砂岩油藏注水开发效果评价

1砂岩油田注水开发效果评价2目次一、砂岩油藏注水开发效果评价的目的二、砂岩油藏注水开发效果评价的主要内容三、砂岩油藏注水开发效果评价的方法（一）注水水方式和注采井网适应性评价（二）注采压力系统适应性评价（三）综合含水率及耗水量大小的分析评价（四）注水利用率分析（六）自然递减率和剩余可采储量采油速度评价（五）注入水波及体积大小评价（七）可采储量评价（八）注水开发效果综合评价3一、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。二、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（一）注水方式和注采井网适应性评价注水方式和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：HhRc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；H—采油井射开总有效厚度，m。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。如欢26断块兴隆台油层水驱储量控制程度随着井网密度的增加和注采系统的完善而提高：欢26断块水驱储量控制程度变化情况表年度井网密度ha/well油水井数比水驱储量控制程度％198516.73542.0871.23198911.15641.9582.6419929.46651.9184.804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：iiPHhR或ooPHhR式中：Rp—水驱储量动用程度，％；hi、ho—注水井总吸水厚度、油井总产液厚度，m；Hi、Ho—注水井、油井总射开连通厚度，m。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：pppBLANLBNmo1RmomoNENR式中：Lp—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；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，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。下图为锦16断块西部丙型水驱曲线。由两个直线段的斜率和上述公式可以得到2002年末断块的水驱储量动用程度为98.65％。锦16断块西部丙型水驱曲线00.511.522.533.544.55010002000300040005000Lp,104tLp/Np,f（1990－2002年）Lp/Np=0.9702+0.001Lp(1990-2002年）Lp/Np=1.2775+0.000744Lp5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/T6219—1996）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岩油藏一类二类三类一类二类三类水驱储量控制程度％≥85＜85～≥70＜70≥70＜70～≥60＜60水驱储量动用程度％≥75＜75～≥60＜60≥70＜70～≥50＜50(2)从产能大小和采油速度高低分析评价注水方式和注采井网的适应性a.油井产能和注水井吸水能力变化规律油井产能的变化主要指采油、采液指数的变化规律。通常用本油藏的实际资料作出无因次采油指数和无因次采液指数随含水而变化的关系曲线（用相对渗透率曲线作理论曲线，用单井的采出指数资料作实际曲线）。当作出无因次采油指数和无因次采液指数随含水而变化的关系曲线后，应确定油藏有代表性的采油指数初始值。初始值确定后就可以确定不同含水条件下的采油指数、采液指数。再通过压力系统分析，确定不同含水下的合理生产压差，进而确定不同含水下合理的单井产油量和产液量。当实际值低于确定值时，则认为油井的潜力没有得到充分发挥；当接近实际值时则认为油井利用较好。注水井吸水能力变化规律通常是作注水井的吸水指数或视吸水指数随含水而变化的规律。根据不同含水阶段确定的合理注水压差和吸水指数确定单井注入量，以此与实际的平均单井注入量对比，分析评价注水井的利用情况。在进行注水井的对比时，应注意高渗透层水淹后控制注水的情况，以控制注水量的大小校正对比值。b.采油速度变化情况的分析根据油井产能变化规律的分析,确定出不同阶段合理的单井产量后,在注采系统不变的情况下,也就相应地确定了油田或区块应达到的采油速度,以此和实际的采油速度对比,分析评价油藏开发的好坏。同时，说明各种措施是否得当。1、注采压力系统评价（1）合理注采井数比合理注采井数比有多种计算方法。这里推荐两种基础资料容易获取的方法：a.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数比为：MJICLW6式中：C—合理采注井数比，f；IW—注水地下井吸水指数，m3/d.MPa；JL—采油井地下采液指数，m3/d.MP；M—水、油流度比，f。当IW=JL时，MC。b.采注指数比法计算公式为：WLIJIPRC式中：C—合理注采井数比，f；JL—采油井地下采液指数，m3/d.MPa；IW—注水井地下吸水指数，m3/d.MPa；IPR—注采比，f。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。（2）合理的地层压力保存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。（3）注采压力系统评价注采压力系统是否合理通常用注采压力系统评价图和注采体积平衡交汇图来评价。由于绘制注采压力系统评价图比较繁琐，这里推荐用注采体积平衡交汇图来进行评价。注采体积平衡交汇图的原理和作法如下：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之后，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：)(LwOoOoLQfQBnV))]([(LwOoOwfRoLJfJBPPnV7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：)]()()[(LwOoOVwfbbRoLJfJBFPPPPnV式中：VL—采出地下体积，m3/d；no—油井数，口；BO—原油体积系数，f；ρO—原油密度，t/m3；QO—采出油量，t/d；QL—采出液量，t/d；fw—综合含水，％；PR—地层压力，MPa；Pb—饱和压力，MPa；Pwf—油井流动压力，MPa；FV—Vogel系数，f；JO—采油指数，t/(d·MPa)；JL—采液指数，t/(d·MPa)。而注入体积Vi则由下式确定：Vi=nwIi(Pwfi-PR)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))]([(LwOoOwfRoJfJBPPn=nwIi(iPwf-PR)或wiRwfiLwOoOVwfbbRonIPPJfJBFPPPPn)()(])()[(在不同的地层压力下，利用上式分别求出等号两端的数值，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。此交点对应的地层压力即为注采平衡时的地层压力。这样，从注水井注入压力到油井地层压力、流动压力之间便形成了稳定的压力系统，在一定的压力系统下只对应一定的产液量，根据产液量的要求可以利用该图对注采压力系统进行调整。例如，2002年6月锦16断块西部开油井101口，开注水井45口，根据上式和有关基础数据可得注采平衡表达式如下：458.17)79.20(96.80]96453.0)605.114.12()4.12[(101RRPP即8177×(PR–11.633)=801×(20.79-PR)注采平衡交汇图如下图所示：8锦16断块西部注采平衡交汇图(fw=90.63%)05000100001500020000250003000099.51010.51111.51212.51313.51414.515地层压力,MPa地下体积，m3/dPiPb采出体积注水体积Pwf=11.105MPa11.60512.105Pwfi=20.13MPa20.7922.09AB由注采平衡交汇图可以看出，在目前地层压力12.61MPa、油井流动压力11.605MPa、注水井流动压力20.79MPa的注采压力系统下，采出体积位于A点而注入体积位于B点，注采体积不平衡。在目前注采系统下要实现注采平衡只有调整压力系统，将注水井流压提高到22.09MPa，但现有工艺技术条件不允许。当将注采井数比由目前的1：2.24调整为1：1.58后，注水井流压只要20.13MPa，就可实现注采平衡，此时注采体积交汇于图中的A点。可见，锦16断块西部目前注采压力系统不适应特高含水期油田开发注采平衡的需要，必须将注采井数比由目前的1：2.24调整为1：1.58，形成注水井流动压力20.13MPa、地层压力12.61MPa、油井流动压力11.46MPa的注采压力系统才能适应目前合理开发油田的需要。3、综合含水率及耗水量大小的分析评价油藏含水上升的快慢直接影响着油藏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，就成为评价注水开发油藏开发效果好坏的一项重要指标。（1）综合含水与采出程度关系曲线法这种方法主要用来评价油藏在目前条件下含水上升是否正常。通常采用油藏的实际资料与理论计算结果进行对比以及和同类油藏在采出程度相同的条件下进行对比的方法来分析评价该油藏含水上升是否正常。a.与本油藏理论曲线和标准曲线对比用相对渗透率曲线资料绘制出的含水率与采出程度关系曲线作为理论曲线,将油藏实际的综合含水和采出程度关系曲线与理论曲线绘制在同一坐标系下,将二者进行比较。实际曲线与理论曲线重合或接近说明油藏的含水上升正常，若实际曲线在理论曲线上方，则说明含水上升不正常。下图为欢26断块综合含水与采出程度关系曲线。由图可见，在含水40％以前和含水60％～70％期间，实际曲线与理论曲线比较接近，表明该断块含水