油田动态分析-课件.ppt

水驱油效率确定方法： a.室内水驱油试验结果 室内水驱油实验水驱倍数达到1.5～2.0时的水驱油效率或含水98%时的水驱油采收率。 b.油水相对渗透率曲线 根据油水相对渗透率曲线计算水驱油效率： 水驱油效率确定方法： c.水驱油效率经验公式 俞启泰等人根据25个油田岩心水驱油实验资料回归得到水驱油效率与油水粘度比，绝对渗透率的相关公式： 根据25个油田油水相对渗透率曲线计算的驱油效率相关公式： 各参数变化范围：Ed=0.5～0.769，μr=1.9～162.5，k=69～3000×10-3μm2。 水驱油效率确定方法： 根据岩心水驱油试验实际数据统计研究的河流相与三角洲相的水驱油效率Ed。 河流相：Ed=0.0388lgk-0.0801lgμr+0.5366 三角洲相：Ed=0.0467lgk-0.0847lgμr+0.5539 或根据陆上油田不同沉积类型，选择平均驱油效率。 确定合理注采井数比的方法： a.流度比平方根法 在面积注水条件下，最佳的油水井数比可近似的等于流 度比的平方根。 式中： M—流度比； 注采井数比—R b.吸水采液指数比平方根法 根据油藏的注采能力，从注采平衡角度考虑对油水井数比的要求。 Iw、JL—地下体积计算的吸水指数、产液指数,m3/MPa.d。 注采井数比—R 注采井数比—R c.根据井网形式确定注采井数比 开发早期： 3）大庆油区低渗透油田的六种经验公式： 公式四： 公式五： 公式六： 2）可采储量或水驱采收率确定方法 开发中期： 1）童宪章经验图版法 水驱油田含水—采收率有如下关系 用累积产油和地质储量可计算出采出程度R，根据对应的含水fw计算出采收率。也可根据水驱油藏含水率、采出程度和最终采收率得到的统计关系图版，用对应的查出相应的采收率ER。 2）可采储量或水驱采收率确定方法 开发中期： 2）水驱特征曲线法（大庆） ①普通坐标累积液油比（Lp/Np）与累积产水量（Wp）关系曲线计算NR： ②半对数坐标中累积产油量（Np）与累积产水量（Wp）的关系曲线计算NR ： 2）可采储量或水驱采收率确定方法 开发中期： 2）水驱特征曲线法（大庆） ③普通坐标中累积液油比（Lp/Np）与累积产液量（Lp）关系曲线计算NR ： ④半对数坐标中累积产液量（Lp）与累积产油量（Np）关系曲线计算NR： 2）可采储量或水驱采收率确定方法 开发中期： 2）水驱特征曲线法（辽河） 水驱特征曲线有多种形式的统计关系式。辽河的稀油和高凝油筛选出四种水驱特征曲线形式。 2）可采储量或水驱采收率确定方法 开发后期（处于产量递减阶段）： 1）指数型递减（n=∞） 可采储量计算公式： 2）双曲型递减 （ 1＜n＜∞） 可采储量计算公式： 2）可采储量或水驱采收率确定方法 开发后期（处于产量递减阶段）： 3）调和递减规律 （n=1） 可采储量计算公式： 4）衰减曲线型递减 （ n=0.5） 可采储量计算公式： 2）可采储量或水驱采收率确定方法 开发后期（处于产量递减阶段）： 符号说明： 2）可采储量或水驱采收率确定方法 1）影响采收率（水驱可采储量）的主要因素 2）确定采收率或可采储量常用方法 3）标定老区可采储量（采收率）的常用方法 4）老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段 可采储量与原油采收率 对于处于开发综合调整阶段的油田或区块，目前各油区针对实际情况，修正和统计了适合各自油田采收率的标定公式。 常用的可采储量（采收率）标定方法为：水驱特征曲线、递减曲线法和童宪章图版法，其次数值模拟法、井网密度法。 特别是大庆油区针对调整阶段的采收率标定方法作了很多探索性工作，以该油田为例： 3）老区水驱采收率的常用标定方法 前提： 为提高油田的水驱开发效果，往往采取加密调整、注采系统调整、压裂、补孔等调整措施。导致开发单元的水驱曲线发生变化，不能直接用于测算可采储量。 方法依据： 动态跟踪预测法是基于喇萨杏油田加密及综合调整阶段老井水驱曲线变化趋势得到的，用于加密调整及综合调整阶段老井可采储量预测。 （1）水驱曲线类： （包括甲、乙、丙、丁等各种曲线和童宪章图版法） ——大庆油田的动态跟踪预测法 统计二次加密调整较早区块基础井水驱曲线的变化，二次加密调整后，在经历一段时间稳定开采后，逐渐趋于稳定，形成了一条与原直线段基本平行的稳定直线段。 0 1 2 3 4 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 Np,10 4 t log(Wp) 稳定阶段 二次加密 调整阶段 1979 1988 北二区东部基础井水驱曲线 大庆油田的动态跟踪预测法 动态跟踪预测法示意图 1 10 100 0