【正文】 水率和水驅(qū)指數(shù)太小的重要因素，因此，不同驅(qū)動方式的油藏，存水率和水驅(qū)指數(shù)不可類比，只能油藏自身進(jìn)行比較變化狀況，評價某一階段的注水效果。從圖上可以看出，在理論上，對應(yīng)同一個注采比，隨著采出量的增加，含水率增高，注入地層中的水不斷排除，存水率隨著含水率增大而下降。軟件編制及開發(fā)效果評價實(shí)例分析第5章 軟件編制及開發(fā)效果評價實(shí)例分析本文采用Microsoft Visual Basic 。由于油田各層的沉積特點(diǎn)、物性變化的影響，在縱向上，注入水和邊水都是沿著物性好的油層快速推進(jìn)，從而使物性好的油層過早水淹，在多層開采的情況下由于層間干擾，注入水沿著水淹通道，直接在對應(yīng)油井的高滲透層段采出，造成大量水的無效采出。對于上傾尖滅型的油藏，油層物性差，油水井連通性差，啟動壓力高，注水井普遍注水差，并且這些井分布比較集中。排除上述因素，存水率與水驅(qū)指數(shù)下降減慢或曲線上翹，則是由于措施產(chǎn)生了效果[11]。 評價方法存水率和水驅(qū)指數(shù)是綜合評價注水開發(fā)效果的兩項(xiàng)重要指標(biāo)。對于高滲透開發(fā)層系，油層平均滲透率高，油水井連通狀況好，油層動用程度高，開發(fā)后期主體區(qū)域大面積水淹，注水效率較低。圖33 廣義存水率含水率理論曲線由圖33可以看出，對于同一廣義注采比，隨著含水率的增加，廣義存水率越來越低。因此，廣義存水率能夠真正的體現(xiàn)水驅(qū)開發(fā)油田的開發(fā)效果。油田邊底水的侵入同樣會起到補(bǔ)充地層能量的作用有時甚至起主要作用，此時存水率的值會減小，表現(xiàn)出注入水利用率降低的假象；反之，如果存在注入水外溢，則不會起到維持地層能量的作用，而此時存水率的值會增大，表現(xiàn)出注入水利用率升高的假象。上述傳統(tǒng)存水率的定義表明，它是反映油田注水利用率的一個指標(biāo)，亦即為注入水存留在地層中的比率，傳統(tǒng)存水率與注采關(guān)系密切?；诖嫠屎退?qū)指數(shù)的物理意義，提出了廣義存水率和廣義水驅(qū)指數(shù)的定義，應(yīng)用廣義存水率和廣義水驅(qū)指數(shù)可以反映具有邊、底水油田的注水開發(fā)效果，并考慮到了油田彈性能量的作用。表4列出了關(guān)系曲線的截距（）和斜率（），統(tǒng)計(jì)公式則表示為： （274）根據(jù)所評價油田油水粘度比（）的大小，將油田不同采出（可采）程度下實(shí)際（或預(yù)測）存水率標(biāo)在對比圖版上，即可評價油田開發(fā)效果。%，但是公式（262）和公式（267）確定的采收率與其他公式確定的采收率相差較大，可以認(rèn)為這兩種方法不適合確定該區(qū)塊的采收率，%。ｂ含水率與采出程度的理論曲線童氏標(biāo)準(zhǔn)曲線公式為： （269）式中，為采出程度；為含水率；，為校正系數(shù)。利用典型的水驅(qū)曲線，推導(dǎo)出了典型的存水率曲線目前，用于水驅(qū)開發(fā)效果評價的方法，是以一維油水兩相滲流理論為基礎(chǔ)，利用流管法并考慮滲透率非均質(zhì)性建立理論的含水率與采出程度曲線、存水率與采出程度曲線，然后將實(shí)際曲線同比例地繪制在理論曲線上，根據(jù)實(shí)際曲線與理論曲線的位置關(guān)系來評價其水驅(qū)開發(fā)效果。所計(jì)算的存水率若沒有去除邊水、底水與夾層水侵入，則應(yīng)采用相應(yīng)靜態(tài)地質(zhì)參數(shù)計(jì)算以扣除其影響。圖23 理想條件下累積存水率與含水率關(guān)系曲線在理想條件下，累積存水率與含水率關(guān)系曲線如圖23所示。2）系數(shù)的計(jì)算由（232）式，兩邊分別除以得： （241）令 （242）將（242）式、（243）式代入（241）式，則（241）式變?yōu)椋? （243）將（242）式、（243）式代人（241）式，則（241）式變?yōu)椋? （244）（243）式除以（242）式再變形，即得： （245）式中，、為水驅(qū)特征曲線系數(shù)；、為相關(guān)公式系數(shù)；為含水率，；為累積存水率，；、為累積產(chǎn)油量和累積產(chǎn)液量，；為地質(zhì)儲量，；、為累積注水量和累積產(chǎn)水，；為累積注采比。在高含水期，當(dāng)注采比，水驅(qū)指數(shù)可能出現(xiàn)負(fù)值。在高含水期間存水率可能出現(xiàn)負(fù)值。 存水率與水驅(qū)指數(shù)的概念 累積存水率和水驅(qū)指數(shù)的計(jì)算公式1）累積存水率的定義和計(jì)算公式累積存水率指的是到某一時刻為止，累積注水量與累積產(chǎn)水量之差比上累積注水量，即： （211）式中，為累積存水率，；為累積注水量，；為累積產(chǎn)水量，；對于注水開發(fā)油田，可以認(rèn)為地層壓力變化不大，即地層原油體積系數(shù)可以認(rèn)為是常數(shù)。溶解氣驅(qū)動指數(shù)為 （25）氣頂驅(qū)動指數(shù)為 （26）彈性驅(qū)動指數(shù) （27）天然水驅(qū)動指數(shù) （28）人工水驅(qū)動指數(shù) （29）驅(qū)動指數(shù)之和為1： 式中，為原始地層壓力，；為目前地層壓力，；為綜合壓縮系數(shù)；為目前地層原油兩體積系數(shù)，即；為原始含水飽和度；為原始溶解氣油比，；為目前溶解氣油比，；為原始?xì)怏w體積系數(shù)，；為目前氣體體積系數(shù)，；為原始地層原油兩相體積系數(shù)，；為累積生產(chǎn)氣油比，；為氣頂區(qū)內(nèi)天然氣原始地質(zhì)儲量，；為氣頂區(qū)的天然氣地下體積與含油區(qū)的原油地下體積比，計(jì)算方法為。并采用傳統(tǒng)的評價方法與計(jì)算機(jī)軟件評價相結(jié)合，對油田水驅(qū)效果進(jìn)行評價分析。 研究內(nèi)容（1） 對存水率和水驅(qū)指數(shù)進(jìn)行公式推導(dǎo)和計(jì)算。許多文獻(xiàn)已給出許多具體的評價指標(biāo)。水驅(qū)特征曲線和經(jīng)驗(yàn)公式是研究者們的共同研究對象，只不過針對各自的適用范圍或適用條件而分別不同罷了。1958年Wright根據(jù)油田的實(shí)際開發(fā)數(shù)據(jù)，首先建立了水油比與累積產(chǎn)油量的半對數(shù)統(tǒng)計(jì)直線關(guān)系[13]。對于邊底水能量較為充足的油田，用傳統(tǒng)的存水率和水驅(qū)指數(shù)評價其水驅(qū)效果時，由于沒有考慮水侵量，導(dǎo)致上述兩個指標(biāo)均為負(fù)值。在注水開發(fā)中油藏的地下存水率是保存在地下的累積注入水量與累計(jì)采水量之差與累積注入水量的百分比，反映注水利用效率狀況，地下存水率越低，注水利用率越低，注入水的驅(qū)替效果越差。19561967年美國石油學(xué)會（API）的采收率委員會對北美和中東地區(qū)的72個水驅(qū)砂巖油田的水驅(qū)可采儲量的經(jīng)驗(yàn)公式。1973年，沙卓諾夫首先提出乙型曲線，1981年沙卓諾夫推導(dǎo)出丙型曲線和丁型曲線；1994年有的俄羅斯工作者提出根據(jù)油水粘度比確定水驅(qū)特征曲線的標(biāo)準(zhǔn)。關(guān)于注水開發(fā)效果的評價，目前現(xiàn)場常從注采比的合理性、井網(wǎng)的水驅(qū)控制程度、注入水利用率和地層壓力維持程度幾個方面進(jìn)行分析。編制軟件從而對濮城西區(qū)沙二上47油藏注水狀況及注水效果進(jìn)行綜合評價。建立水驅(qū)效果評價模型，綜合運(yùn)用上述模型，應(yīng)用到油田水驅(qū)效果評價中去。則未飽和油藏的物質(zhì)平衡方程為： （21）水驅(qū)指數(shù)為 （22）邊水驅(qū)指數(shù)為 （23）人工水驅(qū)指數(shù)為 （24）式中，為原油原始地質(zhì)儲量，；為累積產(chǎn)油量，；為累積產(chǎn)水量，；為累積天然水侵量，；為原始地層原油體積系數(shù)；為目前地層原油體積系數(shù)；為地層水體積系數(shù)；為累積人工注水量，；為地層壓降，； 飽和油藏對于飽和油藏（），可以根據(jù)不同驅(qū)動能量的組合得到如下不同驅(qū)動類型油藏的物質(zhì)平衡方程。在油田的實(shí)際應(yīng)用中，存水率和水驅(qū)指數(shù)有累積和階段兩種定義。圖21 存水率與含水率理論曲線在理論上，隨著含水率上升，存水率呈下降趨勢；注采比不同，存水率隨含水率的下降程度不同：注采比越大，其下降越??；對于同一含水率，注采比越大，存水率越高。當(dāng)注采比，隨含水率的增加，水驅(qū)指數(shù)也增加，而且注采比越大，水驅(qū)指數(shù)隨含水率增加的幅度越大；當(dāng)注采比，隨著含水率的增加水驅(qū)指數(shù)減??；而且注采比越小，水驅(qū)指數(shù)隨含水率減小的幅度越大。在其他條件一定的情況下，累積注采比越大，存水率越大；累積注采比越小，存水率越小。累積注采比為1，這與理想條件下物質(zhì)平衡原理（注采平衡也就是體積平衡）相符。應(yīng)用累積存水率與含水率的關(guān)系進(jìn)行油田開發(fā)效果評價的同時，可有效指導(dǎo)油田進(jìn)行挖潛和調(diào)整措施的實(shí)施。該方法的關(guān)鍵是采收率的確定，只有通過各種方法，借鑒同類油藏的結(jié)果確定出可靠的采收率后，才能客觀評價水驅(qū)開發(fā)效果。上述公式均可用于水驅(qū)砂巖油藏采收率的計(jì)算，針對具體油藏，可選擇其中幾種適應(yīng)性較好的公式來估算，并以其平均值作為該油藏的采收率。將表22中參數(shù)代入經(jīng)驗(yàn)公式（262）～（268），%，%，%，%，%，%，%。這種不同采出（可采儲量）程度下的油水粘度比（）和存水率（）關(guān)系曲線，即可作為評價不同類型油田存水率大小的對比圖版。廣義存水率和廣義水驅(qū)指數(shù)第3章 廣義存水率和廣義水驅(qū)指數(shù)存水率和水驅(qū)指數(shù)是描述油田注水能量利用率及評價油田注水開發(fā)效果的兩個重要指標(biāo)，但傳統(tǒng)存水率和傳統(tǒng)水驅(qū)指數(shù)的概念具有一定的局限性，使其不能得到廣泛應(yīng)用。傳統(tǒng)存水率的定義為，注水開發(fā)油田的注入量與采水量之差占注入量的比例，有兩種體現(xiàn)形式，分別為累積存水率（）與階段存水率（）： （31） （32）式中，為階段注水量，；為階段產(chǎn)水量，；為累積注水量，；為累積產(chǎn)水量。但實(shí)際上，對維持地層能量、減緩地層壓力下降速度起作用的因素并不完全依賴于注入水的利用率。廣義存水率也體現(xiàn)了孔隙彈性變化對地層存水量的影響。圖31 某油田南區(qū)水侵量擬合曲線圖32 某油田南區(qū)水侵量擬合曲線在獲取了水侵量與時間的關(guān)系式后，可由式（315）和式（314）計(jì)算出實(shí)際的廣義存水率和廣義水驅(qū)指數(shù)；、根據(jù)式（318）和式（319）可得到廣義存水率、廣義水驅(qū)指數(shù)與含水率的理論曲線；從而得到圖33～34。單元動用狀況較差，油井低能量，水驅(qū)指數(shù)上升趨勢緩慢，而存水率呈大幅下滑趨勢，對上傾尖滅區(qū)和低滲透區(qū)域?qū)嵤┱w高壓注水，動用狀況改善，存水率下降趨勢減緩，水驅(qū)指數(shù)大幅提高。地下油水粘度比大的區(qū)塊，水驅(qū)油效果差，因此需要依靠增加注水量來提高水驅(qū)油效率，大量提液來采油，地下存水率較低。因此，在存水率與水驅(qū)指數(shù)高于理論值時，必須做細(xì)致分析，同時須觀察油藏壓力和注采比的變化，如果存水率與水驅(qū)指數(shù)高，壓力也高，則儲層連通性差。（1）高壓增注。 減少無效排液，提高地下存水率（1）封堵高含水強(qiáng)淹層。（3）隨著油田進(jìn)入特高含水開發(fā)階段，低效井逐年增多，這部分產(chǎn)油井產(chǎn)油少，產(chǎn)水多，造成注入水無效循環(huán)，可采取有效措施手段或關(guān)閉部分井，提高相鄰低含水井的生產(chǎn)壓差，可降低無效排水，改變液流方向，提高注水波及體積。圖56 繪制存水率與含水率實(shí)際曲線并與理論曲線比較圖57 繪制水驅(qū)指數(shù)與含水率實(shí)際曲線并與理論曲線比較將實(shí)際的存水率和相應(yīng)的含水率點(diǎn)在存水率理論曲線上（見圖56）。實(shí)際存水率和水驅(qū)指數(shù)的變化較大，反映出油藏注水狀況不正常。（4）在進(jìn)行存永率與水驅(qū)指數(shù)的變化時，要結(jié)合油層壓力的變化加以分析，才能得出正確結(jié)論