大学毕业论文-石油工程系

前言石油工程系毕业论文PAGE10PAGEI石油工程系毕业论文摘要底水油藏在我国油藏中占很大的比例，其储量相当丰富。除了有大量的天然底水油藏外，随着油田进入二次开采，更多油田的开发特征不断趋向于底水类型的油藏。本课题以底水油藏为对象，采用石油地质方法和油藏工程方法，对油田开展注采动态综合研究。对试油、试采效果进行评价和总结，在此基础上，对注采井网适应性、注水开发效果及技术政策界限做进一步的分析研究，最终形成切合目前油藏实际，可操作性较强的注采井网，通过该成果的实施，完善和优化油田注采系统，补充和保持地层能量，提高主力油砂体水驱控制程度和水驱动用储量，提高油田采油速度及油田最终采收率。关键词：底水油藏；注采动态；开发效果AbstractReservoirwithbottomwaterreservoirinChinaaccountedforasubstantialproportionofitsabundantreserves.Excepttheendhasmanynaturalwaterreservoiroutside,withaccesstothesecondaryexploitationofoilfields,moreoilfieldstodevelopthecharacteristicsofcontinuoustrendinthetypeofbottomwaterreservoir.Subjecttothebottomwaterreservoirfortheobject,theuseofpetroleumgeologyandreservoirengineeringmethods,tocarryoutoilfieldinjection-productionDynamiccomprehensivestudy,andthenputforward.ofthetestoil,theeffectofthetest-miningevaluationandconclusion,onthisbasis,theinjection-productionwellsNetadaptability,watereffectsandtechnologypolicydevelopmentboundariestodofurtheranalysisandstudy,eventuallyformareservoirtomeetthecurrentreality,operabilitythanstrongnetworkofinjectionandproductionwells,throughtheimplementationoftheoutcome,improveandoptimizetheoilfieldinjection-productionsystem,tosupplementandmaintaintheformationenergy,themainoilsandsenhancebodycontrolthedegreeofwaterfloodingandwater-drivenbyreserves,improvethespeedandoilfieldoilfieldfinallyadoptedyield.Keywords:bottomwaterreservoir;injection-productionperformance;developmenteffect目录TOC\o"1-2"\h\z\u第1章绪论 11.1课题研究的目的和意义 11.2研究现状 11.3研究内容 2第2章注采效果评价 32.1试油产能综合评价分析 32.2试采产能评价 7第3章油田主要动态特征分析 83.1油井产能分析和注水井吸水能力分析 83.2产量递减规律分析 103.3含水及含水上升率变化特征 113.4油藏驱动能量分析 133.5储层注采井网系统性评价 14第4章单指标开发效果评价 164.1基础井网适应性评价 164.2井网控制状况评价 184.3储量动用状况分析 194.4存水率 204.5水驱指数 224.6耗水比 22第5章开发效果综合评价 245.1基本原理 245.2评判步骤 245.3实例分析 25结论 28参考文献 29致谢 31石油工程系毕业论文第1章绪论1.1课题研究的目的和意义油田开发效果评价就是在及时正确地掌握油藏动态变化并进行系统分析的基础上对开发政策进行综合评价，总结经验，吸取教训，深化油藏开发规律认识，预测油藏开发规律变化趋势和开发指标，进而制定出切合油藏实际的技术经济政策和调整措施，以指导油藏更加合理的开发。做好试采评价工作是油田今后稳定、合理开发的依据。因此，开展本课题的研究旨在运用最近几年录取的大量动、静态资料，采用“以地质研究成果为基础、油藏工程理论为指导，以油藏动态综合分析、油藏数值模拟、经济评价为手段，以经济、合理部署优选的油田开发方案为目的”的总体思路，对底水油田开展注采动态研究，对试油、试采效果进行评价和总结。在此基础上，结合前人研究成果，分析油藏试采期间产油量、产液量、含水、地层压力等变化规律，对油藏目前储量、油层动用、油藏含水上升状况进行评价，论证油藏今后注水开发的合理井网、井距，研究油藏潜力及开发方向，对油田注采井网适应性、注水开发效果及技术政策界限做进一步的分析研究，最终形成切合目前油藏实际，可操作性较强的注采井网优化方案，提高水驱控制程度和水驱动用储量，为下步油田的稳产及提高油田最终采收率奠定基础。底水油藏在世界石油工业中占有重要的位置。随着我国越来越多底水油藏的发现和投入开发，研究此类油藏的注采动态评价对经济高效开发底水油藏具有重要意义。1.2研究现状国内外底水油藏开发现状底水油藏的开发问题可追溯到法国工程师Dupuit在解决地下水工程问题时提出的“临界产量”这一概念，将其称为Dupuit临界产量。最早对临界产量的研究，可以看成是对如何开发底水油层的最初认识。而底水油层的开发其实就是研究底水锥进问题。直到20世纪30年代，Muskat和Myckoff在1935年较为系统的研究了底水油层，建立了一套较为基础的底水锥进理论，以后简称为Muskat理论[1]。该理论在重力与粘滞力的静态平衡假设的基础上分析了底水油层底水锥进的物理过程，提出了临界产量、射孔位置和射开程度的概念。此后，在Muskat理论基础基础上，通过建立各种分析模型来研究底水油层的底水锥进问题。提出了一系列的计算临界产量的相关公式，以及如何通过射孔来控制底水锥进的理论。直到1970年，以MacDonald和Coats为代表的学者，他们通过建立数值模型来研究底水锥进问题。并在底水油藏的开发中通过注气、注聚合物等来改善底水驱替效率。此外，国外许多学者提出了相关的底水开发研究理论和方法[2-6]。在我国主要以李传亮和喻高明为代表[7-9]，研究了特殊类型油藏（存在污染的油层、带隔板底水油层）的临界产量公式以及底水油藏油井见水时间预测公式等；利用数值模拟方法研究了影响底水油藏底水锥进的因素并揭示了底水油藏开采机理。不断地完善与发展了底水锥进理论。国内还有很多学者底水开发研究理论和方法[10-11]。国内外油田实际经验表明：底水油层开发的关键技术是抑制水锥或控制底水锥进，最大程度地延长油井无水采油期和控制底水均匀驱替，以达到提高底水油层开发效果的目的。目前技术措施主要体现在：优化射孔、临界产量与临界压差的控制；采用水平井方案开发底水油层；在油水界面附近打人工隔板以阻挡底水；开发中后期加密井调整技术；完井技术（如双层完井）以及采油技术（油水分采）等等。随着油藏数值模拟技术的出现与发展，一大批从事油气田开发的研究者借助于油藏数值模拟技术，建立了较为精细的油藏地质模型，揭示了影响底水油藏开发的一些主要因素：单井产油量、储层沉积韵律、垂向水平渗透率比、夹层大小及位置、边底水能量、油水粘度比、井距、油井射开程度以及油水毛管压力；并揭示了一般底水油层的开采机理与开发策略：主要是选择射孔位置、控制打开程度与控制生产压差。总之，对于底水油层的开发都是通过对临界产量、射孔位置与射开程度、油藏地质与开发特征、抑制水锥技术、油藏数值模拟等各方面的综合研究，最后确定相应合理的针对该底水油层特点的开发策略与开发方案[12]。1.3研究内容通过本课题的研究，主要完成以下研究内容，达到工程技术指标，为底水油田注采动态及开发调整提供可靠的理论依据，实现稳定产量，提高原油采收率的目的。1．进行油田试油、试采效果评价和总结；2．进行油田注采动态特征研究；3．进行油田开发效果评价；4．利用模糊评价对油田进行综合评价。成人教育学院学生毕业设计（论文）第2章注采效果评价2.1试油产能综合评价分析2.1.1试油产能和油井的稳定产能的关系式根据渗流力学原理，可以得到试油产量与压差之间的关系式，通过该关系式可以计算试油产量。但它与稳定产量存在一定的差别，而且这种差别因不同的油层而异。开发实践也表明，即使相同的地质条件试油产量也远远大于生产后的稳定产量。产量计算公式为：（2-1）式中：——产油量；——渗透率；——压差；——供给半径；——井筒半径；——表皮因子。从式（2-1）可以看出，试油阶段与开发阶段计算的产量存在以下几点差异：（1）试油方式与生产方式的工作制度不同，即不同。一般试油条件下相对较大。（2）试油时间短，渗流半径小，阻力小；而生产时间长，渗流阻力大。以上两点差别决定了试油产量要大于生产后的相对稳定产量。由于A油层渗透率更低，原始地层压力更高，所以以上两点差别更为突出。（3）油层条件不同。在同一开发区块内，试油井一般处在构造的有利部位，其孔隙度、渗透率和油层厚度等条件一般要好于生产井。由于上述诸多因素的影响在实际测试过程中需要对试油产量进行校正才能求得油井的稳定产量。由式（2-1）得：（2-2）在一定的试油方式和一定油层条件下，式（2-2）右端可视为常数，即（2-3）式中：——比例常数；下角——开发；下角——试油。如果在一个开发区块内考虑厚度的变化，并且考虑到其它因素的影响，则有（2-4）式中：——斜率；——截距。2.1.2根据式（2-4），计算出了某底水油藏若干区块不同条件下的比采油指数，结果见表2-1。表2-1各区块试油基础数据区块层位m(td-1)MPaMPaMPa(t/MPamd)1A20.520.8021.034.3316.700.0612A19.321.9821.953.5418.410.0963B7.119.8014.489.884.600.6064B5.115.2414.605.579.030.3255B8.418.4020.5011.409.100.241为了确定式（2-4）的系数，选取某底水油藏若干区块的资料进行分析，各区块均300m井网，反九点注水方式开发，其基础数据见表2-2表2-2各区块稳产阶段基础数据区块层位m(td-1)MPaMPaMPa(t/MPamd)1A17.24.5015.201.4613.560.0192A11.25.3116.833.2713.560.0353B3.24.117.501.815.960.2264B4.15.6014.844.0110.830.1275B5.04.4713.305.8611.440.083对表2-1中数据回归，见图2-1，可得A油层产能计算公式为：（2-5）对表2-2中数据回归，见图2-2，可得B油层产能计算公式为：（2-6）应用式（2-5）预测此底水油田A油层比采油指数为0.116，而油田开发实际比采油指数为0.127，相对误差为8.66%，这说明预测结果是比较可靠的。图2-1A油层与图2-2B油层与关系曲线在石油开采过程中，人们最关心的是油井的供油能力。只有较准确地知道了不同井底流压下的产液量，才能进行合理的举升方式选择和确定最优的油井工作制度。对于非自喷井，为了节省试油费用，常采用简化试油工艺，而不采用射孔多流动测试仪测试联作工艺。试油时，采用降液面射孔工艺，并进行井底压力恢复测试。由于简化试油工艺不能实现井下关开，因而，在压力恢复过程中，油层不断产出液体而进入井筒。井底压力随时间的变化与油层供油能力有关，因此，根据压力测试数据可以确定油井的生产指数和IPR曲线。2.1.根据Petrobras的观点，油气水三相流动条件下的流入动态关系IPR，按含水率取纯油（含水率为零）IPR曲线和纯水（含水率为100%）IPR曲线进行加权计算。因此，Petrobras方法的关键是要知道产液指数。产液指数是指单位生产压差下的日产液量：（2-7）式中：——日产液量，；——产液指数，；——地层压力，；——井底流压，。单相流条件下，油井IPR曲线为一直线，产液指数是一个定值；油气两相渗流条件下，产液指数随流压的降低而减小，产液指数可以应用Vogel公式表示为：（2-8）式中：——最大日产液量，。对于油气两相渗流，为了应用式（2-8）确定单相液流产液指数，可以应用极限产液指数的概念。Standin在考虑了油藏中流体饱和度基本上是均匀的条件下，油井以非常小的生产压差生产时的产液指数被定义为极限产液指数。因此，由式（2-8）可以得到极限产液指数为：（2-9）应用极限产液指数，Vogel公式的压差形式可写成：（2-10）其中：。对于非自喷井，在液面恢复过程中国，油层产液量与井底压力关系为：（2-11）其中：式中：——液面恢复期井筒存储系数，；——流体地下密度，；——测试试管柱内半径，；——液面恢复时间，；。写成压差形式：（2-12）由式（2-10）=式（2-12），并积分得：（2-13）其中：，，为积分常数。如果时，。由式（2-13）可知，在半对数坐标系下，不同时间的井底压差或压差函数与液面恢复时间呈线性关系，由该直线的斜率可以求得极限产液指数，即：（2-14）由（2-9）式可得Vogel公式的最大产液量：（2-15）根据极限产液指数定义可知，油井以非常小的生产压差生产时，地层中流体流动属于单相液体渗流。所以，极限产液可以看作纯水IPR曲线的产液指数。有了Vogel公式的最大产液量和纯水IPR曲线的产液指数，就可以应用Petrobras方法确定油气水三相流动条件下油井的IPR曲线[13]。2.2试采产能评价物质平衡法计算单井控制储量：（2-16）式中：——单井控制储量，；——累积产液量，；——含油饱和度，无量纲；——原油密度，；——地层静压，；——试采后关井恢复外推地层压力，；——综合压缩系数，。第3章油田主要动态特征分析3.1油井产能分析和注水井吸水能力分析3.1.1采油指数是指单位压差下油井的日产油量，代表油井的生产能力大小。值大说明油井生产能力强，反之生产能力弱。采油指数的关系式：（3-1）为了消除油层厚度因素，常用单位油层厚度的采油指数，即比采油指数（即米采油指数）。不同渗透率下的理论比采油指数和无因次采油指数随含水的变化规律：（3-2）（3-3）式中：——油相渗透率，；——油相相对渗透率，；——水相相对渗透率，；——油层有效厚度，；，——原油粘度，地层水粘度，；，——供油半径和井筒半径，；，——原油体积系数，地层水体积系数；，——原油密度，地层水密度，；——采油指数，；——无因次采油指数，。小结：①比采油指数随着含水上升而递减，不同含水阶段比采油指数递减特点不同。含水在0~20%时，比采油指数随含水率上升明显下降；当含水20%时，大于100的油层比采油指数下降到0.5含水20%~80%，比采油指数下降趋势变缓；含水在80%~90%时，比采油指数下降趋势持续变缓；进入特高含水期，大于100的储层比采油指数由0.05下降到0.01，50~100的储层比采油指数由0.055下降到0.005，低于50的储层比采油指数下降得更低。因此，渗透率高的储层比采油指数始终高于渗透率低的储层比采油指数，渗透率高的储层比采油指数下降幅度一直大于渗透率低的储层比采油指数下降幅度；②无因次采油指数随着含水上升而下降，含水在0~20%时，无因次采油指数随含水率上升明显下降；含水20%~80%时，无因次采油指数下降速度降低，呈直线趋势；进入到特高含水时期，无因次采油指数值相差不大。3.1.2采采液指数是油井单位压差下的日产液量，反映油井产液能力的大小。采液指数关系式为：（3-4）不同渗透率下的理论比采液指数和无因次采液指数随含水的变化规律。无因次采液指数可表示为：（3-5）式中：——采液指数，；——无因次采液指数；其他符号同上。小结：无因次采液指数与含水率的变化存在一定的规律，随着油井含水率上升，采液指数呈指数先下降后递增；含水0~20%时，无因次采液指数随含水的上升而下降幅度较大；含水达到50%时，储层无因次采液指数的变化幅度较小；在含水60%~80%时，储层采液指数逐渐上升，但幅度不大，进入高含水、特高含水时期，采液指数采油明显的上升趋势。因此，为使油田保持稳产，必须在高含水、特高含水时期要适时提液生产，稳定油井产能。3.1.3吸水指数是指注水井单位压差下的日注水量，反映注水能力的大小。吸水指数与含水指数经验回归形式：（3-6）式中：——截距；——斜率；——含水率，小数；——无因次吸水指数。理论无因次吸水指数公式：（3-7）式中：——残余油饱和度下的水相相对渗透率，；——束缚水饱和度下的油相相对渗透率，；其他符号意义同上。小结：（1）油层吸水能力随含水上升而增加。随着油井含水率上升，吸水指数呈指数递增；（2）含水在0~50%时，吸水指数随着含水率的上升增加较慢。含水在50%~80%，无因次吸水指数明显上升，储层吸水指数的变化幅度为0.2~0.5；含水达到80%~98%时，无因次吸水指数继续增加，储层吸水指数的变化幅度较大。在油田实际开发过程中，油层的吸水能力不仅与含水有关，还与地层压力及注水压差等因素有关。吸水指数随着含水率的增加而逐渐增加，说明由于含水率的增加使得水相渗透增加，使得水的流度增加，水易于进入地层。3.2产量递减规律分析油田进入中高含水期后，在生产压差和井网条件基本不变的条件下，产量将按照一定的规律开始递减，概括大量的矿场资料统计分析表明，油田产量递减规律一般分成三种类型：指数递减，调和递减和双曲递减。1．指数递减产量公式：（3-8）累积产量公式：（3-9）2．调和递减产量公式：（3-10）累积产量公式：（3-11）3．双曲递减产量公式：（3-12）累积产量公式：（3-13）式中：——残余油饱和度下的水相相对渗透率，10-3μm2；——束缚水饱和度下的油相相对渗透率，10-3μm2；其他符号意义同上。3.3含水及含水上升率变化特征3.3.1含水率是油井日产水量与日产液量的比值。对于一个开发层系或油藏而言，所用的含水率是指油层生产的综合含水率，其定义为评价开发区块中各油井年产水量之和与年产液量之和的比值。研究和掌握油田含水的变化规律，适时采取措施控制含水上升率，对提高水驱采收率，改善油田注水开发效果是必要的。在实际的水驱开发过程中，由于原油粘度、油层性质以及井网等诸多因素对油层的控制，使油田的含水变化受到很大影响。任何一个水驱油藏的含水和采出程度之间都存在一定的关系，这种关系可根据曲线的形态用不同的曲线形式来描述。如果在开发初期，能预先估计出油藏水驱含水率与采出程度的关系，就可能估计在主要开采阶段中含水率与采出程度的变化状况，通过油藏含水率随采出程度的上升的趋势，评价出这个油藏的最终采出程度。由于油田开发的过程是一个不断调整和不断完善的过程，油田开发的阶段性和不可预见性使得各阶段含水率与采出程度上升趋势不断改变，各阶段所对应的最终采出程度也是不相同。评价注水开发油田含水率与采出程度的方法较多，但主要用下面两种比较实用的分析方法。计算方法一：应用童宪章推导的半经验公式确定注水开发油田的含水率与采出程度。（3-14）根据已知的具体油藏的实际生产动态数据（含水率和采出程度），应用公式（3-14）就可以计算出相应油藏在目前开发模式下或水驱开发效果下的油田综合含水率达到经济极限含水率时的最终采出程度值。计算方法二：应用张锐教授的油水粘度比确定注水开发油田含水率与采出程度。（3-15）其中：，式中：——含水率，小数；——采出程度，小数；——采出程度，小数；——油水粘度比。根据已知的具体油藏的实际生产动态数据（含水率fw和采出程度R），应用公式（3-15）就可以计算出油藏在目前开发模式下或水驱开发效果下的油田综合含水率达到经济极限含水率fwL时的最终采出程度值。众所周知，注水开发油田的目前采出程度不但与油藏地质条件和目前水驱开发效果有关，而且还与油藏的开发阶段有关。为了能够反映这一特征，特采用“由含水率与采出程度关系式预测出（或计算）油藏的最终采出程度”与“由油藏地质特征参数评价出的油藏最终采出程度（油藏采收率）”的比值作为评价水驱开发效果在“含水率指标”方面的评价标准。为了叙述的方便，将这一比值称为“采出程度比”，其相应的计算表达式为：（3-16）从理论上讲，采出程度比值一般是小于1的。但由于诸多原因使得个别油藏的采出程度比值大于1。可能是油藏地质特征参数的偏差，使得由油藏地质特征参数评价出的油藏最终采出程度（油藏采收率）偏小；可能是油藏生产动态参数的偏差，使得由含水率与采出程度关系式预测出或目前开发技术水平可能达到的油藏最终采出程度偏大。采出程度比值的大小反映了目前水驱开发技术水平或水驱开发效果。采出程度比值越高，说明目前开发效果好，目前开发技术水平可能达到的最终采出程度越接近地质评价得出的采出程度；相反，采出程度比值越小，说明目前开发效果差，目前开发技术水平可能达到的最终采出程度越小于地质评价得出的采出程度。表3-1是评价采出程度比的评价标准[14]。表3-1采出程度比评价标准表评语差较差中等较好好<8085~8090~8595~90>953.3.2理论含水上升率定义为每采出1%的地质储量含水率上升的百分数。这种关系可根据曲线的形态用不同的曲线形式来描述。而实际含水上升率实际可通过实际生产数据整理得到。所以，实际含水上升率与理论含水上升率之差，则（3-17）（3-18）定义含水上升率评价系数为：（3-19）式中：——第i年对应的实际含水上升率与理论含水上升率之差；——>0的点数；——<0的点数；——=0的点数。值越小，说明从若干年总体看来，实际含水上升率低于或接近理论含水上升率，开发效果好；反之，说明开发效果差。含水上升率的评价标准见表3-2。表3-2含水上升率评价标准表评语好较好中等较差差含水上升率评价系数<-0.25-0.25~0.250.25~1.001.00~2.25>2.25总之，注水开发油田，含水率变化具有一定规律性，不同含水阶段，含水上升速度不同。一般在中低含水期，随含水上升，含水上升速度逐渐增大，高含水期，随含水上升含水上升速度逐渐减缓。3.4油藏驱动能量分析能量的保持水平和能量的利用程度地层能量的保持水平主要反映在地层压力的保持程度及该地层水平压力水平下是否满足排液量的需要。合理的地层压力水平不仅可以取得较高的采收率，而且降低了注水开发的难度。地层压力高，要求高的注水压力水平并且注水设备具有高的承压能力，这使得注水工艺变得复杂；地层压力低，虽然易于注水，但是当地层压力低于饱和压力进入溶解气驱时，可能会使得原有采收率降低。一般认为，当地层压力达到某一水平时，再增加地层压力对原有采收率影响不大。在该压力水平下，既满足排液的需求，又能满足注水量的需要，该地层压力属于合理的压力水平保持。根据地层压力保持程度和提高排液量的需求，能量保持水平分为以下三类：一类：地层压力为饱和地层压力的85%以上，能满足油井不断提高排液量的需要，该压力下不会造成油层脱气；对于低饱和油藏，原油物性随压力下降变化不大，具有低的生产气油比，地层压力保持程度主要以满足油井排液量的需要；二类：地层压力下降虽未造成油层脱气，但不能满足油井提高排液量的需要；三类：地层压力的下降既造成了油层脱气，也不能满足油井提高排液量的需要。当地层压力保持程度处于第一种情况，能量保持水平处于好的状态。当地层压力保持程度处于第二种情况，能量保持水平处于中等。当地层压力保持程度处于第三种情况，能量保持水平差。地层能量的利用程度是指人们在油田开发过程中对天然能量和人工注入水能量的利用程度。油藏的天然能量是指在成藏过程中形成的弹性能量，熔接器能量，气顶能量，边、底水能量和重力能量等。国内外油藏开发的实践证明，对于天然能量充足的油藏，合理利用天然能量其开发效果最好，采收率高。对于天然能量不充足的油藏，采用溶解气驱开发效果最差，采收率低。因此，注水开发过程中，在使地层压力处于合理的保持水平的前提下，充分利用地层能量可使得开发效果得到较好的改善。油田对天然能量的利用程度的衡量主要是通过幽静的平均生产压差的大小反映。其评价主要分为以下三类：（1）油井的平均生产压差逐年增大；（2）油井的平均生产压差逐年基本稳定（10%以内）；（3）油井的平均生产压差逐年减小。对于第一种情况，如果地层压力处于合理的地层压力保持水平之上，可以降低地层压力，减小生产流压使得地层能量得到发挥，有利于提高采收率。如果地层压力处于合理地层压力保持水平之下，油井的平均生产压差逐年增大将使得开发效果变大，有可能降低了采收率。对于第二种情况，如果地层压力处于合理的地层能量相反还会增加注水开发成本，达到相同采收率下具有较高的技术与经济负担。如果地层压力处于合理地层压力保持水平，油井的平均生产压差逐年基本稳定，是有利于提高注水开发效果。对于第三种情况，油井的平均生产压差逐年减小，说明开发过程中对天然能量的利用是在降低，该情况说明油藏天然或人工注入水能量已经不充足，地层能量需要得到补充。3.5储层注采井网系统性评价一个油藏在某一开发时期的实际水驱开采效果不仅取决于油藏自身的基础地质条件，而且还与开发人员的技术水平和不同的人为控制因素（开发层系的划分、井网密度、注采井网布置、注采强度、开发方式、开采速度等）相关。1．开发层系的划分开发层系划分即把一些性质相近、特征相似的同一水动力学中的小油层组合在一起，采用与其相应的同一注水方式、井网和工作制度对其进行开发，以减少层间干扰，提高注水纵向上波及系数及采收率，并以此为基础，进行生产规划、动态分析和调整。为了较好的评价“开发层系划分”的合理性，可从以下几个指标进行分析：单井控制有效厚度H。、隔层的稳定性、渗透率比值K、压力比值K。。2．合理注水时机合理注水时机指油田为了在天然能量不足的状况下，要保持油田高产、稳产，取得较高采收率，而采取向油藏中注水以补充能量的最佳时机。对于合理注水时机的确定，将从地层压力对原油物性（主要是粘度产Po）的影响程度、油藏的天然能量值R。，以及油藏压力水平凡等几个指标进行分析。3．注水方式及注采结构确定一个油藏的注水方式，必须根据油田的实际开发情况，以确保油层受到充分的注水效果，实现合理的注采强度，以达到提高采收率的目的。对于一个具体的油藏而言，注水方式的适应性主要体现在注采结构的适应性。对于注水方式和注采结构适应性，应从平面和纵向上总体考虑。为此可从以下指标分析：水驱面积波及系数Ep、有效厚度射开率He、射开厚度有效率N。、注采比Z（其中有包括注水利用率C、注入水水驱指数S。、油层盈余率R、地层压力维持程度凡、产液剖面变异系数凡、吸水剖面非均值系数K。)、见效井数百分比B，等。4．开发速度油藏的可采储量开发速度指一年内采出可采储量的百分比，它是影响注水开发油田水驱开发效果的极为重要的人为控制因素。对于开发速度的分析从稳产期、采出程度压降值夕/R、地层压力维持程度等指标评价。5．老井措施有效率老井措施有效率包括老井措施率C，和措施井有效率C：两个指标。其中老井措施率是指某一年内老井中的所有措施井的井数与全油藏的老井总数之比。措施井有效率是指某一年时间内老井中的所有措施井中的措施有效井数与全油藏老井中的所有措施井数之比。第4章单指标开发效果评价4.1基础井网适应性评价井网适应性研究包括井网密度、井距和注采井数比（油水井数比）方面的工作。经济最佳井网密度，即能取得最好效益的井网密度，从减少投资的角度要求尽量少钻井。但如果井网太稀，井距太大，油井很难见到注水效果，开发效果差，采油速度和采收率都很低，甚至油田生产会进入半停顿瘫痪状态。4.1.1．合理井网密度合理选择井网密度一直是油田开发中的一个重要的问题，一般应以最少的井数能获得最大的最终采出油量及最佳的经济效益为目标进行选择[15]。根据前苏联学者谢尔卡乔夫研究，最终采收率ER与井网密度S具有如下关系：（4-1）（4-2）式中：ED——水驱油效率；ER——最终采收率；S——井网密度，km2/口；a——井网密度常数（井网指数），决定于油层连通性、水油流度比、非均质特征。经济最佳井网密度公式：（4-3）式中：N——地质储量，104t；Vo——评价期可采储量年平均采油速度；P——吨油操作成本，元/t；T——投资回收期，年；C——原油商品率；r——贷款利率。2．极限井网密度对于注水开发的油田，井距愈小，开发效益愈好，最终采收率愈高，但井网太密，钻井过多，会使经济效益变差。因而在选择、确定井网密度时，必须确定一个极限井网密度，进行经济效益分析评价。单井平均日产油量的经济极限计算公式如下：（4-4）经济极限单井可采储量等于评价期内的经济极限单井日产油累产量与该期的可采储量采出程度的比值：（4-5）有了经济极限的单井控制可采储量，不难算出经济极限的单井控制地质储量：（4-6）经济极限的井网密度可以用单位面积的地质储量除以经济极限的单井控制地质储量得出：（4-7）式中：——经济极限井网密度，口/km2；do——原油商品率，小数；P——原油销售价格，元/t；O——原油成本，元/t；N——原油地质储量，104t；ER——原油采收率，小数；ID——单井钻井投资，104元/井；IB——单井地而投资，104元/井；R——贷款利率，小数；T——开发评价年限，a；A——含油面积，km2；i——采油时率，小数；——油井系数，小数；Wi——开发评价期内可采储量采出程度，小数。由上式可以看出，油田开发的经济极限井网密度与储量丰度、原油采收率、原油商品率和每吨原油的毛收入成正比，与单井钻井、建设投资和贷款利率的开发评价时间之半次方成正比。要想增加井网密度，就必须增加原油的商品率和每吨原油的毛收入，降低单井钻井、建设投资和贷款利率。4.1.2极限井距及在确定出极限井网密度和合理井网密度后，就能够利用下面公式计算出相应的井距，即（4-8）（4-9）4.1.3油田开发实践证明，合理的注采井数比可近似等于流度比的平方根（4-10）（4-11）式中：M——流度比；——含油饱和度为Sw时水相相对渗透率；——束缚水饱和度时油相相对渗透率。4.2井网控制状况评价油砂体在大井排距井网下开采，储量动用不充分，开发效果较差，剩余油较多，开采的油层注采对应率低，油层动用状况较差，破坏了区内注采关系的完善性，影响了开发效果。为了解决上述问题，需要从理论上评价目前井网的储量控制程度。现有井网条件下与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称为水驱储量控制程度，是注入水体积波及系数的一个反映，其大小不仅受地质因素的影响，而且受到布井方式、开发井网等人为控制因素的影响[16]。对于连通性好的油砂体，油水井连通程度高的油田可用水驱控制程度与井网密度之间相互关系的经验公式：（4-12）（4-13）式中：——水驱控制程度，小数；s——井网密度，口/km2。单个开发单元（油藏或区块）的水驱控制程度值总是小于1的。值越大，表明水驱控制程度越高，则油藏水驱开发效果越好，反之油藏水驱开发效果较差。国内外注水开发油田的开发实践证明，开发效果较好的油田，其水驱控制程度均大于80%。4.3储量动用状况分析水驱动用能量程度是按年度所有测试水井的吸水剖面资料计算，即总的吸水厚度与注水井总射开连通厚度比值，或总产液厚度与油井总射开厚度之比值。该水驱储量程度认为只要注水层位吸水或生产层位产液，就认为该层位储量已全部动用。该指标的定义是对水驱储量动用程度的粗略的估计，没有考虑开发层系内的非均质性及层间相互影响（如：注入水的窜流）。因此，从实际的水驱开发效果角度分析，我们认为水驱动量程度是水驱动用储量与地质储量的比值。储量动用程度一般随油田开发程度的加深而不断增加的。开发初期的储量动用程度增加幅度较大，是因为生产规模在不断扩大、生产的原油也主要来自易开采区的原油；而开发后期储量动用程度也会有所增大，是因为所增大的储量动用程度来自于难开采区。可采储量一般不会随储量动用程度增大而成比例提高。虽然二者不是以线性成比例增长，但储量动用程度越高，可采储量也就越大。储量动用程度的计算方法可以采用新丙型水驱特征曲线方法确定。新丙型水驱特征曲线的数学表达式为：（4-14）（4-15）（4-16）式中：WP——累积产水量，104t；NP——累积产油量，104t；NOM——水驱控制储量（可动油储量），104t；N——地质储量，104t；Rgm——由油藏地质特征参数评价出的油藏最终采出程度，小数；ROM——储量动用程度，小数。从理论上讲，引用公式（4-16）计算出的储量动用程度值应小于1。但由于在实际的地质储量计算过程中，因为诸多原因致使地质储量偏小，进而致使值可能大于1。储量动用程度值的大小直接反映注水开发油田的水驱开发效果。若储量动用程度值越大，则注水开发油田的水驱开发效果越好；反之，若储量动用程度值越小，则注水开发油田的水驱开发效果越差。表4-1是水驱开发底水油藏储量动用程度的评价标准。表4-1储量动用程度的评价标准等级好较好中等较差差（%）>8075~8070~7565~70<654.4存水率存水率是评价注水开发油田开发效果的一项重要指标。油田开发过程中，随着原油采出量的增加，综合含水率不断上升，注入水则不断被采出，含水率越高，排水量越大，地下存水率越小，阶段水驱油的效果变差。因此可利用地下存水率的大小评价其开发效果的好坏。存水率分为累积存水率与阶段存水率。累积存水率是指累积注水量与累积采水量之差和累积注水量之比（或未采出的累积注水量与累积注水量之比），通常人们也把累积存水率就称为存水率。它是衡量注入水利用率的指标，也是衡量油藏水驱开发效果的重要指标[17]。累积存水率的计算表达式为：（4-17）式中：——累计注水量，m3；——累计水侵量，m3；——累计采水量，m3；——水的体积系数，小数。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（或未采出的阶段注水量与阶段注水量之比）。它是衡量某一阶段注入水利用率的指标，也是衡量阶段注水开发油田水驱开发效果的指标，阶段存水率越高，该阶段注入水的利用率越高，该阶段水驱开发效果也就越高。阶段存水率的计算表达式为：（4-18）式中：——地下存水量；——阶段注水量，；——阶段采出量，。注水油田存水率标准曲线确定方法，首先根据公式（4-18）（4-19）式中：——阶段采油量，；——原油换算系数；——注采比。无因次注入曲线和无因次采出曲线：（4-20）（4-21）将式（4-20）和（4-21）代入式（4-19）式，整理后可得到（4-22）或（4-23）式中：——排水率，小数；——采出程度，%；——存水率；——累计采水量，；——累计注水量，；，——水驱采收率；——存水率统计常数。不同类型注水开发油田，在相同开发阶段（采出可采储量相同），存水率的大小主要受油水粘度比影响，油水粘度比越大，存水率越小。由大量油田资料回归出，与其油水粘度比的相关公式（相关系数分别为0.9992，0.9968），回归结果为：(4-24)(4-25)整理得(4-26)上式为确定关系曲线的经验公式，应用范围为0.15~0.85。由上式可以看出，同类型油田，在某一采出程度下，存水率越大，则水驱采收率越高，开发效果越好。由于油田开发中的地质因素的非均质因素以及人为开发的影响，使得“实际存水率和采出程度曲线”与“理论存水率和采出程度曲线”的曲线形态不一致，从该特征可以反映出注水开发效果的好坏。特采用“实际存水率与采出程度关系”与“以油藏地质特征参数评价出的油藏最终采出程度为基础的理论存水率与采出程度关系”进行对比分析，可以评价油田存水率是否正常，以评价水驱开发效果。4.5水驱指数水驱指数是指油田、区块或开发层系注入水地下存水量与累积产油量地下体积之比，用公式表示为：（4-27）式中：——水驱指数，；——累积注水量，；——累积产水量，或；——累积产油量，；——原油体积系数，；——地面原油密度，。水驱指数能够直观地反映注水利用率，该指标可判断油田采取的各种措施取得的效果。图4-1Ⅷ-Ⅸ水驱指数Rwo-R关系图由图4-1中Ⅷ-Ⅸ水驱指数Rwo-R关系可以看出，开发初期水驱指数较低，采出程度到达5%附近后，曲线斜率明显下降至一定值，采出程度到达20%后，曲线斜率进一步下降，采出程度上升较快，说明油田采取的各种措施取得了预期的效果，但采出程度到达25%后，曲线斜率开始上升，说明措施效果期已过，应进一步加强防水、堵水工作。4.6耗水比耗水比是油藏某一阶段的注水量与该阶段产出油量的地下体积之比，即指每采出1t原油所消耗的注水量。实际阶段耗水比为：（4-28）式中：——累计耗水比；其他符号说明同上。图4-2耗水比与采出程度的关系曲线目前，实际累计耗水比与采出程度存在关系：λlw=1.8195Ln（ER）+0.875，相关系数0.9992，注水开发实际耗水比增加速度越来越高，表现的增长速度较快，表明注水利用率较低，开发效果不理想（图4-2）。第5章开发效果综合评价5.1基本原理模糊综合评判法就是应用模糊变换原理和最大隶属度原则，考虑与评价事物相关的各个因素，进行综合评价。该方法是建立在模糊数学基础上的一种模糊线性变换，优点是将评判中有关的模糊概念用模糊集合表示，以模糊概念的形式直接进入评判的运算过程，通过模糊变换得出一个对模糊集合的评价结果[18]。5.2评判步骤影响油田开发状况的因素有很多，在这些因素构成的指标体系中，各个因素之间关系复杂，甚至有些因素对开发效果的影响程度不能给予精确评价，而且每种因素的评判结果并不十分确切，针对这种模糊性，采用模糊数学的方法将影响油藏开发状况各因素中的一些定性的描述加以定量化，使评价的因素更全面，评价结果更可靠。5.2.1利用模糊综合评判法对油藏开发状况进行综合评判，其主要步骤见图5-1。图5-1单级模糊综合评判流程图5.2.2开发经验表明，油藏开发效果不但与油层物性、原油物性、岩石物性以及驱动类型等油藏地质条件有关，也与开发层系划分、井网部署、采油工艺水平以及开发调整等人为因素有关。油田开发状况评判对象包括以下内容：水驱难易程度的评价，主要影响因素为储层孔隙结构、储层对注入水敏感性、砂体分布状况、储层流体性质等；水驱均匀程度评价，主要影响因素为微观非均质性、宏观非均质性、储层流体性质等；水驱开发效果评价，主要影响因素为开发层系划分的合理程度、井网部署的合理性、注水时机的选择、注入水对原油的驱动效率、开采生产状况等。5.2.3评判矩阵影响评价结果的因素构成的集合称为因素集，记作；根据第i个因素对评价对象做出的评价称作单因素评价，记作，这种单因素评价只能反映事物的一方面，无法反应总体情况，但n个因素便有n个单因素评价向量，它们的组合就是评判矩阵。对应于不同评语的因素评价矩阵见表5-1。表5-1评语对应的因素评价矩阵评语因素评价矩阵好0.82，0.17，0.01，0.00，0.00较好0.17，0.67，0.14，0.02，0.00中等0.02，0.28，0.40，0.28，0.02较差0.00，0.02，0.14，0.67，0.17差0.00，0.00，0.01，0.17，0.825.2.4权重集（权向量）的确定对每个评价因素确定一个，表明对评价结果的重要程度，由全部组成的集合X称作权重集或权向量。然后通过模糊变换，将各单因素综合成一个评价结果：。利用层次分析法确定权向量X。层次分析法是一种对非定量事件分析的简便方法，能够将人们的主观判断转化成一定形式的客观表述。首先确定综合判断的因素，然后用如下的方法构造判断矩阵，其中反映两个因素之间的关系比较判断定量化程度。确定判断矩阵P后，计算其最大特征根及其对应的特征向量，该特征向量即为各评价因素重要性的顺序，也就是各评价因素权重系数。对得出的评价矩阵P，利用乘幂法求判断矩阵的最大特征值及对应的特征向量。5.3实例分析某底水油藏构造简单，地层平缓，具有油藏埋藏深，含油井段长，油层多，储层物性差，渗透率低，层间非均质严重，异常高温、高压的特点。自1987年投入开发以来，先后进行了整体压裂改造，气举提液，分注合采等调整措施，但随着油藏的全面见水，加之油藏自身的特性及开采工艺技术适应性差，油藏层间矛盾加剧，水驱动用程度低，开发效果变差。根据模糊评判法对其水驱开发状况进行评价，通过模糊计算，对此底水油藏水驱开发状况进行评价。水驱难易程度评价要素见表5-2，评价结果矩阵为（0.040,0.273,0.276,0.326,0.085），其最大隶属度为0.326。根据最大隶属度原则，分析结果为：此底水油藏水驱难易程度属于中等偏差的范围，油藏的原油物性和储层的敏感性是水驱的有利因素，使得水驱开发成为可能，但由于储层微观孔隙结构较差和含油砂体分布非均质性较强，增加了水驱的难度。表5-2油藏水驱难易程度分析评价要素评价内容权重影响因素数值评语权重因素评价矩阵退汞效率20%中等0.005孔隙0.209排驱压力0.32差0.190.00，0.03，0.13，0.56，0.29饱和中值压力0.75较差0.52喉道均质系数4.2较差0.24敏感性0.382水敏程度0.52中等0.670.02，0.28，0.40，0.28，0.02速敏程度0.47中等0.33砂体分布0.152有效砂岩分布30%中等1.000.02，0.28，0.40，0.28，0.02流体性质0.257油水粘度比2.22较好0.670.11，0.46，0.14，0.23，0.06含蜡量18.7%较差0.33水驱均匀程度评价要素见表5-3，评价结果矩阵为（0.022,0.134,0.158,0.398,0.288），其最大隶属度为0.98。根据最大隶属度原则，分析结果为：此底水油藏水驱均匀程度属于偏差不均匀的范围，油藏的地下原油物性是水驱油均匀推进的有利因素，但由于油藏储层微观非均质和宏观非均质的影响，油层注入水突进严重，导致油藏注水利用率低，整个区块的水驱均匀程度差。表5-3油藏水驱开发状况分析评价要素评价内容权重影响因素数值评语权重因素评价矩阵微观非喉道均质系数4.2较差0.12均质性0.258孔喉分选系数2.58中等0.270.01，0.19，0.21，0.56，0.13储层非均质性较强较差0.61宏观非层内非均质性中等~弱中等0.20均质性0.637层间非均质性严重差0.400.00，0.06，0.14，0.39，0.40平面非均质性中等~强较差0.40流体性质0.105油水粘度比2.22较好1.000.17，0.67，0.14，0.02，0.00水驱开发效果评价要素见表5-4，评价结果矩阵为（0.044,0.235,0.181,0.291,0.249），其最大