油藏工程方法及應用

油藏工程方法及應用

2021/8/171一、物質平衡方法的應用二、產量預測方法三、采收率預測四、水驅砂巖油藏合理壓力水平確定五、合理井網(wǎng)密度確定方法六、合理采油速度、合理注采比確定方法簡介七、生產井流壓界限及注水井合理注入壓力確定八、經(jīng)濟可采儲量預測方法簡介九、單井經(jīng)濟極限產量確定方法簡介十、經(jīng)濟極限含水預測方法簡介十一、關于分層開采及開發(fā)調整十二、關于注水方式、注水時機及注采井數(shù)比

主要內容2021/8/172物質平衡方法的基本原理是：將油藏視為儲集油氣的地下容器，其中油、氣、水的體積變化在油藏開采過程中始終服從物質平衡原理。1、物質平衡的基本概念對于一個具有注入水、邊水、氣頂和溶解氣的混合驅動油藏，在開發(fā)過程中隨著地層壓力的下降，必然會引起邊水的入侵、氣頂?shù)呐蛎?、溶解氣的分離和膨脹以及油藏部分巖石及流體的彈性膨脹等。在此情況下，油藏內原油和天然氣體積的累積減少量，應當?shù)扔谟筒貎人捏w積的增加量加上油藏巖石及流體的彈性膨脹量。

一、物質平衡方法的應用2021/8/173物質平衡表達式為：2、水侵量計算方法

油藏的實際開發(fā)經(jīng)驗表明，很多油藏都與外部的天然水域相連通，而且外部的天然水域既可能是具有外緣供給的敞開水域，也可能是封閉性的有限邊、底水。另外，某些油藏的外部天然水域可能很大，具有充分的能量，會對油藏的開發(fā)動態(tài)產生顯著影響。因而必須加以考慮。2021/8/174在油藏開發(fā)過程中，隨著原油和天然氣的采出，油藏內部的地層壓力下降，必將逐步向外部天然水域以彈性方式傳播，并引起天然水域內的地層水和儲層巖石的彈性膨脹作用。在天然水域與油藏部分的地層壓差作用下，即會造成天然水域對油藏的水侵。

油藏天然水侵的強弱，主要取決于天然水域的大小、幾何形狀、地層巖石物性和流體物性的好壞，以及天然水域與油藏部分的地層壓差等因素。

水侵一般可分為：定態(tài)水侵、準定態(tài)水侵和非定態(tài)水侵。2021/8/175（1）定態(tài)水侵

當油藏有充足的邊水連續(xù)補給，或者因采油速度不高而使油區(qū)壓降能夠保持相對穩(wěn)定時，此時水侵速度與采出速度相等，水侵是定態(tài)水侵。在地層壓力相對穩(wěn)定時，水侵量的表達式為：2021/8/176tC——綜合壓縮系數(shù)1/MPa；

oiB——原油體積系數(shù)，（地下3m）/(地面3m)。

eq——水侵速度，monm3

2K——水侵系數(shù)，monMPam·3

上式中，除了tC和oB外都是生產數(shù)據(jù)，所以，各時刻的水侵量不難算出。該方法只能應用于地層壓力高于飽和壓力且無氣頂?shù)那闆r。

2021/8/177（2）準定態(tài)水侵

薛爾紹斯法又稱為準定態(tài)水侵法。其使用條件為：有充足的邊水供給，即供水區(qū)的壓力比較穩(wěn)定，但油藏壓力還未達到穩(wěn)定狀態(tài)。我們把這個壓力變化階段看作是無數(shù)穩(wěn)定狀態(tài)的連續(xù)變化。這時水侵速度為：2021/8/1782021/8/179（3）非定態(tài)水侵

如果按薛爾紹斯法不能得到令人滿意的結果，則可用非定態(tài)水侵計算。2021/8/1710

非定態(tài)天然水侵量的計算是應用Laplace變換求解滲流問題的經(jīng)典實例。其思路如下：將油藏看成一口井，但該井的井底壓力（即油藏的平均壓力）是不斷變化的。因此，該問題是變壓力條件下求產量的定解問題。先求得定壓力條件下的產量解，然后由杜哈美原理求得變壓力條件下的產量或累計產量。第一步：油藏邊界σ上壓力為常數(shù)時的壓降解設油藏邊界σ上壓力為常數(shù)時的解（初始壓力Po）為ΔP=ΔP(r，t)，其數(shù)學模型為：2021/8/17112021/8/1712第二步：水侵量與壓力差的關系由達西定律：上式的物理意義：單位壓差、單位厚度條件的水侵速度。則累計水侵量：

2021/8/1713第三步：計算Q(tD)對上式進行Laplace變換：2021/8/1714對于無限大油藏，有：

(5)對于有限邊水區(qū)域大油藏，有：(6)對式（5）和（6）進行Laplace數(shù)值反演，給定rD，就可得到無因次Q(tD,rD)Stelfest反演公式為:2021/8/1715油藏各時刻的水侵量為：2021/8/1716在進行計算時，很多參數(shù)難以確定，但是B、Re、Ct為某個常數(shù)值，它們不隨開采情況而變化，這三個參數(shù)可以用物質平衡方程求解。

例如，當油藏的驅動類型為純彈性水驅時：2021/8/17172021/8/1718繪出Y～X曲線，可以求出水侵系數(shù)B及地質儲量N。2021/8/17192021/8/1720一般計算步驟：1．收集資料2．求水侵系數(shù)B3．由水侵系數(shù)求出水侵量4．預測未來油藏動態(tài)，制定合理的開發(fā)速度，控制含水率的上升速度。

一般來說，隨著油田的開發(fā)，地層壓力都不斷變化，因此，在實際計算中，定態(tài)水侵和準定態(tài)水侵適用性較差，多用不定態(tài)水侵進行計算。2021/8/17213、動態(tài)預測方法

完成第n階段計算后，水侵系數(shù)已經(jīng)求出，故可預測第n＋1階段。

動態(tài)預測分兩種情況：一是定壓求注，即給定第n＋1階段的產油量、產水量以及第n＋1階段的總壓降，可以預測第n＋1階段末的累積水侵量、累積注水量以及階段注水量和注采比等；

二是定注求壓，即給定第n＋1階段的產油量、產水量、注水量等參數(shù)后，用試算法預測第n＋1階段末的總壓降和累積水侵量。預測完第n＋1階段后，可繼續(xù)預測第n＋2階段，如此反復可預測若干階段。2021/8/1722二、產量預測方法

1、流管概算法及開發(fā)效果評價

以一維兩相滲流理論為基礎，并考慮油層滲透率的非均質性和水驅油的非活塞特點，可反映油田的基本特征。根據(jù)巖心分析滲透率或電測解釋滲透率統(tǒng)計其滲透率分布規(guī)律；并選擇能代表油田特征的油水相對滲透率曲線，便可應用流管法進行開發(fā)指標計算并做出理論曲線。

應用理論曲線與實際曲線對比的方法可評價油田的開發(fā)效果。

2021/8/1723（1）含水率的計算

由一維兩相流的達西定律可以寫出含水率：上式亦稱為水相分流量方程。式中，—分別為油、水相對滲透率；—分別為油水的地下粘度，mPa·s。2021/8/1724（2）采出程度的計算

流管出水前的無因次產液量的計算公式為：式中：—相應于油水前緣飽和度的分布函數(shù)。2021/8/1725流管出水后的無因次產液量計算公式為：式中：—分別為束縛水飽和度出口端含水飽和度。流管出水后的無因次產油量可為：無因次產水量為：2021/8/1726為了在計算中考慮油層非均質性的影響，首先就要研究油層滲透率分布的規(guī)律性，根據(jù)大量實際開發(fā)資料和理論分析驗證，油層滲透率分布的規(guī)律，可以用概率論中的Γ型分布規(guī)律來描述。改變分布參數(shù)和自由度，就可以反映出不同油層滲透率非均質程度的差別。

型分布規(guī)律密度分布函數(shù)為：2021/8/1727式中：全伽瑪函數(shù)?！杂啥?，它決定分布規(guī)律的分散程度；—分布參數(shù)。把油層滲透率分布規(guī)律代入產量計算公式，就得到考慮非均質影響或進行了油層滲透率非均質性校正的產量計算公式。

出水前的無因次產油量：2021/8/1728

出水后無因次產油量：無因次產水量為：其中：—平均滲透率；—無因次注水時間；2021/8/1729—油藏初產油量；—未出水流管的總產油量，已出水流管的總產油量和總產水量?！筒乜紫扼w積。由以上可得累積產油量：∴采出程度：2021/8/1730（3）存水率的計算

由上述亦可得累積產水量：

∴累積注入水量為：∴存水率為：式中：—累積注采比。2021/8/1731計算出未出水流管的總產油量，已出水流管的總產油量和總產水量后，便可計算油田的綜合含水：（5）開發(fā)評價

應用流管法可預測最終采收率，并做出含水率與采出程度關系曲線，注水利用率與采出程度關系曲線，并與實際曲線進行對比，以對油田開發(fā)效果進行定性的評價。（開發(fā)評價的另一種方法是各種條件相近油田的類比法）（4）綜合含水的計算2021/8/1732純6斷塊含水率與采出程度關系曲線2021/8/1733純6斷塊存水率與采出程度關系曲線

純6斷塊由于初期井網(wǎng)不太完善，水驅控制程度較低，開發(fā)效果較差。進入開發(fā)中期，經(jīng)過綜合調整和整體提液，使區(qū)塊平面及縱向潛力得以充分發(fā)揮，開發(fā)效果趨于理想。2021/8/1734孤島中一區(qū)Ng4含水率與采出程度關系曲線孤島中一區(qū)Ng4開發(fā)歷程：常規(guī)水驅、聚合物驅（0.47PV)、注聚后水驅（流管法預測聚合物驅可增加采收率8.8％）2021/8/17352、定液求產法原理：油田的產油量首先在產液量和含水上得以體現(xiàn)，因此油田的產液量與產油量之間存在著必然的聯(lián)系。定液求產法就是在確定油田年產液量的基礎上，利用油田年產液量、年均含水和產油量的相互制約關系來預測年產油量。（1）油田最大產液量預測

1）單井最大產液量預測法①外推法確定單井最大產液量

作出已開發(fā)油田平均單井日產液量和年均含水的關系曲線，將曲線外推至含水90～95％（低滲油田選90％，高滲油田選95％）時的單井液量作為全油田單井最大產液量。2021/8/1736②利用最大生產壓差確定抽油井的單井最大產液量各種泵徑抽油井的最大產液量是指在實際可能達到的最大生產壓差條件下的理論排量。它要求：泵效較高，應是實際可能達到的最高泵效；泵下入到最大深度；依照實際情況選用可能達到的較大的工作參數(shù)。其計算公式如下：2021/8/1737式中：

qmax——單井最大平均日產液量，t/d；——目前地層壓力下的最大生產壓差，MPa；

Jl、Jo——分別為采液、采油指數(shù)，t/(d·MPa)；

Jl’、Jo’——無因次采液、采油指數(shù)，小數(shù)；

Jopm——無水期每米采油指數(shù)，t/(d·MPa·m)；

a、b——系數(shù)；2021/8/1738

P、Pmin——目前地層壓力、井底最小流壓，MPa；

Lm、Lpmax——油藏中深、最大下泵深度，m；

dl、fw——井筒混合液相對密度、含水率，小數(shù)；

PP——泵口壓力，MPa；

Rpi——油井原始氣油比，m3/t；2021/8/1739③平均開井數(shù)預測作出已開發(fā)油田的平均開井數(shù)和年均含水的關系曲線，將其外推至含水90～95％（低滲油田選90％，高滲油田選95％）時的年均開井數(shù)作為全油田計算最大產液量的年均開井數(shù)。由油田最大單井液量乘以年均開井數(shù)即為油田的最大產液量。2）最大采液速度預測法作出已開發(fā)油藏采液速度與年均含水的關系曲線，外推至含水90～95％（低滲油田選90％，高滲油田選95％）時的采液速度作為最大采液速度，乘以油田地質儲量即為最大產液量。2021/8/1740（2）定液求產法1：年產油量迭代法油田開發(fā)過程中，由于含水不斷上升，要保持一定的產油量，則必須保證液量持續(xù)增長，直至達到油田的最大產液量。若給定了年產液量，并找出含水變化規(guī)律，利用年產液量、年均含水和年產油量的相互制約關系即可確定油田該產液量水平下的產油量。

對于地下原油粘度不同的油田，可分別采用以下四種驅替特征曲線確定其含水變化規(guī)律：Ⅰ型：lgWp＝A＋BNp

粘度介于3～30mPa·s的中粘層狀砂巖油藏；2021/8/1741Ⅱ型：Wp/Np＝A＋BLp粘度介于3～30mPa·s的中粘層狀砂巖油藏；Ⅲ型：Lp/Np＝A＋BWp粘度小于3mPa·s的低粘層狀砂巖油藏；Ⅳ型：lgLp＝A＋BNp

粘度大于30mPa·s的高粘層狀砂巖油藏；例如由Ⅰ型水驅曲線：

2021/8/1742建立迭代式：qo＝ql（1－fw）求解時：a)確定線性關系，回歸得到A、B值；b)給定油田年產液量；c)含水率計算式中的R用上一年的累積產油量和當年的年產油量表示；d)由迭代格式，通過迭代得到年產油量。2021/8/1743（3）定液求產法2：累積水油比與累液關系統(tǒng)計法由Ⅱ型水驅曲線：Wp/Np＝A＋BLp可得累積產油量：Np＝Lp/(1＋A＋BLp)

由上式可在上年累油、累液的基礎上，通過給定年產液量確定年產油量。2021/8/1744（4）定液求產法3：Lp·Np與Lp關系統(tǒng)計法

前蘇聯(lián)專家研究表明，Np與Lp之間存在如下關系：Np＝B－A/Lp即：Lp·Np＝BLp－A

由上述線性關系可通過回歸得到A和B，然后可在上年累油、累液的基礎上，通過給定年產液量確定年產油量。2021/8/1745（5）定液求產法4：Lp與Np關系統(tǒng)計法

由Ⅳ型水驅曲線：lgLp＝A＋BNp可得：Np＝（lgLp－A）/B由上式可在上年累油、累液的基礎上，通過給定年產液量確定年產油量。2021/8/1746油田開發(fā)時間與累積產液量存在如下關系：

lg（Lp·t）＝A＋Blgt可得：

Lp＝10A＋(B－1)lgt通觀上述定液求產方法，其關鍵是產液量的確定?？捎靡韵玛P系確定之。2021/8/17473、遞減分析法

（1）遞減類型及對比

Arps將油田產量遞減分為三種類型，即：指數(shù)遞減、雙曲遞減和調和遞減。

遞減率定義為：

遞減系數(shù)：

式中：

D——瞬時遞減率，又稱為名義遞減率；

Q——油田遞減階段對應于t時刻的產量；

t——遞減階段的生產時間，月或年

dQ/dt——產量隨時間的變化率。2021/8/1748對于Arps提出的三種遞減規(guī)律，可寫出產量與遞減率的如下關系式：

Q/Qi＝(D/Di)n式中：

Qi、Di——遞減期的初始產量和相應初始遞減率；

n——遞減指數(shù)。當1<n<∞時為雙曲遞減，其表達式為：

Q＝Qi/(1+Dit/n)－n

當n＝1時為調和遞減：

Q＝Qi/(1+Dit)2021/8/1749當n＝∞且D＝Di＝const時為指數(shù)遞減：

Q＝Qi·e－Dt通過推導，可得一系列公式。遞減類型指數(shù)遞減雙曲遞減調和遞減遞減率D＝Di＝constD＝Di(1＋Dit/n)－1D＝Di(1＋Dit)－1遞減指數(shù)n＝∞1<n<∞n＝1產量與時間Q＝Qi·e－DtlgQ=lgQi-(D/2.303)tQ＝Qi(1＋Dit/n)－n(1/Qi)1/n=(1/Qi)1/n+(Di/n)(1/Qi)1/ntQ＝Qi(1＋Dit)－11/Q＝1/Qi＋Di/Qi·t產量與累積產量Np=E(Qi－Q)/DQ=Qi－(D/E)NpNp=(EQi/Di)ln(Qi/Q)lgQ=lgQi－2.303Di/(EQi)·Np開發(fā)時間t＝1/D·ln(Qi/Q)t=n/Di[(Qi/Q)1/n－1]t＝(Qi-Q)/(DiQ)三種遞減類型對比表

2021/8/1750由上頁表可見，除雙曲遞減外，都具有某些線性關系。如：指數(shù)遞減產量與時間呈半對數(shù)直線關系；調和遞減產量與累積產量呈半對數(shù)直線關系；調和遞減產量的倒數(shù)與時間呈普通直線關系；上述存在的線性關系，是利用現(xiàn)場實際遞減數(shù)據(jù)，進行遞減類型判斷的重要依據(jù)。2021/8/1751（2）遞減類型的判斷方法當油氣田或油氣井進入遞減階段之后，需要根據(jù)已有生產數(shù)據(jù)，判斷其遞減類型，確定其遞減參數(shù)（D、Di和n），建立其相關經(jīng)驗公式，方能進行未來的產量預測。目前判斷遞減類型的方法主要有：圖解法、試湊法、曲線位移法、典型曲線擬合法和二元回歸法等。1）圖解法①對于指數(shù)遞減產量表達式可變形為：

lgQ＝lgQi－(D/2.303)·t若lgQ～t滿足線性關系則為指數(shù)遞減，并可通過線性回歸得到Qi和Di，從而建立Q與t的關系，以預測未來產量。2021/8/1752②對于調和遞減產量表達式可變形為：

1/Q＝1/Qi＋Di/Qi·t可見若1/Q～t滿足線性關系則為調和遞減，并可通過線性回歸得到Qi和Di，從而建立Q與t的關系，以預測未來時刻的產量。③對于調和遞減產量和累積產量：

lgQ=lgQi－2.303Di/(EQi)·Np可見若lgQ～Np滿足線性關系則為調和遞減，并可通過線性回歸得到Qi和Di，從而建立Q與t的關系，以預測未來時刻的產量。2021/8/17533）曲線位移法即將畫在雙對數(shù)坐標紙上呈曲線的產量與時間圖，向右位移某一合適的距離，使其成為一條直線的方法。對雙曲遞減產量公式取對數(shù)得：

lgQ＝lgQi－nlg(1＋Dit/n)將上式改寫為：lgQ＝A－Blg(t＋c)式中：

A＝lg(Qicn)或Qi＝10A/cn

B＝n，c＝n/Di某一合適的c值，可使Q與（t＋c）的對應數(shù)值，在雙對數(shù)坐標紙上呈現(xiàn)直線關系。c值偏小，曲線向右彎；c值偏大，曲線向左彎。2021/8/1754當經(jīng)過曲線位移，得到一條直線后，可通過線性回歸求得直線的斜率和截距，并由此確定Qi、n和Di，以建立相關公式?；谏鲜鼋夥ǎ袝r又將雙曲遞減稱為雙對數(shù)遞減。4）典型曲線擬合法將三種遞減類型的產量公式，改寫為如下的無因次形式：指數(shù)遞減：Qi/Q＝exp(Dit)雙曲遞減：Qi/Q＝(1＋Dit/n)n調和遞減：Qi/Q＝1＋Dit

2021/8/1755在雙對數(shù)坐標中做出不同n值下的Qi/Q～Dit的典型曲線圖版，用實際的Qi/Q～t關系曲線與之擬合。其具體步驟為：①作Qi/Q～t圖于透明紙上；②左右平移透明圖使之與某一理論曲線達最佳擬合；③該理論曲線之n即為所求之遞減指數(shù)；④在擬合狀態(tài)下任取一點得：理論曲線之Dit及實際曲線之t；⑤Di＝Dit/t確定n和Di之后，便可建立相關公式，預測未來產量。2021/8/17565）二元回歸求解法雙曲遞減的產量對時間積分可得累積產量的表達式：將(Qi/Q)1/n＝1＋Dit/n代入上式，并整理得：可寫成：Np＝B0＋B1Q＋B2Qt令x1＝Q，x2＝Qt，y＝Np則：y＝B0＋B1x1＋B2x2

2021/8/1757通過二元回歸可得B0、B1、B2，從而可確定Qi、Di、n：

Qi＝－B0/B1Di＝(B2－1)/B1n＝(B2－1)/B2上述參數(shù)確定后，便可確定產量隨時間變化的關系式，從而預測未來產量。3、其它預測方法簡介（1）灰色模型預測法由于預測的對象是油田產量的一個變量，所以是一元問題?；疑碚摮Ｓ玫氖且辉浑A模型。2021/8/1758具體到產油量預測這一問題，灰色模型原理為：

取若干等間距（1年）的灰色量——年產油量的過去值組成一個產油量數(shù)據(jù)序列，然后對該序列進行累加生成，得到一個新的生成序列。該生成序列為一遞增序列，累加生成的作用是抑制原始序列中隨機干擾的影響，加強序列中存在的內在規(guī)律，隨后對該生成序列建立數(shù)學模型，用建立的數(shù)學模型進行擬合和預測，最后再作累減運算還原出產油量。2021/8/1759（2）生命旋回預測法翁文波院士指出，對于資源有限體系，在預測技術中可以用Poisson分布概率函數(shù)來形象描述其興衰生命周期（旋回），即從興起、成長、成熟到衰退的生命全過程。對于此類過程，Poisson旋回一般表示為：

Qt＝B·tn·e－t，t>=0上式表明，事物Q在隨自變量時間t的變化過程中，正比于tn興起，又隨著e－t衰減。該函數(shù)具有以下性質：

dQt/dt＝Qt(n/t－1)2021/8/1760當t<n時：dQt/dt>0當t＝n時：dQt/dt＝0當t>n時：dQt/dt<0

d2Qt/dt2＝Qt[(t－n)2－n]/t2當時：d2Qt/dt2＝0從以上性質可知，事物Q的興衰分成4個階段：2021/8/1761因為一個油田的原油儲量是不可再生資源，屬于有限體系。油田注水開發(fā)過程中，其產量變化也可分為開始、發(fā)展、高峰和衰減幾個階段，故可用Poisson旋回公式來描述油田注水開發(fā)系統(tǒng)產油量變化的全過程。

為實際計算方便，可將產油量預測模型寫為：Q(k)＝A＋Bkne－k＋V(k)k＝(j－j0)/c式中：Q(k)——待預測的年產油量，當Q(k)>>A時，上式可作為Poisson旋回的近似；2021/8/1762k——離散時間，k≠0；j0——產油前一年的年份；j——待預測的采油年份；A、B、n——待估參數(shù)，時變或非時變；c——常數(shù)；V(k)——白噪聲。（3）產水量多功能預測模型產水量的變化與產油量不同，正常情況下不會出現(xiàn)下降的變化階段，油田見水后，隨著含水的升高，產水量將隨之增加，可描述為：

Qw(k)＝a(k)＋b(k)kc(k)＋V(k)2021/8/1763式中：

Qw(k)——第k時刻的產水量；

k——離散的時間；

a(k)、b(k)、c(k)——待估的時變參數(shù)；

V(k)——均值為0的白噪聲。上式之所以稱為多功能模型，是因其不但可預測產水量，還可預測遞減階段的產油量。模型中的參數(shù)估計采用推廣的遞推梯度算法。2021/8/1764（4）T模型T模型適合于單調遞減或遞增的非線性隨機系統(tǒng)。具體對油田這一動態(tài)系統(tǒng)來講，產水量、累積產油量、隨時間而遞增；日產油量在中后期是單調遞減的；采出程度、含水率等都隨時間t單調變化。

假設油田動態(tài)系統(tǒng)的某一狀態(tài)變化量為y，其隨時間t變化的相對變化率為D，則：

D＝1/y·dy/dt由于油田動態(tài)的非線性，D并非一常數(shù)，而是隨時間t而變化。其等效方程可用下式表示：2021/8/1765

D＝1/y·dy/dt＝ktn式中：

k——比例常數(shù)；

n——遞增或遞減指數(shù)。

對上式分離變量并積分得：

y(t)＝y(tǒng)(0)·exp[ktn+1/(n＋1)]式中：

y(0)、y(t)——分別為0和t時刻狀態(tài)變量的值。令a＝y(tǒng)(0)，b＝k/(n＋1)、c＝n＋1，則

y(t)＝a·exp(btc)2021/8/1766依據(jù)實際情況，為使上式具有更為廣泛的適應性，改成以下通式：

y(t)＝a·exp(btc)＋d上式即為T模型的數(shù)學表達通式。式中a、b、c、d均為常數(shù)，其中a是變量y的初值，b是變化系數(shù)，c是變化類型控制系數(shù)，d是修正常數(shù)項。常數(shù)a、d與y的絕對值有關，而b、c反映了油田地質及開發(fā)特點，是油田動態(tài)系統(tǒng)的特征參數(shù)。

對T模型的待估參數(shù)a、b、c、d的確定，可根據(jù)具體情況采用不同的參數(shù)估計方法。2021/8/1767（5）產量構成預測模型油田注水動態(tài)系統(tǒng)可看成一個多輸入和多輸出的動態(tài)系統(tǒng)。人為的措施如注水、壓裂、酸化等改造措施是油田動態(tài)系統(tǒng)的確定性輸入，其產油量和產水量是油田動態(tài)系統(tǒng)的兩個輸出變量。從產量構成方面來考慮，各種產量增產措施對產油量和產水量的影響可用產量構成預測模型來描述：2021/8/1768式中：A(q－1)Z(k)＝B(q－1)U(k)＋D(q－1)Y(k)＋V(k)2021/8/1769三、采收率預測

1、采收率影響因素分析

最終采收率是油田地下資源利用程度的標志，是油田開發(fā)決策的重要依據(jù)，采收率的高低也是油田開發(fā)水平的重要體現(xiàn)。影響采收率的因素主要有三個方面：油田的地質條件、開采方法與開采技術、投入產出的經(jīng)濟效益。其中地質條件是基礎，開采方法與開采技術是手段，經(jīng)濟效益是前提。一般來說，上述三方面因素的組合和相互制約決定了油田的采收率。2021/8/1770

分析研究油田采收率的影響因素是進行采收率預測的前提，是進行油田挖潛調整決策的基礎，也是認識剩余油潛力、最大限度的開發(fā)油藏不可缺少的關鍵一步。以下將結合勝利油田中高滲透整裝油藏、高滲透斷塊油藏和低滲透油藏三大類主要的油藏類型，從地質條件和開發(fā)特點出發(fā)，分析研究影響油藏采收率的因素。（1）油藏驅動方式對采收率的影響

實踐表明，油藏的原油采收率首先和油層能量以及驅動方式有關，不同的驅動方式其采收率不同。2021/8/1771在天然油藏中可能具有的能量主要有：

1)

含油區(qū)巖石和液體的彈性能油藏投入開發(fā)后，隨著地層壓力的下降，一方面巖石骨架受巖柱的擠壓而變形，另一方面含油區(qū)內液體產生彈性膨脹。在孔隙縮小和液體膨脹的共同影響下，將油驅到井底。彈性能的大小，取決于巖石和流體的彈性壓縮系數(shù)、油藏的超壓程度（即地飽壓差的大?。┖蛪航档拇笮∫约坝筒氐捏w積大小，這種能量主要在油藏壓力高于飽和壓力時發(fā)揮作用。2021/8/17722)含水區(qū)的彈性能和露頭水柱壓能如果油層有供水區(qū)，而油藏內部壓力降落的影響范圍又擴展到含油區(qū)以外時，遼闊的含水區(qū)巖石和水的彈性能釋放的結果，迫使邊水進入油區(qū)，驅油入井，而含油區(qū)將不斷縮小。此即天然水壓驅動，其能量的大小與露頭和油層埋藏深度的水柱高差有關，與露頭距離，供水區(qū)的滲透率高低都有關系。2021/8/17733)

含油區(qū)溶解氣的彈性能

當含油區(qū)壓力降至飽和壓力以下時，巖石和液體的彈性能仍在釋放和驅油，但油藏中的溶解氣也將分出。從油中分出的氣泡分散在油中，當壓力降低時氣泡便發(fā)生彈性膨脹，將油驅向井底。油藏壓力降低的越多，分出的氣量也越多，而分出的氣體其彈性膨脹也會越劇烈。從而油藏的含油飽和度不斷下降，含氣飽和度不斷升高。溶解氣的彈性膨脹能將起主要作用，即溶解氣驅。溶解氣彈性能的大小和氣體在原油中的溶解度、溶解系數(shù)和氣體組成、以及油層溫度和壓力有關系。2021/8/17744)氣頂區(qū)的彈性膨脹能對有原生氣頂?shù)挠筒?，如果氣頂足夠大，氣頂?shù)呐蛎浤芫蛯⑹球層偷闹髁?，即形成所謂的氣頂驅。5)

油流本身的位能在傾角較大或油層很厚時，油藏內高于井底位置的原油，將因本身高差產生的位能——重力，迫使油流向井底，即所謂重力驅動方式。這種類型的能量只有在油層傾角大、厚度大、或者其它能量已經(jīng)耗盡時才能起主要作用。

不同驅動能量和驅動機理類型的油藏其采收率不同，其采收率范圍如表所示：2021/8/1775驅動機理類型采收率范圍（％）液體和巖石彈性2～5溶解氣驅12～25油環(huán)氣頂驅20～40重力驅50～70邊水驅35～60底水驅20～60注水驅25～60不同驅動類型油藏采收率范圍表由上表可見，水驅油藏采收率較高，因此我國具有注水條件的油藏，一般采用水驅開發(fā)，以下將重點分析水驅油藏采收率的影響因素。2021/8/1776（2）水驅油田采收率的影響因素分析

水驅開發(fā)油藏的最終采收率為驅油效率與水驅波及體積系數(shù)的乘積。影響水驅油效率和水驅波及系數(shù)的因素即為影響水驅采收率的因素。其中水驅油效率主要取決于地質因素和流體性質——油藏類型、儲層的非均質性、連通性和巖石潤濕性、原油粘度和密度；水驅波及系數(shù)則主要與各項開發(fā)措施——注水方式、層系組合、井網(wǎng)形式與井網(wǎng)密度、調整措施及開采工藝等密切相關。2021/8/17771）油藏地質因素對水驅采收率的影響

通過室內水驅油實驗和數(shù)值模擬研究的單因素的地質條件對采收率的影響程度見表（表中數(shù)值越大，影響越顯著）。水驅效率影響因素表影響因素顯著程度油水粘度比125.36油層非均質性79.18油層潤濕性88.82滲透率12.86油水界面張力14.04孔隙度4.33重率差18.582021/8/1778由上表可見，油水粘度比的影響最大，其次是潤濕性、油層非均質性，再次是滲透率，油水重率差等。由勝利油區(qū)281個開發(fā)單元的分級平均采收率及相應地下原油粘度的實際資料研究表明，采收率隨原油粘度的增大而減小。這是因為油水粘度比越大，水驅油過程中越易形成粘滯指進，水驅油效率和波及系數(shù)就越低，因而使采收率降低。對天然巖心的實驗結果也同樣證明了這一點。但油水粘度比在不同范圍內變化時，對采收率的影響是不同的。

2021/8/1779

對于均質天然巖心，油水粘度比對開發(fā)效果影響很大，特別是油水粘度比在10－50區(qū)間內變化時，無水采收率下降明顯，但油水粘度比超過50以后，由于油水粘度比的影響基本上已經(jīng)達到最大范圍，影響反而不明顯；對于層內非均質比較嚴重的油藏，油水粘度比的影響更為明顯，層內非均質越嚴重，對層內非均質水驅油效率的影響更為明顯，其驅油效果更差。試驗結果表明，油水粘度比越大，油流動性越差，造成更嚴重的粘性指進，形成越寬的油水過渡帶。2021/8/1780

油層潤濕性、韻律性也是影響采收率的重要因素。根據(jù)勝坨油田29個開發(fā)單元的實際資料，16個親水反韻律油藏的平均采收率為40.5%，而13個親油正韻律油藏的平均采收率為35％。原因是親水油藏中水相總是占據(jù)較小孔道而把油推向較大孔道，有利于采出原油；反韻律油層水驅油過程中，重力作用有利于抑制水沿頂部的高滲帶竄流，注入水縱向波及較均勻，驅油效率和波及狀況均好于正韻律油層。2021/8/1781

在油藏滲透率縱向非均質分布對油藏水驅采收率影響的研究方面，關于微旋回性、變異系數(shù)以及平面與垂向滲透率比值對油藏水驅采收率的影響，國內外都進行了大量的研究，并取得了比較一致的認識。

北京勘探院應用數(shù)值模擬方法，在潤濕性、毛管力及重力等因素相同的條件下，計算了微旋回性、分布類型、變異系數(shù)、垂向與水平滲透率比值以及最大滲透率層位置等因素不同的200種方案水驅采收率，研究了不同滲透率非均質分布油藏水驅采收率的變化規(guī)律。通過上述研究得出以下幾點認識：2021/8/1782a)微旋回性、變異系數(shù)、垂向與水平滲透率比值的影響

油藏的水驅采收率隨著變異系數(shù)的增加而減小，反旋回油藏的水驅效果好于正旋回油藏，且正、反旋回油藏的水驅采收率隨變異系數(shù)、垂向與水平滲透率比值（Kv/Kh）變化的規(guī)律存在較大差異。正、反旋回油藏的水驅采收率之差都隨變異系數(shù)、平面與垂向滲透率比值的增加而增加。

變異系數(shù)越大，Kv/Kh值對正、反旋回油層采收率之差影響程度越大；Kv/Kh值越大，變異系數(shù)對正、反旋回油藏采收率之差的影響也越大；當Kv/Kh等于0時，正、反旋回油藏的采收率基本相等。2021/8/1783

正、反旋回油藏的水驅采收率都隨著變異系數(shù)的增加而減小。正旋回油藏Kv/Kh值越大，變異系數(shù)對采收率的影響程度也越大；反旋回油藏Kv/Kh值越大，變異系數(shù)對采收率的影響程度卻越?。划擪v/Kh值大于0.3時，變異系數(shù)對反旋回油藏采收率的影響可以忽略不計。

正旋回油藏的水驅采收率并不都隨著Kv/Kh值的增加而減?。寒斪儺愊禂?shù)小于0.5時，油藏的采收率值隨著Kv/Kh值的增加而增加，且在變異系數(shù)小時增加明顯；當變異系數(shù)大于0.5時，油藏的采收率值隨著Kv/Kh值的增加而減小，且在變異系數(shù)值大時減小明顯。2021/8/1784以上結果表明，反旋回油藏的開采狀況優(yōu)于正旋回油藏，且變異系數(shù)和Kv/Kh值越大，反旋回油藏比正旋回油藏采油越有利。

反旋回油藏的采收率值都隨著Kv/Kh值的增加而增加。變異系數(shù)越大，Kv/Kh值對采收率的影響程度也越大。b)最大滲透率層位置的影響

在變異系數(shù)相同時，隨著最大滲透率層從油藏底部向頂部移動，油藏的采收率值開始保持不變，然后逐漸降低至最小值，最后以很快的速度上升。2021/8/1785原因分析：標準正旋回油藏的剩余油主要集中在油藏上部，當油層之間存在層間交滲時，最大滲透率層位置的變化一方面提高了最大滲透率層下部油層的采出程度，另一方面又降低了最大滲透率層上部油層的采出程度。

最大滲透率層在油藏中下部時，對其上、下部油層的采出程度影響很小，從而對采收率的影響程度很小。

當最大滲透率層在油藏上部時，較大的提高了最大滲透率層下部低滲透層的采出程度，從而使整個油藏的采收率得到較大的提高。2021/8/1786在變異系數(shù)不同時，最大滲透率層位置對采收率的影響程度也不同，變異系數(shù)越大，最大滲透率層位置對采收率的影響程度也越大。這是因為：變異系數(shù)越大，標準正旋回油藏頂部油層的采出程度越低，剩余油量也越多，從而使得最大滲透率層位于油藏頂部時提高的采收率也越大。當Kv/Kh值不同時，最大滲透率層位置對油藏采收率的影響程度也不同。最大滲透率層位置對油藏采收率的影響隨著Kv/Kh值的增加而增加。2021/8/1787c)滲透率分布類型的影響

油藏滲透率分布類型不同，油藏水驅采收率不同。當變異系數(shù)相同時，不同滲透率分布類型油藏采收率由大到小的順序是：對數(shù)正態(tài)分布、Г(x)分布、Г(x2)分布。其原因是：當變異系數(shù)相同時，三種分布類型油藏的非均質程度不同，其非均質程度從大的小的排列次序為：Г(x2)分布、Г(x)分布、對數(shù)正態(tài)分布。變異系數(shù)越大，三種分布類型油藏非均質性差異越大，其采收率之差也越大。2021/8/1788

儲層滲透率對采收率的影響主要反映在低滲透油藏。從滲透率小于50毫達西的23個開發(fā)單元的實際資料研究表明，采收率隨滲透率的增加而提高。室內實驗結果也表明，當滲透率大于50毫達西時，對采收率影響很?。粷B透率小于50毫達西時，采收率隨滲透率增大而提高。研究表明，影響低滲透油藏采收率的因素主要有以下幾點：①介質孔隙結構特征的影響

介質的孔隙結構包括孔隙和喉道的大小及其分布等，均對水驅的效果產生影響，其影響效果最終歸結為油水相對滲透率曲線的影響。2021/8/1789②油水相對滲透率曲線的影響

同中高滲透油藏相同，影響低滲透油藏水驅采收率的主要因素是油水相對滲透率曲線。低滲透油藏相對滲透率曲線的特點是：束縛水飽和度大、共滲區(qū)域小和水相相對滲透率低，這決定了低滲透油藏注水開發(fā)時，產液量不可能隨時間大幅度上升。③啟動壓力梯度的影響

低滲透油藏的特點是：油井見水后，含水率急劇上升；啟動壓力越大，產油量和產液量越小，階段采出程度和水驅采收率越低。2021/8/1790④注水強度的影響

增大注水量，即為增大生產壓力梯度，可以有效的降低啟動壓力梯度的影響，增大生產壓差，產油量和產液量增大，階段采出程度和水驅采收率提高。⑤注采井距的影響

計算表明，注采井距越小，產油量越大。這與增大注水量，改善水驅效果的原理相同，都是增大了生產壓力梯度。2021/8/1791另外，油層在平面上的分布連通狀況對采收率的影響很大。如孤東油田各開發(fā)單元間采收率差異大的原因就是油層平面上的發(fā)育分布狀況差異較大，主力單元七區(qū)西Ng52＋3和Ng63＋4，由于油砂體個數(shù)少，且大面積連通，所以采收率高，而四區(qū)、六區(qū)、八區(qū)等單元的油層大多呈小土豆狀或條帶狀分布，相應的采收率就低（見下頁表）。2021/8/1792孤東油田不同單元采收率對比

單元預測采收率（％）油砂體地下原油粘度（mPa·s）井網(wǎng)密度(口/Km2)油水井雙向以上對應率（％）個數(shù)面積(Km2)七區(qū)西Ng52＋336.619.3838.418.757.9七區(qū)西Ng63＋429.062.2664.918.588.7七區(qū)西Ng41～5117.3950.1849.414.223.8四區(qū)Ng3～415.1800.1547.113.487.4六區(qū)Ng3～5323.31000.1562.227.425.8八區(qū)Ng3～415.1280.2364.912.834.82021/8/17932）油田開發(fā)措施對采收率的影響①井網(wǎng)密度對采收率的影響

根據(jù)勝利油區(qū)13個油田多個開發(fā)單元的統(tǒng)計得出的經(jīng)驗公式表明，在開發(fā)措施諸多因素中，井網(wǎng)密度是影響采收率最主要的因素。隨井網(wǎng)密度的增加，采收率提高，但井網(wǎng)密度增加到一定程度，采收率的增加幅度會減小。2021/8/1794②開發(fā)層系劃分對采收率的影響通過細分層系，可以減少層間干擾，提高采收率。大量的數(shù)值模擬和生產監(jiān)測資料表明，層系劃分得越細，油層動用程度越高。如勝坨油田坨七斷塊沙二段1～7砂層組的油藏，共7個砂層組35個含油小層，可以分成大面積或局部大面積分布的高滲透主力層（一類）、以條帶狀為主的中滲透層（二類）和以小土豆狀為主的中低滲透層（三類）。未細分前，壓力較高的一類主力層嚴重干擾其它層，采收率只有30.7%，1981年至1983年細分為兩套層系后，采收率提高到39.5％，1988年又細分為三套層系，采收率遂提高到42.7％。2021/8/1795③工藝措施對采收率的影響

對采出程度高、含水高的油田，根據(jù)各自的特點，分別采取間歇注水、堵水調剖、強化提液、補孔改層等措施能擴大水驅波及體積系數(shù)，提高采收率。如埕東油田埕15～43單元為稠油高滲透、親水正韻律河流相沉積的油藏，在含水達到85％以后，開展了區(qū)塊整體堵水和停注、間歇注水試驗，同時還采取了增加注水井和大泵強化提液等綜合性措施，取得了較好的開發(fā)效果，使采收率提高了2.7％。2021/8/1796（3）不同類型油藏水驅采收率分析

根據(jù)以上分析，要研究不同油藏的水驅采收率，首先應結合不同油田的具體特點研究其驅油效率和體積波及系數(shù)。其中驅油效率的研究可采用室內水驅實驗與密閉取心資料相結合的方法；而波及系數(shù)的研究可通過密閉取心資料與油藏地質特點相結合的方法，也可按照井網(wǎng)控制程度進行分析。2021/8/17971）驅油效率分析①室內水驅油實驗分析

根據(jù)勝利油區(qū)60多個油田近300口井1300塊樣品的水驅油實驗結果，可對高滲透整裝油藏（勝坨、孤東、孤島、埕東油田）、高滲透斷塊油藏（東辛、現(xiàn)河莊、永安等油田）和低滲透油藏（渤南、純化、濱南等油田）三大類油藏的水驅油效率進行分析。

高滲透整裝油藏的31塊實驗樣品覆蓋了該類油藏四個油田的主要含油層系沙二上、沙二下和館陶組油層。2021/8/1798實驗結果表明：隨著注入倍數(shù)的增加，含水上升，驅油效率隨之上升；當含水90％時，驅油效率達到40％左右；當含水上升至98％時，驅油效率達到50％左右，但注入倍數(shù)要高達幾十倍。這說明注水開發(fā)的稠油油藏，要獲得較高的采收率，需要大量耗水。

高滲透斷塊油藏分布地域廣、含油層系多，油層物性與原油物性變化大，但總體上屬高滲透、中粘原油油藏，此類油藏的32塊樣品覆蓋了東營組、沙一段～沙四段含油層系，實驗結果表明：當注入倍數(shù)為3.5時，含水達90％，驅油效率達到46％；而含水98％時，驅油效率可達57％，但注入倍數(shù)同樣要大幅度增加。2021/8/1799低滲透油藏28塊樣品的實驗結果表明：含水90％時的注入倍數(shù)僅為3.1，驅油效率可達43％；含水98％時驅油效率可達55％，注入倍數(shù)約為含水90％時的3.2倍；由于滲透率的影響，該類油藏的驅油效率比高滲透斷塊油藏低2％左右。②密閉取心及礦場資料分析

油藏驅油效率的高低與油藏體積和流體的滲流特性有關。大量研究成果表明，不同流動系數(shù)的油藏有其確定的驅油效率，但油田開發(fā)過程中的驅油效率卻是隨油田開發(fā)動態(tài)而變化的。2021/8/17100

通過孤東、孤島、勝坨油田的密閉取心資料分析，其平均驅油效率隨注水倍數(shù)的增長而增加。注水倍數(shù)為0.4時，驅油效率為30％左右，說明驅油效率不高。但是對一個注水開發(fā)的油藏來說，注水倍數(shù)的增長是有限的，即驅油效率的增長亦是緩慢的。孤島油田小井距（50m）單油層水驅油實驗結果表明：在注入倍數(shù)為0.5（含水80％）時，驅油效率達到了33.37％，當含水98％時，驅油效率達到45.67％，與密閉取心井的分析結果基本一致。2021/8/171012）水驅波及系數(shù)分析

水驅波及系數(shù)，應從平面和縱向兩個方面來說明。大量密閉取心井水淹狀況的分析資料表明，水驅縱向的波及程度與儲層的韻律性密切相關。正韻律油藏水驅開發(fā)過程中，底部水淹嚴重，水洗厚度、強水洗厚度隨注入倍數(shù)的提高增長緩慢，縱向水洗波及程度低；根據(jù)數(shù)值模擬結果，在含水達到98％時，水洗和強水洗厚度將增加到油層厚度的2/3左右，之后注入倍數(shù)雖大幅度增加，但水洗、強水洗厚度增加很少。2021/8/17102

復合韻律均勻層開采效果比較好，水洗較均勻。多段多韻律油層由于層內巖性、物性夾層的存在，起到了擴大水驅厚度的作用，這種韻律油層的水驅效果介于上述二者之間。勝利油區(qū)具有原油粘度高、正韻律和多韻律油層所占比例大、非均質比較嚴重的特點，其縱向波及系數(shù)上限值可取90%。

高滲透常規(guī)稠油油藏水淹規(guī)律研究表明，高含水主力油層水淹面積大，平面波及系數(shù)都在90％以上。根據(jù)該類油藏加密調整井潛力分析預測，高滲透整裝油藏的最終水驅波及系數(shù)為82％；2021/8/17103

高滲透斷塊油藏的平均最終水驅波及系數(shù)可達77％左右；

低滲透油藏目前水驅波及系數(shù)為49％，若加密到極限井網(wǎng)密度其水驅波及系數(shù)有望提高到60％。

下表為俞啟泰先生計算的勝利油區(qū)主要水驅油田的最大波及系數(shù)統(tǒng)計結果(可供參考)。由表可見，埕東油田油層物性及原油物性均較好，其波及系數(shù)最大（>0.7），而濱南油田屬平面非均質嚴重的破碎斷塊油田，其含油面積45.5Km2，竟有大小斷塊192個，故波及系數(shù)最?。?lt;0.4）。2021/8/17104勝利油區(qū)主要水驅油田的波及系數(shù)統(tǒng)計表油田SwiSor波及系數(shù)采收率勝坨0.2620.2390.6390.432東辛0.2790.2600.6050.387臨盤0.4110.2050.5600.365渤南0.3470.2320.4760.307孤島0.3090.2630.4630.287孤東0.3860.1800.5160.364永安0.2600.2000.5410.395現(xiàn)河莊0.4000.3100.6880.333八面河0.3600.2100.4910.330濱南0.3600.2200.3680.241純化0.4100.2000.5690.376平方王0.3900.2200.4510.288尚店0.3500.1600.5000.377埕東0.3100.2000.7200.5122021/8/17105（3）無能量補充油藏采收率影響因素分析

對無能量補充油藏的采收率影響最為顯著的兩個因素是流體性質和油氣相滲，即：流體性質越好，原始氣油比越高，溶解氣驅能量就越大，溶解氣驅采收率也越高；油相滲透率越高，原油在地層中越易流動，油越容易被采出，其采收率越高。

影響顯著的因素是地層壓力：地層壓力越高，驅油能量越大，可采出的油量就越多。

影響較為顯著的是井位和滲透率。2021/8/17106對于水平地層，井位在油藏中心部位時的泄油面積要大于井位在邊部位時的泄油面積，衰竭開采結束后，地層剩余油飽和度也會有差異，因而井位在中心部位時采收率要稍高一些；對于傾斜地層，衰竭開采結束后，井位上部地層含油飽和度下降幅度較大，井位下部地層含油飽和度較小，底部含油飽和度仍保持原始狀態(tài)，表明傾斜地層衰竭采出的主要是井位上部的原油。2021/8/17107滲透率主要影響油藏的采油速度和達到同等采出程度時的開采時間，滲透率越高，采油速度可相應提高，開采時間相應縮短。地層傾角和巖石壓縮系數(shù)對采收率無多大影響。

綜上所述，對于依靠天然能量開采的油藏，流體性質和儲層性質是決定其最終采收率的主要因素，而人為因素，如井位的確定只在一定程度上影響最終采收率。2021/8/171082、確定采收率的方法油氣藏開發(fā)前，主要依靠靜態(tài)地質資料、巖心實驗分析資料和已開發(fā)油氣藏的開采經(jīng)驗數(shù)據(jù)，用類比法確定采收率的近似值。油氣藏投入開發(fā)以后，隨著采出程度的增加，可以用開發(fā)動態(tài)資料確定最終采收率。2021/8/17109（1）國內外經(jīng)驗數(shù)值類比國內外油田開發(fā)平均采收率：20～50％不同驅動類型油藏的最終采收率經(jīng)驗值為：水壓驅動30～50％氣頂驅動20～40％溶解氣驅10～20％重力驅動10～20％2021/8/17110（2）統(tǒng)計曲線類比法

95年油氣專業(yè)儲量委員會劉雨芬統(tǒng)計分析了已開發(fā)油田83個開發(fā)單元的原油采收率資料。影響采收率的主要因素：氣測滲透率、原油粘度與最終采收率的相關關系。不同粘度區(qū)間原油采收率與滲透率的關系2021/8/17111不同滲透率區(qū)間原油采收率與粘度的關系前蘇聯(lián)、美國都曾進行了這一方面的研究。優(yōu)點：簡單、迅速、資料易獲??；缺點：考慮因素少，開發(fā)方式、控制儲量、井網(wǎng)等未考慮；2021/8/17112(3)實驗室法水驅油藏采出程度由下式表達：1）ED與fw關系計算：根據(jù)分流量方程：根據(jù)威爾吉方程：2021/8/17113驅油效率可用下式表示：2021/8/171142)EA與fw關系計算：根據(jù)以下經(jīng)驗公式計算：式中各系數(shù)如下表：2021/8/171153）Eh與fw關系計算:

0<=M<=10，0.3<=VK<=0.8時：式中：根據(jù)計算的Y可由下式計算Eh：式中：a1=3.334088568；a2=0.773734820；

a3=-1.225859406。2021/8/171164）流度比M計算流度比M按下式計算：根據(jù)上述計算的ED、EA、Eh

與fw關系，可得R與fw關系，取fw＝0.98時的R為采收率。

2021/8/17117（4）水驅曲線法

可采儲量是油田開發(fā)全過程地質和工藝開采技術的多因素綜合指標，反映在開發(fā)動態(tài)指標數(shù)據(jù)上。長期的開采實踐可積累相當數(shù)量的動態(tài)數(shù)據(jù)，為運用各種統(tǒng)計方法預測可采儲量提供了條件。研究測算可采儲量及水驅采收率常用的水驅曲線共14種，其公式如下：2021/8/171182021/8/17119式中：（5）經(jīng)驗公式法

收集國內外油田常用相關經(jīng)驗公式9種類型:1)陳元千等研究的相關經(jīng)驗公式(1994年)2021/8/171202）陳元干的相關經(jīng)驗公式（1990年）

3）萬吉業(yè)的相關經(jīng)驗公式（1962年）4）井網(wǎng)密度經(jīng)驗公式法2021/8/171215)俞啟泰的相關經(jīng)驗公式（1989年）6）美國的Guthrie和Greenberger的相關經(jīng)驗公式（1955年）7）美國API的相關經(jīng)驗公式（1967年）2021/8/171228）俄羅斯K0＊akИH的相關經(jīng)驗公式（1972年）9）俄羅斯ГOΜ3ИKOB的相關經(jīng)驗公式（1977年）式中：2021/8/17123（6）童氏圖版法：a．把乙型曲線的關系式lgF=7.5R-N

轉化為含水率、采出程度R和最終采收率Rm的關系如下：wwff-1lg=7.5(R-Rm)+1.69

式中：F－水油比；fw－含水率，小數(shù)；

R－采出程度，小數(shù)；

Rm－最終采收率Rm＝(1.69+N)/7.5，小數(shù)；每個油藏的開采特征表現(xiàn)在不同的Rm值，因此它們的fw/R關系曲線也各不相同。如果以Rm為模數(shù)，就可以在普通坐標紙上作出fw/R曲線群。2021/8/17124b.把乙型和丙型水驅曲線的關系式分別以一定的形式并列如下：綜合以上二式可得到以下關系式：2021/8/17125孤東2區(qū)Ng4－5童氏含水率與采出程度關系對比圖版如果以Rm為模數(shù)，就可以在半對數(shù)坐標紙上作出曲線群。2021/8/17126孤東2區(qū)Ng4－5童氏累積水油比與含水率關系對比圖版

2021/8/17127（7）X繪圖技術預測水驅油藏采收率

X繪圖技術是描述注水開發(fā)油藏開采動態(tài)的一種簡捷方法。該技術基于把采出程度與含水率相關聯(lián)，做出一條可以外推的直線。

理論依據(jù)：分流量方程和Buckley－Leverett水驅油理論

主要用途：預測采收率、產生相對滲透率曲線及相應分流量曲線的主要部分。

2021/8/17128主要計算方程式：

X=ln[(1/fw)－1]－(1/fw)

R=mX＋n

b＝1/[m(1－Swi)]

a＝(μo/μw)exp{－b[n(1－Swi)＋Swi]}

Kro/Krw＝a·exp(b·Sw)

fw＝1/[1＋Kro·μw

/(Krw·μo)]2021/8/17129應注意的問題：

實際數(shù)據(jù)點需經(jīng)過濾和平滑處理。1、起始點為最后記錄的含水率為50％的點；2、對于任意點（生產數(shù)據(jù)），X和R的坐標均應大于以前的點；3、在含水率為50％時通過回歸計算出來R的相對誤差不應超過0.1％；4、X曲線的線性偏差預示出因礦場條件變化而導致的一種明顯的新趨勢，外推時必須使用這種新趨勢。2021/8/17130方法的優(yōu)點：1、省時、省力、省錢；獲得相滲和分流量曲線的專項巖心分析費用昂貴、方法煩冗、耗時過多。2、更能反映油藏實際特征；該方法可產生包括油藏特征（沉積特點、幾何形狀、非均質性等）及礦場運作條件在內的礦場復合相滲曲線和分流量曲線。3、在獲得更多生產數(shù)據(jù)后，能夠隨時進行更新修正。(8)數(shù)值模擬法2021/8/17131(9)BP神經(jīng)網(wǎng)絡預測方法基于BP神經(jīng)網(wǎng)絡的采收率預測神經(jīng)網(wǎng)絡信息處理技術可應用于模式識別和參數(shù)預測，具有明顯的優(yōu)勢，其優(yōu)點為：較強的收斂性及自適應自組織學習能力；較好的容錯性；并行處理強，識別預測迅速準確/穩(wěn)健性好。預測實際上相當于用過去和現(xiàn)在的數(shù)據(jù)作學習樣本集，通過某種非線性處理來建立模型，由此對系統(tǒng)變量的未來行為(狀態(tài))作出科學定量的估計。2021/8/171321)原理人工神經(jīng)網(wǎng)絡是模擬人腦的思維方式和組織形式而建立起來的具有較好收斂性的高度線性與非線性復合數(shù)學模型，這一數(shù)學模型是由若干處理單元相聯(lián)結而形成的復雜網(wǎng)絡相態(tài)?；谏窠?jīng)網(wǎng)絡的模擬預測包含兩個過程：學習建模利用歷史數(shù)據(jù)構成樣本加入到一定的網(wǎng)絡中，自適應學習，建立知識表達模型；外推預測根據(jù)模型對未知時間段的變量外推預測其狀態(tài)值。2021/8/17133上述過程需要建立在合理的神經(jīng)網(wǎng)絡結構及其有效的學習算法的基礎上。BP網(wǎng)絡結構與學習算法構成神經(jīng)網(wǎng)絡的兩大要素：網(wǎng)絡結構網(wǎng)絡的層數(shù)、各層神經(jīng)元數(shù)、神經(jīng)元間的聯(lián)結方式學習規(guī)則(算法)BP網(wǎng)絡屬于多層型人工神經(jīng)網(wǎng)絡，由輸入層、輸出層和一個或多個隱層組成。2021/8/17134輸入層接受外界輸入的信息，輸出層給出輸入信息的判別或決策，中間層用來表示或儲存知識，相當于一個復雜的非線性函數(shù)。BP網(wǎng)絡采用誤差反傳算法，即通過信息前饋和誤差反傳這兩個過程不斷調節(jié)或修正各神經(jīng)元間的權值和閾值，使得輸出的均方誤差最小化而獲取權系數(shù)，并將其作為知識用于未知樣品判別分類或參數(shù)預測。BP網(wǎng)絡設計根據(jù)已開發(fā)同類油藏的儲層特點、流體物性、開發(fā)方式、采收率大小等預測同類新油田的采收率。2021/8/17135BP網(wǎng)絡示意圖2021/8/17136四、水驅砂巖油藏合理壓力水平確定1、油藏天然能量早期評價及壓力保持1）方法：

根據(jù)早期試采資料，應用無量綱彈性產量比值方法，可對天然能量做出定性評價。若該值大于1，說明實際產量高于封閉彈性產量，有天然能量補給。該值越大，說明天然能量補給越充分。無量綱彈性產量比值：（1）油藏天然能量早期評價2021/8/17137式中：

NP——與總壓降對應的累積產油量，104t；

N——地質儲量，104t；

Bo——與總壓降對應的原油體積系數(shù)；

Boi——原始原油體積系數(shù)；

Ct——綜合壓縮系數(shù)，1/Mpa；

ΔP——總壓降，MPa。

應用條件：已采出2％以上地質儲量，且地層壓力發(fā)生了明顯降落。2021/8/17138

評價天然能量強弱，除了用NPr指標外，還可采用每米采出1％地質儲量的壓降值ΔP/R。（兩者有很好的相關關系）天然能量評價指標2021/8/171392）天然能量的利用

①Ⅰ類（天然能量充足）：直接利用天然能量開發(fā)。②有部分天然能量但不充分：盡量利用天然能量，同時補充部分人工能量。③天然能量不足但有注水條件：注水方式開發(fā)。④天然能量不足但無注水條件：溶解氣驅開發(fā)。（復雜小斷塊，不能形成注采系統(tǒng)）2021/8/17140（2）保持地層壓力的重要性

①

可使油層保持充足能量。對于邊底水不活躍、彈性能小、氣油比低、壓力下降快的油藏尤為重要。

②

保持較長自噴期，且利于管理。③

可控制原油性質變化。防止脫氣引起的原油粘度增大、蠟質析出、流動性變差。2021/8/17141

④

有利于充分發(fā)揮工藝技術措施的作用，發(fā)揮中低滲透層的潛力?？墒箟毫?、酸化等措施效果長久。

⑤

可使油層結構保持穩(wěn)定。防止孔隙度和滲透率降低，防止介質變形。（對于低滲油田尤為重要）2021/8/171422、壓力水平的保持根據(jù)油藏的具體情況，國內先后開展了室內研究和礦場實驗。如針對勝坨油田二區(qū)沙一段進行數(shù)值模擬研究，當油藏開采半年，地層壓力低于飽和壓力10％時，地層中含氣飽和度1％；開采一年多，地層壓力低于飽和壓力20％時，含氣飽和度4％；當?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫?0％時，地層中含氣飽和度大于5％，地層內原油大量脫氣，氣油比為原始氣油比的16.24倍，原油粘度由12.2mPa·s上升到19.2mPa·s，單井產量和采油指數(shù)均比采用保持壓力開發(fā)下降50％。2021/8/17143大慶薩中地區(qū)西三斷塊天然能量開采試驗區(qū)，當?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫?0％時，生產氣油比已由52m3/t上升到152m3/t，單井日產油量由43t降到29t，此時油井結蠟嚴重，生產和管理困難，油井已接近停噴。

我國油田原油粘度較高，油井產量隨地層壓力下降而大幅度降低，因此保持壓力開發(fā)勢在必行，而壓力保持水平的確定顯得尤為重要。2021/8/17144①自噴開采保持壓力水平自噴條件下開采，地層壓力保持水平主要取決于采油井流動壓力的變化。采油井流動壓力直接關系著油井自噴能力的大小和油井產量的高低。降低流動壓力可提高油井產量，但流動壓力過低，井底附近出現(xiàn)油、氣、水三相流動，不僅影響產量，還會使油井失去自噴能力。油井自噴能力可用自噴壓差來表示。自噴壓差即油井的地層壓力與井筒中流體自井底舉升到井口所產生的壓力損失之差。因此，地層壓力越高，井筒中壓力損失越小，油井自噴能力越高；當?shù)貙訅毫Φ陀诰仓辛黧w自噴壓力損耗時，油井就會停止自噴。2021/8/17145根據(jù)大量自噴井開采資料統(tǒng)計分析，水驅開發(fā)油藏油井自噴能力主要受含水率影響，油井自噴壓差與含水率相關。一般油藏含水率超過60％以后，由于采油指數(shù)遞減速度加快，此時要繼續(xù)保持油井較高的產量，則地層壓力應有較大提高，而地層壓力過高，會給油藏開發(fā)帶來一系列的問題，如層間矛盾加劇，套管損壞速度加快