油田動態(tài)分析講稿

油田動態(tài)分析講稿第1頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日油藏工程方案—《油藏工程管理規(guī)定》1.油藏評價部署方案（油藏評價前）“油田開發(fā)概念設計”，主要根據(jù)評價目標區(qū)的地質特征和已有的初步認識，勘探提交的控制儲量的基礎上，提出油井產能、開發(fā)方式以及生產規(guī)模。1）可能的含油層系、產油層厚度、面積及地質儲量；2）可能的開發(fā)方式、開發(fā)層系及井網(wǎng)部署3）預測產能規(guī)模第2頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日2.油田開發(fā)方案（油藏工程部分）油藏評價結束后完成油田或區(qū)塊開發(fā)方案，油田開發(fā)方案是產能建設的基礎。開發(fā)方案編制結束提交探明儲量。主要內容包括：油藏地質、開發(fā)原則、開發(fā)方式、開發(fā)層系組合、開發(fā)井網(wǎng)、注采系統(tǒng)、監(jiān)測系統(tǒng)、開發(fā)指標預測（生產能力預測）、采收率估算。實施后考核指標：產能到位率：一般油田≥90%；復雜斷塊油田≥85%“初期平均含水率”符合率：一般油田≥90%；復雜斷塊油田≥85%水驅控制儲量：一般油田≥90%；復雜斷塊油田≥85%油藏工程方案—《油藏工程管理規(guī)定》第3頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日2.油田開發(fā)調整方案（油藏工程部分）主要內容：1）精細油藏描述：油藏再認識，主要成果是量化剩余油分布，建立三維地質模型。2）開發(fā)動態(tài)分析及效果評價：主要開發(fā)指標分析；層系、注采井網(wǎng)及開發(fā)方式適應性分析；采收率和可采儲量計算；存在的問題及潛力分析。3）開發(fā)調整方案部署：調整目的、對象及部署結果4）開發(fā)調整指標預測（產能預測）及實施要求。油藏工程方案—《油藏工程管理規(guī)定》第4頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日2.油田開發(fā)調整方案（油藏工程部分）實施后評價和考核的主要指標：“單井初期日產油量”符合率：≥80%；“單井初期含水率”符合率：≥80%；產能到位率：≥90%；新增可采儲量預測誤差：≤10%。油藏工程方案—《油藏工程管理規(guī)定》第5頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日產能貢獻率：新建原油產能項目實施當年的產油量與建成能力的比值。產能到位率：新建原油產能項目建成投產后第二年的年產油量與建成能力的比值。產量符合率：新建原油產能項目投產第二年以后（第三年、第四年和第五年）實際的年產油量與開發(fā)方案預測的同年產量的比值。新建原油產能“三率”指標第6頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日1.油田動態(tài)分析及主要內容2.油藏分類3.開發(fā)階段劃分4.主要生產技術指標及計算（或確定）方法5.可采儲量（采收率）及計算方法6.水驅潛力評價方法內容第7頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日在油田開發(fā)過程中，運用各種監(jiān)測方法采集到的大量第一性資料，進行深入分析、不斷認識地下油水運動規(guī)律及其發(fā)展變化，及時發(fā)現(xiàn)和提出解決各種問題的辦法。每年進行的改善油田開發(fā)效果各類措施，比如開發(fā)調整（鉆新井、層系、井網(wǎng)、開發(fā)方式）、“穩(wěn)油控水”的綜合治理的重要基礎之一就是油藏動態(tài)分析。油田動態(tài)分析包括：生產動態(tài)分析、油井井筒內升舉條件分析和油層（藏）動態(tài)分析三個方面的內容。油田動態(tài)分析第8頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日生產動態(tài)分析亦稱單井動態(tài)分析，包括油井動態(tài)和注水井動態(tài)分析，是油田生產管理經常性的基礎工作。油井動態(tài)分析包括：分析壓力、產量、含水變化，搞清見水層位，來水方向及井下技術狀況，判斷工作制度是否合理及生產是否正常等。注水井動態(tài)分析包括：分析井口壓力、注水量及吸水能力變化，判斷井下故障等。生產動態(tài)分析第9頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日生產動態(tài)分析主要指標注水狀況分析：注水量、吸水能力油層壓力狀況：油層壓力分布，以及油層壓力與注水量、注采比之間的關系含水率變化：含水與注采比、采油速度合理界限油井生產能力：采油指數(shù)、采液指數(shù)變化，油井利用率、時率、遞減率（綜合遞減率、自然遞減率）、措施效果。生產動態(tài)分析第10頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日油層（藏）動態(tài)分析搞清各類油層中油水的分布及其運動狀況、吸水能力和產油能力變化，地層壓力及滲流阻力變化，含水率及產量變化，油層及流體性質變化，儲量動用及剩余油分布等，為挖潛油層潛力提供依據(jù)。油藏動態(tài)分析：以井組（或開發(fā)單元、區(qū)塊）為單元，搞清油層產量、壓力和含水率的變化狀況，吸水能力及注采平衡狀況等。油水分布及水線推進狀況，儲量動用及潛力分布狀況等。針對出現(xiàn)的問題提出各種有效措施，不斷提高井組開發(fā)效果。第11頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日油藏動態(tài)分析主要內容油藏地質特征再認識：層系、井網(wǎng)、注水方式適應性：比如不同井網(wǎng)、井距下各類油層水驅控制程度、油砂體鉆遇率、水驅采收率等方面分析其適應性。油田穩(wěn)產基礎分析：儲量替換率、儲采比狀況新井、老井及措施增油的變化油層（藏）動態(tài)分析第12頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日油藏動態(tài)分析油藏動態(tài)分析主要內容油層能量保持狀況儲量動用及剩余油分布狀況：各類重大措施（壓裂、補孔、調剖、卡堵水）對儲量動用影響儲層的連通狀況的分類統(tǒng)計，不同井網(wǎng)控制程度下儲量的動用、水驅控制程度及剩余油分布狀況注入水縱向、橫向波及及水洗狀況第13頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日油藏動態(tài)分析油藏動態(tài)主要主要分析水驅油效率分析取心、室內做水驅油實驗確定水驅油效率（微觀水驅油效率）油水相滲曲線確定水驅油效率類似油藏、經驗公式確定油田可采儲量及采收率：計算可采儲量（方法的實用性）分析影響水驅采收率的因素（油藏、流體的屬性，開采方式及工藝技術以及經濟）第14頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日1.月（季）度生產動態(tài)分析主要應用開發(fā)動態(tài)資料分析油田生產形勢和措施效果，發(fā)現(xiàn)生產動態(tài)存在的主要矛盾，制定相應調整措施，確保各項開發(fā)指標的完成。主要內容：1）原油生產計劃完成情況2）主要開發(fā)指標（產油量、產液量、含水、注水量、注采比、地層壓力、遞減率等）的變化情況及原因3）主要增產、增注措施效果及影響因素分析《油藏工程管理規(guī)定》有關動態(tài)分析規(guī)定第15頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日2.年度油藏動態(tài)分析主要是搞清油藏動態(tài)變化，為編制第2年的配產、配注方案和調整部署提高可靠依據(jù)。重點分析的內容：1）注采平衡和能量保持利用狀況（1）注采比的變化與壓力水平的關系，壓力系統(tǒng)和注采井數(shù)比的合理性。（2）確定合理的油層壓力保持水平，分析能量利用保持是否合理，提出配產、配注方案和改善注水開發(fā)效果的措施?！队筒毓こ坦芾硪?guī)定》有關動態(tài)分析規(guī)定第16頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日2）注水效果分析（1）分析區(qū)塊注水見效情況、分層注水狀況，提出改善注水狀況措施；（2）分析注水量完成情況、吸水能力的變化及原因（3）分析含水上升率、存水率、水驅指數(shù)，并與理論值進行對比，評價注水效果、波及效率、注采比、注采對應率。《油藏工程管理規(guī)定》有關動態(tài)分析規(guī)定第17頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日3）分析儲量利用程度和油水分布狀況（1）應用吸水剖面、產液剖面、密閉取心等資料，分析油層動用程度、儲量動用狀況。（2）利用不同開發(fā)階段驅替特征曲線，分析儲量動用狀況及變化趨勢；《油藏工程管理規(guī)定》有關動態(tài)分析規(guī)定第18頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日4.分析含水上升率與產液量變化情況（1）應用實際含水與采出程度關系曲線和理論計算曲線對比，分析含水上升率變化趨勢及原因，提出控制含水上升措施。（2）分析產液量結構的變化，提出調整措施。5.分析主要增產增注措施效果。對主要措施（如壓裂、酸化、堵水、補孔、增注等）要分析措施前后產液量、產油量、含水率、注水量、井底壓力的變化和有效期?！队筒毓こ坦芾硪?guī)定》有關動態(tài)分析規(guī)定第19頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日6.總結油田開發(fā)重點工作的進展1）精細油藏描述2）（新）老區(qū)產能建設3）重大開發(fā)實驗4）區(qū)塊綜合治理《油藏工程管理規(guī)定》有關動態(tài)分析規(guī)定第20頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日1.油田動態(tài)分析及主要內容2.油藏分類3.開發(fā)階段劃分4.主要生產技術指標及計算（或確定）方法5.可采儲量（采收率）及計算方法6.水驅潛力評價方法內容第21頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日低粘油：μo≤5mpa.s（吐哈、塔里木）中粘油：μo＞5～20mpa.s高粘油：μo＞20～50mpa.s稠油：μo＞50mpa.s（遼河、新疆）普通稠油：μo＞50～10000mpa.s特稠油：μo＞10000～50000mpa.s超稠油：μo＞50000mpa.s凝析油：一般原油相對密度＜0.8揮發(fā)油：一般原油相對密度＜0.825，體積系數(shù)＞1.75高凝油：凝固點＞40℃的輕質高含蠟原油按原油性質分（按油層條件下的原油粘度分）第22頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日特高滲透：k≥1000×10-3μm2高滲透：1000＞k≥500×10-3μm2中滲透：500＞k≥50×10-3μm2低滲透：50＞k≥5×10-3μm2特低滲透：k＜5×10-3μm2按滲透性分類（空氣滲透率）：第23頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日層狀：上下均被不滲透地層所封隔，受固定層位控制單層狀、多層狀塊狀：儲集層厚度大，內部沒有不滲透巖層間隔而呈整體塊狀，頂部為不滲透巖層覆蓋，下部為底水襯托。孔隙型：儲集和滲流石油的空間主要為孔隙（＞90%）雙重介質型：儲集和滲流石油的空間主要既有孔隙又有裂縫（孔隙＞10%，裂縫＞10%）裂縫型：儲集和滲流石油的空間主要為裂縫（＞90%）按儲集層形態(tài)分類第24頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日天然能量中高滲透注水砂巖油藏：特高滲透：k≥1000高滲透：k≥500～＜1000中滲透：k≥50～＜500低滲透砂巖油藏低滲透：k≥5～＜50特低滲透：k＜5復雜斷塊油藏中高滲透：k≥50，低滲透：k＜50裂縫性砂巖油藏礫巖油藏裂縫性碳酸巖油藏特殊類型油藏常用的油藏分類（油藏數(shù)據(jù)手冊）第25頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日1.油藏動態(tài)分析及主要內容2.油藏分類3.開發(fā)階段劃分4.主要生產技術指標及計算（或確定）方法5.可采儲量（采收率）及計算方法6.水驅潛力評價方法內容第26頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日“開發(fā)階段”有關：資料信息、油藏描述、油藏地質模型、油藏動態(tài)監(jiān)測內容、原油采收率等。一般劃分（按原油產量）產能建設上產階段（開發(fā)初期）產量相對穩(wěn)產階段（開發(fā)中期或開發(fā)調整階段）產量遞減階段（開發(fā)后期）油田開發(fā)階段的劃分第27頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日開發(fā)調整（整體加密或井網(wǎng)調整）：一次井網(wǎng)調整二次井網(wǎng)調整三次井網(wǎng)調整階段

原來“勘探開發(fā)”階段的劃分：勘探階段和開發(fā)階段，開發(fā)階段又分開發(fā)準備階段、投產階段和生產階段?！翱碧介_發(fā)一體化”階段的劃分：預探、評價、產能建設和油氣生產階段。油田開發(fā)階段的劃分第28頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日按含水率的劃分：無水期開采階段：含水率≤2%低含水開采階段：含水率2%～20%中含水開采階段：含水率20～60%高含水開采階段：含水率60～90%特高含水開采階段：含水率大于90%按采出程度劃分：油田開發(fā)階段的劃分第29頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日1.油藏動態(tài)分析的定義、主要內容2.油藏分類3.開發(fā)階段劃分4.主要生產技術指標及計算（或確定）方法5.可采儲量（采收率）及計算方法6.水驅潛力評價方法內容第30頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日1）主要指標（1）開采井網(wǎng)指標（2）油井生產動態(tài)指標（3）注水井生產動態(tài)指標（4）注采系統(tǒng)指標（5）采油速度和采出程度指標（6）水驅油田開發(fā)效果指標2）確定方法主要生產技術指標及確定方法第31頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日（1）開采井網(wǎng)指標井網(wǎng)密度：油田（或區(qū)塊）單位面積已投入開發(fā)的采油井、注水井總數(shù)。注采井數(shù)比：水驅開發(fā)油田注水井總數(shù)與采油井總數(shù)之比。水驅儲量控制程度：水驅儲量動用程度：平均單井射開厚度：油田（或區(qū)塊、或某類井）內屬同一開發(fā)層系的油水井中射孔總厚度與油水井總井數(shù)的比值。平均單井有效厚度：油田（或區(qū)塊、或某類井）內屬同一開發(fā)層系的油水井中有效厚度之和與油水井總井數(shù)的比值?？刹蓛α浚褐饕a技術指標及定義第32頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日（2）油井生產動態(tài)指標井口（核實）產油量：日產、月產、年產、累積產油量井口（核實）日產油水平=當月井口（核實）月產油/當月日歷天數(shù)原油產量構成：新井產量和老井產量（基礎產量和措施增油量）。新井：當年投產油井老井：上年末以前已投產的油井輸差系數(shù)：核實產油量/井口產油量，按區(qū)塊計算。井口產水量：核實產水量：井口產水量和輸差系數(shù)計算。井口（核實）產液量：井口（核實）產油量+井口（核實）產水量主要生產技術指標及定義第33頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日（2）油井生產動態(tài)指標綜合含水：按月計算，月產水/月產液。有時分年均含水或年末含水。年均含水=年產水/年產液綜合氣油比：按月計算；月產氣/月產油油井利用率（或開井率）：按月計算，油井開井總數(shù)占油井總井數(shù)之比。開井數(shù)是指當月連續(xù)生產時間不小于24h的油井井數(shù)。綜合遞減率：老井在采取增產措施情況下的產量遞減速度自然遞減率：老井在未采取增產措施情況下的產量遞減速度主要生產技術指標及定義第34頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日（3）注水井生產動態(tài)指標注水量：單井日注水量是指井口計量的日注水量，開發(fā)單元和階段時間的注水量用單井日注水量進行累加得出。吸水指數(shù)：注水井單位注水壓差的日注水量。吸水強度：單位有效厚度單位注水壓差的日注水量。注水井利用率（或開井率）：按月計算，注水井開井總數(shù)占注水井總數(shù)之比。開井數(shù)是指當月連續(xù)注水時間不小于24h的井數(shù)。分層注水合格率：分層注水井測試合格層段數(shù)與分注井測試層段數(shù)之比。注水井分注率：實際分層配注井數(shù)（含一級兩層分注井）與扣除不需要分注和沒有分注條件井之后的注水井數(shù)之比。主要生產技術指標及定義第35頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日（4）注采系統(tǒng)指標油井生產壓差：油井地層壓力與井底流動壓力之差?？倝翰睿涸嫉貙訅毫εc目前油井地層壓力之差。注采比：開發(fā)單元注入水地下體積與采出液的地下體積之比。

月注采比、年注采比、累積注采比地下虧空體積：油田（或區(qū)塊）采出地下體積與累積注水地下體積之差。采液（油）指數(shù)：單位生產壓差的日產液（油）量；

采液（油）強度：單位有效厚度采液（油）指數(shù)。生產能力：單井日產油水平：單井當月產油量與當月日歷天數(shù)的比值。單井生產時率：單井當月生產時間與當月日歷時間之比。年生產能力：開發(fā)單元月產油量折算成全年產油量。主要生產技術指標及定義第36頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日（5）采油速度與采出程度指標采油速度：地質儲量采油速度：油田（或區(qū)塊）年采油量占地質儲量的百分數(shù)。可采儲量采油速度：油田（或區(qū)塊）年采油量占可采儲量的百分數(shù)。剩余可采儲量采油速度：當年核實年產油量占上年末剩余可采儲量的百分數(shù)。儲采比：儲采比等于剩余可采儲量的倒數(shù)。采出程度：地質儲量采出程度：油田（或區(qū)塊）的累積產油量占地質儲量的百分數(shù)?？刹蓛α坎沙龀潭龋河吞铮ɑ騾^(qū)塊）的累積產油量占可采儲量的百分數(shù)。主要生產技術指標及定義第37頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日（6）水驅油田開發(fā)效果指標含水上升率：每采出1%的地質儲量時含水率的上升值。年均含水上升率=（當年年均含水－上年年均含水）/（當年底采出程度－上年底采出程度）水驅采收率：累積采出油量占原始地質儲量的百分數(shù)。水驅儲量控制程度：水驅儲量動用程度：水驅指數(shù)：油田（或區(qū)塊）注入水地下存水量與累積產油量地下體積之比。存水率：油田（或區(qū)塊）注入水地下存水量與累積注水量之比。水油比：累積產水與累積產油之比。主要生產技術指標及定義第38頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日跟油藏動態(tài)分析“密切”的參數(shù)：水驅儲量控制程度（跟井網(wǎng)密度、油藏類型關系密切）水驅儲量動用程度（跟井網(wǎng)、油藏類型關系密切）油藏能量保持水平和利用程度（跟注采比、配注合理性）剩余可采儲量采油速度（儲采比的倒數(shù)）年產油量遞減率（綜合遞減率、自然遞減率）水驅狀況（內容比較多，好、中、差）含水、含水上升率（跟開發(fā)階段關系比較大）原油采收率（油田開發(fā)過程中不斷提高）開發(fā)水平分級指標SY/6219—1996第39頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日跟油藏動態(tài)分析“間接”的參數(shù)：老井措施有效率注水井分注率配注合格率油水井綜合生產時率注水水質達標狀況動態(tài)監(jiān)測計劃完成率操作費控制狀況。開發(fā)水平分級指標SY/6219—1996第40頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日（1）水驅油田年度調控指標（1）含水上升率（2）自然遞減率和綜合遞減率（3）剩余可采儲量采油速度（4）油藏壓力系統(tǒng)（5）注采比（2）水驅開發(fā)油田階段調控指標（1）水驅儲量控制程度（2）水驅儲量動用程度（3）可采儲量采出程度（4）采收率（水驅采收率）《油藏工程管理規(guī)定》開發(fā)調控指標第41頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日（1）水驅油田年度調控指標（1）含水上升率根據(jù)有代表性的相對滲透率曲線或水驅曲線來確定，各開發(fā)階段含水上升率不超過理論值。（2）自然遞減率和綜合遞減率根據(jù)油藏類型和所處的開發(fā)階段確定遞減率控制指標。（3）剩余可采儲量采油速度一般控制在8%～11%，低滲透油藏控制在6%左右?！队筒毓こ坦芾硪?guī)定》開發(fā)調控指標第42頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日老井綜合遞減率、自然遞減率老井綜合遞減率：油田（或區(qū)塊）核實年產油量扣出當年新井年產油量后下降的百分數(shù)。老井自然遞減率：油田（或區(qū)塊）老井扣出措施增產油量后年產油量下降的百分數(shù)。Dn=（1－（qob(t)―Δqo(t)―qox(t)）／qob(t－1)）

式中：Dn=（1－（qob(t)―qox(t)）／qob(t－1)）

qob(t)—第t年的核實年產油量qob(t－1)—第t－1年標定的年產油量Δqo(t)—第t年老井措施增油量qox(t)—第t年的新井年產油量第43頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日開發(fā)儲采比石油儲采比是指當年末剩余開發(fā)動用石油可采儲量與當年原油核實產量的比值。開發(fā)儲采比越大，穩(wěn)產基礎越好。開發(fā)儲采比增加、原油產量可能上升。臨界開發(fā)儲采比：超過該臨界值，產量就可能下降。有分析認為中石油臨界開發(fā)儲采比大約13左右。開發(fā)儲采比、儲采平衡系數(shù)第44頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日儲采平衡系數(shù)（儲量替換率）指當年新增可采儲量與當年原油產量之比。當年新增可采儲量包括當年新區(qū)新增動用可采儲量與老區(qū)新增可采儲量之和。儲采平衡系數(shù)（儲量替換率）大于1，儲采實現(xiàn)平衡。比如2005年中石油股份公司儲量替換率大于1。新老區(qū)新增可采合理比例，有分析認為大概為2.5：1～3.0：1。2005年中石油股份公司新老區(qū)新增可采儲量的比例2.9：1。開發(fā)儲采比、儲采平衡系數(shù)第45頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日（1）水驅油田年度調控指標（4）油藏壓力系統(tǒng)水驅油田高飽和油藏地層壓力應保持在飽和壓力以上；低滲、低壓油藏壓力一般保持在原始地層壓力以上；注水壓力不超過油層破裂壓力；（5）注采比水驅開發(fā)油田原則上保持注采平衡；中高滲透油藏注采比要達到1.0左右；低滲透油藏年注采比要控制在1.0～1.5。《油藏工程管理規(guī)定》開發(fā)調控指標第46頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日（1）水驅油田年度調控指標（1）含水上升率（2）自然遞減率和綜合遞減率（3）剩余可采儲量采油速度（4）油藏壓力系統(tǒng)（5）注采比（2）水驅開發(fā)油田階段調控指標（1）水驅儲量控制程度（2）水驅儲量動用程度（3）可采儲量采出程度（4）采收率（水驅采收率）《油藏工程管理規(guī)定》開發(fā)調控指標第47頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日定義：現(xiàn)井網(wǎng)條件下注入水所能夠波及到的含油面積內之儲量與其總儲量的比值。計算簡化：與注水井連通的采油井射開有效厚度與井組內采油井射開總有效厚度之比值。水驅控制程度是直接影響采油速度、含水上升率、儲量動用程度、水驅采收率等的重要因素，研究各類油層水驅控制程度是油田調整挖潛的主要依據(jù)。Ew—水驅控制程度，%h—油井與注水井連通厚度，mHo—油層總厚度，m水驅儲量控制程度—水驅控制程度第48頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日水驅儲量控制程度—水驅控制程度井網(wǎng)密度與水驅控制程度的關系：水驅儲量控制程度高，就意味著油水井各層間對應連通情況好，能受到注水效果的井層多，水驅波及體積大。

中石油勘探開發(fā)科學研究院曾對此用37個開發(fā)單元或區(qū)塊的實際資料進行統(tǒng)計分析，按水驅控制程度對井網(wǎng)密度敏感性的不同分為5類：

第49頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日水驅儲量控制程度—水驅控制程度井網(wǎng)密度與水驅控制程度的關系：不同類別的油藏，同樣的井網(wǎng)密度，水驅控制程度相差比較大。如連通性好的I類油藏，井網(wǎng)密度10hm2/井時，水驅控制程度可達88.7%，而當其抽稀至50hm2/井時，水驅控制程度還可高達59%。而對連通性很差的V類油藏，井網(wǎng)密度10hm2/井時，水驅控制程度才36.7%，而當其抽稀至20hm2/井時降至13.3%。同樣要達到80%的水驅控制程度，I類油藏約需20hm2/井的井網(wǎng)密度，而V類油藏卻需要加密至2hm2/井。第50頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日定義：是按年度所有測試水井的吸水剖面和全部測試油井的產液剖面資料計算，即總吸水厚度與注水井總射開連通厚度之比值，或總產液厚度與油井總射開連通厚度之比值。水驅動用程度比水驅儲量控制程度小。Ew—水驅動用程度，%h—水井總吸水厚度，mHo—注水井總射開連通厚度，m水驅儲量動用程度—水驅動用程度第51頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日水驅開發(fā)油田調控指標—中高滲透注水油藏《開發(fā)水平分類》

《油田開發(fā)管理綱要》和《油藏工程管理規(guī)定》水驅儲量控制程度：一般要達到80%，特高含水期達到90%以上；水驅儲量動用程度：一般要達到70%，特高含水期達到80%以上；可采儲量采出程度：低含水期末達到15%～20%；中含水期末達到30%～40%；高含水期末達到70%；特高含水期再采出30%。水驅采收率：不低于35%。第52頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日水驅開發(fā)油田調控指標—低滲透油藏《開發(fā)水平分類》

《油田開發(fā)管理綱要》和《油藏工程管理規(guī)定》水驅儲量控制程度：一般要達到70%以上；水驅儲量動用程度：一般要達到60%以上；可采儲量采出程度：低含水期末達到20%～30%；中含水期末達到50%～60%；高含水期末達到80%以上。水驅采收率：不低于25%，特低滲透不低于20%。第53頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日水驅開發(fā)油田調控指標—斷塊油藏《開發(fā)水平分類》

《油田開發(fā)管理綱要》和《油藏工程管理規(guī)定》水驅儲量控制程度：一般要達到60%以上；水驅儲量動用程度：一般要達到50%以上；水驅采收率：不低于25%。第54頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日1.油藏動態(tài)分析的定義、主要內容2.油藏分類3.開發(fā)階段劃分4.主要生產技術指標及計算（或確定）方法5.可采儲量（水驅采收率）及確定方法6.水驅潛力評價方法內容第55頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日1）影響采收率（水驅可采儲量）的主要因素2）采收率或可采儲量確定常用方法3）老區(qū)水驅采收率的常用標定方法4）老區(qū)新增可采儲量（提高采收率）的主要手段可采儲量與原油采收率第56頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日1）影響水驅采收率（或可采儲量）的主要因素（1）水驅采收率基本公式水驅采收率等于水驅油效率與注水波及體積系數(shù)之積：（2）水驅采收率主要影響因素水驅油效率：儲層物性（滲透率）和流體性質（油水粘度比）波及體積系數(shù)：注采井網(wǎng)（井網(wǎng)部署、層系劃分）、儲層宏觀非均質性（砂體的規(guī)模與砂體間的相互關系、韻律性等）和采油工藝技術。第57頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日1）影響采收率（水驅可采儲量）的主要因素2）確定采收率或可采儲量常用方法3）老區(qū)水驅采收率的常用標定方法4）老區(qū)新增可采儲量（提高采收率）的主要手段可采儲量與原油采收率第58頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日2）可采儲量或水驅采收率確定方法開發(fā)早期：一般先通過確定采收率，計算可采儲量，主要方法有經驗公式法（規(guī)范方法和油區(qū)自己統(tǒng)計的公式）、類比法和靜態(tài)方法。開發(fā)中期：一般先通過標定可采儲量，反算采收率。主要方法有水驅特征曲線、數(shù)值模擬、井網(wǎng)密度等方法。開發(fā)后期：一般先通過標定可采儲量，反算采收率。主要方法遞減曲線法。第59頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日開發(fā)早期：1）儲量規(guī)范經驗公式（注意適用范圍和單位）公式一：水驅

公式二：水驅2）可采儲量或水驅采收率確定方法第60頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日開發(fā)早期：1）儲量規(guī)范經驗公式（注意適用范圍和單位）公式三：溶解氣驅

公式四：彈性驅2）可采儲量或水驅采收率確定方法第61頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日開發(fā)早期：1）儲量規(guī)范經驗公式（注意適用范圍和單位）公式五：全國儲委油氣專委1985年利用200多個水驅程度大于60%的砂巖油田資料，統(tǒng)計分析得出采收率與流度有關的公式：

2）遼河油區(qū)根據(jù)67個區(qū)塊統(tǒng)計的水驅砂巖采收率計算公式：ER=21.4289(μo/κ)0.1316

ER=0.177+1.0753φ+0.00114f+0.1148522log

(μo/κ)2）可采儲量或水驅采收率確定方法第62頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日開發(fā)早期：3）大慶油區(qū)低滲透油田的六種經驗公式：公式一：

公式二：公式三：2）可采儲量或水驅采收率確定方法第63頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日開發(fā)早期：3）大慶油區(qū)低滲透油田的六種經驗公式：公式四：

公式五：公式六：2）可采儲量或水驅采收率確定方法第64頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日開發(fā)中期：1）童憲章經驗圖版法

水驅油田含水—采收率有如下關系

用累積產油和地質儲量可計算出采出程度R，根據(jù)對應的含水fw計算出采收率。也可根據(jù)水驅油藏含水率、采出程度和最終采收率得到的統(tǒng)計關系圖版，用對應的查出相應的采收率ER。2）可采儲量或水驅采收率確定方法第65頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日開發(fā)中期：2）水驅特征曲線法（大慶）①普通坐標累積液油比（Lp/Np）與累積產水量（Wp）關系曲線計算NR：②半對數(shù)坐標中累積產油量（Np）與累積產水量（Wp）的關系曲線計算NR：2）可采儲量或水驅采收率確定方法第66頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日開發(fā)中期：2）水驅特征曲線法（大慶）

③普通坐標中累積液油比（Lp/Np）與累積產液量（Lp）關系曲線計算NR：④半對數(shù)坐標中累積產液量（Lp）與累積產油量（Np）關系曲線計算NR：2）可采儲量或水驅采收率確定方法第67頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日開發(fā)中期：2）水驅特征曲線法（遼河）水驅特征曲線有多種形式的統(tǒng)計關系式。遼河的稀油和高凝油篩選出四種水驅特征曲線形式。

2）可采儲量或水驅采收率確定方法第68頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日開發(fā)后期（處于產量遞減階段）：1）指數(shù)型遞減（n=∞）可采儲量計算公式：

2）雙曲型遞減（1＜n＜∞）可采儲量計算公式：2）可采儲量或水驅采收率確定方法第69頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日開發(fā)后期（處于產量遞減階段）：3）調和遞減規(guī)律（n=1）可采儲量計算公式：

4）衰減曲線型遞減（n=0.5）可采儲量計算公式：2）可采儲量或水驅采收率確定方法第70頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日開發(fā)后期（處于產量遞減階段）：符號說明：2）可采儲量或水驅采收率確定方法第71頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日1）影響采收率（水驅可采儲量）的主要因素2）確定采收率或可采儲量常用方法3）標定老區(qū)可采儲量（采收率）的常用方法4）老區(qū)新增可采儲量（提高采收率）的主要手段可采儲量與原油采收率第72頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日

對于處于開發(fā)綜合調整階段的油田或區(qū)塊，目前各油區(qū)針對實際情況，修正和統(tǒng)計了適合各自油田采收率的標定公式。

常用的可采儲量（采收率）標定方法為：水驅特征曲線、遞減曲線法和童憲章圖版法，其次數(shù)值模擬法、井網(wǎng)密度法。特別是大慶油區(qū)針對調整階段的采收率標定方法作了很多探索性工作，以該油田為例：3）老區(qū)水驅采收率的常用標定方法第73頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日前提：為提高油田的水驅開發(fā)效果，往往采取加密調整、注采系統(tǒng)調整、壓裂、補孔等調整措施。導致開發(fā)單元的水驅曲線發(fā)生變化，不能直接用于測算可采儲量。方法依據(jù)：動態(tài)跟蹤預測法是基于喇薩杏油田加密及綜合調整階段老井水驅曲線變化趨勢得到的，用于加密調整及綜合調整階段老井可采儲量預測。（1）水驅曲線類：（包括甲、乙、丙、丁等各種曲線和童憲章圖版法）

——大慶油田的動態(tài)跟蹤預測法第74頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日統(tǒng)計二次加密調整較早區(qū)塊基礎井水驅曲線的變化，二次加密調整后，在經歷一段時間穩(wěn)定開采后，逐漸趨于穩(wěn)定，形成了一條與原直線段基本平行的穩(wěn)定直線段。01234050010001500200025003000Np,104tlog(Wp)穩(wěn)定階段二次加密調整階段19791988北二區(qū)東部基礎井水驅曲線大慶油田的動態(tài)跟蹤預測法第75頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日動態(tài)跟蹤預測法示意圖

1101000510累計產油，104t累計產水，104tB1B2方法應用：

對仍處在調整期間逐年的數(shù)據(jù)點作與原直線平行的逼近直線，用該直線預測調后逐年新增可采儲量。大慶油田的動態(tài)跟蹤預測法第76頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日單項措施或調整注采關系提高水驅采收率的公式或解析解比較少（基本沒有），大慶油區(qū)有過這方面的探索。

大慶勘探開發(fā)研究院周學民等人在《大慶石油地質與開發(fā)》1991年第三期發(fā)表“喇、薩、杏油田注采系統(tǒng)調整的研究和探討”，即調整注采關系增加可采儲量公式。（2）調整注采關系增加可采儲量公式第77頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日根據(jù)對各注采系統(tǒng)調整試驗區(qū)的可采儲量變化的初步測算，再通過注采系統(tǒng)調整前后水驅控制程度變化，結合水驅特征曲線，綜合分析可采儲量的增加幅度，得到調整注采系統(tǒng)增加的可采儲量計算公式：（2）調整注采關系增加可采儲量公式第78頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日根據(jù)調前調后水驅控制程度及調前采收率，確定油田加密調整增加可采儲量測算結果：EＲ2＝ＥR1·Wf2/Wf1式中：EＲ1——調前采收率，%；EＲ2——調后采收率，%；Wf1——調前水驅控制程度，%；Wf2——調后水驅控制程度，%；

（2）調整注采關系增加可采儲量公式第79頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日預測井網(wǎng)加密增加可采儲量采用井網(wǎng)密度法，增加可采儲量預測結果代表整體調整結果。ＮＲ＝Ｎ·ＥD·ｅ－ｂ/f

（3）井網(wǎng)密度法第80頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日主要手段大致可以分為三類：（1）鉆新井（整體加密、局部、分散加密）；

（2）完善注采井網(wǎng)：補孔改層、細分注水、水井分注、油井轉注、更新、大修、測鉆等；（3）油水井綜合措施（卡堵水、調剖、調驅、酸化壓裂、提液等長停井恢復生產；老區(qū)提高采收率主要是新鉆井和完善注采關系。老區(qū)新增可采儲量（提高采收率）的主要手段第81頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日某一油區(qū)2005年增加技術可采儲量占老區(qū)新增技術可采儲量的比例：（1）鉆新井51.7％；（2）完善注采井網(wǎng)提高注采對應率占33.3％；（3）油井綜合措施占6.7％；（4）長停井恢復占3.6％；（5）三次采油占4.7％。

新鉆井和完善注采關系增加的可采儲量的比例達到85%。老區(qū)新增可采儲量（提高采收率）的主要手段第82頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日1.油藏動態(tài)分析的定義、主要內容2.油藏分類3.開發(fā)階段劃分4.主要生產技術指標及計算（或確定）方法5.可采儲量（水驅采收率）及確定方法6.水驅潛力評價方法內容第83頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日1）水驅采收率潛力定義2）前期研究結果調研3）目標水驅采收率確定方法水驅潛力評價方法（砂巖水驅油藏）第84頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日（1）水驅采收率潛力

水驅采收率潛力是指目標水驅采收率與目前采收率（最新標定技術可采儲量反算）之間的差值。（2）目標水驅采收率

是指技術經濟條件下可能達到的最大水驅采收率。1）水驅采收率潛力定義第85頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日1）水驅采收率潛力定義2）前期研究結果調研3）目標水驅采收率確定方法水驅潛力評價方法（砂巖水驅油藏）第86頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日

（1）我國注水油田常規(guī)注水潛力宏觀評估1997年，俞啟泰等人在《注水河流相儲層波及評價與挖潛宏觀決策系統(tǒng)》中對我國注水油田用常規(guī)注水方法提高采收率的最大幅度進行了評估。

評估結果

我國注水砂巖油田的采收率從1997年的O.355，用常規(guī)注水方法，采收率最大可提高到O.405。2）前期研究結果調研第87頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日其中：①延長含水率界限，即含水率從O.98延長到O.99，可提高采收率1.7個百分點；②鉆加密調整可提高采收率1.8個百分點；③降低油水井數(shù)比可提高采收率O.6個百分點；④注采井距均勻化可提高采收率O.4個百分點；⑤各種井下措施可提高采收率O.5個百分點。2）前期研究結果調研第88頁，共102頁，2023年，2月20日，星期日評估應用的主要方法①鉆加密井：應