油藏工程方法及应用

油藏工程方法及应用

编辑ppt一、物质平衡方法的应用二、产量预测方法三、采收率预测四、水驱砂岩油藏合理压力水平确定五、合理井网密度确定方法六、合理采油速度、合理注采比确定方法简介七、生产井流压界限及注水井合理注入压力确定八、经济可采储量预测方法简介九、单井经济极限产量确定方法简介十、经济极限含水预测方法简介十一、关于分层开采及开发调整十二、关于注水方式、注水时机及注采井数比

主要内容编辑ppt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。

一、物质平衡方法的应用编辑ppt物质平衡表达式为：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。编辑ppt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。

水侵一般可分为：定态水侵、准定态水侵和非定态水侵。编辑ppt（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：编辑ppttC——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，monm3

2K——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。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。

编辑ppt（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：编辑ppt编辑ppt（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。编辑ppt

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，然后由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：编辑ppt编辑ppt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：

编辑ppt第三步：计算Q(tD)对上式进行Laplace变换：编辑ppt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:编辑ppt油藏各时刻的水侵量为：编辑ppt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：编辑ppt编辑ppt绘出Y～X曲线，可以求出水侵系数B及地质储量N。编辑ppt编辑ppt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，地层压力都不断变化，因此，在实际计算中，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。编辑ppt3、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。编辑ppt二、产量预测方法

1、流管概算法及开发效果评价

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。

编辑ppt（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：上式亦称为水相分流量方程。式中，—分别为油、水相对渗透率；—分别为油水的地下粘度，mPa·s。编辑ppt（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。编辑ppt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：编辑ppt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：编辑ppt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：编辑ppt

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；编辑ppt—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：编辑ppt（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。编辑ppt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）（4）综合含水的计算编辑ppt纯6断块含水率与采出程度关系曲线编辑ppt纯6断块存水率与采出程度关系曲线

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。编辑ppt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％）编辑ppt2、定液求产法原理：油田的产油量首先在产液量和含水上得以体现，因此油田的产液量与产油量之间存在着必然的联系。定液求产法就是在确定油田年产液量的基础上，利用油田年产液量、年均含水和产油量的相互制约关系来预测年产油量。（1）油田最大产液量预测

1）单井最大产液量预测法①外推法确定单井最大产液量

作出已开发油田平均单井日产液量和年均含水的关系曲线，将曲线外推至含水90～95％（低渗油田选90％，高渗油田选95％）时的单井液量作为全油田单井最大产液量。编辑ppt②利用最大生产压差确定抽油井的单井最大产液量各种泵径抽油井的最大产液量是指在实际可能达到的最大生产压差条件下的理论排量。它要求：泵效较高，应是实际可能达到的最高泵效；泵下入到最大深度；依照实际情况选用可能达到的较大的工作参数。其计算公式如下：编辑ppt式中：

qmax——单井最大平均日产液量，t/d；——目前地层压力下的最大生产压差，MPa；

Jl、Jo——分别为采液、采油指数，t/(d·MPa)；

Jl’、Jo’——无因次采液、采油指数，小数；

Jopm——无水期每米采油指数，t/(d·MPa·m)；

a、b——系数；编辑ppt

P、Pmin——目前地层压力、井底最小流压，MPa；

Lm、Lpmax——油藏中深、最大下泵深度，m；

dl、fw——井筒混合液相对密度、含水率，小数；

PP——泵口压力，MPa；

Rpi——油井原始气油比，m3/t；编辑ppt③平均开井数预测作出已开发油田的平均开井数和年均含水的关系曲线，将其外推至含水90～95％（低渗油田选90％，高渗油田选95％）时的年均开井数作为全油田计算最大产液量的年均开井数。由油田最大单井液量乘以年均开井数即为油田的最大产液量。2）最大采液速度预测法作出已开发油藏采液速度与年均含水的关系曲线，外推至含水90～95％（低渗油田选90％，高渗油田选95％）时的采液速度作为最大采液速度，乘以油田地质储量即为最大产液量。编辑ppt（2）定液求产法1：年产油量迭代法油田开发过程中，由于含水不断上升，要保持一定的产油量，则必须保证液量持续增长，直至达到油田的最大产液量。若给定了年产液量，并找出含水变化规律，利用年产液量、年均含水和年产油量的相互制约关系即可确定油田该产液量水平下的产油量。

对于地下原油粘度不同的油田，可分别采用以下四种驱替特征曲线确定其含水变化规律：Ⅰ型：lgWp＝A＋BNp

粘度介于3～30mPa·s的中粘层状砂岩油藏；编辑pptⅡ型：Wp/Np＝A＋BLp粘度介于3～30mPa·s的中粘层状砂岩油藏；Ⅲ型：Lp/Np＝A＋BWp粘度小于3mPa·s的低粘层状砂岩油藏；Ⅳ型：lgLp＝A＋BNp

粘度大于30mPa·s的高粘层状砂岩油藏；例如由Ⅰ型水驱曲线：

编辑ppt建立迭代式：qo＝ql（1－fw）求解时：a)确定线性关系，回归得到A、B值；b)给定油田年产液量；c)含水率计算式中的R用上一年的累积产油量和当年的年产油量表示；d)由迭代格式，通过迭代得到年产油量。编辑ppt（3）定液求产法2：累积水油比与累液关系统计法由Ⅱ型水驱曲线：Wp/Np＝A＋BLp可得累积产油量：Np＝Lp/(1＋A＋BLp)

由上式可在上年累油、累液的基础上，通过给定年产液量确定年产油量。编辑ppt（4）定液求产法3：Lp·Np与Lp关系统计法

前苏联专家研究表明，Np与Lp之间存在如下关系：Np＝B－A/Lp即：Lp·Np＝BLp－A

由上述线性关系可通过回归得到A和B，然后可在上年累油、累液的基础上，通过给定年产液量确定年产油量。编辑ppt（5）定液求产法4：Lp与Np关系统计法

由Ⅳ型水驱曲线：lgLp＝A＋BNp可得：Np＝（lgLp－A）/B由上式可在上年累油、累液的基础上，通过给定年产液量确定年产油量。编辑ppt油田开发时间与累积产液量存在如下关系：

lg（Lp·t）＝A＋Blgt可得：

Lp＝10A＋(B－1)lgt通观上述定液求产方法，其关键是产液量的确定。可用以下关系确定之。编辑ppt3、递减分析法

（1）递减类型及对比

Arps将油田产量递减分为三种类型，即：指数递减、双曲递减和调和递减。

递减率定义为：

递减系数：

式中：

D——瞬时递减率，又称为名义递减率；

Q——油田递减阶段对应于t时刻的产量；

t——递减阶段的生产时间，月或年

dQ/dt——产量随时间的变化率。编辑ppt对于Arps提出的三种递减规律，可写出产量与递减率的如下关系式：

Q/Qi＝(D/Di)n式中：

Qi、Di——递减期的初始产量和相应初始递减率；

n——递减指数。当1<n<∞时为双曲递减，其表达式为：

Q＝Qi/(1+Dit/n)－n

当n＝1时为调和递减：

Q＝Qi/(1+Dit)编辑ppt当n＝∞且D＝Di＝const时为指数递减：

Q＝Qi·e－Dt通过推导，可得一系列公式。递减类型指数递减双曲递减调和递减递减率D＝Di＝constD＝Di(1＋Dit/n)－1D＝Di(1＋Dit)－1递减指数n＝∞1<n<∞n＝1产量与时间Q＝Qi·e－DtlgQ=lgQi-(D/2.303)tQ＝Qi(1＋Dit/n)－n(1/Qi)1/n=(1/Qi)1/n+(Di/n)(1/Qi)1/ntQ＝Qi(1＋Dit)－11/Q＝1/Qi＋Di/Qi·t产量与累积产量Np=E(Qi－Q)/DQ=Qi－(D/E)NpNp=(EQi/Di)ln(Qi/Q)lgQ=lgQi－2.303Di/(EQi)·Np开发时间t＝1/D·ln(Qi/Q)t=n/Di[(Qi/Q)1/n－1]t＝(Qi-Q)/(DiQ)三种递减类型对比表

编辑ppt由上页表可见，除双曲递减外，都具有某些线性关系。如：指数递减产量与时间呈半对数直线关系；调和递减产量与累积产量呈半对数直线关系；调和递减产量的倒数与时间呈普通直线关系；上述存在的线性关系，是利用现场实际递减数据，进行递减类型判断的重要依据。编辑ppt（2）递减类型的判断方法当油气田或油气井进入递减阶段之后，需要根据已有生产数据，判断其递减类型，确定其递减参数（D、Di和n），建立其相关经验公式，方能进行未来的产量预测。目前判断递减类型的方法主要有：图解法、试凑法、曲线位移法、典型曲线拟合法和二元回归法等。1）图解法①对于指数递减产量表达式可变形为：

lgQ＝lgQi－(D/2.303)·t若lgQ～t满足线性关系则为指数递减，并可通过线性回归得到Qi和Di，从而建立Q与t的关系，以预测未来产量。编辑ppt②对于调和递减产量表达式可变形为：

1/Q＝1/Qi＋Di/Qi·t可见若1/Q～t满足线性关系则为调和递减，并可通过线性回归得到Qi和Di，从而建立Q与t的关系，以预测未来时刻的产量。③对于调和递减产量和累积产量：

lgQ=lgQi－2.303Di/(EQi)·Np可见若lgQ～Np满足线性关系则为调和递减，并可通过线性回归得到Qi和Di，从而建立Q与t的关系，以预测未来时刻的产量。编辑ppt3）曲线位移法即将画在双对数坐标纸上呈曲线的产量与时间图，向右位移某一合适的距离，使其成为一条直线的方法。对双曲递减产量公式取对数得：

lgQ＝lgQi－nlg(1＋Dit/n)将上式改写为：lgQ＝A－Blg(t＋c)式中：

A＝lg(Qicn)或Qi＝10A/cn

B＝n，c＝n/Di某一合适的c值，可使Q与（t＋c）的对应数值，在双对数坐标纸上呈现直线关系。c值偏小，曲线向右弯；c值偏大，曲线向左弯。编辑ppt当经过曲线位移，得到一条直线后，可通过线性回归求得直线的斜率和截距，并由此确定Qi、n和Di，以建立相关公式。基于上述解法，有时又将双曲递减称为双对数递减。4）典型曲线拟合法将三种递减类型的产量公式，改写为如下的无因次形式：指数递减：Qi/Q＝exp(Dit)双曲递减：Qi/Q＝(1＋Dit/n)n调和递减：Qi/Q＝1＋Dit

编辑ppt在双对数坐标中做出不同n值下的Qi/Q～Dit的典型曲线图版，用实际的Qi/Q～t关系曲线与之拟合。其具体步骤为：①作Qi/Q～t图于透明纸上；②左右平移透明图使之与某一理论曲线达最佳拟合；③该理论曲线之n即为所求之递减指数；④在拟合状态下任取一点得：理论曲线之Dit及实际曲线之t；⑤Di＝Dit/t确定n和Di之后，便可建立相关公式，预测未来产量。编辑ppt5）二元回归求解法双曲递减的产量对时间积分可得累积产量的表达式：将(Qi/Q)1/n＝1＋Dit/n代入上式，并整理得：可写成：Np＝B0＋B1Q＋B2Qt令x1＝Q，x2＝Qt，y＝Np则：y＝B0＋B1x1＋B2x2

编辑ppt通过二元回归可得B0、B1、B2，从而可确定Qi、Di、n：

Qi＝－B0/B1Di＝(B2－1)/B1n＝(B2－1)/B2上述参数确定后，便可确定产量随时间变化的关系式，从而预测未来产量。3、其它预测方法简介（1）灰色模型预测法由于预测的对象是油田产量的一个变量，所以是一元问题。灰色理论常用的是一元一阶模型。编辑ppt具体到产油量预测这一问题，灰色模型原理为：

取若干等间距（1年）的灰色量——年产油量的过去值组成一个产油量数据序列，然后对该序列进行累加生成，得到一个新的生成序列。该生成序列为一递增序列，累加生成的作用是抑制原始序列中随机干扰的影响，加强序列中存在的内在规律，随后对该生成序列建立数学模型，用建立的数学模型进行拟合和预测，最后再作累减运算还原出产油量。编辑ppt（2）生命旋回预测法翁文波院士指出，对于资源有限体系，在预测技术中可以用Poisson分布概率函数来形象描述其兴衰生命周期（旋回），即从兴起、成长、成熟到衰退的生命全过程。对于此类过程，Poisson旋回一般表示为：

Qt＝B·tn·e－t，t>=0上式表明，事物Q在随自变量时间t的变化过程中，正比于tn兴起，又随着e－t衰减。该函数具有以下性质：

dQt/dt＝Qt(n/t－1)编辑ppt当t<n时：dQt/dt>0当t＝n时：dQt/dt＝0当t>n时：dQt/dt<0

d2Qt/dt2＝Qt[(t－n)2－n]/t2当时：d2Qt/dt2＝0从以上性质可知，事物Q的兴衰分成4个阶段：编辑ppt因为一个油田的原油储量是不可再生资源，属于有限体系。油田注水开发过程中，其产量变化也可分为开始、发展、高峰和衰减几个阶段，故可用Poisson旋回公式来描述油田注水开发系统产油量变化的全过程。

为实际计算方便，可将产油量预测模型写为：Q(k)＝A＋Bkne－k＋V(k)k＝(j－j0)/c式中：Q(k)——待预测的年产油量，当Q(k)>>A时，上式可作为Poisson旋回的近似；编辑pptk——离散时间，k≠0；j0——产油前一年的年份；j——待预测的采油年份；A、B、n——待估参数，时变或非时变；c——常数；V(k)——白噪声。（3）产水量多功能预测模型产水量的变化与产油量不同，正常情况下不会出现下降的变化阶段，油田见水后，随着含水的升高，产水量将随之增加，可描述为：

Qw(k)＝a(k)＋b(k)kc(k)＋V(k)编辑ppt式中：

Qw(k)——第k时刻的产水量；

k——离散的时间；

a(k)、b(k)、c(k)——待估的时变参数；

V(k)——均值为0的白噪声。上式之所以称为多功能模型，是因其不但可预测产水量，还可预测递减阶段的产油量。模型中的参数估计采用推广的递推梯度算法。编辑ppt（4）T模型T模型适合于单调递减或递增的非线性随机系统。具体对油田这一动态系统来讲，产水量、累积产油量、随时间而递增；日产油量在中后期是单调递减的；采出程度、含水率等都随时间t单调变化。

假设油田动态系统的某一状态变化量为y，其随时间t变化的相对变化率为D，则：

D＝1/y·dy/dt由于油田动态的非线性，D并非一常数，而是随时间t而变化。其等效方程可用下式表示：编辑ppt

D＝1/y·dy/dt＝ktn式中：

k——比例常数；

n——递增或递减指数。

对上式分离变量并积分得：

y(t)＝y(0)·exp[ktn+1/(n＋1)]式中：

y(0)、y(t)——分别为0和t时刻状态变量的值。令a＝y(0)，b＝k/(n＋1)、c＝n＋1，则

y(t)＝a·exp(btc)编辑ppt依据实际情况，为使上式具有更为广泛的适应性，改成以下通式：

y(t)＝a·exp(btc)＋d上式即为T模型的数学表达通式。式中a、b、c、d均为常数，其中a是变量y的初值，b是变化系数，c是变化类型控制系数，d是修正常数项。常数a、d与y的绝对值有关，而b、c反映了油田地质及开发特点，是油田动态系统的特征参数。

对T模型的待估参数a、b、c、d的确定，可根据具体情况采用不同的参数估计方法。编辑ppt（5）产量构成预测模型油田注水动态系统可看成一个多输入和多输出的动态系统。人为的措施如注水、压裂、酸化等改造措施是油田动态系统的确定性输入，其产油量和产水量是油田动态系统的两个输出变量。从产量构成方面来考虑，各种产量增产措施对产油量和产水量的影响可用产量构成预测模型来描述：编辑ppt式中：A(q－1)Z(k)＝B(q－1)U(k)＋D(q－1)Y(k)＋V(k)编辑ppt三、采收率预测

1、采收率影响因素分析

最终采收率是油田地下资源利用程度的标志，是油田开发决策的重要依据，采收率的高低也是油田开发水平的重要体现。影响采收率的因素主要有三个方面：油田的地质条件、开采方法与开采技术、投入产出的经济效益。其中地质条件是基础，开采方法与开采技术是手段，经济效益是前提。一般来说，上述三方面因素的组合和相互制约决定了油田的采收率。编辑ppt

分析研究油田采收率的影响因素是进行采收率预测的前提，是进行油田挖潜调整决策的基础，也是认识剩余油潜力、最大限度的开发油藏不可缺少的关键一步。以下将结合胜利油田中高渗透整装油藏、高渗透断块油藏和低渗透油藏三大类主要的油藏类型，从地质条件和开发特点出发，分析研究影响油藏采收率的因素。（1）油藏驱动方式对采收率的影响

实践表明，油藏的原油采收率首先和油层能量以及驱动方式有关，不同的驱动方式其采收率不同。编辑ppt在天然油藏中可能具有的能量主要有：

1)

含油区岩石和液体的弹性能油藏投入开发后，随着地层压力的下降，一方面岩石骨架受岩柱的挤压而变形，另一方面含油区内液体产生弹性膨胀。在孔隙缩小和液体膨胀的共同影响下，将油驱到井底。弹性能的大小，取决于岩石和流体的弹性压缩系数、油藏的超压程度（即地饱压差的大小）和压降的大小以及油藏的体积大小，这种能量主要在油藏压力高于饱和压力时发挥作用。编辑ppt2)含水区的弹性能和露头水柱压能如果油层有供水区，而油藏内部压力降落的影响范围又扩展到含油区以外时，辽阔的含水区岩石和水的弹性能释放的结果，迫使边水进入油区，驱油入井，而含油区将不断缩小。此即天然水压驱动，其能量的大小与露头和油层埋藏深度的水柱高差有关，与露头距离，供水区的渗透率高低都有关系。编辑ppt3)

含油区溶解气的弹性能

当含油区压力降至饱和压力以下时，岩石和液体的弹性能仍在释放和驱油，但油藏中的溶解气也将分出。从油中分出的气泡分散在油中，当压力降低时气泡便发生弹性膨胀，将油驱向井底。油藏压力降低的越多，分出的气量也越多，而分出的气体其弹性膨胀也会越剧烈。从而油藏的含油饱和度不断下降，含气饱和度不断升高。溶解气的弹性膨胀能将起主要作用，即溶解气驱。溶解气弹性能的大小和气体在原油中的溶解度、溶解系数和气体组成、以及油层温度和压力有关系。编辑ppt4)气顶区的弹性膨胀能对有原生气顶的油藏，如果气顶足够大，气顶的膨胀能就将是驱油的主力，即形成所谓的气顶驱。5)

油流本身的位能在倾角较大或油层很厚时，油藏内高于井底位置的原油，将因本身高差产生的位能——重力，迫使油流向井底，即所谓重力驱动方式。这种类型的能量只有在油层倾角大、厚度大、或者其它能量已经耗尽时才能起主要作用。

不同驱动能量和驱动机理类型的油藏其采收率不同，其采收率范围如表所示：编辑ppt驱动机理类型采收率范围（％）液体和岩石弹性2～5溶解气驱12～25油环气顶驱20～40重力驱50～70边水驱35～60底水驱20～60注水驱25～60不同驱动类型油藏采收率范围表由上表可见，水驱油藏采收率较高，因此我国具有注水条件的油藏，一般采用水驱开发，以下将重点分析水驱油藏采收率的影响因素。编辑ppt（2）水驱油田采收率的影响因素分析

水驱开发油藏的最终采收率为驱油效率与水驱波及体积系数的乘积。影响水驱油效率和水驱波及系数的因素即为影响水驱采收率的因素。其中水驱油效率主要取决于地质因素和流体性质——油藏类型、储层的非均质性、连通性和岩石润湿性、原油粘度和密度；水驱波及系数则主要与各项开发措施——注水方式、层系组合、井网形式与井网密度、调整措施及开采工艺等密切相关。编辑ppt1）油藏地质因素对水驱采收率的影响

通过室内水驱油实验和数值模拟研究的单因素的地质条件对采收率的影响程度见表（表中数值越大，影响越显著）。水驱效率影响因素表影响因素显著程度油水粘度比125.36油层非均质性79.18油层润湿性88.82渗透率12.86油水界面张力14.04孔隙度4.33重率差18.58编辑ppt由上表可见，油水粘度比的影响最大，其次是润湿性、油层非均质性，再次是渗透率，油水重率差等。由胜利油区281个开发单元的分级平均采收率及相应地下原油粘度的实际资料研究表明，采收率随原油粘度的增大而减小。这是因为油水粘度比越大，水驱油过程中越易形成粘滞指进，水驱油效率和波及系数就越低，因而使采收率降低。对天然岩心的实验结果也同样证明了这一点。但油水粘度比在不同范围内变化时，对采收率的影响是不同的。

编辑ppt

对于均质天然岩心，油水粘度比对开发效果影响很大，特别是油水粘度比在10－50区间内变化时，无水采收率下降明显，但油水粘度比超过50以后，由于油水粘度比的影响基本上已经达到最大范围，影响反而不明显；对于层内非均质比较严重的油藏，油水粘度比的影响更为明显，层内非均质越严重，对层内非均质水驱油效率的影响更为明显，其驱油效果更差。试验结果表明，油水粘度比越大，油流动性越差，造成更严重的粘性指进，形成越宽的油水过渡带。编辑ppt

油层润湿性、韵律性也是影响采收率的重要因素。根据胜坨油田29个开发单元的实际资料，16个亲水反韵律油藏的平均采收率为40.5%，而13个亲油正韵律油藏的平均采收率为35％。原因是亲水油藏中水相总是占据较小孔道而把油推向较大孔道，有利于采出原油；反韵律油层水驱油过程中，重力作用有利于抑制水沿顶部的高渗带窜流，注入水纵向波及较均匀，驱油效率和波及状况均好于正韵律油层。编辑ppt

在油藏渗透率纵向非均质分布对油藏水驱采收率影响的研究方面，关于微旋回性、变异系数以及平面与垂向渗透率比值对油藏水驱采收率的影响，国内外都进行了大量的研究，并取得了比较一致的认识。

北京勘探院应用数值模拟方法，在润湿性、毛管力及重力等因素相同的条件下，计算了微旋回性、分布类型、变异系数、垂向与水平渗透率比值以及最大渗透率层位置等因素不同的200种方案水驱采收率，研究了不同渗透率非均质分布油藏水驱采收率的变化规律。通过上述研究得出以下几点认识：编辑ppta)微旋回性、变异系数、垂向与水平渗透率比值的影响

油藏的水驱采收率随着变异系数的增加而减小，反旋回油藏的水驱效果好于正旋回油藏，且正、反旋回油藏的水驱采收率随变异系数、垂向与水平渗透率比值（Kv/Kh）变化的规律存在较大差异。正、反旋回油藏的水驱采收率之差都随变异系数、平面与垂向渗透率比值的增加而增加。

变异系数越大，Kv/Kh值对正、反旋回油层采收率之差影响程度越大；Kv/Kh值越大，变异系数对正、反旋回油藏采收率之差的影响也越大；当Kv/Kh等于0时，正、反旋回油藏的采收率基本相等。编辑ppt

正、反旋回油藏的水驱采收率都随着变异系数的增加而减小。正旋回油藏Kv/Kh值越大，变异系数对采收率的影响程度也越大；反旋回油藏Kv/Kh值越大，变异系数对采收率的影响程度却越小；当Kv/Kh值大于0.3时，变异系数对反旋回油藏采收率的影响可以忽略不计。

正旋回油藏的水驱采收率并不都随着Kv/Kh值的增加而减小：当变异系数小于0.5时，油藏的采收率值随着Kv/Kh值的增加而增加，且在变异系数小时增加明显；当变异系数大于0.5时，油藏的采收率值随着Kv/Kh值的增加而减小，且在变异系数值大时减小明显。编辑ppt以上结果表明，反旋回油藏的开采状况优于正旋回油藏，且变异系数和Kv/Kh值越大，反旋回油藏比正旋回油藏采油越有利。

反旋回油藏的采收率值都随着Kv/Kh值的增加而增加。变异系数越大，Kv/Kh值对采收率的影响程度也越大。b)最大渗透率层位置的影响

在变异系数相同时，随着最大渗透率层从油藏底部向顶部移动，油藏的采收率值开始保持不变，然后逐渐降低至最小值，最后以很快的速度上升。编辑ppt原因分析：标准正旋回油藏的剩余油主要集中在油藏上部，当油层之间存在层间交渗时，最大渗透率层位置的变化一方面提高了最大渗透率层下部油层的采出程度，另一方面又降低了最大渗透率层上部油层的采出程度。

最大渗透率层在油藏中下部时，对其上、下部油层的采出程度影响很小，从而对采收率的影响程度很小。

当最大渗透率层在油藏上部时，较大的提高了最大渗透率层下部低渗透层的采出程度，从而使整个油藏的采收率得到较大的提高。编辑ppt在变异系数不同时，最大渗透率层位置对采收率的影响程度也不同，变异系数越大，最大渗透率层位置对采收率的影响程度也越大。这是因为：变异系数越大，标准正旋回油藏顶部油层的采出程度越低，剩余油量也越多，从而使得最大渗透率层位于油藏顶部时提高的采收率也越大。当Kv/Kh值不同时，最大渗透率层位置对油藏采收率的影响程度也不同。最大渗透率层位置对油藏采收率的影响随着Kv/Kh值的增加而增加。编辑pptc)渗透率分布类型的影响

油藏渗透率分布类型不同，油藏水驱采收率不同。当变异系数相同时，不同渗透率分布类型油藏采收率由大到小的顺序是：对数正态分布、Г(x)分布、Г(x2)分布。其原因是：当变异系数相同时，三种分布类型油藏的非均质程度不同，其非均质程度从大的小的排列次序为：Г(x2)分布、Г(x)分布、对数正态分布。变异系数越大，三种分布类型油藏非均质性差异越大，其采收率之差也越大。编辑ppt

储层渗透率对采收率的影响主要反映在低渗透油藏。从渗透率小于50毫达西的23个开发单元的实际资料研究表明，采收率随渗透率的增加而提高。室内实验结果也表明，当渗透率大于50毫达西时，对采收率影响很小；渗透率小于50毫达西时，采收率随渗透率增大而提高。研究表明，影响低渗透油藏采收率的因素主要有以下几点：①介质孔隙结构特征的影响

介质的孔隙结构包括孔隙和喉道的大小及其分布等，均对水驱的效果产生影响，其影响效果最终归结为油水相对渗透率曲线的影响。编辑ppt②油水相对渗透率曲线的影响

同中高渗透油藏相同，影响低渗透油藏水驱采收率的主要因素是油水相对渗透率曲线。低渗透油藏相对渗透率曲线的特点是：束缚水饱和度大、共渗区域小和水相相对渗透率低，这决定了低渗透油藏注水开发时，产液量不可能随时间大幅度上升。③启动压力梯度的影响

低渗透油藏的特点是：油井见水后，含水率急剧上升；启动压力越大，产油量和产液量越小，阶段采出程度和水驱采收率越低。编辑ppt④注水强度的影响

增大注水量，即为增大生产压力梯度，可以有效的降低启动压力梯度的影响，增大生产压差，产油量和产液量增大，阶段采出程度和水驱采收率提高。⑤注采井距的影响

计算表明，注采井距越小，产油量越大。这与增大注水量，改善水驱效果的原理相同，都是增大了生产压力梯度。编辑ppt另外，油层在平面上的分布连通状况对采收率的影响很大。如孤东油田各开发单元间采收率差异大的原因就是油层平面上的发育分布状况差异较大，主力单元七区西Ng52＋3和Ng63＋4，由于油砂体个数少，且大面积连通，所以采收率高，而四区、六区、八区等单元的油层大多呈小土豆状或条带状分布，相应的采收率就低（见下页表）。编辑ppt孤东油田不同单元采收率对比

单元预测采收率（％）油砂体地下原油粘度（mPa·s）井网密度(口/Km2)油水井双向以上对应率（％）个数面积(Km2)七区西Ng52＋336.619.3838.418.757.9七区西Ng63＋429.062.2664.918.588.7七区西Ng41～5117.3950.1849.414.223.8四区Ng3～415.1800.1547.113.487.4六区Ng3～5323.31000.1562.227.425.8八区Ng3～415.1280.2364.912.834.8编辑ppt2）油田开发措施对采收率的影响①井网密度对采收率的影响

根据胜利油区13个油田多个开发单元的统计得出的经验公式表明，在开发措施诸多因素中，井网密度是影响采收率最主要的因素。随井网密度的增加，采收率提高，但井网密度增加到一定程度，采收率的增加幅度会减小。编辑ppt②开发层系划分对采收率的影响通过细分层系，可以减少层间干扰，提高采收率。大量的数值模拟和生产监测资料表明，层系划分得越细，油层动用程度越高。如胜坨油田坨七断块沙二段1～7砂层组的油藏，共7个砂层组35个含油小层，可以分成大面积或局部大面积分布的高渗透主力层（一类）、以条带状为主的中渗透层（二类）和以小土豆状为主的中低渗透层（三类）。未细分前，压力较高的一类主力层严重干扰其它层，采收率只有30.7%，1981年至1983年细分为两套层系后，采收率提高到39.5％，1988年又细分为三套层系，采收率遂提高到42.7％。编辑ppt③工艺措施对采收率的影响

对采出程度高、含水高的油田，根据各自的特点，分别采取间歇注水、堵水调剖、强化提液、补孔改层等措施能扩大水驱波及体积系数，提高采收率。如埕东油田埕15～43单元为稠油高渗透、亲水正韵律河流相沉积的油藏，在含水达到85％以后，开展了区块整体堵水和停注、间歇注水试验，同时还采取了增加注水井和大泵强化提液等综合性措施，取得了较好的开发效果，使采收率提高了2.7％。编辑ppt（3）不同类型油藏水驱采收率分析

根据以上分析，要研究不同油藏的水驱采收率，首先应结合不同油田的具体特点研究其驱油效率和体积波及系数。其中驱油效率的研究可采用室内水驱实验与密闭取心资料相结合的方法；而波及系数的研究可通过密闭取心资料与油藏地质特点相结合的方法，也可按照井网控制程度进行分析。编辑ppt1）驱油效率分析①室内水驱油实验分析

根据胜利油区60多个油田近300口井1300块样品的水驱油实验结果，可对高渗透整装油藏（胜坨、孤东、孤岛、埕东油田）、高渗透断块油藏（东辛、现河庄、永安等油田）和低渗透油藏（渤南、纯化、滨南等油田）三大类油藏的水驱油效率进行分析。

高渗透整装油藏的31块实验样品覆盖了该类油藏四个油田的主要含油层系沙二上、沙二下和馆陶组油层。编辑ppt实验结果表明：随着注入倍数的增加，含水上升，驱油效率随之上升；当含水90％时，驱油效率达到40％左右；当含水上升至98％时，驱油效率达到50％左右，但注入倍数要高达几十倍。这说明注水开发的稠油油藏，要获得较高的采收率，需要大量耗水。

高渗透断块油藏分布地域广、含油层系多，油层物性与原油物性变化大，但总体上属高渗透、中粘原油油藏，此类油藏的32块样品覆盖了东营组、沙一段～沙四段含油层系，实验结果表明：当注入倍数为3.5时，含水达90％，驱油效率达到46％；而含水98％时，驱油效率可达57％，但注入倍数同样要大幅度增加。编辑ppt低渗透油藏28块样品的实验结果表明：含水90％时的注入倍数仅为3.1，驱油效率可达43％；含水98％时驱油效率可达55％，注入倍数约为含水90％时的3.2倍；由于渗透率的影响，该类油藏的驱油效率比高渗透断块油藏低2％左右。②密闭取心及矿场资料分析

油藏驱油效率的高低与油藏体积和流体的渗流特性有关。大量研究成果表明，不同流动系数的油藏有其确定的驱油效率，但油田开发过程中的驱油效率却是随油田开发动态而变化的。编辑ppt

通过孤东、孤岛、胜坨油田的密闭取心资料分析，其平均驱油效率随注水倍数的增长而增加。注水倍数为0.4时，驱油效率为30％左右，说明驱油效率不高。但是对一个注水开发的油藏来说，注水倍数的增长是有限的，即驱油效率的增长亦是缓慢的。孤岛油田小井距（50m）单油层水驱油实验结果表明：在注入倍数为0.5（含水80％）时，驱油效率达到了33.37％，当含水98％时，驱油效率达到45.67％，与密闭取心井的分析结果基本一致。编辑ppt2）水驱波及系数分析

水驱波及系数，应从平面和纵向两个方面来说明。大量密闭取心井水淹状况的分析资料表明，水驱纵向的波及程度与储层的韵律性密切相关。正韵律油藏水驱开发过程中，底部水淹严重，水洗厚度、强水洗厚度随注入倍数的提高增长缓慢，纵向水洗波及程度低；根据数值模拟结果，在含水达到98％时，水洗和强水洗厚度将增加到油层厚度的2/3左右，之后注入倍数虽大幅度增加，但水洗、强水洗厚度增加很少。编辑ppt

复合韵律均匀层开采效果比较好，水洗较均匀。多段多韵律油层由于层内岩性、物性夹层的存在，起到了扩大水驱厚度的作用，这种韵律油层的水驱效果介于上述二者之间。胜利油区具有原油粘度高、正韵律和多韵律油层所占比例大、非均质比较严重的特点，其纵向波及系数上限值可取90%。

高渗透常规稠油油藏水淹规律研究表明，高含水主力油层水淹面积大，平面波及系数都在90％以上。根据该类油藏加密调整井潜力分析预测，高渗透整装油藏的最终水驱波及系数为82％；编辑ppt

高渗透断块油藏的平均最终水驱波及系数可达77％左右；

低渗透油藏目前水驱波及系数为49％，若加密到极限井网密度其水驱波及系数有望提高到60％。

下表为俞启泰先生计算的胜利油区主要水驱油田的最大波及系数统计结果(可供参考)。由表可见，埕东油田油层物性及原油物性均较好，其波及系数最大（>0.7），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）。编辑ppt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编辑ppt（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。编辑ppt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。编辑ppt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。编辑ppt2、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。编辑ppt（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％编辑ppt（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编辑ppt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；编辑ppt(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：编辑ppt驱油效率可用下式表示：编辑ppt2)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：编辑ppt3）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。编辑ppt4）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。

编辑ppt（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：编辑ppt编辑ppt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)编辑ppt2）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编辑ppt5)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）编辑ppt8）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：编辑ppt（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。编辑pptb.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：编辑ppt孤东2区Ng4－5童氏含水率与采出程度关系对比图版如果以Rm为模数，就可以在半对数坐标纸上作出曲线群。编辑ppt孤东2区Ng4－5童氏累积水油比与含水率关系对比图版

编辑ppt（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。

编辑ppt主要计算方程式：

X=ln[(1/fw)－1]－(1/fw)

R=mX＋n

b＝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)]编辑ppt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。编辑ppt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)数值模拟法编辑ppt(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。编辑ppt1)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。编辑ppt上述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。编辑ppt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。编辑pptBP网络示意图编辑ppt四、水驱砂岩油藏合理压力水平确定1、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编辑ppt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。编辑ppt

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）天然能量评价指标编辑ppt2）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）编辑ppt（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。编辑ppt

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）编辑ppt2、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19.2mPa·s，单井产量和采油指数均比采用保持压力开发下降50％。编辑ppt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。编辑ppt①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。编辑ppt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。编辑ppt②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。编辑ppt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。编辑ppt

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。编辑ppt①

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