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水驱效果评价

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效果 评价
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水驱开发效果评价水驱开发效果评价井网适应性评价水驱储量控制程度水驱储量动用程度采收率含水率存水率和水驱指数注水量能量保持和利用程度剩余可采储量采油速度年产油量综合递减率1、井网适应性评价井网、井距合理?层系划分?注水见效?注采对应状况?注水方向与裂缝匹配?2、 水驱储量控制程度水驱控制程度>85% 80%75%70%80% 75%70%65%95% 9590850 1 0 4 6  5 1 2  D、 应用童宪章推导的半经验公式确定注水开发油田的含水率与采出程度   通过实际油藏的具体生产数据 , 应用下述七种采出程度与含水率的关系曲线进行回归分析获得具体的反映该油藏含水率与采出程度的计算表达式)1lg )1)1  )1  1水率与水驱指数A、与理论曲线比较B、用经验公式确定采收率 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) 出程度比) 1R—— 采出程度 , 小数; 累积存水率 , 小数; 与油水粘度比有关的经验常数,小数;  047 水量油田进入中高含水期以后 , 随着注水量的不断增加 , 注水采油成本也将不断提高 , 注入水指标作为衡量注水开发效果的一个方面反映了注水开发的效果 。 理想情况下注入 1 但是实际情况下由于地质条件的非均质性和岩石水驱油的效率而造成非活塞式驱油 , 使得注入水的驱油效率降低 。 尤其是中高含水时期 ,为了保持原油产量注入水量将成倍的增长 , 造成了采油成本的提高 , 降低了开发效果 。 对于注水量的评价 , 我们以油田目前的采出程度与注水量的关系 , 外推至最终采出程度时的累积注水量 ( 最终注水量 ) 来评价注水量 。 如果达到相同最终采出程度下的最终注水量高 , 说明采油成本高 , 注入水的利用率低 , 水驱开发效果差;相反 , 如果最终注水量较低 ,说明注入水的驱油效率高 , 水驱开发效果好 。i  采出程度 , 小数; 累积注水量 , 万方;a—— 直线斜率;b—— 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),则该直线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果油藏的最终采出程度 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 3 语 好 较好 中等 较差 差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地层能量的保持水平主要反映在地层压力的保持程度及该地层压力水平下是否满足排液量的需要 。 合理的地层压力水平不仅可以取得较高的采收率 , 而且降低了注水开发的难度 。 地层压力高 , 要求高的注入压力并且注水设备具有高的承压能力 , 这使得注水工艺变得复杂;地层压力低 , 虽然易于注水 , 但是当地层压力低于饱和压力进入溶解气驱时 , 可能会使得原油采收率降低 。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。我们认为该地层压力属于合理的压力保持水平。a) 一类:地层压力为饱和压力的 85%以上 , 能满足油井不断提高排液量的需要 , 该压力下不会造成油层脱气;对于低饱和油藏 , 原油物性随压力下降变化不大 , 具有低的生产气油比 , 地层压力保持程度主要以满足油井排液量的需要;b) 二类:地层压力下降虽未造成油层脱气 , 但不能满足油井提高排液量的需要;c) 三类:地层压力的下降即造成了油层脱气 , 也不能满足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、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,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。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:a) 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( ± 10%以内);c)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。b) 油井的平均生产压差逐年基本稳定( ± 10%以内)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。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。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,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年末的剩余可采储量之值。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 ” 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。采出程度比 好 较好 中等 较差 差〈5 0 % >5 6 - 7 5 - 6 4 - 5 80% >4 50≤6 8>80% ≤7 9年产油量综合递减率评价标准表 (%)
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