砂岩油藏注水开发效果评价技巧

1、8、砂岩油藏注水开发效果评价的目的砂岩油藏注水开发效果评价的主要目的是研究砂岩油藏内油水运动规律，揭示油 藏注水开发的主要矛盾和潜力，为编制油藏年度开发规划、长远开发规划和综合调整 方案制定科学合理的技术方法和技术措施，确保砂岩油藏获得最高的、经济合理的水 驱采收率。、砂岩油藏注水开发效果评价的主要内容1、注水方式和注采井网的适应性评价2、注采压力系统的适应性评价3、综合含水率及耗水量大小的分析评价4、注水利用率分析5、注入水波及体积大小的评价6自然递减率和剩余可采储量采油速度评价7、可采储量评价8、注水开发效果综合评价三、砂岩油藏注水开发效果评价的方法1注水方式和注采井网适应性评价注水方式和

2、注采井网适应性是衡量油藏所采取的技术方法和技术措施是否得当， 油藏潜力是否得到充分发挥的一项重要内容。通常从以下几个方面进行分析评价：(1 )从水驱储量控制程度和水驱储量动用程度高低分析评价注水方式和注采井网的 适应性水驱储量控制程度用现井网下和注水井连通的采油井射开有效厚度与采油井射开 总有效厚度之比值来表示：R H式中：Rc 水驱储量控制程度，;h与注水井连通的采油井射开有效厚度， m；m。H采油井射开总有效厚度，水驱储量控制程度本质上是注入水体波及系数的反映。 水驱储量控制程度与井网密度的大小和注采系统的完善程度有关。断块水驱储量控制程度变化情况表年度井网密度ha/well油水井 数比水

3、驱储量 控制程度198516.73542.0871.23198911.15641.9582.6419929.46651.9184.80水驱储量动用程度用注水井总的吸水厚度与总的射开连通厚度之比值或油井的总产液厚度与总的射开连通厚度之比值来表示:P Ho式中：Rp水驱储量动用程度，;hi、h。一注水井总吸水厚度、油井总产液厚度，m；m。Hi、H。一注水井、油井总射开连通厚度，水驱储量动用程度还可以用丙型（西帕切夫）水驱特征曲线来确定:= A + BLpLP兀Imo -NErLp累积产液量，104t;Np累积产油量，104t;Nmo水驱动用储量（可动油储量），104t式中:N moNmoN石油地质

4、储量，104t ；Er由油藏地质特征参数评价出的油藏最终采收率，f。水驱储量动用程度直接反映注水开发油藏的水驱效果。一般情况下，水驱储量动 用程度随着开发程度的加深而提高，其值越大，说明水驱油藏的注水开发效果越好； 反之，则说明注水开发效果越差。通常用丙型水驱曲线计算出来的水驱储量动用程度值应小于1。但有时也可能大于1,这除了反应水驱效果较好外，主要是地质储量偏小所至。计算出油藏的水驱储量控制程度和水驱储量动用程度后，参照行业标准（SY/T62191996）即可衡量该油田或区块的这两个指标在油田开发水平分级表中属于哪一 类。水驱储量控制程度和动用程度评价标准项目中高渗透率层状砂岩油藏低渗透率砂

5、岩油藏一类1二类三类一类二类三类水驱储量控制程度 85 8570 70 7060 75 7560 70 7050 mWpIn 卩=A +BiRWjA =a2 - aiBj b bi式中：WP/Wj排水率，f；a1、b1、02、b2无因次注入曲线、无因次采出曲线中的统计常数。a.根据上列关系式绘制排出曲线（排水率 Wp/Wj与采出程度R关系曲线）。油藏 进入中高含水期后，用实际资料绘制In（WP/W）R关系曲线，并以此与流管法计算指 标所绘制的排出曲线进行对比评价。60%1b.绘制存水率曲线（Es与R关系曲线）。为了评价油藏在目前阶段存水率是否 正常，油藏开发过程中存水率变化趋势是否合理，应作出

6、不同类型油藏存水率的标准 曲线以供对比。该标准曲线可由下式确定：RAs+Ds 丁Es=1-eRm式中：Es累计存水率，f;As、Ds于油水粘度比相关的统计常数，f;R采出程度，f;Rm最终米出程度，f。将实际存水率曲线与标准曲线对比，分析注水利用率的高低，评价水驱开发效果 的好坏。c. 与同类油藏对比根据下列统计公式绘制相同采出程度下Ei卩R对比图版。Ej = A-0.127In Ar式中:Ei 累计存水率，f; 卩R由式粘度比A 统计常数：1.41.2采出程度40%,率水存101001油水粘度比存水率油水粘度比关系曲线将所评价油 藏的实际值与对 比值进行比较， 并将实际值标在图版上即可评价油

7、藏的水驱开发效果。如下图所示：（2）相同注入倍数下采收率对比法用油藏实际资料绘制RInVi关系曲线（Vi为注入孔隙体积倍数）。当出现直 预测不同注入倍数下的采出程度。与同类型油藏对比由于油藏地质特征千差万别，因而在相同注入倍数下，采收率往往差别很大。所 以，对比相同注入倍数下的采收率只能在同类型油藏之间进行。研究表明，流度的大 小是影响水驱油藏采收率的主要因数，因此推荐和相同流度的油藏进行对比。具体做 法如下：a. 线段后，b.按照下列统计公式绘制对比曲线（下图）KR =A + Bln k式中：R采出程度，;K空气渗透率，10-3卩m2 卩一地层油粘度，mP a.SA、B 统计常数。将所评价油

8、藏相同注入倍数下采出程度的实际值或预测值标在对比曲线图版上, 即可评价油藏的注水开发效果。14注入水波5、注入水波及体积大小评价及体积大小用注入水波及体积系数表示。注入水波及体积系数可采用矿场资料统计法和 实验室资料统计法来确定。（1） 矿场资料统计法通常用加密调整井水淹层厚度占总厚度的比值来表示注入水波及体积系数。使用这种方法的前提是调整井全区分布。如此，才能以厚度比作为体积比。但是 由于加密调整井一般都分布在剩余油富集区，因此水淹层厚度一般都偏低，由此得出 的波及体积系数偏小。此外，还可以用密闭取芯井水淹层资料统计以及各种测井资料（如测-注-测资 料、碳氧比测井资料、多功能测井资料）等方法

9、来评价。这些方法的共同特点都是用 厚度的波及数值作为体积波及数值。因此，统计井的位置和数量直接影响统计结果， 要应用这些资料进行相互验证，从分析中得出正确的结论。（2）实验室资料统计法确定不同注入倍数下的注入水波及体积系数，可用当时的采出程度（地下体积） 除以当时水淹层的平均驱油效率。由于油层渗透率、润湿性、地层油粘度等对水驱油 效率都有影响，而以地层油粘度的影响最大，因而可以用油水粘度比与驱油效率的关 系对渗透率和润湿性进行校正，从而确定不同注入倍数下的驱油效率。 具体步骤如下:a.绘制相同注入倍数下油水粘度比 卩R与驱油效率Ed的关系曲线。 按照下述统计公式绘制中高渗透率、亲油油层 Ed卩

10、R关系曲线（下图）：Ed = A-5.5In ArA =58.4 +7.381nVj式中：Ed驱油效率，;Vi注入孔隙体积倍数。将所评价油藏的油水粘度比卩R和注入孔隙体积倍数 Vi代入上式，即可确定当 时注入状况下水淹层平均驱油效率。如所评价油藏的油层为亲水性、中低渗透率油层, 则所确定的驱油效率需进行校正。b.校正驱油效率经研究，一般无后生成岩作用的油藏驱油效率的大小与其渗透率的高低有关：Ed = A + 2.35In KA =23.24 + 6.541 nV式中：K空气渗透率，10-3卩m2;其余参数、符号同前。根据上述统计公式即可求出某一注入倍数下，所评价油藏的驱油效率与2000X10-

11、3卩m2油层驱油效率之比值，这一比值可以作为校正系数。如注入一倍孔隙体积时， 2000X 10-3卩m2油层平均驱油效率为41.1%，当评价油藏的平均渗透率为500X 10-3卩m2时，在相同注入倍数下的平均驱油效率为37.8%，贝U校正系数为0.92。由于储层的润湿性对驱油效率也有较大的影响， 故前述亲油油层Ed卩R关系式 所确定的驱油效率，对于弱亲水油层应在此基础上增加 5.0%6.0%，强亲水油层应 在此基础上增加9.0%10.0%。6、自然递减率和剩余可米储量米油速度评价(1)自然递减率评价评价一个油藏产量自然递减率的大小是否合理可以将实际自然递减率标到理论自 然递减率图版上进行对比。

12、若实际值接近或低于理论值，则是合理的，反之，则不合 理。理论自然递减率图版制作方法如下：首先作出该油藏的无因次采液、采油曲线，然后按下式计算理论自然递减率，并作出理论自然递减率图版：JD0i-JDOi 十 JDLiDTHi =DJJ! X100%JDOi式中：DTHi第i点的理论自然递减率，;JDOi、JDOi+1 第i点和i + 1点无因次采油指数，f jDLi、JDLi+1 第i点和i + 1点无因次采液指数，f。(2)剩余可采储量采油速度评价剩余可采储量采油速度综合反映了目前开发系统下油藏开发效果的好坏。剩余可 采储量采油速度的高低不仅受人为因数的影响，而且与开发阶段有关。通常按下列标

13、准来评价剩余可采储量采油速度的高低：剩余可采储量采油速度分类评价标准表可采储量采出程度%中高渗透率层状砂岩油藏低渗透率砂岩油藏探一类二类三类一类二类三类545475655注：含裂缝性低渗透砂岩油藏7、可采储量评价可采储量是反映注水开发油藏水驱开发效果好坏的综合指标。由于股份公司要定 期进行标定。因此，在进行注水开发效果评价时，应按行业标准石油可采储量计算 方法(SY/T53671998)计算本油藏目前条件下的水驱可采储量值并与标定值进行 对比分析，评价综合治理措施是否得当，制定提高本油藏水驱采收率、进一步改善开 发效果的新的技术方法和技术措施。8、注水开发效果综合评价在上述分析评价的基础上，可

14、以按下述标准(SY/T6219 1996)对油藏整体开 发水平进行分类评价：中高渗透率层状砂岩油藏开发水平分类指标表中国石油天然气行业标准 项目 I类别号-一-二二三1水驱储量控制程度%仝8585 仝 70702水驱储量动用程度%仝7575 仝 600.85 Pb*4年产油量综 合递减率采出程度50%前5 7采出程度仝50%后W77 95水 驱 状 况 *6注水井分注率%806070609590909操作费控制情况*注：上述指标中有8项达标方可划入该类低渗透率（含裂缝型低渗透）砂岩油藏开发水平分类指标表序号中国石油天然气行业标准项目类另y-一-二二三1水驱储量控制程度%仝7070 仝 60602水驱储量动用程度%仝7070 仝 500.85 Pb*4年产油量综 合递减率采出程度50%前6 10采出程度仝50%后8 125水 驱 状 况 *6注水井分注率%807065559590909操作费控制情况*注：上述指标中有8项达标方可划入该类能量保持水平和能量利用程度类标准地层压力为饱和压力的8 5% 以上，油井平均生产压差逐年增大；二类为虽未造成脱气，但不能满足油井提高排液量的需要, 油井平均生产压差基本稳定（ 10%;以内类为既造成油层脱