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黄炳光教授的开发方案调整资料 3 开发评价

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黄炳光 教授 开发 方案 调整 资料 评价
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293 水驱开发效果评价指标体系及评价方法在前一章节中我们从油藏基础地质条件的角度,讨论了地质条件的差异性对水驱开发效果的影响,引用了模糊数学理论,介绍了注水开发油田的水驱开发效果的潜力评价与估算方法,使得人们对油田(区块)本身所具有的开发潜力有了较充分的认识。但是,一个油藏的最终采出程度(或水驱开发效果)不仅与自身的基础地质条件有关,而且还与开发的技术水平有关。油田(或区块)在注水开发过程中,由于各自油藏的地质特征不同,水驱开发效果会存在明显的差异;而地质特征比较相似的油田(或区块) ,在不同的人为因素控制下(开发层系划分、井网密度、注采井网布置、注采强度、开采方式、开发速度等方面的差异)所产生的水驱开发效果也不一样。因此,一个油藏的在某一开发时期的实际水驱开发效果不仅取决于油藏自身的基础地质条件,而且还取决于开发人员的技术水平。本章着重讨论水驱开发效果的评价指标体系,关于影响水驱开发效果的人为因素控制留在下一章讨论。驱开发效果评价指标分析几年来研究工作认为,反映注水开发油田的水驱开发效果的指标应表现为以下三个方面:(1)入油藏内的累计水量(包括天然水的边底水侵入量)的多少反映水驱效果的好坏。达到相同采出程度时,若注入油藏内的累计水量越少,则水驱开发效果越好;反之,若注入油藏内的累计水量越多,则水驱开发效果越差。(2)积注入水体积与油藏总孔隙体积之比) ,采出程度的大小反映水驱效果的好坏。在同一孔隙体积注入倍数下,若采出程度越大,则水驱开发效果越好;反之,若采出程度越小,则水驱开发效果越差。(3)质储量的动用程度与可采储量的相对大小(某一具体油藏在某一开发时期预测能够达到的可采储量与该油藏理应达到的可采储量之比)均是反映水驱效果好坏的重要指标。前两个方面从注水利用率的角度出发,考虑采出程度与累计注入水量的关系。因为油田开发注入的累计水量在某一时期所产生的作用不同,则水驱开发效果不同。在注水开发初期,注入的水主要用于维持地层压力,同时,也是为了提高水驱油的体积波及系数,不断增加对地质储量的控制程度,使得整个地质储量置于可动用地质储量之中,为取得较高的可采储量奠定基础。而到注水开发的中后期,注入的水除了具有以上两个作用外,其驱油效率也逐步提高,并发挥主要作用。因此,对注入水利用率的评价是衡量注水开发效果的一个不可缺少的方面。另外,对于动用地质储量与可采储量相对大小的评价是油田注水开发所关心的问题。油田注水开发过程中,所进行一切调整措施的最终目的就是为了增加油田可动用地质储量、提高可采储量。而油田动30用地质储量与可采储量是对注水开发油田中“体积波及系数”与“驱油效率”的一个综合反映。油藏地质储量的动用程度主要取决于体积波及系数。体积波及系数越高,油藏地质储量的动用程度也就越高,水驱开发效果也就好;相反,体积波及系数越低,油藏地质储量的动用程度也就越低,水驱开发效果也就越差。油藏可采储量的相对大小是由体积波及系数与驱油效率共同所决定的。只有在“体积波及系数越高、驱油效率也越高”的条件下,油藏可采储量的相对大小才可能大。综上所述,反映注水开发油田水驱开发效果的指标应包括:水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、可采储量、含水率、存水率、注水量、能量的保持和利用程度、剩余可采储量采油速度和年产油量综合递减率九个方面。驱开发效果评价指标的估算方法针对上述的反映注水开发油田水驱开发效果的九个指标:水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、可采储量、含水率、存水率、注水量,能量的保持和利用程度、剩余可采储量采油速度和年产油量综合递减率。下面分别介绍每一个指标的估算方法。28]。该指标的定义是从注水井与采油井相互连通的有效厚度评价水驱储量控制程度,认为只要注水井与采油井相互连通的有效厚度被射开,该有效厚度就已被控制住,对于注水井与采油井不连通的有效厚度不属于水驱储量控制范围内。但是从实际注水开发效果的角度分析,我们认为水驱储量控制程度是注入水体积波及系数的一个反映,其大小不仅受地质因素的影响,而且受到布井方式,开发井网等人为控制因素的影响。对于连通性好的油砂体,油水井连通程度高,注水波及区域大。而对于体积小而分散性大的小油砂体油藏,注入水很难起到较大面积的波及作用。另一方面,对于相同地质条件下,选择正确的注水方式、合理的井网密度、合理的注采强度等,也能提高水驱控制程度。因此,油藏地质条件和人为控制因素均是影响水驱控制程度大小的重要因素。估算水驱控制程度的方法较多,下面介绍两种比较实用的水驱控制程度的估算方法:油砂体法分油砂体法是一种经验统计方法,所需要的参数容易获得,估算结果也比较准确。31该方法主要用于分析不同井网密度对水驱控制程度的影响。分油砂体法估算水驱控制程度的表达式为 [11]:(3.1)((正方形井网: ( (47.式中:网密度,井/ ;油砂体周长,i—各油砂体面积,;油砂体地质储量,t;D—井距,i—各油砂体水驱控制程度,小数;M—开发单元水驱控制程度,小数。算法概算法是一种概率估算方法,所需要的参数也较容易获得,估算结果也比较准确。该方法主要用于分析不同井网密度和注采比以及布井方式对水驱控制程度的影响。概算法估算各油砂体水驱控制程度的表达式为 [14]:(22/ 式中:—采注井数比,小数; —单井系统单井控制面积与井距平方间的换算关系(四点=五点与九点 =1) ;其它符号同前。整个开发单元(油藏或区块)的水驱控制程度 M 值仍然采用公式 (算。公式(明,开发单元的水驱控制程度 M 值总是小于 1 的。M 值越大,表明水驱控制程度越高,则油藏的水驱开发效果越好;M 值越小,表明水驱控制程度越低,则油藏的水驱开发效果越差。表 注水开发油藏水驱控制程度的评价标准。表 驱 控制程度的评价标准评 语 差 较差 中等 较好 好32水驱控制程度(%) 总的吸水厚度与注水井总射开连通厚度比值,或总产液厚度与油井总射开厚度之比值 [28]。该水驱储量动用程度认为只要注水层位吸水或生产层位产液,就认为该层位储量已全部动用。该指标的定义是对水驱储量动用程度的粗略的估计,没有考虑开发层系内的非均质性及层间相互影响(如:注入水的窜流) 。因此,从实际的水驱开发效果角度分析,我们认为水驱储量的动用程度是水驱动用储量与地质储量的比值。储量动用程度一般随油田开发程度的加深而不断增加的。开发初期的储量动用程度增幅度较大,是因为生产规模在不断扩大、生产的原油也主要来自易开采区的原油;而开发后期储量动用程度也会有所增大,是因为所增大的储量动用程度来自于难开采区。可采储量一般不会随储量动用程度增大而成比例提高。虽然二者不是以线性成比例增长,但储量动用程度越高,可采储量也就越大。储量动用程度的计算方法可以采用丙型水驱特征曲线方法确定,丙型水驱特征曲线的数学表达式为:(* (3.8) P —累积产液量,万吨;累积产油量,万吨;水驱控制储量(可动油储量 ),万吨;N —地质储量,万吨;由油藏地质特征参数评价出的油藏最终采出程度,小数;储量动用程度,小数。从理论上讲,引用公式(算出的储量动用程度 应小于 1。但由于在实际的地质储量计算过程中,因为诸多原因致使地质储量偏小,进而致使 可能大于 1。储量动用程度 的大小直接反映注水开发油田的水驱开发效果。若储量动用程度越大,则注水开发油田的水驱开发效果越好;反之,若储量动用程度 越小,则注水开发油田的水驱开发效果越差。表 注水开发油田储量动用程度的评价标准。33表 量动用程度的评价标准等 级 好 较 好 中 等 较 差 差) >80 75~80 70~75 65~70 rD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。(水率 采出程度 R),应用公式(可以计算出相应油藏在目前开发模式下或水驱开发效果下的油田综合含水率达到经济极限含水率 的最终采出程度 。计算方法三: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(((1g()1g(36((l((别按上面七种关系式进行线性回归求出系数 A 和B 值后,按相关系数最大确定具体油藏的采出程度计算表达式。当油田综合含水率达到经济极限含水率 ,由确定出的具体油藏的采出程度计算表达式可以获得油藏的最终采出程度 所周知,注水开发油田的目前采出程度 R 不但与油藏地质条件和目前水驱开发效果有关,而且还与油藏的开发阶段有关。为了能够反映这一特征,我们特采用“由含水率与采出程度关系式预测出(或计算)油藏的最终采出程度 “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 ”的比值作为评价水驱开发效果在“含水率指标”方面的评价标准。为了叙述的方便,我们将这一比值称为“采出程度比” ,其相应的计算表达式为:×100% (理论上讲,采出程度比 一般是小于 1 的。但由于诸多原因使得个别油藏的采出程度比 大于 1。可能是油藏地质特征参数的偏差,使得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 小;可能是油藏生产动态参数的偏差,使得由含水率与采出程度关系式预测出或目前开发技术水平可能达到的油藏最终采出程度 出程度比 的大小反映了目前水驱开发技术水平或水驱开发效果。采出程度比 越高,说明目前开发效果好,目前开发技术水平可能达到的最终采出程度越接近地质评价得出的采出程度;相反,采出程度比 越小,说明目前开发效果差,目前开发技术水平可能达到的最终采出程度越小于地质评价得出的采出程度。表 评价采出程度比的评价标准。表 出程度比评价标准表评 语 差 较 差 中 等 较 好 好) 水率存水率分为累积存水率与阶段存水率。累积存水率是指累积注水量与累积采水量之37差和累积注水量之比(或未采出的累积注水量与累积注水量之比) ,通常人们也把累积存水率就称为存水率(或净注率) 。它是衡量注入水利用率的指标,也是衡量注水开发油田水驱开发效果的指标,累积存水率越高,注入水的利用率越高,水驱开发效果也就越高。累积存水率的计算表达式为:(10 f —累积存水率,%;累积注水量, p —累积采水量,m 3。阶段存水率是指阶段注水量与阶段采水量之差和阶段注水量之比(或未采出的阶段注水量与阶段注水量之比) 。它是衡量某一阶段注入水利用率的指标,也是衡量阶段注水开发油田水驱开发效果的指标,阶段存水率越高,该阶段注入水的利用率越高,该阶段水驱开发效果也就越高。阶段存水率的计算表达式为:(10 阶段存水率,% ;阶段注水量, 阶段采水量,m 3。累积存水率和阶段存水率的大小同注水开发油田的综合含水率一样,与开发阶段有关。累积存水率和阶段存水率均随注水开发油田的深入而不断减小,由油田开发初期的几乎为 1 的存水率逐渐减小到开发后期(或特高含水期)的几乎为 0。存水率是评价注水开发油田开发效果的一项重要指标。油田注水开发过程中,随原油采出增加量,综合含水不断上升,注入水则不断被排出,含水越高,排水量越大,地下存水率越小,阶段水驱油的效果变差。因此,可以利用地下存水率的大小评价其开发效果的好坏。通过水驱曲线的研究证明,任何一个水驱油藏的存水率和采出程度之间都存在一定的关系,而它的具体关系取决于油藏的最终采收率;也就是说,如果两个水驱油藏的最终采收率值相同,则它们存水率与采出程度的关系曲线到一定的开采阶段总会趋于一致。通过油藏存水率随采出程度的变化的趋势,评价出这个油藏的最终采出程度。由于油田开发的过程是一个不断调整和不断完善的过程,使得各阶段存水率与采出程度变化趋势不断改变,各阶段所对应的最终采出程度也不相同。存水率评价方法:38为了评价油田在目前开采阶段存水率是否正常,油田开发过程中存水率变化率趋势是否合理,不同类型油田应有可供对比的标准曲线。以下介绍应用经验公式确定存水率标准曲线,进而与油田实际存水率曲线进行对比的方法。由文献 [17]可以得到存水率与采出程度之间的关系:(1其中:R —采出程度,小数;累积存水率,小数; S —与油水粘度比有关的经验常数,小数。A S、D S 有由下面表达式确定:(据已知的油水粘度比,分别按(、 (求出 后,代入(后,可估算出该油田理论存水率与采出程度的关系。当油田累积存水率达到经济极限存水率 ,由确定出的具体油藏的采出程度计算表达式可以获得油藏的最终采出程度 于油田开发中的地质因素的非均质因素以及人为非均质开发的影响,使得“实际存水率和采出程度曲线”与“理论存水率和采出程度曲线”的曲线形态不一致,从该特征可以反映出注水开发效果的好坏。我们特采用“由实际存水率数据与采出程度关系”与“由油藏地质特征参数评价出的油藏最终采出程度为基础的理论含水率与采出程度曲线”进行对比分析,可以评价油田存水率是否正常,并预测经济极限存水率 的最终采出程度 过与地质评价结果油藏的最终采出程度 的比值作为评价水驱开发效果在水率指标”方面的评价标准。其相应的计算表达式见(其评价标准与表 价采出程度比的评价标准相同。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水时能驱替出全部地下原油时的效果最好,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,注入水量将成倍地增长,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39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。注水量的评价方法 [18]:注水油田开发进入中高含水期时,采出程度与累积注水量具有以下的统计规律:( —采出程度,小数;累积注水量,万方;a —直线斜率;b —直线截距。由(明,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以当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 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好坏的指标。反映水驱开发效果的累积注水量的评价标准见表 累积注水量的评价标准表评 语 好 较 好 中 等 较 差 差累积注水量(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,当地层压力达到某一水平时,再增加地层压力对原油采收率影响不大。在该压力水平下,即能满足排液的需求,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。根据地层压力保持程度和提高排液量的的需要,能量保持水平分为以下三类: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40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。当地层压力保持程度处于第一种情况,我们认为能量保持水平处于好的状态。当地层压力保持程度处于第二种情况,我们认为能量保持水平处于中等。当地层压力保持程度处于第三种情况,我们认为能量保持水平差。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。国内外油藏开发的实践证明,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。对于第一种情况,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。对于第二种情况,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与经济负担。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。对于第三种情况,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。余可采储量的采油速度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。41该指标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。根据剩余油可采储量的采油速度的开发特性,我们分别将开发阶段分为几个阶段进行评价,其评价标准见表 余油可采储量的采油速度评价标准表。表 余油可采储量的采油速度评价标准表(%)采出程度比 好 较好 中等 较差 差5 4~ 7 6~7 5~6 4~5 80% >9 9~ 6~50~80% ≤6 6~ >8>80% ≤7 7~ >驱开发效果评价指标的应用分析综上所述,反映注水开发油田水驱开发效果的指标应包括:水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、可采储量、含水率、存水率、注水量、能量的保持和利用程度、剩余可采储量采油速度和年产油量综合递减率九个方面。其中水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、可采储量从水驱特征状况反映了水驱开发效果对储量的影响,这些指标一般是油田最为关注的主要指标,对油田开发评价起着决定性影响;含水率、存水率分别从地下和地面产水状况、地层油水分布状况反映油田含水是否正常,并可以预测注入水的驱替作用对开发效果的影响,对注水开发效果评价起着辅助性评价作用;注水量、能量的保持和利用程度、剩余可采储量采油速度、年产油量综合递减率是从水驱开发效果的技术经济的角度,评价在相同的采出程度或达到相同的可采储量的情况下,是否可以减少注入水量,充分利用地层天然能量,起到高效快速开发油藏的目的。因此,图 我们对注水油田开发效果评价建立的指标评价体系图。水驱开发效果水驱储量控制程度水驱储量动用程度可采储量含水率存水率注水量能量的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图 驱开发效果评价指标体系图42
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