4油田开发指标的计算地质图幅曲线的绘制方法及分析应用何永宏

141油田开发指标的计算、地质图幅、曲线的绘制方法及分析讲课人：何永宏时间：2011年7月专业技术人员培训教材之四142目录一、应用油田开发指标的计算（一）生产类指标（二）技术类指标（三）开发效果评价类指标二、油藏开发水平分类标准（一）能量保持水平和能量利用程度（二）水驱状况（三）操作费控制状况三、经济评价方法及应用四、地质图幅、曲线的绘制及应用（一）基础地质图件绘制及应用（二）图件符号、线条的颜色规范143一、应用油田开发指标的计算油田开发指标的计算主要包括三个方面：生产类指标、技术类指标、开发效果评价类指标计算。（一）生产类指标生产类指标主要分为以下几个方面：A、日产油水平B、平均单井日产油水平C、单井日产油水平D、单井日产油能力E、综合含水F、综合生产气油比G、注采比H、原油计量系统误差（输差）1、日产油水平指一个油田或者区块月产油与当月日历天数的比值。单位为吨/日。日产油水平是衡量一个油田（或者区块）原油产量高低和分析产量变化的重要指标。2、平均单井日产油水平指油田（或开发区）日产油水平与当月所开油井实际生产天数开井数的比值。参数符号qo,单位为吨/日。油井开井数：指当月连续生产一天以上并有一定油气产量的油井。3、单井日产油水平指油井月产油量与当月日历天数的比值。参数符号qo,单位为吨/日。4、单井日产油能力指油井月产油量与当月实际生产天数的比值。参数符号qo,单位为吨/日。油井开井数日）油田日产油水平（吨＝/oq当月日历天数油井月产油量（吨）＝oq日历天数吨月产油或区块田油水当月)(油平＝日产1445、综合含水指油田月产水量与月产液量的重量比值的百分数，参数符号是fw,单位是％。它是反映油田原油含水高低的指标和进行油藏动态分析，开发区及注采井组动态分析的重要指标。6、综合生产气油比（GOR）指每采1吨原油伴随产出的天然气量，数值上等于油田产气量与月产油量之比值。单位为立方米/吨。式中：月产气量中不包含气井的产气量。7、注采比(IPR)指注入剂所占地下体积与采出物（油、气、水）所占地下体积之比值。它表示注采关系是否达到平衡。注采比分月注采比和累积注采比。累积注采比（CIPR），用累积注水量、累积采油量、累积产水量带入公式即可求得。8、原油计量系统误差（输差）指井口产油量减核实油量的差与井口产油量的比值，单位％。当月实际生产天数油井月产油量（吨）＝oq％月产液量（吨）月产水量（吨）综合含水＝100％含水井月产液量（吨）含水井月产水量（吨）含水井综合含水＝100月产油量（吨））月产气量（米生产气油比＝3＋产出水体积原油相对密度原油体积系数采油量注入水体积注采比＝145（二）技术类指标A、采油速度B、年采液速度C、采油强度D、采液指数E、采油指数F、采水指数G、比采液指数H、比采水指数I、采出程度1、采油速度指年产油量与其相应动用的地质储量比值的百分数，参数符号vo,单位％。它是衡量油田采油速度快慢的指标。采油速度的时间单位是年，因此也叫年采油速度。它可以分为两类：①折算采油速度：用于计算某月的采油速度，是衡量当月油田开发速度快慢指标。计算公式如下：②年采油速度：用实际年产油量计算的采油速度。采油速度的应用：①计算年产油量或月产油量②计算动用地质储量③配合其他参数计算含水上升率或综合含水。2、年采液速度指年产液量与动用的地质储量比值的百分数，符号vl，单位％。它是衡量油田采液速度的快慢的指标。％井口产油量量井口产油量－核实产油原油计量系统误差＝100％动用地质储量当月日产油水平折算年采油速度＝100365％动用地质储量（吨）年采液量（吨）年采液速度＝1001463、采油强度单位油层有效厚度（每米）的日产油量。4、采液指数指生产压差每增加1兆帕所增加的日产油量，也称单位生产压差的日产量。它表示油井生产能力的大小，参数符号为Jo,单位为立方米/（兆帕·天）。当静压低于饱和压力时：式中:n—渗滤特性指数或采油指示曲线指数。5、采油指数指生产压差每增加1兆帕所增加的日产液量，也称单位生产压差的日产液量。它表示产液能力的大小，参数符号为JL,单位为立方米/（兆帕·天）。6、采水指数指生产压差每增加1兆帕所增加的日产水量，也称单位生产压差的日产水量。它表示油井产水能力的大小，参数符号为Jw,单位为立方米/（兆帕·天）。7、比采液指数生产压差每增加1兆帕时，每米有效厚度所增加的日产液量。符号为JLS，单位为立方米/（兆帕·天·米）。8、比采水指数生产压差每增加1兆帕时，每米有效厚度所增加的日产水量。符号为JWS，单位为立方米/（兆帕·天·米）。9、采出程度指累积产油量与动用地质储量比值的百分数。符号为R，单位是％。油井油层有效厚度油井日产液量采油强度＝静压－流压日产油量采油指数＝生产压差日产液量采液指数＝生产压差日产水量采水指数＝147它反映油田储量的采出情况。代表采收率的符号是ER。计算某阶段采出程度用的采油量是某一阶段的采油量（如低、中、高含水期的采出程度），无水采油期的采出程度叫无水采收率。用目前累积采油量计算的采出程度叫目前采出程度。（三）开发效果评价类指标开发效果评价类指标分为以下10个方面：A、含水上升率B、含水上升速度C、综合递减率D、自然递减率E、水驱储量控制程度F、水驱储量动用程度G、水驱指数H、存水率I、水驱油效率J、累积亏空体积1、含水上升率每采出1％的地质储量的含水上升百分数。2、含水上升速度只与时间有关而与采油速度无关的含水上升数值，如月含水上升速度、年含水上升速度、年平均月含水上升速度等。fw1—报告末期综合含水（％）fw2—上年12月综合含水（％）R1—报告末期采出程度（％）R2—上年12月采出程度（％）％动用地质储量累积采油量采出程度＝100％含水上升率＝1002121RRffww（月）年含水上升值（％）＝年平均月含水上升速度121483、综合递减率老井产油量综合递减率反映的是老油井采取增产措施情况下的产量的递减速度，年综合递减率符号Dt,单位％。Dt0时为产量递减，为负值时表示产量上升。或式中：A—上年末（12月）标定日产油水平（吨）；T—当年1～n月的日历天数（d）；A×T—老井当年1～n月的累积产油量（吨），用标定日产油水平折算；B—当年1～n月的累积核实产油量（吨），计算年递减时用年核实产油量；C—当年新井1～n月的累积产油量，计算年递减时用新井年产油量；Dt—综合递减率（％）4、自然递减率自然递减率反映的是老井在未采取增产措施情况下的产量的递减速度，自然递减率越大，说明产量下降越快，稳产难度越大。5、水驱储量控制程度指现有井网条件下与注水井连通的采油井射开的有效厚度与井组内采油井射开的总有效厚度之比。6、水驱储量动用程度按年度所有测试水井的吸水剖面和全部测试油井的产液剖面资料计算，指总吸水厚度与注水井总射开连通厚度之比值，或者总产液厚度与油井总射开连通厚度之比值。7、水驱指数指每采1吨油在地下的存水量。单位为立方米/吨。含水月综合含水－上月综合某月含水上升速度＝当月综合含水月综合含水－上年年含水上升速度＝当年1212％＝100TACBTADt％＝1001TACBDt1498、存水率保存在地下的注入水与累积注水量的比值。9、水驱油效率被水淹油层体积内采出的油量与原始含油量的比值。10、累积亏空体积指累积注入量所占地下体积与采出物（油、气、水）所占的地下体积之差。二、油藏开发水平分类标准低渗透率（含裂缝型低渗透）砂岩油藏开发水平分类标准如下表：累积产油量量累积注水量－累积产水水驱指数＝累积注水量量累积注水量－累积产水存水率＝积单层水淹区原始含油体－采出水体积单层水淹区总注入体积水驱油效率＝＋累积产出水体积原油相对密度原油体积系数累积产油量体积－累积亏空＝累积注入水150表1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项目类别一二三1水驱储量控制程度，％≥7070～≥60602水驱储量动用程度，％≥7070～≥50503能量保持水平和能量利用程度见下见下见下4水驱状况见下见下见下5剩余可采储量采油速度，％采出程度小于50％前≥55～≥44采出程度大于或等于50％后≥66～≥556年产油量综合递减率，％采出程度小于50％前≤66～≤1010采出程度大于或等于50％后≤88～≤12127老井措施有效率，％≥7070～≥60608注水井分注率，％≥8080～≥70709配注合格率，％≥6565～≥555510油水井综合生产时率，％≥7070～≥606011注入水质达标状况，项≥99～≥6612油水井免修期，d≥300300～≥20020013动态监测计划完成率，％≥9595～≥909014操作费控制状况见下见下见下注：以上14项中必须有10项达标，其中序号1、2、3、4、6、8、9、13、14等7项中有6项达标方可划为该类（一）能量保持水平和能量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，要求高的注入压力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，可能会使原油采收率降低。一般认为，当地层压力保持在某一水平时，再提高地层压力对原油采收率影响151不大。在该压力水平下，既能满足排液的需求，同时又能满足注水量的需要。我们认为该地层压力属于合理的压力保持水平。根据地层压力保持程度和提高排液量的需要，能量保持水平分为以下三类：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，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：地层压力的下降即造成了油层脱气，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，我们认为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，我们认为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，我们认为能量保持水平差。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，溶解气能量，气顶能量，边、底水能量和重力能量等。油田对天然能量的利用程度的衡量主要是通过油井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差，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压力保持水平之上，油井的平均生产压差逐年基本稳定，使得天然或人工注入水能量没有得到充分利用，过高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，油井的平衡生产压差逐年减小，说明开发过程中对天然能量的利用是在降低。该情况表明油藏天然或人工注入水能量已不充足，地层能量需要得到补充。152（二）水驱状况一类油藏在已经达到开发方案设计的综合含水和采出程度曲线上运行，向提高采收率方向发展；二类油藏实际开发曲线接近开发方案设计的综合含水和采出程度曲线；三类油藏未达到方案设计的采收率，向降低采收率的方向变化（三）操作费控制状况在扣除物价上涨的因素后，年度油田实际生产操作费控制状况分为三类：一类油藏：操作费比上一年有所下降；二类油藏：操作