水驱效果评价

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1、水驱开发效果评价水驱开发效果评价水水驱驱开开发发效效果果评评价价井网适应性评价井网适应性评价水驱储量控制程度水驱储量控制程度水驱储量动用程度水驱储量动用程度采收率采收率含水率含水率存水率和水驱指数存水率和水驱指数注水量注水量能量保持和利用程度能量保持和利用程度剩余可采储量采油速度剩余可采储量采油速度年产油量综合递减率年产油量综合递减率1、井网适应性评价、井网适应性评价井网、井距合理？井网、井距合理？层系划分？层系划分？注水见效？注水见效？注采对应状况？注采对应状况？注水方向与裂缝匹配？注水方向与裂缝匹配？2、水驱储量控制程度水驱储量控制程度 水驱控制程度的评价标准水驱控制程度的评价标准 3、水

2、驱储量动用程度水驱储量动用程度 水驱曲线进行计算水驱曲线进行计算 储量动用程度的评价标准储量动用程度的评价标准 4、采收率、采收率 采收率是反映注水开发油田水驱开发效果好坏的综合采收率是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，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异。例如当油田经历层系细分

3、，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。等之后，油藏采收率的预测值也会相应发生改变。 标定方法：水驱曲线、产量递减曲线、童氏图版等标定方法：水驱曲线、产量递减曲线、童氏图版等5、含水率、含水率A、含水采出程度的实际曲线与理论曲线的比较含水采出程度的实际曲线与理论曲线的比较B、根据目前状况确定极限含水时采收率根据目前状况确定极限含水时采收率Rm与与由油藏由油藏地质特征参数评价出的油藏最终采出程度（油藏采收率）地质特征参数评价出的油藏最终采出程度（油藏采收率）R Rgmgm的的比（采出程度比）比（采出程度比）采出程度比评价标准采出程度比评价标准Rm的的计算有三种方法：计

4、算有三种方法：A A、应应用用油油水水粘粘度度比比确确定定注注水水开开发发油油田田的的含含水水率率与与采采出出程度程度式中：式中：含水率，小数；含水率，小数； R采出程度，小数；采出程度，小数； Rm最终采出程度，小数；最终采出程度，小数； a a、DD与油水粘度相关的统计常数，小数。与油水粘度相关的统计常数，小数。 D、a的取值的取值B B、应应用用童童宪宪章章推推导导的的半半经经验验公公式式确确定定注注水水开开发发油油田田的的含含水率与采出程度水率与采出程度 C C、通通过过实实际际油油藏藏的的具具体体生生产产数数据据，应应用用下下述述七七种种采采出出程程度度与与含含水水率率的的关关系系曲

5、曲线线进进行行回回归归分分析析获获得得具具体体的的反反映映该该油油藏藏含水率与采出程度的含水率与采出程度的计计算表达式算表达式 6、存水率与水驱指数、存水率与水驱指数A、与理论曲线比较与理论曲线比较B、用经验公式确定采收率用经验公式确定采收率油藏地质特征参数评价出的油藏地质特征参数评价出的油藏最终采出程度（油藏采收率）油藏最终采出程度（油藏采收率）R Rgmgm的比（采出程度比）的比（采出程度比）RR采出程度，小数；采出程度，小数；ESES累积存水率，小数；累积存水率，小数；ASAS、DSDS与油水粘度比有关的经验常数，小数；与油水粘度比有关的经验常数，小数； 评价标准同前评价标准同前7、注水

6、量、注水量 油油田田进进入入中中高高含含水水期期以以后后，随随着着注注水水量量的的不不断断增增加加，注注水水采采油油成成本本也也将将不不断断提提高高，注注入入水水指指标标作作为为衡衡量量注注水水开开发发效效果果的的一一个个方方面面反反映映了了注注水水开开发发的的效效果果。理理想想情情况况下下注注入入1 1PVPV的的水水时时能能驱驱替替出出全全部部地地下下原原油油时时的的效效果果最最好好，但但是是实实际际情情况况下下由由于于地地质质条条件件的的非非均均质质性性和和岩岩石石水水驱驱油油的的效效率率而而造造成成非非活活塞塞式式驱驱油油，使使得得注注入入水水的的驱驱油油效效率率降降低低。尤尤其其是是

7、中中高高含含水水时时期期，为为了了保保持持原原油油产产量量注注入入水水量量将将成成倍倍的的增增长长，造造成成了了采采油油成成本本的的提提高高，降降低低了了开开发发效效果果。对对于于注注水水量量的的评评价价，我我们们以以油油田田目目前前的的采采出出程程度度与与注注水水量量的的关关系系，外外推推至至最最终终采采出出程程度度时时的的累累积积注注水水量量（最最终终注注水水量量）来来评评价价注注水水量量。如如果果达达到到相相同同最最终终采采出出程程度度下下的的最最终终注注水水量量高高，说说明明采采油油成成本本高高，注注入入水水的的利利用用率率低低，水水驱驱开开发发效效果果差差；相相反反，如如果果最最终终

8、注注水水量量较较低低，说明注入水的驱油效率高，水驱开发效果好。说明注入水的驱油效率高，水驱开发效果好。RR采出程度，小数；采出程度，小数；Q Qi i累积注水量，万方；累积注水量，万方；aa直线斜率；直线斜率；bb直线截距直线截距 油田注水开发效果中，累积注水量与采出程度在半对数油田注水开发效果中，累积注水量与采出程度在半对数坐标上呈直线关系。如果油田在开发某一时期期以目前的水坐标上呈直线关系。如果油田在开发某一时期期以目前的水驱开发效果的发展趋势进行开发（不做任何大的开发调整），驱开发效果的发展趋势进行开发（不做任何大的开发调整），则该直线段将一直持续到开发结束。根据该曲线特征，我们则该直线

9、段将一直持续到开发结束。根据该曲线特征，我们将目前的采出程度与累积注水量曲线进行外推至地质评价结将目前的采出程度与累积注水量曲线进行外推至地质评价结果油藏的最终采出程度果油藏的最终采出程度RgmRgm对应的累积注水量时刻，这时的对应的累积注水量时刻，这时的累积注水量的高低作为评价注水量的效果的好坏。累积注水量的高低作为评价注水量的效果的好坏。 累积注水量的评价标准累积注水量的评价标准 8、能量的保持水平和能量的利用程度能量的保持水平和能量的利用程度 地地层层能能量量的的保保持持水水平平主主要要反反映映在在地地层层压压力力的的保保持持程程度度及及该该地地层层压压力力水水平平下下是是否否满满足足排

10、排液液量量的的需需要要。合合理理的的地地层层压压力力水水平平不不仅仅可可以以取取得得较较高高的的采采收收率率，而而且且降降低低了了注注水水开开发发的的难难度度。地地层层压压力力高高，要要求求高高的的注注入入压压力力并并且且注注水水设设备备具具有有高高的的承承压压能能力力，这这使使得得注注水水工工艺艺变变得得复复杂杂；地地层层压压力力低低，虽虽然然易易于于注注水水，但但是是当当地地层层压压力力低低于于饱饱和和压压力力进进入入溶溶解解气气驱驱时时，可可能能会会使使得得原原油油采收率降低。采收率降低。 一般认为，当地层压力保持在某一水平时，再增加一般认为，当地层压力保持在某一水平时，再增加地层压力对

11、原油采收率影响不大。在该压力水平下，既地层压力对原油采收率影响不大。在该压力水平下，既能满足排液的需求，同时又能满足注水量的需要。我们能满足排液的需求，同时又能满足注水量的需要。我们认为该地层压力属于合理的压力保持水平。认为该地层压力属于合理的压力保持水平。 a）一一类类：地地层层压压力力为为饱饱和和压压力力的的85%以以上上，能能满满足足油油井井不不断断提提高高排排液液量量的的需需要要，该该压压力力下下不不会会造造成成油油层层脱脱气气；对对于于低低饱饱和和油油藏藏，原原油油物物性性随随压压力力下下降降变变化化不不大大，具具有有低低的的生生产产气气油比，地层压力保持程度主要以满足油井排液量的需

12、要；油比，地层压力保持程度主要以满足油井排液量的需要；b）二二类类：地地层层压压力力下下降降虽虽未未造造成成油油层层脱脱气气，但但不不能能满满足足油油井提高排液量的需要；井提高排液量的需要；c）三三类类：地地层层压压力力的的下下降降即即造造成成了了油油层层脱脱气气，也也不不能能满满足足油井提高排液量的需要。油井提高排液量的需要。 地层能量的利用程度是指人们在油田开发过程中对天然地层能量的利用程度是指人们在油田开发过程中对天然能量和人工注入水能量的利用程度。油藏的天然能量是指在能量和人工注入水能量的利用程度。油藏的天然能量是指在成藏过程中形成的弹性能量，溶解气能量，气顶能量，边、成藏过程中形成的

13、弹性能量，溶解气能量，气顶能量，边、底水能量和重力能量等。国内外油藏开发的时间证明，对于底水能量和重力能量等。国内外油藏开发的时间证明，对于天然能量充足的油藏，合理利用天然能量其开发效果最好，天然能量充足的油藏，合理利用天然能量其开发效果最好，采收率高。对于天然能量不充足的油藏，采用溶解气驱开发采收率高。对于天然能量不充足的油藏，采用溶解气驱开发效果最差，采收率低。因此，注水开发过程中，在使地层压效果最差，采收率低。因此，注水开发过程中，在使地层压力处于合理的保持水平的前提下，充分利用地层能量可使得力处于合理的保持水平的前提下，充分利用地层能量可使得开发效果得到较好的改善。开发效果得到较好的改

14、善。 油田对天然能量的利用程度的衡量主要是通过油井的油田对天然能量的利用程度的衡量主要是通过油井的平均生产压差的大小反映。其评价主要分为以下三类：平均生产压差的大小反映。其评价主要分为以下三类： a）油井的平均生产压差逐年增大；油井的平均生产压差逐年增大； b）油井的平均生产压差逐年基本稳定（油井的平均生产压差逐年基本稳定（10%10%以内）；以内）；c c）油井的平均生产压差逐年减小。油井的平均生产压差逐年减小。 a）油井的平均生产压差逐年增大油井的平均生产压差逐年增大 如果地层压力处于合理的地层压力保持水平之上，可如果地层压力处于合理的地层压力保持水平之上，可以降低地层压力，减小生产流压使

15、得地层能量得到发挥，以降低地层压力，减小生产流压使得地层能量得到发挥，有利于提高采收率。如果地层压力处于合理地层压力保持有利于提高采收率。如果地层压力处于合理地层压力保持水平之下，油井的平均生产压差逐年增大将使得开发效果水平之下，油井的平均生产压差逐年增大将使得开发效果变差，有可能降低了采收率。变差，有可能降低了采收率。 b）油井的平均生产压差逐年基本稳定（油井的平均生产压差逐年基本稳定（10%10%以内）以内） 如果地层压力处于合理的地层压力保持水平之上，油如果地层压力处于合理的地层压力保持水平之上，油井的平均生产压差逐年基本稳定，使得天然或人工注入水井的平均生产压差逐年基本稳定，使得天然或

16、人工注入水能量没有得到利用，过高的地层能量相反还会增加注水开能量没有得到利用，过高的地层能量相反还会增加注水开发成本，达到相同采收率下具有较高的技术于经济负担。发成本，达到相同采收率下具有较高的技术于经济负担。如果地层压力处于合理地层压力保持水平，油井的平均生如果地层压力处于合理地层压力保持水平，油井的平均生产压差逐年基本稳定，是有利于提高注水开发效果。产压差逐年基本稳定，是有利于提高注水开发效果。 c c）油井的平均生产压差逐年减小油井的平均生产压差逐年减小 油井的平均生产压差逐年减小，说明开发过程中油井的平均生产压差逐年减小，说明开发过程中对天然能量的利用是在降低。该情况表明油藏天然或对天

17、然能量的利用是在降低。该情况表明油藏天然或人工注入水能量已不充足，地层能量需要得到补充。人工注入水能量已不充足，地层能量需要得到补充。 9、剩余可采储量的采油速度剩余可采储量的采油速度 综合反映了目前开发系统下（井网、注水方式、注采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，说明油田生产可能具有较高的生产能力，在相同条度高，说明油田生产可能具有较高的生产能力，在相同条件下，高的剩余油可采储量的采油速度越高，投资回收期件下，高的剩余油可采储量的采油速度越高，投资回收期越短，油田开发可以取得

18、较好的经济效益。如果剩余油可越短，油田开发可以取得较好的经济效益。如果剩余油可采储量的采油速度低，说明油田生产生产能力低，低的生采储量的采油速度低，说明油田生产生产能力低，低的生产能力一方面是由油藏的地质条件所决定，另一方面也可产能力一方面是由油藏的地质条件所决定，另一方面也可能是由于开发布局不合理造成，使得油田开发投资大，回能是由于开发布局不合理造成，使得油田开发投资大，回收期时间长，经济效益差。收期时间长，经济效益差。 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之值。年末的剩余可采储量之值。 剩余油可采储量的采油速

19、度不仅受人为因素的影响，而且剩余油可采储量的采油速度不仅受人为因素的影响，而且要受到开发阶段的限制。对于一个油田，虽然生产初期油水分要受到开发阶段的限制。对于一个油田，虽然生产初期油水分布较为均匀，单井平均年产油量可以达到很高的水平，但是由布较为均匀，单井平均年产油量可以达到很高的水平，但是由于剩余油可采储量基数大，油田处于建产期，油田年产油量不于剩余油可采储量基数大，油田处于建产期，油田年产油量不可能达到很高，剩余油可采储量的采油速度也不能达到很高的可能达到很高，剩余油可采储量的采油速度也不能达到很高的水平。随着地下可采储量的不断采出，可采储量的降低，油田水平。随着地下可采储量的不断采出，可

20、采储量的降低，油田处于全面投产期，此时剩余油可采储量的采油速度可以达到最处于全面投产期，此时剩余油可采储量的采油速度可以达到最高的水平；油田开发后期，地下油水分布很不均匀，剩余油分高的水平；油田开发后期，地下油水分布很不均匀，剩余油分散，大范围的剩余油已经很少，主要在注采井网控制不住的、散，大范围的剩余油已经很少，主要在注采井网控制不住的、断层遮挡、受微构造控制的和正韵律厚层上部等地区成零散分断层遮挡、受微构造控制的和正韵律厚层上部等地区成零散分布；部分注入水的性质发生转变，主要是在油层高渗透带和布；部分注入水的性质发生转变，主要是在油层高渗透带和“大孔道大孔道”中形成无效的短路循环，不仅起不

21、到驱油的作用，而中形成无效的短路循环，不仅起不到驱油的作用，而且还要压制和干扰其他油层。这些因素都使得可采储量的开采且还要压制和干扰其他油层。这些因素都使得可采储量的开采难度越来越大。虽然剩余油可采储量减小，但是油田处于递减难度越来越大。虽然剩余油可采储量减小，但是油田处于递减期年产油量不断下降，剩余油可采储量的采油速度降低。期年产油量不断下降，剩余油可采储量的采油速度降低。 剩余油可采储量的采油速度评价标准表剩余油可采储量的采油速度评价标准表(%)(%) 10、年产油量综合递减率年产油量综合递减率 年年产产油油量量综综合合递递减减率率反反映映了了油油田田在在某某一一阶阶段段的的地地下下油油水

22、水运运动动和和分分布布状状况况及及生生产产动动态态特特征征。由由于于扣扣除除当当年年新新井井的的年年产产油油量量，老老井井的的产产量量变变化化反反映映出出原原井井网网下下地地下下油油水水分分布布状状况况。一一般般油油田田处处于于稳稳产产和和中中含含水水开开采采阶阶段段，油油田田生生产产能能力力旺旺盛盛，原原油油产产量量呈呈上上升升趋趋势势。如如果果年年产产油油量量基基本本保保持持不不变变或或呈呈上上升升趋趋势势，年年产产油油量量综综合合递递减减率率较较大大，说说明明原原油油产产量量是是靠靠新新井井产产量量接接替替，但但对对于于老老井井的的开开发发效效果果没没有有得得到到改改善善，或或是是前前期

23、期开开发发调调整整对对老老井井没没有有影影响响；如如果果年年产产油油量量基基本本保保持持不不变变或或呈呈上上升升趋趋势势，年年产产油油量量综综合合递递减减率率较较小小，说说明明原原油油产产量量部部分分是是靠靠新新井井产产量量接接替替，老老井井的的递递减减率率低低可可能能是是由由于于原原开开发发层层系系或或井井网网得得到到了了调调整整后后，开开发发效效果果有有所所好好转转。当当油油田田生生产产处处于于产产量量递递减减或或高高水水期期，油油田田产产量量不不可可挽挽回回地地处处于于递递减减阶阶段段，此此时时油油田田的的各各项项工工作作都都是是以以减减缓缓递递减减速速度度，进进一一步步改改善善开开发发

24、效效果果为为主主。年年产产油油量量综综合合递递减减率率的的下下降降越小，说明开发效果越好。越小，说明开发效果越好。 年产油量综合递减率的大小不仅受人为因素的控制，而且要年产油量综合递减率的大小不仅受人为因素的控制，而且要还受到开发阶段的限制。还受到开发阶段的限制。对于一个油田，生产初期油藏内存在大对于一个油田，生产初期油藏内存在大面积可动原油，其原油生产处于无水采油或低含水，原油产量的面积可动原油，其原油生产处于无水采油或低含水，原油产量的递减可以通过适当调整开发层系与注采方式使得原油产量得到回递减可以通过适当调整开发层系与注采方式使得原油产量得到回升；油田处于中含水期时，高渗透层虽以全面见水

25、，但水洗程度升；油田处于中含水期时，高渗透层虽以全面见水，但水洗程度尚低，含油饱和度尚高，可继续发挥主力作用；中渗透层已经见尚低，含油饱和度尚高，可继续发挥主力作用；中渗透层已经见到注水效果，起到接替作用。因此，该阶段年产油量综合递减率到注水效果，起到接替作用。因此，该阶段年产油量综合递减率仍具有保持在小范围内递减的可能。当油田进入产量递减和高含仍具有保持在小范围内递减的可能。当油田进入产量递减和高含水期，由于注水时间长，采出程度高水期，由于注水时间长，采出程度高 ，地下油水分布很不均匀，地下油水分布很不均匀，剩余油分散，大范围的剩余油已经很少，主要在注采井网控制不剩余油分散，大范围的剩余油已经很少，主要在注采井网控制不住等地区呈零散分布，这使得油田开采难度增大，针对原有的区住等地区呈零散分布，这使得油田开采难度增大，针对原有的区块和油层地层原油接替能力差，如果不进行见效的措施调整原油块和油层地层原油接替能力差，如果不进行见效的措施调整原油产量递减快，阶段年产油量综合递减率可能处于很大的范围。产量递减快，阶段年产油量综合递减率可能处于很大的范围。 年产油量综合递减率评价标准表年产油量综合递减率评价标准表(%)(%)