，%；其它符号同前。引日产水平折算年综合递减率与年对年综合递减率的定义类似，只是阶段产油量是用日产水平与阶段时间乘积折算而得的，其表达式为:Dacq01一 (q02 q03)X 100%q01（2-97）式中：q 01 -标定日产水平折算的

41、当年产油量，X104t；其它符号同前。总递减总递减反映了油田产量总体变化趋势，其包括新井产量、措施产量在内的所 有产量，是一个油田生产的所有潜力，因此，总递减大小直接反映了油田整体产 能。如果总递减率很大，说明油田后备资源不足，开发形势严重，相反，如果总 递减率很小，说明油田有一定的后备资源量，储采比相对合理。与其它两项递减描述方式类似，总递减也分为年对年总递减和日产水平折算 总递减。a、年对年总递减率年对年总递减率是指当年总产油量除以上一年的总产油量，其表达式为：D = x 100%（ 2_98）q 01式中：Dat-年总递减率，%；其它符号同前。引日产水平折算年总递减率与年对年总递减率的定

42、义类似，只是阶段产油量是用日产水平与阶段时间乘 积折算而得的，其表达式为：D =-q01 _q02 x 100%（2-99）q 01式中：q 01 -标定日产水平折算的当年产油量，X104t；其它符号同前。2、Arps递减法通过大量的实际矿场生产资料的统计，对于油田生产业已进入稳定递减的产 量递减问题，J.J Arps提出了解析表达式，并根据递减指数的不同，将递减大体 上分为三种类型：指数递减、双曲递减和调和递减。目前Arps递减法被国内外广 泛采用，用于油田产量变化研究、开发指标预测以及可采储量预测。Arps产量递减解析表达式当油气田产量进入递减阶段之后，其递减率表达式为：(2-100)D

43、=KQ nQ dt o式中：D -产量递减率，小数;Q -油产量，t/d；K-比例常数；n-递减指数，（0WnW1）。由式2-100变形得:-Q -(n+i)dQ = Kdt将上式分离变量积分得：-jQtQ -(n+i)dQ = KftdtQi o o 0(Q-n -Q-n) = Kt-1= KQnit(2-101)1not由递减率表达式知：D. = KQn将上式代入式2-101得:-1=D.t(2-102)式中：Q。递减期初始产量，t/d；Q t-递减后t时刻的产量，t/d；D .-初始递减率，小数。当递减指数n值不同时，可得到三种不同的递减规律。当n=0时，递减为指 数递减；当n=1时，递

44、减为调和递减；当0WnW 1时，递减为双曲递减。此时式 2-102可写成3种不同的表达式以反映不同的递减规律。双曲递减：Qt= Q .(1 + nD.t)n指数递减：Q t = Q .e-Djt调和递减：Q t = Q .(1 + D.t)-1(0WnW1)(2-103)(n=0)(2-104)(n=1)(2-105)对式2-103、式2-104、式2-105积分，可得到3种不同递减规律的累积产油 与时间的表达式:双曲递减：N = QoiG + nD.tH-1(2-106)i指数递减：N = o (1 - e-Dit)(2-107)i调和递减：N = *ln(1 + D.t)(2-108)i递

45、减率D的确定递减率D的大小直接反映了产量递减的快慢，因此，油田实际应用中，常根 据实际生产数据求出递减率，根据递减率大小评价油田开发效果。应用Arps产量 递减法求解递减率时，与Arps三种递减类型相对应，有三种不同的求法。a、指数递减递减率D的计算对式2-104两边求对数得：lg Q = a - btot(2-109)其中：a - lg Qib =-D2.303其它符号同前。在半对数坐标上，指数类型递减的产量与时间呈直线关系，求出直线的斜率 即可求出递减率D。b、调和递减递减率D的计算将式2-108变形得:lg Q = a - bN(2-110)其中：a - lg Qib = 2D03 Qi

46、其它符号同前。在半对数坐标上，调和类型递减的瞬时产量与累积产量呈直线关系，利用线 性回归，求出直线的截距和斜率，并由式2-111求得不同时间的递减率。D = D (1 + Dt)-i(2-111)豚双曲递减递减率D的计算将式2-103变形得：(2-110)（Q ”Q = a + btQt）ot其中：a = 1b = nDi其它符号同前。根据实际生产数据，给定不同的n值，计算不同的（Qi /Qt ）n值，然后将（Q i / Q。,） n与对应的t值画在直角坐标系中，当有很好的线性关系时，所给定险值就是所求的正确n值。求出直线的截距和斜率，并由式2-112求得不同时间的递减率。D = D （1 +

47、 nDt）-1（2-112）年递减率与月递减率的关系在实际应用中，常以月为单位对生产数据进行处理，计算出月递减率后，根 据月递减率与年递减率的关系反算出年递减。对于以瞬时产量表示的指数递减， 由瞬时产量表达式得：Q = Q e-Dt（2-113）当时间t的单位为年时，一年年底12月份的产量可表示为：幻=e-Da （2-114）Qi式中：Q12-第12月份的瞬时产量，X104m3/mon；D年递减率，小数；当时间t的单位为月时，一年年底12月份的产量可表示为：=e a（12）（2-115）Qi式中：D-年递减率，小数；其它符号同前。由式2-114与式2-115相等得月递减率与年递减率的关系式:D

48、 = 12 D(2-116)在实际工作中，常用到月平均日产量和平均递减率的概念，当取Z = 1mon时， 由递减率的定义得：Q - Q D= j-ij(2-117)Qj-i式中：D -平均递减率，又称为有效递减率，小数；Q -第j-1月的平均日产量，ms/d； j-iQ -第j月的平均日产量，ms/d。 j当1 = 1 时，Q = Q(1 - D)10当j = 2时，Q2 = Q(1 -D) = Q0(1 -D)2当j = 3时，Q3 = Q2(1-D) = Q0(1 - D)3当j = 12时，Q = Q (1 -D)12(2-118)120对于以平均产量表示的指数递减，由式2-118可表示

49、如下两式：1 =(1 D a )1(2-119)i1 = d D m )12(2-120)i 由式2-119与式2-120相等得月递减率与年递减率的关系式：D = 1 -(1 -D )12(2-121)储采状况指标研究储采状况间接地反映着一个油田的开发“寿命”，在很大程度上综合性地反映 了油田勘探开发形势。储采状况不仅深刻地影响着石油工作者在勘探开发方面的 行为，也迫使石油工作者在勘探开发方面不断提出相应的对策和决策，从而提高油田开发水平。因此石油工作者提出多项指标来客观地评价储采状况，比较常用 的指标有储采平衡系数、储采比、剩余可采储量采油速度等。1、储米比储采比是产量保证程度的一项指标，表

50、示当年剩余可采储量以该年的产量生 产，还能维持生产多少年。在实际应用中，以当年年初(或上年年底)剩余的可 米储量除以当年年产量，其数学表达式为：(2-122)N - N + QrpQo式中：-储米比年;N r-可米储量，X104t；其它符号同前。目前对于合理储采比下限值还没有一个统一的认识，一般认为油田保持稳产 的最后一年所对应的储米比为油田保持稳产时所需的最小储米比，油田要保持相 对的稳产，储采比必须大于或等于此值，否则油田产量将出现递减。国外石油公 司油田稳产储采比下限值一般在20左右，我国油田稳产储采比下限值一般在13左 右。目前合理储采比下限值的计算多用Arps双曲递减和指数递减来确定

51、。，-1双曲递减：Q = Q.(1 + nD.t)n(0WnW1)(2-123)指数递减：Q = Q .e-Df(n=0)(2-124)对式2-123、式2-124两边定积分(N取N 0到N , t对应取0到t )，可得:双曲递减：N = N 0 +( %D。+ nD.tV-1(2-125)i指数递减：N = N + 9(1 - e-Dit)(2-126).当t T8时，由式2-125和式2-126可得到产量遵循双曲递减和指数递减时对应 的最终可采储量关系式：双曲递减：N = N 0 +.(2-127)指数递减：N = N +（2-128）i将式2-123、式2-125、式2-127代入式2-

52、122,可得到产量遵循双曲递减时储 采比与时间的关系式：双曲递减：R = 1 +叫 +1（2-129）Rp （1 一 n） Di同理，将式2-124、式2-126、式2-128代入式2-122，可得到产量遵循指数递 减时储采比与时间的关系式：指数递减：R = +1（2-130）Rp Di从概念知，在t=0时，是油田保持稳产的最后一年，所以油田保持稳产的合 理储采比下限值分别为：双曲递减：R =1一 +1（2-131）Rp （1 一 n） Di1指数递减：R = - +1（2-132）Rp Di2、剩余可采储量采油速度剩余可采储量采油速度是指年产油量占剩余可采储量的百分数，是表示油田 开发快慢的

53、指标，反映了油田的综合开发效果。根据剩余可采储量采油速度和储 采比的定义，剩余可采储量采油速度与储采比呈倒数关系。当知道合理储采比的 下限值后，可以求出剩余可采储量采油速度的上限值。根据国外石油公司油田稳 产储采比下限值一般在10左右，油田进入递减阶段后，剩余可采储量采油速度应 达到10%，才能够减缓油田的递减速度；进入递减阶段后，我国油田储采比一般在 13左右，那么乘余可采储量采油速度应达到8左右。油田采收率评价采收率是受多种因素影响的综合性指标，对于注水开发油田主要取决于油藏 地质特征、井网密度、地质储量动用程度、注水波及系数和水驱油效率及工艺技 术等因素。目前评价油田采收率的方法较多，主

54、要有经验公式法、图版法、类比 法、流管法、动态分析法、驱油效率法、产量递减法、无因次注入采出法和数值模拟法。1、经验公式法经验公式法是利用油藏地质参数和开发参数评价水驱油藏采收率的简易方 法，是通过大量实际生产数据，根据统计学原理而得到的，目前常用的水驱采收 率预测经验公式有10多种。经验公式一：适用于原油性质好、油层物性好的油藏。Er = 0.27191lgk - 0.1355lg 四-1.53800 - 0.001144。+ 0.2556995 . + 0.11403经验公式二：美国石油学会(API)采收率委员会相关经验公式Er = 0.32250(1-5 )wBoi0.0422四.oi、

55、0.077JX S -0.1903 Xf P.LI P habnA-0.2159J经验公式三：愈启泰、林志芳等人根据我国25个油田的资料得出的采收率的 经验公式：E = 0.6911 x(0.5757 - 0.157 - lg r + 0.03753lg K )经验公式四：1996年陈元千等人根据我国东部地区150个水驱油藏实际资料， 统计得出了考虑井网密度对采收率影响的经验公式：E = 0.05842 + 0.08461log * + 0.34640 + 0.003871SRo经验公式五：由乌拉尔一伏尔加地区95个水驱砂岩油藏得到的相关经验公式：E = 0.12lge +0.16o经验公式六

56、：西西伯利亚地区77个水驱砂岩油藏得到的相关经验公式:E = 0.15lg 也 +0.032ro经验公式七：E = 0.214289( )0.1316ro参数应用范围：k = 20 - 5000 x 10-3 Rm2;R = 0.5 - 76 mPa.s。经验公式八：适用于中高渗砂岩油藏。Er = 0.274 - 0.1116lg R R + 0.09746lgk - 0.0001802h x f - 0.06741匕 + 0.00016757经验公式九：E = 0.1748 + 0.3354R + 0.058591lgK - 0.005241f - 0.3058。-0.000216pRsRi

57、o参数应用范围：k = 11 5726x 10-3Rm2;R = 0.38 72.9mPa.sR = 25% 100%； f = 2.028.1h。/ well ； P = 3.757.9MPa。si经验公式十一：kEr = 0.135 + 0.165lg -RR经验公式十二：k 0.792 kEr = (0.1698 + 0.16625lg一)e一 fn( Ro)-o式中：。-孔隙度，小数；h -有效厚度，m；P-原始地层压力，MPa； iPabn -废弃地层压力，MPa；S -井网密度，well/km2；匕-渗透率变异系数，小数；T -地层温度，C；f -井网密度，ha/ well ；fn

58、-开井井网密度，well/Km2；其它符号同前。2、驱油效率法根据水驱油室内实验，确定驱油效率，再根据丙型水驱特征曲线或确定水驱油平面与垂向波及系数经验公式求出波及体积，从而可预测水驱采收率。ER= Ed 广气 fa XE.式中：气-洗油效率，小数；E波及体积，小数；E -平面波及体积，小数；气-纵向波及体积，小数。气的计算：Ed是利用室内开发实验数据统计出来的，也可利用驱油效率经验公式求得。 北京石油勘探开发科学研究院根据国内144个水驱油藏的资料，按照流动系数的不 同，回归分析得出驱油效率与流度相关关系式：E= 10(0.06971lg( Ka / 匕)+1.58922)Ev的计算：由丙型

59、水驱曲线得：Lp = a + bLNppEv=la(1- fw)Epa的计算:p = la ln(M + a ) + a f + a ln(M + a ) + aE123 w 456E.的计算:Y =(乙 + 0.4) x (18.948 2.499匕)一(M +1.137 0.8094V )10 f(vkk其中：f V ) = 0.6891 + 0.9735V + 1.6453V2kY = a Ea2 (1 E )a3a式中：M -水油流度比(0W M W10)；F o -水油比；a1 = 3.334088568，a2 = 0.773748199，a3 = 1.225859406其它符号同前

60、。由以上各式，纵向波及体积系数可用试凑法求得。a、a、a、a、a、a参数取值如下表:123456参数五点法表2-6参数取值布井方式 直线切割法交错行列法a1-0.2062-0.3014-0.2077a2-0.0712-0.1568-0.1059a3-0.511-0.9402-0.3526a40.30480.37140.2608a50.123-0.08650.2444a60.43940.88050.31583、图版法图版法是利用经验图版来确定油藏水驱采收率的，常用的有两大类图版：（k-七）经验图版和（fw - R）经验图版。k -七经验图版是按照油藏不同渗透率 区间，绘出水驱油藏原油采收率与油水