注水开发指标计算及开发效果评价手册课件

1、注水开发指标计算及开发效果评价方法二一一年七月大 港 油 田 勘 探 开 发 研 究 院主讲人：任宝生注水开发指标计算及开发效果评价方法 油藏注水开发效果评价，始终贯穿于油田注水开发的全过程。注水开发效果评价的目的在于，找出影响开发效果的因素，分析存在问题，明确油田潜力，研究挖潜技术，制定配套措施，开展综合调整，改善开发效果。 大港油田绝大部分油藏采用人工注水的开采方式，由于油田地质特征不同，开采条件不同，在不同的开发阶段水驱开发效果有较大的差异，而且注水开发效果的好坏还与开发的技术对策、注水过程管理等方面有关，采用不同的开发方式、井网密度、注水时间、注水方式和注采结构、老井措施、开采速度，所

2、产生的水驱开发效果也不一样。 注水开发效果的好坏，不仅直接影响到油田开发效果、水驱采收率的高低，而且还将直接影响到原油产量的稳定。因此，研究油田注水开发效果的评价方法具有重要意义。注水开发指标计算及开发效果评价方法 本方法根据中石油开发管理纲要、油田注水工作指导意见、油藏工程管理规定及注水工作相关规定，以油藏工程理论和方法为基础，结合大港油田注水开发实践经验，制订了大港油田注水效果评价方法。 通过多种方法对注水效果进行评价，以便做好注水过程控制，实现注好水、注够水、精细注水、有效注水的工作目标。注水开发指标计算及开发效果评价方法评价方法注水指标趋势预测法注水指标分析法注水指标统计法注水指标综合

3、评价法水驱特征曲线评价分析综合含水率变化规律无因次注入曲线法分析评价无因次采出曲线法分析评价注水利用率的分析注入水波及体积大小评价目前井网适应性分析注采压力系统评价可采储量的标定注采井网完善程度注水受益情况油层动用情况油水井的井况油田开发水平分级综合指标趋势系统评价大港油田注水效果评价分级标准一、注水指标趋势预测法二、注水指标分析法三、注水指标统计法四、注水指标综合评价法目录第一章、注水指标趋势预测法一、水驱特征曲线评价分析 水驱特征曲线（也叫驱替特征曲线）是水驱开发油藏采出液中产油量和产水量的关系曲线。通过水驱特征曲线的评价分析，评价注水开发油藏可采储量、采收率、动态储量、综合含水率的变化规

4、律，还可以预测油藏开发的未来动态。 水驱特征曲线有多种不同的形式，常用的水驱特征曲线有累积产水量与累积产油量、水油比与累积产油量等7种关系曲线形式。这些指标间的相互关系体现在半对数坐标系或者直角坐标系中呈现出良好的线性关系。第一章、注水指标趋势预测法（一）、水驱特征曲线公式1、累积产水量与累积产油量关系曲线甲型水驱曲线 人工水驱油藏全面开发并进入稳定生产以后，含水达到一定程度（通常要求达到50%以上）并逐步上升时，在单对数坐标纸上以累积注水量的对数为纵坐标，以累积产油量为横坐标，二者关系是一条直线，关系表达式为：式中：Wp累积产水量, 104m3；Np累积采油量,104t；A、B系数。 可采储

5、量计算式为：式中：NR可采储量，104t;WORL极限水油比,m3/t。第一章、注水指标趋势预测法（一）、水驱特征曲线公式1、累积产水量与累积产油量关系曲线甲型水驱曲线 统计资料表明，储量常数与该油藏的水驱有效地质储量的比值为常数，这样只要求得储量常数，便可求得水驱动态储量，其关系式为：式中：N/动态储量，104t; B系数。 动态储量往往比容积法计算的静态地质储量更符合水驱开发油藏实际，关键是所选用直线段的可靠程度。陈元千根据国内外135个水驱油田甲型水驱曲线资料，得到较为精确的水驱动态储量的另一相关公式： 甲型水驱曲线的特征系数B可用于评价动态储量。其倒数1/B为水驱油藏的储量常数，它取决

6、于水驱油藏地质储量的大小。第一章、注水指标趋势预测法（一）、水驱特征曲线公式2、累积产液量与累积产油量关系曲线乙型水驱曲线 累积产液量与累积产油量关系曲线在单对数坐标纸上，以累积产液量的对数为纵坐标，以累积产油量为横坐标，当水驱过程达到一定程度时，二者关系是一条直线。关系表达式为： 可采储量计算式为：式中：Lp累积产液量，104m3。第一章、注水指标趋势预测法（一）、水驱特征曲线公式3、累积液油比与累积产液量关系曲线丙型水驱曲线 以累积液油比为纵坐标，以累计产液量为横坐标，当水驱过程达到一定程度时，二者关系是一条直线。关系表达式为：式中：LP累积产液量，104m3 。 可采储量计算式为：式中：

7、fWL极限含水率，小数。（一）、水驱特征曲线公式4、累积液油比与累积产水量关系曲线丁型水驱曲线 以累积液油比为纵坐标，以累计产水量为横坐标，当水驱过程达到一定程度时，二者关系是一条直线。关系表达式为： 可采储量计算式为：第一章、注水指标趋势预测法第一章、注水指标趋势预测法（一）、水驱特征曲线公式5、水油比与累积产油量关系曲线 在单对数坐标纸上以水油比的对数为纵坐标，以累积产油量为横坐标，当水驱过程到达一定程度时，二者关系是一条直线。其关系表达式为：式中：WOR水油比。 可采储量计算式为： 研究表明，有代表性的直线段通常出现在含水率大于50%以后。对于复杂断块油藏而言，特别是对单一的小断块进行分

8、析评价时，由于受高产新井而导致的含水率的变化过大影响，选择评价的时间段应该适当考虑这一影响因素。第一章、注水指标趋势预测法（一）、水驱特征曲线公式5、水油比与累积产油量关系曲线 需要注意的是当水油比随累积产量的变化已经变得十分平缓时，由于水油比是阶段变量，自身具有波动性，当波动程度的影响大于随累积产量增加而递增的变化趋势时，选择这样的阶段进行可采储量的预测会产生较大误差。第一章、注水指标趋势预测法（一）、水驱特征曲线公式6、液油比与累积产油量关系曲线 液油比与累积产油量关系曲线在单对数坐标纸上以液油比的对数为纵坐标，以累积产油量为横坐标，当水驱过程达到一定程度时，二者关系是一条直线。关系表达式

9、为： 可采储量计算式为：式中：LOR液油比，m3 /t。第一章、注水指标趋势预测法7、含水率与累积产油量关系曲线 含水率与累积产油量关系曲线在单对数坐标纸上以含水率的对数为纵坐标，以累积产油量为横坐标，当水驱过程达到一定程度时，二者关系是一条直线。关系表达式为： 可采储量计算式为：式中：fw综合含水率，小数。 需要注意的是由于油藏内存在分相流动的特点，在油藏含水率达到70%或更高一点（如75%）的时候，含水率变化曲线的斜率将逐渐变得平缓，因此，利用后来的极为平缓的趋势来预测油藏的最终可采储量已经没有实际意义。（一）、水驱特征曲线公式第一章、注水指标趋势预测法（二）、应用时的注意事项1、实际应用

10、中要总结具体开发油藏的方法适用性。要综合考虑油藏类型、原油物性、流度特性、开发阶段等，还要分析计算出的采收率、储采比等技术参数是否符合规律认识，是否合理。2、有研究者提出根据原油粘度选择水驱曲线的规则。 原油粘度小于3mPa.s的层状油田和底水灰岩油田推荐使用丁型曲线；原油粘度大于等于3mPa s，小于等于30mPa s的层状油田推荐使用甲型曲线和丙型曲线；原油粘度大于等于30mPa s的层状油田推荐使用乙型曲线。3、无重大调整措施时用水驱特征曲线计算可采储量要注意3点原则。即稳定水驱，选取直线段，直线段含水要高于出现直线段以后的初始含水率才能使用。第一章、注水指标趋势预测法（二）、应用时的注

11、意事项4、有重大调整措施时用水驱特征曲线计算可采储量时，选取措施完成后恢复到稳定水驱条件下的时间段。5、高含水后，因关井或停注造成含水下降会严重影响曲线的斜率，曲线斜率变缓，计算的可采储量会增加，但实际上可采储量不会增加，因此，这是不能选取这一段的数据段，而是要用稳定水驱时的数据段。6、原则上选择直线段的数据覆盖时间段要在2年以上。第一章、注水指标趋势预测法（二）、应用时的注意事项7、水驱特征曲线只适用于注水开发油田的某个特定阶段 研究表明，各类水驱特征曲线都难以描述油田开发的全过程，都只适用于油田含水的某一特定阶段：甲型和乙型特征曲线含水达到95%以上的高含水后期会产生上翘，这是由于在公式推

12、导过程中采用了油水相对渗透率比与含水饱和度在半对数坐标系中为直线关系的假设条件；在含水达到95%以后，实际的油水相对渗透率比要低于直线关系的计算值，所以，曲线形态表现为上翘。在利用甲型和乙型水驱特征曲线确定可采储量时，若选择的计算时间段的含水在95%以内，外推计算的结果是可靠的；若大于95%，计算结果值就有可能偏低。第一章、注水指标趋势预测法（二）、应用时的注意事项8、计算对象为注水开发油藏，把非注水单元混杂在一起计算，结果会有很大的偏差，特别是复杂断块油田如果把注水单元和不注水单元放在一起计算，结果偏差会很大。 9、一般情况下，驱替特征曲线可应用到大小不同的单元，但是单元小则受到临时性因素的

13、影响大。单元越大，曲线一般比较光滑，可靠性大，但计算结果比较笼统，同时大单元中高含水部分和低含水部分产量比例的大幅度调整也会使斜率发生变化，形成开发状况变好或变差的假象。因此在标定某一个油田时，要把独立单元标定结果和油田标定结果进行综合分析，得到较为准确的结果。二、综合含水率变化规律的评价分析第一章、注水指标趋势预测法 由于油田含水上升的快慢直接影响着油田稳产指标的好坏，以及最终采收率的大小，因此含水上升的快慢、耗水量的多少，就成为评价油田开发效果好坏的一项重要指标。 用三种对比和三种评价、预测内容指标来衡量油田在目前开采条件下含水上升是否正常。三项内容油田实际生产资料与理论计算结果进行对比实

14、际曲线与童氏图版对比实际曲线与统计规律的标准曲线对比评价油藏含水上升率变化预测水驱采收率预测逐年及最终开发指标三种对比第一章、注水指标趋势预测法（一）、与相渗曲线计算的分流量理论曲线对比1、计算分流量曲线 根据达西定律，当油水两相同时流过油藏内某一地层的横截面时，水相占整个产液量的百分数称为水的分流量或含水百分数，用fw表示。在一维条件下，忽略毛细管力和重力的作用，则计算公式如下：（1-1） 又由于油水两相相对渗透率的比值常表示为含水饱和度的函数，即：（1-2）第一章、注水指标趋势预测法（一）、与相渗曲线计算的分流量理论曲线对比1、计算分流量曲线 可以求出水相的分流量公式：（1-3） 根据此式

15、绘制的fwSw关系曲线，称为水相的分流量曲线。 绘制分流量曲线时，首先根据实验室中得出的油水相对渗透率数据，由式（1-2）回归出系数a、b，然后根据式（1-3）绘制不同含水饱和度Sw下的含水fw，或直接利用式（1-1）绘制曲线。严格的讲，以上应该为地层水的体积分流量曲线第一章、注水指标趋势预测法（一）、与相渗曲线计算的分流量理论曲线对比1、计算分流量曲线 为了求得地面水的质量分流量曲线，应把地层水的体积分流量曲线换算为地面水的质量分流量曲线，其换算公式为：（1-4）式中：o地面原油相对密度；Bo地面原油体积系数。当o/ Bo1时，式(1-3)和（1-4）的计算结果相差不大，可满足实际的需要。实

16、际工作中，一般用式（1-3）求分流量第一章、注水指标趋势预测法（一）、与相渗曲线计算的分流量理论曲线对比2、绘制综合含水与采出程度的理论关系曲线 利用相对渗透率曲线，读出束缚水饱和度和残余油饱和度，用下式建立采出程度和含水饱和度的关系，再结合建立的分流量曲线关系，绘制出综合含水率与采出程度理论关系曲线。式中：Swc束缚水饱和度，小数； Sor残余油饱和度，小数；Sw含水饱和度，小数。3、用油田实际的生产资料绘制综合含水率采出程度关系曲线而与理论曲线对比。第一章、注水指标趋势预测法（二）、实际曲线与童氏图版对比1、根据童宪章工程师的统计公式作出标准曲线图版式中：f综合含水率，小数； R采出程度，

17、小数；Rm水驱采收率，小数。 2、用油田实际生产资料绘制综合含水率采出程度关系曲线与标准曲线图版对比；并分别计算不同开发阶段水驱采收率和含水上升率指标进行对比评价。第一章、注水指标趋势预测法（三）、实际曲线与统计规律标准曲线对比 以油藏粘度和渗透率级差为主要分类指标，根据统计规律研究，水驱油藏含水与采出程度关系统计规律标准曲线总结为5种形式。序号曲线形态fwR1凸R=A+Bln(1-fw)2凸S过渡ln(1-R)=A+Bln(1-fw)3SR=A+Blnfw/(1-fw)4S凹过渡lnR=A+Bfw5凹lnR=A+Blnfw曲线1适用于描述高粘高渗透率级差油藏类型含水与采出程度变化关系。曲线2

18、适用于描述中高粘中高渗透率级差油藏类型含水与采出程度变化关系。曲线3适用于描述中粘中渗透率级差油藏类型含水与采出程度变化关系。曲线4适用于描述中粘较小渗透率级差油藏类型含水与采出程度变化关系。曲线5适用于描述低粘低渗透率级差油藏类型含水与采出程度变化关系。第一章、注水指标趋势预测法（三）、实际曲线与统计规律标准曲线对比 渗透率极差：式中：Jk渗透率极差； Kmax层内最大渗透率，10-3m2 ； Kmin层内最小渗透率， 10-3m2。 评价标准： Jk 8为非均质 根据行业标准（SY/T61691995），地下原油粘度5mPa s为低粘油；520mPa s为中粘油；2050mPa s为高粘油

19、第一章、注水指标趋势预测法三、无因次注入曲线、无因次采出曲线法分析评价 无因次注入曲线指累积注水量与累积采出油量之比（重量比，可简称累积注采比）和采出程度的关系曲线。 无因次采出曲线指累积采出水量与累积采油量之比（重量比，可简称累积采出比）和采出程度的关系曲线。 统计发现，当油田进入中高含水采油期后，两条曲线在半对数坐标纸上均呈直线关系（累积注采比、累积采出比取对数值）。概念与统计认识第一章、注水指标趋势预测法（一）、计算水驱采收率 用油田实际资料作出无因次注入曲线、无因次采出曲线。当出现直线段后，求得统计公式:式中：Qi累积注水量，104m3； Qo累积采油量，104t； Qw累积采水量，1

20、04m3；R采出程度，%；a1 、 b1 、 a2 、 b2统计常数。 利用线性回归方法，求得直线段的a、b值和相关系数，无因次注入注入、采出曲线所预测的水驱采收率（Rm）为:第一章、注水指标趋势预测法（二）、评价耗水量大小 在评价耗水量大小变化规律中引进水驱采收率指标，实质上隐含了地质条件、开发系统、开采技术措施等因素对耗水量大小的影响，而油水粘度比不同，则表明了油藏类型的显著差异，这种差异极大影响着油藏含水变化的规律。 作出评价油藏耗水量大小的标准曲线，依此标准曲线实现同类型油田、相同开发阶段耗水量大小的对比评价。第一章、注水指标趋势预测法（二）、评价耗水量大小 1、对所评价的油藏，按照无

21、因次注入曲线、无因次采出曲线进行回归统计，求出系数a1、b1、a2、b2的值。 2、应用系数a1、b1、a2、b2的值计算水驱采收率。 3、计算对应不同采出程度下（采出可采储量Rt=60、80以及最终时），累积采出比的大小。用下式计算出不同采出程度下的累积水油比。 主要步骤：第一章、注水指标趋势预测法（二）、评价耗水量大小 4、绘制评价对比图版 根据以下统计公式绘制出相同采出程度下（Wp/Np）R对比图板式中：（WP /NP)R对应于R的累计采出比；R油水粘度比； AR 、 BR统计常数。可采储量采出程度%ARBR60-0.380.3780-0.450.74最终-0.141.47统计常数 、

22、与可采储量采出程度关系表 5、根据所评价的油藏R的大小，将其标定在评价对比图版上，依照标定的位置即可评价油藏注水效果。当油藏实际值靠近对比曲线时，油藏注水效果好，远离曲线效果则差。一、注水指标趋势预测法二、注水指标分析法三、注水指标统计法四、注水指标综合评价法目录第二章、注水指标分析法一、注水利用率的分析油田实际生产资料与理论计算结果进行对比实际曲线与童氏图版对比评价油藏存水率大小注入水Vi相同，评价采出程度高低预测水驱采收率 注水利用率是评价油田开发效果的一项重要指标。它不仅影响着开发效果的好坏，而且直接影响着经济效益的高低。 对于既无边底水侵入，又无注入水外溢的封闭油藏，在某一开发阶段、某

23、一注入倍数条件下，油藏开发效果好，地下存水率则大，对应的采收率也高；油藏注水开发效果不好，地下存水率小，对应的采收率也必然低。注水利用率高低两个体现预测、评价的四项内容评价油藏排水量大小第二章、注水指标分析法（一）、地下存水率统计法式中：Wi累积注水量，104m3； Wp累积采水量，104m3 ； Ei地下存水率，小数。 地下存水率是指地下存水量（累计注入量减累积采水量）与累积注入量之比。即：可推导出：式中： Wp /Wi排水率，小数； a1 、 b1 、 a2 、 b2无因次注入曲线、采出曲线的统计常数。第二章、注水指标分析法（一）、地下存水率统计法1、实际存水率曲线与经验公式曲线对比 张锐

24、认为不同采出程度下的存水率与水驱采收率密切相关，经验公式为： 参数Ds、As的回归统计中，油水粘度比范围为2.5200，统计点数35个，相关系数分别为0.9992及0.9968。 R/Rm应用范围为0.150.85。 同类型油藏在某一采出程度下的存水率越大，水驱采收率越高，开发效果越好，反之，则差。 用实际资料绘制ln（Wp/Wi）R关系曲线与经验公式曲线进行对比评价。第二章、注水指标分析法（一）、地下存水率统计法2、与不同类型油藏图版对比 根据以下统计公式绘制出相同采出程度下Ei R对比图版：式中：Ei地下存水率，小数； R油水粘度比； Ae统计常数。可采储量采出程度（%）406080Ae1

25、.0920.9980.729统计常数 、 与可采储量采出程度关系表 将所评价油田的实际值与对比值进行比较并将实际值标定在图版上即可评价油田的开发效果。第二章、注水指标分析法（二）、相同注入倍数下采收率对比法 由于油层物性的差别、非均质特点的不同、韵律性不同、润湿性不同以及油水粘度比的不同，在相同注入倍数条件下，采收率有较大的差别。因此，对比相同注入倍数下采收率的高低，只能是同类型油田之间的对比。为此，分析了相同注入倍数条件下，影响采收率的各种因素，这样就可以择其主要的影响因素（流度的大小）进行对比评价。主要步骤： 1、用油田实际资料，绘制RLnVi关系曲线（Vi为注入孔隙体积倍数）。当出现直线

26、段后，预测不同注入倍数下的采出程度。第一章、注水指标趋势预测法 2、与同类型油田对比，依据统计公式绘制对比曲线：（二）、相同注入倍数下采收率对比法式中：R采出程度，%； K空气渗透率，10-3m2； o地下原油粘度， mPas ； AV、 BV统计常数。注入倍数0.20.512.5Av8.5813.0516.7322.8Bv2.823.894.575.29统计常数AV、BV 与注入倍数关系表 将所评价油田相同注入倍数条件下采出程度的实际值或预测值标在对比曲线上，即可评价油田开发效果。第二章、注水指标分析法二、注入水波及体积大小的评价 在不同注入倍数条件下，注入水波及体积的大小，一方面反映了油田

27、非均质特点对注水开发效果的影响，更为重要的是，它反映了主观所采取的措施，诸如层系、井网、注水方式和各种工艺技术措施是否适应油田的地质特点。因此，随时了解注入水的波及状况，不仅是评价油田开发效果的一项重要指标，也将有助于发现问题，及早地提出综合调整措施。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。预测注入水注入不同孔隙体积倍数下驱油效率预测不同注入倍数下注入水波及体积大小评价、预测的两项内容第二章、注水指标分析法 可应用加密调整区新钻调整井的水淹层解释资料，分井统计水淹层厚度。用水淹层厚度占总厚度的比值，作为当时注水波及体积系数。使用这种方法的前提在于调整井全区分布。这样，才能以厚

28、度的比值作为体积比。 另外，这种方法统计的数值偏低，原因在于调整井一般分布在原井网的相对滞油区，水淹层厚度一般偏低，波及体积系数偏小。（一）、矿场资料统计法 除对调整井水淹层进行统计方法外，矿场还可采用密闭取芯井水淹层资料统计，以及各种测井资料统计（测注测资料，多功能测井资料）等方法。矿场这些方法的共同点在于用厚度的波及作为体积波及。 因此，统计井的位置和数量对统计值有较大的影响，应用这些资料可以相互进行验证，从分析中得出相对正确的结论。第二章、注水指标分析法 注入水波及体积系数：在不同注入倍数条件下，可采用当时的采出程度（地下原油体积）除以当时水淹层的平均驱油效率。（二）、实验室资料统计法

29、应用实验室资料进行统计，从统计分析中可以看出，驱油效率随注水倍数增大而增加，两者在半对数坐标纸上基本呈直线关系。 对比相同注入倍数条件下驱油效率，可以看出影响其大小的因素是多方面的，主要是油层渗透率的不同、孔隙结构的差异、原油性质的高低以及润湿性的不同等因素。 其中影响最大的是原油粘度，因而可以依据不同油水粘度比与驱油效率的关系曲线为基础，对渗透率和润湿性分别进行校正，从而确定不同注入倍数下的驱油效率。第二章、注水指标分析法（二）、实验室资料统计法1、绘制相同注入倍数下油水粘度比（R）与驱油效率（Ef）关系曲线 将所评价油田的油水粘度比（R）和注入孔隙体积倍数（Vf）代入上式，即可确定当时注入

30、状况下水淹层平均驱油效率。如所评价油田为亲水性，中低渗透率油层，为确定其驱油效率，需作以下的校正。式中：E i驱油效率，小数； Vi注入孔隙体积系数。本统计公式适合于中高渗透率油层第二章、注水指标分析法（二）、实验室资料统计法2、渗透率、润湿性不同，对初步确定的驱油效率进行校正 校正系数：在某一注入倍数下，所评价的驱油效率与2000毫达西油层驱油效率的比值。统计公式为：式中：K空气渗透率，10-3m2； Vi注入孔隙体积系数。 润湿性不同，对驱油效率有较大的影响，这主要在于毛管力的作用不同。强亲水油层，小孔隙中的油比较易于驱替；而强亲油油层，驱替比较困难。另外，润湿性不同，孔隙中剩余油的形式不

31、同，这些都决定于驱油效率有较大的差别。 因此，确定的驱油效率，对于弱亲油油层则在此基础上增加56.0%，强亲水油层则在此基础上增加910%。第二章、注水指标分析法（二）、实验室资料统计法3、利用丙型水驱特征曲线评价水驱波及体积系数 丙型水驱特征曲线关系式为： 1995年陈元千推导出预测水驱体积波及系数与含水率的关系式为：式中：Ev水驱体积波及系数。 当含水为最终经济极限含水率时，得到最终水驱波及体积系数为：第二章、注水指标分析法三、目前井网适应性和油水井利用情况的分析 目前井网适应性和油水井利用情况是衡量我们主观措施是否得当，油田潜力是否得到充分发挥的一项重要内容。（一）、从水驱控制储量、动用

32、储量的大小分析井网的适应性以及油水井的利用情况1、水驱控制储量的统计我国已开发的砂岩油田储量类别大致分为三类：一类油层为大面积分布、油层稳定、物性好、产量高二类油层为局部发育、物性较好、产能较低三类油层分布零散、物性查、产能低第二章、注水指标分析法 从储量控制角度出发，要使控制程度大于80%，一、二类油层井距要求在500米左右，二、三类油层则要求在200米以内。 水驱储量控制程度，采用了油水井连通厚度占总厚度百分数的统计方法，一般作两种统计：有效厚度连通百分数注水井砂层厚度与油井有效厚度连通百分数1、水驱控制储量的统计（一）、从水驱控制储量、动用储量的大小分析井网的适应性以及油水井的利用情况第

33、二章、注水指标分析法 动用状况的好坏主要取决于油层的非均质性质、油水井的利用情况、以及各种技术措施的效果。储量动用的多少，影响着油田开发效果。因此，进行动用储量的统计，对评价油田开发效果是非常需要的。（1）油井分层测试资料的统计 主要用于自喷方式开采的油田，产液（油）分层厚度占总统计井射开总厚度的比例，作为评价储量动用状况的评价指标。该指标的代表性取决于测试井位置分布的均匀性、测试井所占生产井比例的大小和测试仪器的精度。（一）、从水驱控制储量、动用储量的大小分析井网的适应性以及油水井的利用情况2、动用储量的统计第二章、注水指标分析法（2）注水井吸水剖面资料的统计 不仅适用于自喷方式开采的油田，

34、也适用于泵抽方式开采的油田。统计吸水层厚度占射开总厚度的比值，以此表示该时期内储量动用状况的好坏。该指标取决于注水井分布的均匀性和测试井所占注水井总数的多少。同时，要注意在正常注水的工作制度下测吸水剖面。 除以上两种资料的统计外，在有条件的油田还可参照检查井密闭取心资料和碳氧比测井资料。在层系、井网进行综合调查的油田、区块，还可参照调整井水淹层测井解释资料。（一）、从水驱控制储量、动用储量的大小分析井网的适应性以及油水井的利用情况2、动用储量的统计3、丙型水驱特征曲线计算水驱储量动用程度 水驱储量动用程度还可以用丙型水驱特征曲线来确定：第二章、注水指标分析法式中：Nmo水驱动用储量，104t；

35、 N石油地质储量，104t ； ER由油藏地质特征参数评价出的油藏最终采收率，小数。 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。（一）、从水驱控制储量、动用储量的大小分析井网的适应性以及油水井的利用情况（二）、从产能大小和油田采油速度的高低分析油水井利用状况1、油水井产能、吸水能力变化的规律 油井产能的变化主要指采油、采液指数的变化规律。依据油田实际作出无因次采油、采液指数随含水变化的关系曲线，确定有代表性的采油指数初始值，进而确定不同含水条件下的采油、采液指数；

36、通过压力系统的分析，确定不同开发阶段合理的生产压差，优选出有代表性、合理的单井产油量和产液量，以此为标准与油田相应时期的平均单井产油、产液量进行对比。第二章、注水指标分析法 当实际值低于确定值时，则认为油井的潜力没有得到充分的发挥；当接近于确定值时，则认为油井利用的较好。 同理，对注水井则通过统计的方法，确定其吸水指数，根据新选用的注水压差，确定单井注入量，以此与实际的平均单井注入量对比，说明注水井利用的好坏。在进行注水井的对比时，应注意水井高渗透水淹层的控制注水情况，以控制水量的大小校正对比值。（二）、从产能大小和油田采油速度的高低分析油水井利用状况第二章、注水指标分析法 根据油井产能变化规

37、律的分析，确定出不同开发阶段合理的单井产量，这样当注采系统不发生改变的情况下，也就相应确定了所应达到的采油速度，依次和油田实际的采油速度对比，说明油田开发效果的好坏。同时，说明油田的各种措施是否得当。为了保持油田有较长的稳产期，为了进一步改善油田的控制储量和动用状况，进一步提高油田的开发效果往往经常的对油田作各种调整工作。对此，所要求的对比指标也要作相应的调整。2、采油速度变化情况的分析第二章、注水指标分析法四、注采压力系统评价（一）、合理注采井数比 合理注采井数比有多种计算方法，这里主要介绍流度比法和采注指数比法。1、流度比法油层的非均质性和油、水流度比不同时，面积注水方式下强度最大的采注井

38、数比为：式中：C合理注采井数比，小数；IW注水井地下吸水指数，m3/d.MPa； JL采油井地下采液指数，m3/d.MPa； M水、油流度比，小数。当IW=JL时：第二章、注水指标分析法（一）、合理注采井数比2、采注指数比法采注指数对比法计算公式为：式中：C合理注采井数比，小数；IW注水井地下吸水指数，m3/d.MPa； JL采油井地下采液指数，m3/d.MPa； IPR注采比，小数。 评价时分别计算出油藏不同含水阶段的合理注采井数比和实际注采井数比，将实际值与合理值进行比较，若一致或接近说明油藏的注采井数比是合理的，若差距较大则说明实际注采井数比不合理，需要进行调整。第二章、注水指标分析法（

39、二）、合理的地层压力保持水平 注水开发油田的主要目的是为了保持油层的潜在势能，保持足够的驱动压差以便获得一定的产量，降低产量的递减速度，提高石油采收率。因此，注水开发油田应当将油层压力保持在合理的水平。在合理的压力水平下，再增加地层压力对石油采收率的提高作用不大。合理的压力水平，既能满足排液的要求，又能满足对注水量的需要。 根据地层压力保持程度和提高排液量的要求，地层压力保持水平可以分为三类：一类：地层压力为饱和压力的85以上，能满足油井不断提高排液量的需要， 也不会造成油层脱气二类：虽未造成油层脱气，但不能满足油井提高排液量的需要三类：既造成油层脱气，也不能满足油井提高排液量的需要 各油藏可

40、以根据实际情况制定各个开发阶段的地层压力保持水平，并按照上述三类地层压力保持水平进行分类评价。第二章、注水指标分析法（二）、合理的地层压力保持水平 本次系统评价主要采用注采体积平衡交汇图来评价，其原理和作法如下： 在一定的井网和注采压力系统下，当注水压力和油井流压确定后，地层压力就被唯一地确定了。在地层压力和油井流动压力均高于饱和压力的条件下，采出地下体积VL由下列关系式确定： 在地层压力高于饱和压力、油井流动压力低于饱和压力的条件下，采出地下体积VL由下式确定：式中：VL采出地下体积，m3/d；no油井数，口；BO原油体积系数，小数；o原油密度，t/m3； QO采出油量，t/d； QL采出液

41、量，t/d；f综合含水，%； PR地层压力，MPa； Pb饱和压力，MPa； Pwf油井流动压力，MPa； FVVogel系数，小数。第二章、注水指标分析法（二）、合理的地层压力保持水平 而注入体积VI则由下式确定：式中：VI注入体积，m3/d；nw注水井数，口；Ii（视）吸水指数，m3/d.MPa； Pwfi注水井流动压力，MPa；PR地层压力，MPa。 在注采平衡条件下，VL=VI，即：或 在不同的地层压力下，以地层压力为横坐标,地下体积为纵坐标，即可作出注采体积平衡交汇图，从图中即可找到注采平衡的交点。交点对应的地层压力即为注采平衡时的地层压力。第二章、注水指标分析法五、可采储量的标定

42、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。在进行注水开发效果评价时，按行业标准石油可采储量计算方法（SYT53671998）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。开发阶段勘探评价阶段水驱稳产阶段水驱开发递减阶段统计曲线类比法相关经验公式法岩心分析法相渗透率曲线法物质平衡法水驱特征曲线法数值模拟法图版法水驱特征曲线法产量递减法水淹区内取芯方法经验类比法第二章、注水指标分析法六、注水井措施的井组增油量计算注水井实施措施后，要措施效果进行评价，计算注水井组的增油量和经济效

43、益。1、根据注采连通关系和注水动态反应，确定注水井组的受益油井。2、根据受益油井产量、液量、含水变化关系，分析每口受益油井的见效情况，计算净增油量和控递减增油量。 净增油量为油井见效后，每个月的月产量减去见效前月产量之和。如果油井在计算时间段实施了油井措施，则要先扣除油井增产量。 控递减增油量的计算，先要确定注水井实施措施前，油井产量的递减规律。增油量的计算为油井见效后，每个月的月产量减去根据见效前递减规律计算的月产量之和。如果油井在计算时间段实施了油井措施，则要先扣除油井增产量。 如果受益油井同时为多口实施措施注水井的受益井，增油量的计算还要考虑该井的注水受益方向系数，一口井的注水受益方向系

44、数之和为1。3、根据注水井措施的资金投入和增油量等，计算经济效益。一、注水指标趋势预测法二、注水指标分析法三、注水指标统计法四、注水指标综合评价法目录第三章、注水指标统计法油藏储量动用与剩余油状况注采井网完善状况单砂体现状无效益井现状潜力点 为更准确了解油藏开发状况，充分认识地下油、水分布和平面及纵向上的剩余油潜力，把握油田开发趋势，为编制下年度油藏开发调整方案提供依据，油田每年要开展对已开发动用的油田、区块进行油藏潜力调查统计。七部分统计内容油藏动用状况下一年油水井措施和综合治理工作量统计第三章、注水指标统计法一、油藏储量动用与剩余状况统计 本部分对大港油田自营区已开发动用油田所属区块（开发

45、单元）的储量动用状况、人工水驱部分储量、天然水驱储量及枯竭式驱动储量分布状况、水驱控制储量状况以及剩余可采储量状况等有关内容进行了详细的调查。（一）、油藏储量动用状况调查油田区块开发单元动用储量(104t)现井网实际控制动用储量(104t)人工水驱部分注采 井数比平均井距(m)注水地质储量(104t)注采连通程度(%)水驱控制储量(104t)日产水平 (t)1234567891011天然水驱部分枯竭式开发部分水驱储量(104t)水驱控制程度(%)地质储量(104t)日产水平(t)地质储量(104t)日产水平(t)121314151617油藏储量动用状况调查表（表一1）调查表的表头格式如下：第三

46、章、注水指标统计法（一）、油藏储量动用状况调查指标统计规范说明 （1）开发单元：上游生产系统月报表中的开发单元，分层系开发的单元，要统计到开发层系。 （2）动用储量：理论上动用储量的计算。 在开发初期，采用容积法计算；随着油田开发程度的提高、动态资料的增加，改为动态法计算，并逐年进行修正。油田采用上一年底油气开发处下发的各开发单元地质储量。 （3）现井网实际控制动用储量：动用储量中已开发并且目前有生产井网控制区域的地质储量。 现井网实际控制动用储量=动用储量扣除储量 扣除储量为已停采层系及未射开生产层系的地质储量。如果该层系没有对应的储量上报数据，则不扣除该层系储量。 第三章、注水指标统计法（

47、一）、油藏储量动用状况调查指标统计规范说明 （4）驱动方式：驱使原油流向井底的动力来源方式称驱动方式。 表中驱动方式分为人工水驱、天然水驱、枯竭式开发三种。 （5）注采井数比：开发单元内在册（未报废的油水井）的采油井数与注水井数的比值。 注采井数比=在册采油井数/在册注水井数（单位为小数） （6）平均井距： 开发单元内在册的相邻井井距的平均值。第三章、注水指标统计法（一）、油藏储量动用状况调查指标统计规范说明 （7）注水地质储量：人工水驱开发单元内，直接受注采井网控制的地质储量。注水地质储量采用以下方法确定： a.注采井网相对完善、平面上分布均匀、注采井数比小于（或等于）3的开发单元，其动用地

48、质储量即为注水地质储量。 b.注采井网不完善、注采井数比大于3的开发单元，其注水地质储量按注水井实际控制区域计算。计算方法为： 注水地质储量=二线受益采油井连线的闭合面积/单元含油面积单元地质储量（万吨） c.在统计注水地质储量时要考虑到该层系或井区历史注水状况，若该层系或井区目前没有注水井（水井已报废、转采或上返其它层系），但历史上注过水，累计注水量相对较高，这样的层系或井区的地质储量也应为注水地质储量，算水驱控制储量时注采连通程度延用注水时的数据。第三章、注水指标统计法（一）、油藏储量动用状况调查指标统计规范说明（8）注采连通程度：指静态条件下油水井间地层的连通关系。 注采连通程度包括层数

49、的连通程度和厚度的连通程度。 注采连通程度层数百分比=全部油气层与水井连通层层数/钻遇全部油气层层数100% 注采连通程度有效厚度百分比=全部油气层与水井连通层有效厚度/钻遇全部油气层有效厚度100%第三章、注水指标统计法 （9）人工注水水驱控制储量：指在现有注采井网控制下的地质储量。 注水水驱控制储量=开发单元注水储量注采连通程度 （万吨） （10）水驱储量：指依靠人工注水和天然边底水能量驱动的地质储量。 水驱储量=人工注水水驱控制储量+天然水驱储量 （11）水驱控制程度：指开发过程中注入水波及面积之内的储量与边底水的储量之和与其总储量的比值。 水驱控制程度=水驱储量/动用地质储量100%

50、（12）开发单元日产水平 使用上游生产系统实产月报中当年4月份数据。（一）、油藏储量动用状况调查指标统计规范说明第三章、注水指标统计法（二）、剩余可采储量调查表剩余可采储量调查表（表一2）油田区块单元含油面积(km2)储量状况地质储量(104t)可采储量(104t)采收率(%)水驱控制程度(%)累产油(104t)目前剩余可采储量(104t)单井剩余可采储量(104t)1234567891011井网总井数生产情况采出程度采油速度密度(口/km2)平均井距(m)油井(口)水井(口)日产水平(t)日产液(m3)含水(%)平均动液面(m)地质储量(%)可采储量(%)可采储量(%)剩余可采储量(%）12

51、1314151617181920212223调查表的表头格式如下：第三章、注水指标统计法指标统计规范说明（二）、剩余可采储量调查表 （1）该表生产数据使用上游生产系统实产月报中当年4月份数据。油水井总井数均为在册井。 （2）可采储量：采用上一年油气开发处下发的各开发单元可采储量。 （3）采收率：等于可采储量除以地质储量的百分数 （4）目前剩余可采储量：可采储量减去累产油。 （5）单井剩余可采储量： 单井剩余可采储量=目前剩余可采储量/（油井总数+水井总数） （6）井网密度 井网密度=（油井总数+水井总数）/含油面积 第三章、注水指标统计法指标统计规范说明（二）、剩余可采储量调查表 (7)平均动

52、液面用加权平均法计算。 （8）采油速度：油田年采出原油量与其地质储量的比值。 可采储量采油速度=（日产油 x 365天/10000）/可采储量 x 100% 剩余可采储量采油速度= (日产油 x 365天/10000)/(可采储量-累产油+目前年产油)x100% (9)采出程度：油田在某时间的累计采油量与地质储量的比值。 地质储量采出程度=累产油/地质储量x100% 可采储量采出程度=累产油/可采储量x100%第三章、注水指标统计法二、注采井网完善状况调查 本部分分别对以油井和水井为中心进行了注采井网完善状况调查，重点调查了一类油气层、全部油气层在正常开井下及全部井网下的注采连通程度和注采对应

53、率，注水井利用率，注水受益与见效情况。（一）、注采连通程度及注采对应率调查 随着油藏挖潜工作的深入，一些有潜力的非一类油层逐步补开生产，为了避免非一类油层对注采连通程度和注采对应率造成的误差，真实地反映目前地层连通状况和注采对应关系，在调查中分为两种情况进行统计，一种是仅考虑一类油层的情况，一种是考虑全部钻遇油气层的情况。 同时为能更真实的反映目前实际生产井网下的注采对应关系，在统计注采连通程度和注采对应率时，扣除停产、停注3个月以上的油水井的影响，又对上述两种油层状况（一类和全部油气层）的目前正常生产井网下注采连通程度和注采对应率进行了统计。第三章、注水指标统计法（一）、注采连通程度及注采对

54、应率调查注采连通程度及注采对应率（一类油层）（表二1）调查表的表头格式如下：油田区块单元油井总井数钻遇一类油层总数 射开一类层总数 停采一类层总数目前生产层总生产一类油层 与注水井连通目前注采对应率层数(层)厚度(m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度 (m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度(m)12345678910111213141516目 前 生 产 层可完善层全部一类油层与水井连通注采连通程度(%)注水井连通层中只采不注一类油层单向双向多向层数(层)厚度(m)层数(层)厚度 (m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度 (m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度(m)层

55、数(层)厚度(m)1718192021222324252627282930统计的是所有在册的油水井，只统计一类油层第三章、注水指标统计法（一）、注采连通程度及注采对应率调查正常开井下注采连通程度及注采对应率（一类油层）（表二2）调查表的表头格式如下：油田区块单元油井总井数钻遇一类油层总数 射开一类层总数 停采一类层总数目前生产层总生产一类油层 与注水井连通目前注采对应率层数(层)厚度(m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度 (m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度(m)12345678910111213141516目 前 生 产 层可完善层全部一类油层与水井连通注采连通程度

56、(%)注水井连通层中只采不注一类油层单向双向多向层数(层)厚度(m)层数(层)厚度 (m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度 (m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度(m)1718192021222324252627282930统计的是目前正常生产井网，扣除停产、停注3个月以上的油水井，只统计一类油层（一）、注采连通程度及注采对应率调查注采连通程度及注采对应率（全部油气层）（表二3）调查表的表头格式如下：油田区块单元油井总井数钻遇油气层总数 射开油气层总数 停采油气层总数目前生产层总生产油气层 与注水井连通目前注采对应率层数(层)厚度(m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度

57、(m)层数(层)厚度 (m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度(m)12345678910111213141516目 前 生 产 层可完善层全部油气层与水井连通注采连通程度(%)注水井连通层中只采不注油气层单向双向多向层数(层)厚度(m)层数(层)厚度 (m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度 (m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度(m)1718192021222324252627282930第三章、注水指标统计法统计的是所有在册的油水井，全部是油气层（一）、注采连通程度及注采对应率调查正常开井下注采连通程度及注采对应率（全部油气层）（表二4）调查表的表头格式如下：油田区

58、块单元油井总井数钻遇油气层总数 射开油气层总数 停采油气层总数目前生产层总生产油气层 与注水井连通目前注采对应率层数(层)厚度(m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度 (m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度(m)12345678910111213141516目 前 生 产 层可完善层全部油气层与水井连通注采连通程度(%)注水井连通层中只采不注油气层单向双向多向层数(层)厚度(m)层数(层)厚度 (m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度 (m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度(m)层数(层)厚度(m)1718192021222324252627282930第三章、注水指标

59、统计法统计的是目前正常生产井网，扣除停产、停注3个月以上的油水井，统计全部油气层第三章、注水指标统计法（一）、注采连通程度及注采对应率调查指标统计规范说明 （1）钻遇、射开、停采、目前生产一类油层层数、有效厚度计算要用研究院提供的单井小层数据表中的数据。（对于大斜度井或水平井的有效厚度，参考邻井连通层的有效厚度或采用油层垂直厚度）。 （2）油井目前生产层中与注水井连通的一类油层层数、有效厚度计算时，要根据近期的油藏描述单砂体图判断油水井储层是否连通，没有单砂体图的开发单元，用近期的油层连通图或标准曲线进行判断。 （3）与注水井单向连通层指与一口注水井射开的注水层连通的小层；双向连通层指与两口水

60、井射开的注水层连通的小层；多向连通层指与三口以上水井射开的注水层连通的小层；只采不注层指没有与水井射开的注水层连通的小层；可完善层指只采不注层可通过水井补层进行井网完善的小层。（与水井连通层指一线受益油井）。 第三章、注水指标统计法（一）、注采连通程度及注采对应率调查指标统计规范说明（4）全部一类油层与水井连通层指油井所有钻遇的一类油层（包括未射层）与水井钻遇的所有注水层（包括射开和未射的全部油气水层）连通的一类油层，即为油层静态条件下油水井间的连通情况。（5）注采对应率 注采对应率=与注水井连通层（厚度）/总生产一类油层（厚度）100%（6）注采连通程度 注采连通程度=全部一类油层与水井连通