油田注水开发效果评价方法-20131122

油田注水开发指标及效果评价方法2013年11月22日一、注水开发术语及指标二、注水效果综合评价提纲注水开发通过注入井向油藏中注水，以部分或全部保持地层能量的一种开发方式。（保持地层能量的方式有多种）。注入水在油田开发中的作用：一是作为驱替剂，将原油驱扫到采油井，二是作为能量的载体，向地层补充能量，将地层压力提高或保持在合理的水平，使生产井保持较高的产液能力。注水开发是二十世纪三四十年代发展起来的，又称二次采油，是油田开发的“历史性革命”。（不是所有的油田都适合注水开发）注水开发系统现代注水开发系统包括油藏工程、钻采工程、地面工程和管理工程。是多学科、多专业相结合的复杂系统。油藏工程：钻采工程：地面工程：管理工程：注水时机指油田转注水开发的时间。注水时机的把握是比较复杂的问题，既要考虑油田开发初期的效果，利用天然能量，减少初期投入；又要考虑油田开发中后期的效果，实现长时间的高产稳产和提高采收率。注水时机大致分为三种类型：超前注水、早期注水、晚期注水。确定注水时机的主要因素有三：油田天然能量的大小、油田的大小和配产要求、油田的开采特点和采油方式。注水方式国内外油田注水方式归纳起来有四种：面积注水、内部切割注水、边部注水、不规则井网注水。注水方式的选择要根据油田的具体特点和油田开发经验确定，不同的油田地质条件采用不同的注水方式。注水方式的选择会影响油田的采油速度、稳产年限、水驱效果、最终采收率。注采井数比指注水开发油田中，注水井与生产井的井数比。可以细分为全油田注采井数比、该油田xx开发层系注采井数比、该油田xx断块注采井数比。不同注水方式其注采井数比不同。内部切割行列式注水，其注采井数比随切割区内生产井排数而定。当切割区内为一排生产井时，注采井数比为1:1；切割区内为三排生产井时，注采井数比为1:3。面积注水方式中，线状或排状面积注水的井数比为1:1；四点法（也称反七点法）面积注水为1:2；五点发面积注水为1:1；七点法面积注水为2:1；九点法为3:1、反九点法为1:3。其他不规则井网注水，注采井数比随具体情况而定。例如边内注水、边缘注水、边外注水。注采比指地层条件下注水量与产液量的比值，公式表示为：对于低于饱和压力开采的油藏，计算时应考虑采取的自由气体。有月注采比、季注采比、年注采比、累积注采比。累计注采比＞1，=1，﹤1的意义。是评价注采平衡状况、调整注采关系、油田配产配注的重要指标woooiipQBQQR水驱控制程度是指开发过程中注入水能够影响到的油层储量占油层总储量的百分比。水驱控制程度=油水井联通厚度/油层总厚度×100%水驱控制程度与井网密度的大小和注采系统的完善程度有关，其大小直接影响采油速度、含水上升率、最终采收率等开发指标的好坏。水驱控制程度85%80%-85%75%-80%70%-75%70%评语好较好中等较差差水驱控制程度的评价标准水驱储量动用程度指注水井总吸水厚度与注水井总射开连通厚度之比，也可定义为生产井总产液厚度与生产井总射开连通厚度之比。计算时，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进行计算。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；储量动用程度的评价标准ROM80%75%-80%70%-75%65%-70%65%等级好较好中等较差差地层压力保持水平指当前地层压力与原始地层压力的百分比。地层压力的高低反映了地层能量的大小，较高的地层压力能实现较高的产液量，高产稳产形势好。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。当地层压力保持在某一水平时，再增加地层压力对原油采收率影响不大。保持该压力水平时，既能满足排液的需求，同时又能满足注水量的需要。认为该地层压力属于合理的压力保持水平。当地层压力低于饱和压力，进入溶解气驱，原油采收率将降低。因此，要求地层压力不低于饱和压力。地层压力保持水平不宜高于原始地层压力。地层压力保持水平地层压力保持水平分为下列三类：地层压力/原始地层压力≥0.85，且高于油藏饱和压力，地层能量能避免地层原油大量脱气、能充分满足不断提高排液量的需求。地层压力/原始地层压力处于0.6-0.5之间，且高于油藏饱和压力，地层能量基本满足油井排液量的需求。地层压力/原始地层压力0.6，地层能量不足以满足油井排液量的需求。水驱采收率水驱采收率是指油藏注水开发结束时最大累积采油量与地质储量的比值。反映注水开发油田水驱开发效果好坏的综合指标。它的大小受地质条件的限制，同时也是注入水体积波及系数和驱油效率的综合作用结果。对某一具体油田，由于人为控制因素不同，油田的采收率必定存在较大的差异。例如当油田经历层系细分，井网调整及注采结构调整等之后，油藏采收率的预测值也会相应发生改变。采收率是反映油藏地质特征、流体性质和开采措施的综合指标。水驱采收率的预测-水驱特征曲线注水开发油田累计产油量、累计产水量和累计产液量之间的关系曲线称为水驱特征曲线，也叫驱替特征曲线。利用水驱特征曲线的分析，可以预测该油田的可采储量、采收率、动态储量、综合含水等开发指标。必要条件：全面注水开发并进入稳定生产以后，含水达到一定程度（50％）油层非均质越严重，油水粘度比越大，直线段出现和结束的含水阶段都高，油层单一，均质，油水粘度比小的油田直线段出现和结束时的含水一般较低。水驱特征曲线可归纳为甲型、乙型、丙型和丁型。如何用曲线求得水驱采收率？甲型水驱曲线——累积产水量与累积产油量关系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：logPPABWN式中：Wp—累积产水量,104m3；Np—累积采油量,104t；A—曲线的截距、B—曲线的斜率。当含水率为极限含水率fwl时，到可采储量NR，从而得到采收率：式中：RE—采收率，N—地质储量，104t吨，fwl—极限水油比,m3/t。对上式变化后，得到不同含水率fw时的累积产油量Np的关系：BBAfNpw)]303.2lg([)11lg(BNBAfRwlE)]303.2lg([)11lg(乙型水驱曲线——累积产液量与累积产油量关系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：logPPLABN式中：Lp——累积产液量，104m3。对上式变化后，得到不同含水率fw时的累积产油量Np的关系：BBAfNpw)]303.2lg([)11lg(当含水率为极限含水率fwl时，到可采储量NR，从而得到采收率：BNBAfRwlE)]303.2lg([)11lg(丙型水驱曲线——累积液油比与累积产液量关系曲线在直角坐标系中，累积液油比为纵坐标，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。NP——累积产油，104tPPPBLANL对上式变化后，得到不同含水率fw时的累积产油量Np的关系：当含水率为极限含水率fwl时，到可采储量NR，从而得到采收率：BNfARlwE)1(1BfANwP)1(1丁型水驱曲线——累积液油比与累积产水量关系曲线在直角坐标系中，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：/PPPLNABW式中：LP——累积产液量，104m3。NP——累积产油，104t对上式变化后，得到不同含水率fw时的累积产油量Np的关系：BNffARwllwE/)1)(1(1当含水率为极限含水率fwl时，到可采储量NR，从而得到采收率：BNffARwllwE/)1)(1(1水驱特征曲线预测的指标只能代表当前的井网、层系和开采条件下所能达到的水平。当层系、井网、和开采工艺措施进行重大调整后，曲线将发生变化，因此应采用调整后的水驱特征曲线进行预测。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。水驱特征曲线-补充说明含水采出比直接用任一时刻综合含水比与相对应的采出程度之比来评价油田水驱开发效果。其方法简单,所需的资料丰富,实用性强,所计算的参数对于不同类型的油藏具有明显的分辨率,对于同一油藏既有随时间变化的特点,又有良好的一致性,也有明显的变化规律。尤其是在油田开发中后期,其参数趋于稳定,它能真实地评价一个油田水驱开发效果,在油田开发末期,可以评价油田的最终水驱开发效果,实际应用效果良好。含水与采出程度关系曲线下图是北布扎奇油田含水与采出程度关系。从整个油田看，油田基本没有无水采油期，生产初期含水就快速上升到50％左右，其主要原因一是开发早期部分油井距油水边界近或者射孔层为油水同层（底水），导致含水快速突破；二是油水粘度比大，加剧了含水上升速度。0204060800.00.51.01.52.02.53.0采出程度％含水％Ⅵ(侏罗)Ⅹ(侏罗)油田剩余可采储量采油速度剩余油可采储量的采油速度是指当年核实年产油量除以上年末的剩余可采储量的百分数。综合反映了目前开发系统下（井网、注水方式、注采强度等）开发效果的好坏。如果剩余油可采储量的采油速度高，投资回收期较短，油田开发可以取得较好的经济效益。剩余油可采储量的采油速度低，投资回收期较长。采油速度的高低，一方面取决于油藏的地质特征，另一方面取决于开发部署（开发方式、层系划分、井网、注水方式等）。剩余可采储量采油速度要科学的控制在合理的水平，不是越高越好。采出程度比好较好中等较差差〈50%54.5-54-4.53.5-43.550-80%76-75-64-5480%43.5-43-3.52.5-32.5剩余油可采储量的采油速度评价标准表(%)采出程度油气田某时间的累积产油或产气量与油或气储量的百分比。分为地质储量采出程度和可采储量采出程度。采出程度可以按油气田计算，也可按单井、井组、区块计算。采出程度反映某时间储量的采出状况，是油气田动态分析的基本问题之一。综合含水与采出程度的关系曲线反映了水驱效果和油田开发水平。自然递减率是指扣除各种增产措施增加的产量后，老井单位时间内油气产量的自然变化率或自然下降率，单位是百分数。自然递减率不考虑新井投产及老井各种增产措施所增加的产量，只考虑老井产量的自然下降。%100---阶段初期产量阶段初产量新井产量）老井措施增油量（阶段末产量自然递减率综合递减率指老井单位时间内油气产量的下降率（或变化率）。年综合递减率越小，说明开发效果越好，油气田稳产能力强。%100--阶段初期产量阶段初期产量新投井的产量阶段末油气产量综合递减总递减率指单位时间内油气田或油气井总产量的变化。包括老井自然产量、老井措施增油和新井的产量。%100-阶段初总产量阶段初总产量阶段末总产量总递减率采出程度比好较好中等较差差50%≤55-5.55.5-6.56.5-7750-80%≤66-6.56.5-7.57.5-8880%≤77-7.57.5-8.58.5-99年产油量综合递减率评价标准表(%)含水上升率每采出1%地质储量的含水上升值，百分数。%100--度阶段初地质储量采出程度阶段末地质储量采出程阶段初含水阶段末含水含水上升率含水上率是评价油