【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(dòng)方式的油藏，存水率和水驅(qū)指數(shù)不可類(lèi)比，只能油藏自身進(jìn)行比較變化狀況，評(píng)價(jià)某一階段的注水效果。從圖上可以看出，在理論上，對(duì)應(yīng)同一個(gè)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(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)實(shí)例分析第5章 軟件編制及開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)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(guò)早水淹，在多層開(kāi)采的情況下由于層間干擾，注入水沿著水淹通道，直接在對(duì)應(yīng)油井的高滲透層段采出，造成大量水的無(wú)效采出。對(duì)于上傾尖滅型的油藏，油層物性差，油水井連通性差，啟動(dòng)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(píng)價(jià)方法存水率和水驅(qū)指數(shù)是綜合評(píng)價(jià)注水開(kāi)發(fā)效果的兩項(xiàng)重要指標(biāo)。對(duì)于高滲透開(kāi)發(fā)層系，油層平均滲透率高，油水井連通狀況好，油層動(dòng)用程度高，開(kāi)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(duì)于同一廣義注采比，隨著含水率的增加，廣義存水率越來(lái)越低。因此，廣義存水率能夠真正的體現(xiàn)水驅(qū)開(kāi)發(fā)油田的開(kāi)發(fā)效果。油田邊底水的侵入同樣會(huì)起到補(bǔ)充地層能量的作用有時(shí)甚至起主要作用，此時(shí)存水率的值會(huì)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(huì)起到維持地層能量的作用，而此時(shí)存水率的值會(huì)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(gè)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。基于存水率和水驅(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(kāi)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(píng)價(jià)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(cè)）存水率標(biāo)在對(duì)比圖版上，即可評(píng)價(jià)油田開(kāi)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(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)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(lái)評(píng)價(jià)其水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果。所計(jì)算的存水率若沒(méi)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(chǔ)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(shí)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(duì)于注水開(kāi)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(dòng)指數(shù)為 （25）氣頂驅(qū)動(dòng)指數(shù)為 （26）彈性驅(qū)動(dòng)指數(shù) （27）天然水驅(qū)動(dòng)指數(shù) （28）人工水驅(qū)動(dòng)指數(shù) （29）驅(qū)動(dòng)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(chǔ)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(píng)價(jià)方法與計(jì)算機(jī)軟件評(píng)價(jià)相結(jié)合，對(duì)油田水驅(qū)效果進(jìn)行評(píng)價(jià)分析。 研究?jī)?nèi)容（1） 對(duì)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(píng)價(jià)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(duì)象，只不過(guò)針對(duì)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(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)，首先建立了水油比與累積產(chǎn)油量的半對(duì)數(shù)統(tǒng)計(jì)直線關(guān)系[13]。對(duì)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(píng)價(jià)其水驅(qū)效果時(shí)，由于沒(méi)有考慮水侵量，導(dǎo)致上述兩個(gè)指標(biāo)均為負(fù)值。在注水開(kāi)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(guó)石油學(xué)會(huì)（API）的采收率委員會(huì)對(duì)北美和中東地區(qū)的72個(gè)水驅(qū)砂巖油田的水驅(qū)可采儲(chǔ)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(kāi)發(fā)效果的評(píng)價(jià)，目前現(xiàn)場(chǎng)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(gè)方面進(jìn)行分析。編制軟件從而對(duì)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(píng)價(jià)。建立水驅(qū)效果評(píng)價(jià)模型，綜合運(yùn)用上述模型，應(yīng)用到油田水驅(qū)效果評(píng)價(jià)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(chǔ)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(duì)于飽和油藏（），可以根據(jù)不同驅(qū)動(dòng)能量的組合得到如下不同驅(qū)動(dòng)類(lèi)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(shì)；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(duì)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)減小；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(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)的同時(shí)，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(guò)各種方法，借鑒同類(lèi)油藏的結(jié)果確定出可靠的采收率后，才能客觀評(píng)價(jià)水驅(qū)開(kāi)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(duì)具體油藏，可選擇其中幾種適應(yīng)性較好的公式來(lái)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(chǔ)量）程度下的油水粘度比（）和存水率（）關(guān)系曲線，即可作為評(píng)價(jià)不同類(lèi)型油田存水率大小的對(duì)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(píng)價(jià)油田注水開(kāi)發(fā)效果的兩個(gè)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(kāi)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(duì)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(lài)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(duì)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(shí)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?jiǎng)佑脿顩r較差，油井低能量，水驅(qū)指數(shù)上升趨勢(shì)緩慢，而存水率呈大幅下滑趨勢(shì)，對(duì)上傾尖滅區(qū)和低滲透區(qū)域?qū)嵤┱w高壓注水，動(dòng)用狀況改善，存水率下降趨勢(shì)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(lái)提高水驅(qū)油效率，大量提液來(lái)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(shí)，必須做細(xì)致分析，同時(shí)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(chǔ)層連通性差。（1）高壓增注。 減少無(wú)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(kāi)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(wú)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(wú)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(jiàn)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(shí)，要結(jié)合油層壓力的變化加以分析，才能得出正確結(jié)論