砂巖油藏注水開發(fā)效果評價

1、砂巖油田注水開發(fā)效果評價1、 砂巖油藏注水開發(fā)效果評價的目的2、 砂巖油藏注水開發(fā)效果評價的主要內(nèi)容3、 砂巖油藏注水開發(fā)效果評價的方法（1） 注水水方式和注采井網(wǎng)適應(yīng)性評價（2） 注采壓力系統(tǒng)適應(yīng)性評價（3） 綜合含水率及耗水量大小的分析評價（四）注水利用率分析（六）自然遞減率和剩余可采儲量采油速度評價（五）注入水波及體積大小評價（七）可采儲量評價（八）注水開發(fā)效果綜合評價一、砂巖油藏注水開發(fā)效果評價的目的砂巖油藏注水開發(fā)效果評價的主要目的是研究砂巖油藏內(nèi)油水運動規(guī)律，揭示油藏注水開發(fā)的主要矛盾和潛力，為編制油藏年度開發(fā)規(guī)劃、長遠開發(fā)規(guī)劃和綜合調(diào)整方案制定科學合理的技術(shù)方法和技術(shù)措施，確保砂

2、巖油藏獲得最高的、經(jīng)濟合理的水驅(qū)采收率。二、砂巖油藏注水開發(fā)效果評價的主要內(nèi)容1、注水方式和注采井網(wǎng)的適應(yīng)性評價2、注采壓力系統(tǒng)的適應(yīng)性評價3、綜合含水率及耗水量大小的分析評價4、注水利用率分析5、注入水波及體積大小的評價6、自然遞減率和剩余可采儲量采油速度評價7、可采儲量評價8、注水開發(fā)效果綜合評價三、砂巖油藏注水開發(fā)效果評價的方法(一)注水方式和注采井網(wǎng)適應(yīng)性評價注水方式和注采并網(wǎng)適應(yīng)性是衡量油藏所采取的技術(shù)方法和技術(shù)措施是否得當，油藏潛力是否得到充分發(fā)揮的一項重要內(nèi)容。通常從以下幾個方面進行分析評價：(1)從水驅(qū)儲量控制程度和水驅(qū)儲量動用程度高低分析評價注水方式和注采井網(wǎng)的適應(yīng)性水驅(qū)儲量

3、控制程度用現(xiàn)井網(wǎng)下和注水井連通的采油井射開有效厚度與采油井射開總有效厚度之比值來表示：Rc=式中：Rc水驅(qū)儲量控制程度，%;h一與注水井連通的采油井射開有效厚度，m；H一采油井射開總有效厚度，m。水驅(qū)儲量控制程度本質(zhì)上是注入水體波及系數(shù)的反映。水驅(qū)儲量控制程度與井網(wǎng)密度的大小和注采系統(tǒng)的完善程度有關(guān)。如歡26斷塊興隆臺油層水驅(qū)儲量控制程度隨著并網(wǎng)密度的增加和注采系統(tǒng)的完善而提高：歡26斷塊水驅(qū)儲量控制程度變化情況表年度并網(wǎng)密度ha/well油水井數(shù)比水驅(qū)儲量控制程度198516.73542.0871.23198911.15641.9582.6419929.46651.9184.80水驅(qū)儲量動用

4、程度用注水井總的吸水厚度與總的射開連通厚度之比值或油井的總產(chǎn)液厚度與總的射開連通厚度之比值來表示：Rp=hiHiRp=hoHo式中：Rp水驅(qū)儲量動用程度，%;hi、ho一注水井總吸水厚度、油井總產(chǎn)液厚度，m；Hi、Ho一注水井、油井總射開連通厚度，m。水驅(qū)儲量動用程度還可以用丙型（西帕切夫）水驅(qū)特征曲線來確定:LP=ABLpNmoRmomoNE式中：Lp累積產(chǎn)液量，104t;Np一累積廣油量，10%;Nmo一水驅(qū)動用儲量（可動油儲量），104t；N石油地質(zhì)儲量，104t;Er由油藏地質(zhì)特征參數(shù)評價出的油藏最終采收率，f。水驅(qū)儲量動用程度直接反映注水開發(fā)油藏的水驅(qū)效果。一般情況下，水驅(qū)儲量動用程

5、度隨著開發(fā)程度的加深而提高，其值越大，說明水驅(qū)油藏的注水開發(fā)效果越好；反之，則說明注水開發(fā)效果越差。下圖為錦16斷塊西部丙型水驅(qū)曲線。由兩個直線段的斜率和上述公式可以得到2002年末斷塊的水驅(qū)儲量動用程度為98.65%錦16斷塊西部丙型水驅(qū)曲線通常用丙型水驅(qū)曲線計算出來的水驅(qū)儲量動用程度值應(yīng)小于1。但有時也可能大于1,這除了反應(yīng)水驅(qū)效果較好外，主要是地質(zhì)儲量偏小所至。計算出油藏的水驅(qū)儲量控制程度和水驅(qū)儲量動用程度后，參照行業(yè)標準(SY/T6219-1996)即可衡量該油田或區(qū)塊的這兩個指標在油田開發(fā)水平分級表中屬于哪一類。水驅(qū)儲量控制程度和動用程度評價標準項目中高滲透率層狀砂巖油藏低滲透率砂巖

6、油藏一類二類三類一類二類三類水驅(qū)儲量控制程度%>85<85>70<70>70<70>60<60水驅(qū)儲量動用程度>75<75>60<60>70<70>50<50(2)從產(chǎn)能大小和采油速度高低分析評價注水方式和注采井網(wǎng)的適應(yīng)性a.油井產(chǎn)能和注水井吸水能力變化規(guī)律油井產(chǎn)能的變化主要指采油、采液指數(shù)的變化規(guī)律。通常用本油藏的實際資料作出無因次采油指數(shù)和無因次采液指數(shù)隨含水而變化的關(guān)系曲線(用相對滲透率曲線作理論曲線，用單井的采出指數(shù)資料作實際曲線)。當作出無因次采油指數(shù)和無因次采液指數(shù)隨含水而變化的關(guān)系曲線

7、后，應(yīng)確定油藏有代表性的采油指數(shù)初始值。初始值確定后就可以確定不同含水條件下的采油指數(shù)、采液指數(shù)。再通過壓力系統(tǒng)分析，確定不同含水下的合理生產(chǎn)壓差，進而確定不同含水下合理的單井產(chǎn)油量和產(chǎn)液量。當實際值低于確定值時，則認為油井的潛力沒有得到充分發(fā)揮；當接近實際值時則認為油井利用較好。注水井吸水能力變化規(guī)律通常是作注水井的吸水指數(shù)或視吸水指數(shù)隨含水而變化的規(guī)律。根據(jù)不同含水階段確定的合理注水壓差和吸水指數(shù)確定單井注入量，以此與實際的平均單井注入量對比，分析評價注水井的利用情況。在進行注水井的對比時，應(yīng)注意高滲透層水淹后控制注水的情況，以控制注水量的大小校正對比值。b.采油速度變化情況的分析根據(jù)油井

8、產(chǎn)能變化規(guī)律的分析，確定出不同階段合理的單井產(chǎn)量后，在注采系統(tǒng)不變的情況下，也就相應(yīng)地確定了油田或區(qū)塊應(yīng)達到的采油速度，以此和實際的采油速度對比,分析評價油藏開發(fā)的好壞。同時，說明各種措施是否得當。1、注采壓力系統(tǒng)評價(1)合理注采井數(shù)比合理注采井數(shù)比有多種計算方法。這里推薦兩種基礎(chǔ)資料容易獲取的方法：a.流度比法油層的非均質(zhì)性和油、水流度比不同時，面積注水方式下強度最大的采注井數(shù)比為：c=NmJlm3/d.MPa；m3/d.MP；式中：C合理采注井數(shù)比，f;Iw一注水地下井吸水指數(shù),JL一采油井地下采液指數(shù),M一水、油流度比，fo當Iw=Jl時，C=Jm0b.采注指數(shù)比法計算公式為：Jl1W

9、式中：C合理注采井數(shù)比，f;Jl一采油井地下采液指數(shù)，m3/d.MPa;Iwl注水井地下吸水指數(shù)，m3/d.MPa;IPR一注采比，f0評價時分別計算出油藏不同含水階段的合理注采井數(shù)比和實際注采井數(shù)比，將實際值與合理值進行比較，若一致或接近說明油藏的注采井數(shù)比是合理的，若差距較大則說明實際注采井數(shù)比不合理，需要進行調(diào)整。(2)合理的地層壓力保存水平注水開發(fā)油田的主要目的是為了保持油層的潛在勢能，保持足夠的驅(qū)動壓差以便獲得一定的產(chǎn)量，降低產(chǎn)量的遞減速度，提高石油采收率。因此，注水開發(fā)油田應(yīng)當將油層壓力保持在合理的水平。在合理的壓力水平下，再增加地層壓力對石油采收率的提高作用不大。合理的壓力水平，

10、既能滿足排液的要求，又能滿足對注水量的需要根據(jù)地層壓力保持程度和提高排液量的要求，地層壓力保持水平可以分為三類：一類：地層壓力為飽和壓力的85%以上，能滿足油井不斷提高排液量的需要，也不會造成油層脫氣；二類：雖未造成油層脫氣，但不能滿足油井提高排液量的需要；三類：既造成油層脫氣，也不能滿足油井提高排液量的需要。各油藏可以根據(jù)實際情況制定各個開發(fā)階段的地層壓力保持水平，并按照上述三類地層壓力保持水平進行分類評價。(3)注采壓力系統(tǒng)評價注采壓力系統(tǒng)是否合理通常用注采壓力系統(tǒng)評價圖和注采體積平衡交匯圖來評價。由于繪制注采壓力系統(tǒng)評價圖比較繁瑣，這里推薦用注采體積平衡交匯圖來進行評價。注采體積平衡交匯

11、圖的原理和作法如下：在一定的井網(wǎng)和注采壓力系統(tǒng)下，當注水壓力和油井流壓確定之后，地層壓力就被唯一地確定了。在地層壓力和油井流動壓力均高于飽和壓力的條件下，采出地下體積Vl由下列關(guān)系式確定：Vl=no(-QofwQL).oBO,Vl=n0(PR-Pwf)(JofwL).o在地層壓力高于飽和壓力、油井流動壓力低于飽和壓力的條件下，采出地下體積Vl由下式確定：Vl=n0(PR-Pb)(Pb-Pwf)Fv(B°JofwJL)上0式中：Vl一采出地下體積，m3/d；n。一油井數(shù)，口；Bo原油體積系數(shù)，f;Po一原油密度，t/m3；Ql采出油量，t/d；Q一采出液量，t/d；fw綜合含水，%；P

12、r一地層壓力，MPa；Pb一飽和壓力，MPa；Pwf一油井流動壓力，MPa；FlVogel系數(shù)，f;Jo-采油指數(shù)，t/(dMPa)；Jl一采液指數(shù)，t/(dMPa。而注入體積V則由下式確定：V=nwIi(Pwfi-Pr)式中：Vi注入體積，m/d；nw一注水井數(shù)，口；Ii-(視)吸水指數(shù),吊佃?MPa);Pwfi一注水井流動壓力,MPa;Pr一地層壓力，MPa。在注采平衡條件下，VL=Vi,即Bo,_no(PR-Pwf)(-3JofwJL)=nwIi(iRvf-Pr)-0或n0(PR-Pb)(Pb-Rf)Fv(曳JofwJL)=(Rfi-Pr)Iinw.o在不同的地層壓力下，利用上式分別求出

13、等號兩端的數(shù)值，以地層壓力為橫坐標，地下體積為縱坐標，即可作出注采體積平衡交匯圖，從圖中即可找到注采平衡的交點。此交點對應(yīng)的地層壓力即為注采平衡時的地層壓力。這樣，從注水井注入壓力到油井地層壓力、流動壓力之間便形成了穩(wěn)定的壓力系統(tǒng)，在一定的壓力系統(tǒng)下只對應(yīng)一定的產(chǎn)液量，根據(jù)產(chǎn)液量的要求可以利用該圖對注采壓力系統(tǒng)進行調(diào)整。例如，2002年6月錦16斷塊西部開油井101口，開注水井45口，根據(jù)上式和有關(guān)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)可得注采平衡表達式如下：101(Pr-12.4)(12.4-11.605)0.9645380.96-(20.79-Pr)17.845即8177X(Pr-11.633)=801X(20.79-

14、Pr)注采平衡交匯圖如下圖所示：地層壓力，MPad/3m,積體下地錦16斷塊西部注采平衡交匯圖(fw=90.63%)由注采平衡交匯圖可以看出，在目前地層壓力12.61MPa、油井流動壓力11.605MP3注水井流動壓力20.79MPa的注采壓力系統(tǒng)下，采出體積位于A點而注入體積位于B點，注采體積不平衡。在目前注采系統(tǒng)下要實現(xiàn)注采平衡只有調(diào)整壓力系統(tǒng),將注水井流壓提高到22.09MPa，但現(xiàn)有工藝技術(shù)條件不允許。當將注采井數(shù)比由目前的1:2.24調(diào)整為1:1.58后，注水井流壓只要20.13MPa,就可實現(xiàn)注采平衡，此時注采體積交匯于圖中的A點?？梢?，錦16斷塊西部目前注采壓力系統(tǒng)不適應(yīng)特高含水

15、期油田開發(fā)注采平衡的需要，必須將注采井數(shù)比由目前的1:2.24調(diào)整為1:1.58,形成注水井流動壓力20.13MPa、地層壓力12.61MPa、油井流動壓力11.46MPa的注采壓力系統(tǒng)才能適應(yīng)目前合理開發(fā)油田的需要。3、綜合含水率及耗水量大小的分析評價油藏含水上升的快慢直接影響著油藏穩(wěn)產(chǎn)指標的好壞以及最終采收率的大小。因此，含水上升的快慢、耗水量的多少，就成為評價注水開發(fā)油藏開發(fā)效果好壞的一項重要指標。(1)綜合含水與采出程度關(guān)系曲線法這種方法主要用來評價油藏在目前條件下含水上升是否正常。通常采用油藏的實際資料與理論計算結(jié)果進行對比以及和同類油藏在采出程度相同的條件下進行對比的方法來分析評價

16、該油藏含水上升是否正常。a.與本油藏理論曲線和標準曲線對比用相對滲透率曲線資料繪制出的含水率與采出程度關(guān)系曲線作為理論曲線，將油藏實際的綜合含水和采出程度關(guān)系曲線與理論曲線繪制在同一坐標系下，將二者進行比較。實際曲線與理論曲線重合或接近說明油藏的含水上升正常，若實際曲線在理論曲線上方，則說明含水上升不正常。下圖為歡26斷塊綜合含水與采出程度關(guān)系曲線。由圖可見，在含水40%以前和含水60%70%期間，實際曲線與理論曲線比較接近，表明該斷塊含水上升比較正常；含水40%60%和70%80%期間實際曲線均圖于理論曲線，表明斷塊綜合含水上升過快，水驅(qū)開發(fā)效果顯著變差。00.10.20.30.40.50.

17、6采出程度，%歡26斷塊興隆臺油層含水與采出程度關(guān)系曲線含水上升率與含水關(guān)系的標準曲線用含水與采出程度關(guān)系的微分形式作出。研究認為，水驅(qū)油田含水與采出程度關(guān)系曲線大體上有7中形式，見下表：水驅(qū)油田含水與采出程度關(guān)系曲線表廳P曲線形態(tài)fwRdfw/dR1凸lnR=A+Bln(1-fw)-(1-fw)/BR2凸R=A+Bln(1-fw)-(1-fw)/B3凸S過渡ln(1-R)=A+Bln(1-fw)(1-fw)/B(1-R)4SR=A+Blnfw/(1-fw)fw(1-fw)/B5S凹過渡lnR=A+Bfw1/BR6凹lnR=A+Blnfwfw/BR15715凹ln(1-R)=A+Blnfwfw

18、/B(1-R)歡26斷塊金水與采出程度關(guān)系曲線為S型。其含水上升率與含水關(guān)系曲線為典型的拋物線，見下圖10由圖可見，在綜合含水60%左右和70%80%期間斷塊的綜合含歡26塊含水上升率與綜合含水關(guān)系曲線01510%，率升上水，率升fw'=-0.0018fw2+0,183fw-5E-14F2=1R2=12030'405060'7080,90100304050607080901002綜合含水F2=13020O405060708090100水上升率都高于標準曲線，表明綜合含水上升過快。b.與同類型標準曲線對比根據(jù)童憲章公式作標準曲線：lgfw=7.5R-ER1.691-fw式

19、中：fw綜合含水率，f；R采出程度，f;Er水驅(qū)采收率，f0將油藏實際的綜合含水采出程度關(guān)系曲線與標準曲線對比（見下圖），并分別計算出不同含水階段含水上升率指標進行對比評價。R,%錦16斷塊西部采出程度與含水關(guān)系曲線（2）無因次注入曲線、無因次采出曲線法無因次注入曲線指累積注水量與累積采油量之比（重量比）和采出程度的關(guān)系曲線無因次采出曲線指累積采水量與累積采油量之比（重量比）和采出程度的關(guān)系曲線。當油田進入中高含水采油期后，這兩條曲線在半對數(shù)坐標上呈直線關(guān)系。在實際評價時仍然采取與理論曲線和與同類型油藏對比的方法：與理論曲線對比用油藏生產(chǎn)資料繪制無因次注入曲線和無因次采出曲線與流管法計算的指標

20、所繪制的理論曲線進行對比評價。-41N0n-iN-2Wn-3ln(Wi/Np)=0.0336R+0.0675101520253035歡26斷塊興隆臺油層無因次注入、采出曲線與同類型油藏對比為了與同類型油藏對比首先要繪制對比圖版。繪制對比圖版的步驟如下:用油藏實際資料求出無因次注入、采出曲線直線段的表達式：lnWNP=a1b1RIn竺=a2b2RNp式中：Wi、Wp、Np累計注入量、累積產(chǎn)水量、累積采油量，104t；R-采出程度，%;ava?、b1、8一統(tǒng)計常數(shù)。應(yīng)用下式預(yù)測不同采出程度（如40%、60%、80%等）下的累積采出比（Wp/Np）:)1et2(R2-R1)WpWp()2=(77Np

21、Wp式中（Wp/Np）1和R1為已知，當確定了R2之后，即可求出（Wp/Np）2由于R2為地質(zhì)儲量的采出程度，因而預(yù)測出的Wp/Np需按下式進行換算：式中：Er一無因次注入、采出曲線所預(yù)測的水驅(qū)采收率。在求出不同可米儲量米出程度下的（Wp/Np）nr對比圖版。Wp/Np）后，即可根據(jù)以下統(tǒng)計公式繪制出<Np>R二ArBr1n口r式中：，兒廣對應(yīng)于R的累積采出比;pR油水粘度比；Ar、Br一統(tǒng)計常數(shù)。將所評價油藏不同R下的（Wp/Np）值根據(jù)仙r的大小標定在對比圖版上。這樣,依照標定的位量即可評價油藏開發(fā)效果。當油藏實際值大于對比值時，油藏開發(fā)效果較差（如歡26斷塊興隆臺油層，見下圖

22、）。接近對比值時開發(fā)效果較好。歡26塊Wp/Np與ur關(guān)系曲線同樣，對于所評價的油藏按上述關(guān)系式計算出不同R下的（Wp/Np）值后，再按其NR的大小計算出不同R下的（Wp/Np）作為對比值，用油藏實際值與之對比，即可評價油藏開發(fā)效果的好壞。以上對比曲線還可以轉(zhuǎn)變?yōu)榱硪环N形式，即對不同類型的油藏（油水粘度比不同），在一定累積采出條件下，對比采出程度的大小，其相關(guān)公式如下：RRnArBRlnR式中：Rr可采儲量采出程度，；pR油水粘度比；Ar、Br一統(tǒng)計常數(shù)。應(yīng)用對比曲線和統(tǒng)計公式即可對所確定的油藏進行評價。評價時分別代入不同的Ar、Br值即可計算出對應(yīng)于（Wp/Np）的Rr值，以此和油藏實際值對

23、比，評價油藏開發(fā)效果。歡26斷塊興隆臺油層在相同（Wp/Np）時的Rr值都遠低于同類油藏，表明其水驅(qū)開發(fā)效果較差，見下圖：4、注水利用率分析注水利用率是評價水驅(qū)油藏開發(fā)效果的又一項重要指標。它不僅影響著水驅(qū)開發(fā)效果的好壞，而且直接影響著水驅(qū)油藏經(jīng)濟效益的高低。注水利用率的高低通常從兩個方面進行評價：一是地下存水率的大小，二是在相同注入孔隙體積倍數(shù)下采收率的高低。(1)地下存水率統(tǒng)計法地下存水率是地下存水量與累積注水量之比：Wi-WpWpEi=二1-WWi式中：Ei一地下存水率，f;W一累計注水量，104m3;W一累積米水量,104m3o由前述無因次注入曲線、無因次采出曲線表達式可推導出:lnW

24、pWi:AjBiR式中：叫/w一排水率，f;a1、b1、&、b2一無因次注入曲線、無因次采出曲線中的統(tǒng)計常數(shù)。a.根據(jù)上列關(guān)系式繪制排出曲線(排水率Wp/Wi與采出程度R關(guān)系曲線)。油藏進入中高含水期后，用實際資料繪制ln(WVWi)R關(guān)系曲線，并以此與流管法計算指標所繪制的排出曲線進行對比評價。29.1130.8635.8540.660.01,.,.0.033.948.1713.0318.6223.5527.21采出程度，%排出曲線fwpwb.繪制存水率曲線(Es與R關(guān)系曲線)。為了評價油藏在目前階段存水率是否正常，油藏開發(fā)過程中存水率變化趨勢是否合理，應(yīng)作出不同類型油藏存水率的標準

25、曲線以供對比。該標準曲線可由下式確定：AsDsEs=1-eRRm式中：Es累計存水率，f;As、Ds一于油水粘度比相關(guān)的統(tǒng)計常數(shù)，f;R一采出程度，f;Rm最終米出程度，f。將實際存水率曲線與標準曲線對比，分析注水利用率的高低，評價水驅(qū)開發(fā)效果的好壞。C.與同類油藏對比根據(jù)下列統(tǒng)計公式繪制相同采出程度下EiNR對比圖版Ej=A-0.1271nR式中：Ei累計存水率，f;nr一由式粘度比；A統(tǒng)計常數(shù)：將所評價油藏的實際值與對比值進行比較，并將實際值標在圖版上即可評價油藏的水驅(qū)開發(fā)效果。如下圖所示：1.41.2采出程度40%60%f,率水存0.1110100油水粘度比存水率油水粘度比關(guān)系曲線（2）

26、相同注入倍數(shù)下采收率對比法由于油藏地質(zhì)特征千差萬別，因而在相同注入倍數(shù)下，采收率往往差別很大。所以，對比相同注入倍數(shù)下的采收率只能在同類型油藏之間進行。研究表明，流度的大小是影響水驅(qū)油藏采收率的主要因數(shù)，因此推薦和相同流度的油藏進行對比。具體做法如下：a.用油藏實際資料繪制RlnVi關(guān)系曲線（Vi為注入孔隙體積倍數(shù)）。當出現(xiàn)直線段后，預(yù)測不同注入倍數(shù)下的采出程度。b.與同類型油藏對比按照下列統(tǒng)計公式繪制對比曲線（下圖）：KR=ABln式中：R一采出程度，%;K空氣滲透率，10-3pm2以一地層油粘度，mPa§A、B一統(tǒng)計常數(shù)。將所評價油藏相同注入倍數(shù)下采出程度的實際值或預(yù)測值標在對比

27、曲線圖版上，即可評價油藏的注水開發(fā)效果。60504030101001000流度（K/u）,10-3nn2/mPa.S采出程度與流度關(guān)系曲線5、注入水波及體積大小評價注入水波及體積大小用注入水波及體積系數(shù)表示。注入水波及體積系數(shù)可采用礦場資料統(tǒng)計法和實驗室資料統(tǒng)計法來確定。（1）礦場資料統(tǒng)計法通常用加密調(diào)整井水淹層厚度占總厚度的比值來表示注入水波及體積系數(shù)。使用這種方法的前提是調(diào)整井全區(qū)分布。如此，才能以厚度比作為體積比。但是由于加密調(diào)整井一般都分布在剩余油富集區(qū)，因此水淹層厚度一般都偏低，由此得出的波及體積系數(shù)偏小。止匕外，還可以用密閉取芯井水淹層資料統(tǒng)計以及各種測井資料（如測-注-測資料、碳

28、氧比測井資料、多功能測井資料）等方法來評價。這些方法的共同特點都是用厚度的波及數(shù)值作為體積波及數(shù)值。因此，統(tǒng)計井的位置和數(shù)量直接影響統(tǒng)計結(jié)果，要應(yīng)用這些資料進行相互驗證，從分析中得出正確的結(jié)論。（2）實驗室資料統(tǒng)計法確定不同注入倍數(shù)下的注入水波及體積系數(shù)，可用當時的采出程度（地下體積）除以當時水淹層的平均驅(qū)油效率。由于油層滲透率、潤濕性、地層油粘度等對水驅(qū)油效率都有影響，而以地層油粘度的影響最大，因而可以用油水粘度比與驅(qū)油效率的關(guān)系對滲透率和潤濕性進行校正，從而確定不同注入倍數(shù)下的驅(qū)油效率。具體步驟如下:a.繪制相同注入倍數(shù)下油水粘度比nr與驅(qū)油效率Ed的關(guān)系曲線。按照下述統(tǒng)計公式繪制中高滲透

29、率、親油油層Ednr關(guān)系曲線（下圖）：Ed=A5.5lnrA=58.47.38lnVj式中：Ed一驅(qū)油效率，%;Vi一注入孔隙體積倍數(shù)。注入倍數(shù)2.51101001000油水粘度比驅(qū)油效率與油水粘度比關(guān)系曲線將所評價油藏的油水粘度比nr和注入孔隙體積倍數(shù)Vi代入上式，即可確定當時注入狀況下水淹層平均驅(qū)油效率。如所評價油藏的油層為親水性、中低滲透率油層，則所確定的驅(qū)油效率需進行校正。b.校正驅(qū)油效率經(jīng)研究，一般無后生成巖作用的油藏驅(qū)油效率的大小與其滲透率的高低有關(guān)：Ed=A2.35lnKA=23.246.54lnV式中：K空氣滲透率，10-%im2;其余參數(shù)、符號同前。根據(jù)上述統(tǒng)計公式即可求出某

30、一注入倍數(shù)下，所評價油藏的驅(qū)油效率與2000X10-3pm2油層驅(qū)油效率之比值，這一比值可以作為校正系數(shù)。如注入一倍孔隙體積時，2000X10-3mm2油層平均驅(qū)油效率為41.1%,當評價油藏的平均滲透率為500X10-3pm2時，在相同注入倍數(shù)下的平均驅(qū)油效率為37.8%,則校正系數(shù)為0.92。由于儲層的潤濕性對驅(qū)油效率也有較大的影響，故前述親油油層Edhr關(guān)系式5.0%6.0%,強親水油層應(yīng)所確定的驅(qū)油效率，對于弱親水油層應(yīng)在此基礎(chǔ)上增加在此基礎(chǔ)上增加9.0%10.0%。6、自然遞減率和剩余可采儲量采油速度評價(1)自然遞減率評價評價一個油藏產(chǎn)量自然遞減率的大小是否合理可以將實際自然遞減率

31、標到理論自然遞減率圖版上進行對比。若實際值接近或低于理論值，則是合理的，反之，則不合理。理論自然遞減率圖版制作方法如下：首先作出該油藏的無因次采液、采油曲線，然后按下式計算理論自然遞減率，并作出理論自然遞減率圖版：JDLiJD0i-JDOi1DTHi二DLi-1100%JDOi式中：DTHi第i點的理論自然遞減率，%；JDOi、JDOi+1第i點和i+1點無因次米油指數(shù)，f；JDLi、JDLi+1第i點和i+1點無因次米液指數(shù)，f。下圖為錦16斷塊西部自然遞減率對比圖版。由圖可明顯看出，在高含水階段斷塊的實際自然遞減率低于理論自然遞減率，表明斷塊產(chǎn)油量的自然遞減是合理的。錦16斷塊西部實際自然

32、遞減與理論自然遞減對比圖(2)剩余可采儲量采油速度評價剩余可采儲量采油速度綜合反映了目前開發(fā)系統(tǒng)下油藏開發(fā)效果的好壞。剩余可采儲量采油速度的高低不僅受人為因數(shù)的影響，而且與開發(fā)階段有關(guān)。通常按下列標準來評價剩余可采儲量采油速度的高低：剩余可采儲量采油速度分類評價標準表口米佳?里米出程度%中高滲透率層狀砂巖油藏低滲透率砂巖油藏一類二類三類一類二類三類<50>5<5K<4>5<5令4<4>50>7<7>5<5>6<625<5注：含裂縫性低滲透砂巖油藏7、可采儲量評價可采儲量是反映注水開發(fā)油藏水驅(qū)開發(fā)效果好壞的綜合指標。由于股份公司要定期進行標定。因此，在進行注水開發(fā)效果評價時，應(yīng)按行業(yè)標準石油可采儲量計算方法(SY/T53671998)計算本油藏目前條件下的水驅(qū)可采儲量值并與標定值進行對比分析，評價綜合治理措