【文章內容簡介】 NBRANBRAOsBNRRR I PE曙三區(qū)階段存水率與采出程度關系曲線0 5 10 15 20 25 30采出程度（%）Es階段RIP=存水率與油水粘度比關系評價 注水油田存水率與油水粘度比有如下關系： Ei=Ae－ R 式中： Ae――― 統(tǒng)計常數(shù) 統(tǒng)計常數(shù)表 RR（ %） 40 60 80 Ae 可采儲量采出程度 RR40% 60% 80%油水粘度比 存水率μREi Ei Ei 曙四區(qū)油水粘度比1 2 3 4 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 60 70 80 90 100 200 300 400 500 曙四區(qū)存水率與油水粘度比關系曲線011 10 100 1000油水粘度比　Ei存水率（小數(shù)）Ei= μR可采儲量采出程度RR40%60%80%實際點實際點預測點在可采儲量采出程度 60%以前，實際點基本與理論點重合，說明注水利用率正常，在向 80%增大時，實際點在對應曲線上方，說明注水利用率有變好趨勢。 注水倍數(shù)與采出程度及流度關系評價 相關概念： 地層系數(shù) 地層有效厚度與有效滲透率的乘積。 流 度 地層系數(shù)與地下原油粘度的比值。 注入孔隙體積倍數(shù) 就是注入孔隙介質流體的體積與孔隙介質之孔隙體積的比值。 據統(tǒng)計，油田的注入孔隙體積倍數(shù)與采出程度在半對數(shù)座標紙上呈一直線關系，其關系式： lnVn=a+bR 式中： Vn――― 注入孔隙體積倍數(shù)； a、 b―― 統(tǒng)計常數(shù) 采出程度 累產水 累注水(%) 104m3104m3 Vn l n(V n)曙四區(qū)注入孔隙體積倍數(shù)與采出程度關系曲線10 5 10 15 20 25R采 出程度（%）Vn注入孔隙體積倍數(shù)(小數(shù)）lnVn=+(r=)又根據統(tǒng)計公式： R＝ Av+Bvln(k/μo) 式中： K――― 空氣滲透率 103μ2； μo――― 地下原油粘度 ； Av、 Bv―― 統(tǒng)計常數(shù)。 統(tǒng)計常數(shù)表 注入倍數(shù)Vn Av Bv 注入倍數(shù) Vn 1 流度 采出程度k/ μ o R R R R k/ μ o 1 2 15 15. 043 4 實際3 104 15 30. 714 7 預測5 20 39. 636 7 預測10 20 24. 799 250 100 實際200 500 1000 曙四區(qū)采出程度與流度關系曲線020406080 1 10 100 1000流度比R采出程度（%）注入孔隙體積倍數(shù)Vn1 將曙四區(qū)實際資料及按統(tǒng)計公式預測值點入圖版中，由圖中可見，在注入孔隙體積倍數(shù) ，實際值低于理論值，說明注水利用率較差。而注入孔隙體積倍數(shù)由 ，實際點逐漸超過理論值，說明開發(fā)效果正在向好的方向發(fā)展。 水驅指數(shù)與采出程度關系 水驅指數(shù)：油田（或區(qū)塊）注入水地下存水量與累積產油量地下體積之比。 換算系數(shù)階段產油階段產水階段注水階段水驅指數(shù)＝?Z：注采比； V：換算系數(shù)； N0，地質儲量； R：采出程度；B：水驅特征曲線直線段斜率。 注采比： 3 換算系數(shù)： 4 A：1. 399 1 B：0. 002 786 1采出程度 S: 采出程度39。 年產油 年產水 年注水 S39。1 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 二區(qū)杜家臺水驅指數(shù)曲線圖2024680 10 20 30 40 50 60 70RSZ=二區(qū)杜家臺Z=礦場資料統(tǒng)計 注水波及體積的大小，不僅反映了油田非均質性特點對注水開發(fā)效果的影響，同時也反映了主觀所采取的開發(fā)層系、井網、注水方式及工藝措施與油田地質的適應程度，當調整井在斷塊分布較均勻，調整井的水淹厚度占總厚度的比值可作為注水波及體積系數(shù)。 統(tǒng)計曙四區(qū)杜家臺 96年以來 31口調整井，共解釋油層厚度 ，其中水淹層厚度 ，占油層總厚度 %，注水波及體積系數(shù)為 %，但由于些井分布不均勻，故此數(shù)據僅供參考。 五、注水波及體積評價 驅油效率 定義為從波及區(qū)中驅出的油的體積與油藏原始含油體積的比值或注入流體從波及到的單位孔隙體積中所驅出的油量。 與同類型油田經驗公式對比法 油水粘度比值率校正過驅油效率增加中低滲親水油層經滲透注入孔隙體積倍數(shù)驅油效率。為油層的根據經驗公式，強親水%109)2022()()()())((RDRDSVnESLnVnLnKLnVnLnSLnVnLnSE?????????????累注水 油水粘度比104m3EDEDEDEDEDED 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 1 年度Vn驅油效率曙四區(qū)驅油效率與油水粘度比關系曲線2030405060701 10 100 1000μR油水粘度比Ef驅油效率（%）1注入孔隙體積倍數(shù) 曙四區(qū)油水粘度比 ， 2022年注入孔隙體積倍數(shù)為，計算得目前驅油效率為 %。 注水波及體積系數(shù) )()()(7 3 RD LnVnLnVnLnEREv??????? 1 2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 注水波及體積系數(shù)油水粘度比曙四區(qū)注水波及體積系數(shù)與油水粘度比關系曲線011 10 100μ R油 水粘度比Ev注水波及體積系數(shù)（%）1注入孔隙體積倍數(shù) 將曙四區(qū)油水粘度比及歷年注水倍數(shù)代入上式，分得出驅油效率、注水波及體積系數(shù)與采出程度關系曲線。 曙四區(qū)驅油效率、注水波及體積系數(shù)與采出程度關系曲線01020304050600 5 10 15 20 25R 采出程度（% ）Ev,ED波及體積系數(shù)，驅油效率（%）Ev=+(r=)ED=+(r=)EvEf六、井網適應性及油水井利用情況評價 合理注采井數(shù)比的確定 所謂合理的注采井數(shù)比是指在油田注水和采油井井底流壓一定，開發(fā)總井數(shù)一定時，使油層壓力符合油田合理壓力界限，并能夠獲得最高的穩(wěn)定產液量的注水井數(shù)和采油井數(shù)的比例。 有關文獻指出，關于油田開發(fā)最佳的注采井數(shù)比問題，經許多油田的開發(fā)實踐證明，在面積注水和選擇性注水的條件下，其最佳的注采井數(shù)比可近似等于流度比的平方根。 ? ? ? ?%%.M)()()(含水飽和度，束縛水飽和度，油水相對滲透率，、油水粘度，、油水粘度比式中wwirwrowowrowrwwirowoSSfkksmpaSkSkSkMMC?????????曙采主力區(qū)塊不同含水時期合理注采井數(shù)比表 fw 含水 區(qū)塊 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 98 曙二區(qū) 曙三區(qū) 曙四區(qū) 上式主要與油水粘度比有關，一般來說，油水粘度比越高，合理注采井數(shù)比越大。 另一種計算注采井數(shù)比的方法：利用 采注指數(shù)比法 計算曙光油田注水區(qū)塊在不同含水時期合理注采井數(shù)比。 WIJI P RC 1?? 式中 Jl—采液指數(shù)， m3/； Iw—地下吸水指數(shù)， m3/； C—合理注采井數(shù)比，無因次； IPR—平衡注采比。 總井數(shù) 實際開井數(shù) 合理注采井數(shù)比二區(qū) 1 ：1 . 5 1 ：2 . 51:四區(qū) 1 ：1 . 5 1 ：2 . 31 ：1 . 2二區(qū)大凌河 1 ：2 . 1 1 ：2 . 11:杜古 1 ：4 1 ：51:三區(qū) 1 ：1 . 7 1 ：3 . 61:二區(qū)東杜家臺 1 ：2 . 7 1 ：6 . 81:杜 124 1 ：5 . 3 1 ：6 . 21:齊家 1 ：2 . 1 1 ：2 . 4 1:曙1 6 1 2 1 ：5 . 9 1 ：6 . 5 1 ：2 . 7杜8 1 1 ：4 1 ：8 1 ：3 . 2杜8 5 1 ：4 . 8 1 ：1 2 1 ：3 . 2常規(guī)稠油油藏分類注采井數(shù)比曙光油田注水區(qū)塊注采井數(shù)比現(xiàn)狀表區(qū) 塊井網完善油藏井網欠完善油藏含水％ 在目前含水情況下，井網完善油藏實際注采井數(shù)比略接近于理論值，而井網欠完善及常規(guī)稠油油藏與理論值相差較大，其中杜 81及杜 85塊相差更大，需要進一步調整。 井網適應性評價 蘇聯(lián)學者謝爾卡喬夫提出的井網密度與原油采收率關系為 ： %)(100)(/%%a2100含水飽和度，從而得出井網密度口，目前井網密度，驅油效率采收率值求法：如曙四區(qū)最終井網密度地質統(tǒng)計常數(shù)式中wDDRfaDRSERLnfEELnfakmafeEE???????????由此得出不同開發(fā)階段合理井網密度，見下表： R(%) 6 10 14 18 22 26 Vn(f) ED(%) f(口 /km2) now(口 ) 47 63 80 98 118 140 171 d(m) 702 607 538 486 443 407 368 其中： d=1000(A/now)1/2 式中： d――― 正方形井網井距； A――― 含油面積； now――― 油水井總井數(shù)。 油水井利用情況評價 水驅儲量控制程度 根據曙四區(qū)注水連通系數(shù)統(tǒng)計，總體連通系數(shù)為 %。就我國開發(fā)砂巖油田來說，儲層類型可分為三類：一類油層為大面積分布，油層穩(wěn)定、物性好、產能高；二類油層為局部發(fā)育、物性較好、產能較低；三類油層分布零星、物性差、產能低。根據曙四區(qū)地質特征及開發(fā)特點，屬二類儲層。 從注采見效情況分析，見效井數(shù)達 %，說明水驅儲量控制程度較高，但在見效井中， 1個供水方向的油井就占 %，