不同类型水驱油藏能量保持和利用状况分析及挖潜方向.ppt

（6）目前井网条件下驱油效率与波及系数测算 该方法的基础应用曲线是驱替特征曲线，根据矿厂的生产数据经核实后将油藏（或开发单元）的累积产水量Wp与累积产油量Np直接绘制在半对数坐标纸上，并可得到某一直线段的统计公式 ER－采收率，％ S－井网密度，ha/well（公顷/） A－截距，系数 b－斜率，系数 ED －驱油效率，% －波及系数，小数 2、地层能量保持和利用状况分析评价 水驱储量采收率偏低 利用不同井网密度下对应的采收率，求取当前井网条件下的驱油效率和波及系数 驱油效率： ED =10a=38.67% 波及体积系数： Ev =e-0.0367*6.6 = 78.41% ER = 10ae-2.3bS = 38.673e-0.0367S 计算采收率：30.3% 根据谢尔卡乔夫公式，可以得到： 按照水驱地质储量2000万吨估算 利7沙二段油藏油层驱油效率38.67是正常但偏低的，但是注采对应性差造成水驱效果偏差，即利7沙二段油藏有50%以上油井长期多层合注合采，造成渗透率较低的非主力层难以充分发挥作用，且至今没有形成能适应非主力层分布特点的、相对独立的注采系统以适应其开发的需要，从而造成驱油效率偏低。 （6）目前井网条件下驱油效率与波及系数测算 2、地层能量保持和利用状况分析评价 （4）地层能量利用状况分析评价 2、地层能量保持和利用状况分析评价 三季度补充完善内容 A、存水率与采出程度关系显示实际与理论偏差较大，油藏存水率偏低 B、耗水比与采出程度关系显示实际与理论偏差较大，油藏耗水比偏高 C、含水率评价，低含水期含水上升率过高，影响开发效果，开采规律出现偏移 D、水驱储量明显大于动用地质储量，目前上报动用地质储量偏低 E、利7沙二段油藏油层驱油效率38.67是正常但偏低的，但是注采对应性差造成水驱效果偏差，即利7沙二段油藏有50%以上油井长期多层合注合采，造成渗透率较低的非主力层难以充分发挥作用，且至今没有形成能适应非主力层分布特点的、相对独立的注采系统以适应其开发的需要，从而造成驱油效率偏低 F、水驱储量采收率30.3%，偏低 (二) 利7断块区工作进展 2、地层能量保持和利用状况分析评价 3、产液结构调整技术经济政策研究 4、挖潜方向 1、油藏地质特征和开发状况 三、完成主要工作 *合理注采比的确定 *最大产液量计算 *合理提液时机确定 *经济政策界限研究 确定利7块压力稳定的注采比为1.0 利7块年注采比与年地层压力变化关系图(1989年-2006年) (1)合理注采比的确定 3、产液结构调整技术经济政策研究 年地层压力变化值 = 3.3081×年注采比 – 3.3556 年注采比 年地层压力变化值+3.3556 3.3081 = ? 利7块压力稳定的注采比为1.0 3、产液结构调整技术经济政策研究 2006年12月平均 单元日产液量 2089吨/天 含水92.7% 单元日注水量 1855方/天 折算注水量 单元日注水量 2171方/天 日注水缺口量 316方/天 (1)合理注采比的确定 (2)平均单井最大产液量预测 3、产液结构调整技术经济政策研究 原理：利用最大生产压差确定抽油井的单井最大产液量 各种泵径抽油井的最大产液量是指在实际可能达到的最大生产压差条件下的理论排量。它要求泵效较高，应是实际可能达到的最高泵效；泵下入到最大深度；依照实际情况选用可能达到的较大的工作参数。 目前地层压力下的最大生产压差 原始地层压力下的最大生产压差 目前地层总压降 3、产液结构调整技术经济政策研究 原理：利用最大生产压差确定抽油井的单井最大产液量 目前地层压力下的最大生产压差 目前地层压力 地层压力下的最小流压 最低流压不能低于饱和压力10.06兆帕 (2)平均单井最大产液量预测 计算抽油井最小流动压力方法 ：最小井底流压，Mpa ：井口套管压力，Mpa ——混合原油密度，小数 ——泵下入最大深度，m ——动液面深度，m； ——油、气、水混合比重，小数 ——油层中部深度，m 动液面—泵 泵—井 底 B平均单井最大产液量预测 (1)技术经济政策界限研究 3、产液结构调整技术经济政策研究 原理：利用最大生产压差确定抽油井的单井最大产液量 B平均单井最大产液量预测 (1)技术经济政策界限研究 3、产液结构调整技术经济政策研究 参数选取——各种有杆深井泵实际最大排量 泵效达到70% 根据利7块历年末的单元平均泵效是64.8%，最高达到72%.1，考虑目前油井井况，取值70%，根据泵效与沉没度关系图，相当于沉没度在650m时的泵效 泵效% 沉没度 m B平均单井