【正文】 （ 2） 調(diào)整注采關(guān)系增加可采儲量公式 CWWNN RR ????? )/( 11 根據(jù)調(diào)前調(diào)后水驅(qū)控制程度及調(diào)前采收率 ， 確定油田加密調(diào)整增加可采儲量測算結(jié)果： EＲ 2＝Ｅ R1 大慶勘探開發(fā)研究院周學(xué)民等人在 《 大慶石油地質(zhì)與開發(fā) 》 1991年第三期發(fā)表 “ 喇 、 薩 、 杏油田注采系統(tǒng)調(diào)整的研究和探討 ” ， 即 調(diào)整注采關(guān)系增加可采儲量公式 。 0 1 2 3 4 0 500 1000 1500 2022 2500 3000 Np,10 4 t log(Wp) 穩(wěn)定階段 二次加密 調(diào)整階段 1979 1988 北二區(qū)東部基礎(chǔ)井水驅(qū)曲線 大慶油田的動態(tài)跟蹤預(yù)測法 動態(tài)跟蹤預(yù)測法示意圖 1 10 100 0 5 10 累計(jì)產(chǎn)油， 104t B1 B2 方法應(yīng)用： 對仍處在調(diào)整期間逐年的數(shù)據(jù)點(diǎn)作與原直線平行的逼近直線，用該直線預(yù)測調(diào)后逐年新增可采儲量。 方法依據(jù)： 動態(tài)跟蹤預(yù)測法是基于喇薩杏油田加密及綜合調(diào)整階段老井水驅(qū)曲線變化趨勢得到的，用于加密調(diào)整及綜合調(diào)整階段老井可采儲量預(yù)測。 特別是大慶油區(qū)針對 調(diào)整階段 的采收率標(biāo)定方法作了很多探索性工作 ， 以該油田為例： 3）老區(qū)水驅(qū)采收率的常用標(biāo)定方法 前提： 為提高油田的水驅(qū)開發(fā)效果，往往采取加密調(diào)整、注采系統(tǒng)調(diào)整、壓裂、補(bǔ)孔等調(diào)整措施。 對于處于開發(fā)綜合調(diào)整階段的油田或區(qū)塊 ， 目前各油區(qū)針對實(shí)際情況 ， 修正和統(tǒng)計(jì)了適合各自油田采收率的標(biāo)定公式 。 開發(fā)后期： 一般先通過標(biāo)定可采儲量 ， 反算采收率 。 開發(fā)中期： 一般先通過標(biāo)定可采儲量 ， 反算采收率 。 《 油藏工程管理規(guī)定 》 開發(fā)調(diào)控指標(biāo) （ 2）水驅(qū)開發(fā)油田階段調(diào)控指標(biāo) （ 1）水驅(qū)儲量控制程度 （ 2）水驅(qū)儲量動用程度 （ 3）可采儲量采出程度 （ 4）采收率（水驅(qū)采收率） 《 油藏工程管理規(guī)定 》 開發(fā)調(diào)控指標(biāo) 三、油田動態(tài)分析 （ 或確定 ） 方法 （ 采收率 ） 及計(jì)算方法 1）影響水驅(qū)采收率（或可采儲量）的主要因素 （ 1） 水驅(qū)采收率基本公式 水驅(qū)采收率等于水驅(qū)油效率與注水波及體積系數(shù)之積： （ 2）水驅(qū)采收率主要影響因素 水驅(qū)油效率：儲層物性（滲透率）和流體性質(zhì)（油水粘度比） 波及體積系數(shù)：注采井網(wǎng)（井網(wǎng)部署、層系劃分）、儲層宏觀非均質(zhì)性（ 砂體的規(guī)模與砂體間的相互關(guān)系、韻律性等 ）和采油工藝技術(shù)。 （ 3） 剩余可采儲量采油速度 一般控制在 8%～ 11%， 低滲透油藏控制在 6%左右 。 《 油藏工程管理規(guī)定 》 開發(fā)調(diào)控指標(biāo) （ 1） 水驅(qū)油田年度調(diào)控指標(biāo) （ 1） 含水上升率 根據(jù)有代表性的相對滲透率曲線或水驅(qū)曲線來確定 ， 各開發(fā)階段含水上升率不超過理論值 。 存水率： 油田 （ 或區(qū)塊 ） 注入水地下存水量與累積注水量之比 。 年均含水上升率 =（ 當(dāng)年年均含水－上年年均含水 ） /（ 當(dāng)年底采出程度－上年底采出程度 ） 水驅(qū)采收率： 累積采出油量占原始地質(zhì)儲量的百分?jǐn)?shù) 。2022年中石油股份公司新老區(qū)新增可采儲量的比例 ： 1。 比如 2022年中石油股份公司儲量替換率大于 1。 當(dāng)年新增可采儲量包括當(dāng)年新區(qū)新增動用可采儲量與老區(qū)新增可采儲量之和。 有分析認(rèn)為中石油臨界開發(fā)儲采比大約 13左右。開發(fā)儲采比增加、原油產(chǎn)量可能上升。 開發(fā)儲采比 石油儲采比是指當(dāng)年末剩余開發(fā)動用石油可采儲量與當(dāng)年原油核實(shí)產(chǎn)量的比值。 采出程度： 地質(zhì)儲量采出程度：油田 （ 或區(qū)塊 ） 的累積產(chǎn)油量占地質(zhì)儲量的百分?jǐn)?shù) 。 剩余可采儲量采油速度：當(dāng)年核實(shí)年產(chǎn)油量占上年末剩余可采儲量的百分?jǐn)?shù) 。 （ 5） 采油速度與采出程度指標(biāo) 采油速度： 地質(zhì)儲量采油速度：油田 （ 或區(qū)塊 ） 年采油量占地質(zhì)儲量的百分?jǐn)?shù) 。 單井生產(chǎn)時(shí)率：單井當(dāng)月生產(chǎn)時(shí)間與當(dāng)月日歷時(shí)間之比 。 ⑤ 采液 （ 油 ） 指數(shù)： 單位生產(chǎn)壓差的日產(chǎn)液 （ 油 ） 量； 采液 （ 油 ） 強(qiáng)度：單位有效厚度采液 （ 油 ） 指數(shù) 。 ③ 注采比： 開發(fā)單元注入水地下體積與采出液的地下體積之比 。 （ 4） 注采系統(tǒng)指標(biāo) （ 共六項(xiàng) ） ① 油井生產(chǎn)壓差： 油井地層壓力與井底流動壓力之差 。 ④ 分層注水合格率： 分層注水井測試合格層段數(shù)與分注井測試層段數(shù)之比 。 ③ 注水井利用率 （ 或開井率 ） ： 按月計(jì)算 ， 注水井開井總數(shù)占注水井總數(shù)之比 。 ② 吸水指數(shù)： 注水井單位注水壓差的日注水量 。 開井?dāng)?shù)是指當(dāng)月連續(xù)生產(chǎn)時(shí)間不小于 24h的油井井?dāng)?shù) 。 有時(shí)分年均含水或年末含水 。 ③ 井口產(chǎn)水量： ④ 核實(shí)產(chǎn)水量： 井口產(chǎn)水量和輸差系數(shù)計(jì)算 。 類別 序號 項(xiàng)目 一 二 三 1 水驅(qū)儲量控制程度、 % ≥ 60 6 0 ~ ≥ 50 5 0 2 水驅(qū)儲量動用程度、 % ≥ 50 5 0 ~ ≥ 40 4 0 （ 2） 油井生產(chǎn)動態(tài)指標(biāo) （ 共十項(xiàng) ） ① 井口 （ 核實(shí) ） 產(chǎn)油量： 日產(chǎn) 、 月產(chǎn) 、 年產(chǎn) 、 累積產(chǎn)油量 井口 （ 核實(shí) ） 日產(chǎn)油水平 =當(dāng)月井口 （ 核實(shí) ） 月產(chǎn)油 /當(dāng)月日歷天數(shù) 原油產(chǎn)量構(gòu)成：新井產(chǎn)量和老井產(chǎn)量 （ 基礎(chǔ)產(chǎn)量和措施增油量 ） 。 水驅(qū)采收率：不低于 25%，特低滲透不低于 20%。 水驅(qū)采收率：不低于 35%。 %100??Ow HhE水驅(qū)動用程度比水驅(qū)儲量控制程度小。 同樣要達(dá)到 80%的水驅(qū)控制程度， I類油藏約需 20 hm2/井的井網(wǎng)密度，而 V類油藏卻需要加密至 2 hm2/井。如連通性好的 I類油藏，井網(wǎng)密度 10 hm2/井時(shí)，水驅(qū)控制程度可達(dá) %，而當(dāng)其抽稀至 50 hm2/井時(shí)，水驅(qū)控制程度還可高達(dá) 59%。 Ew— 水驅(qū)控制程度， % h— 油井與注水井連通厚度， m Ho— 油層總厚度， m ④ 水驅(qū)儲量控制程度： 井網(wǎng)密度與水驅(qū)控制程度的關(guān)系 ： 水驅(qū)儲量控制程度高，就意味著油水井各層間對應(yīng)連通情況好，能受到注水效果的井層多，水驅(qū)波及體積大。計(jì)算簡化：與注水井連通的采油井射開有效厚度與井組內(nèi)采油井射開總有效厚度之比值。 ③ 可采儲量： 目前技術(shù)條件下可采出的原油儲量 。 按含水率的劃分： 無水期開采階段：含水率 ≤2% 低含水開采階段：含水率 2%～ 20% 中含水開采階段：含水率 20～ 60% 高含水開采階段：含水率 60～ 90% 特高含水開采階段：含水率大于 90% 三、油田動態(tài)分析 （ 或確定 ） 方法 （ 采收率 ） 及計(jì)算方法 生產(chǎn)技術(shù)指標(biāo)的內(nèi)容 : （ 1） 開采井網(wǎng)指標(biāo) （ 2） 油井生產(chǎn)動態(tài)指標(biāo) （ 3） 注水井生產(chǎn)動態(tài)指標(biāo) （ 4） 注采系統(tǒng)指標(biāo) （ 5） 采油速度和采出程度指標(biāo) （ 6） 水驅(qū)油田開發(fā)效果指標(biāo) （ 1） 開采井網(wǎng)指標(biāo) （ 共五項(xiàng) ） ① 井網(wǎng)密度： 油田 （ 或區(qū)塊 ） 單位面積已投入開發(fā)的采油井 、 注水井總數(shù) 。 一般劃分 （ 按原油產(chǎn)量 ） 產(chǎn)能建設(shè)上產(chǎn)階段 （ 開發(fā)初期 ） 產(chǎn)量相對穩(wěn)產(chǎn)階段 （ 開發(fā)中期或開發(fā)調(diào)整階段 ） 產(chǎn)量遞減階段 （ 開發(fā)后期 ） 開發(fā)調(diào)整 （ 整體加密或井網(wǎng)調(diào)整 ） ： 一次井網(wǎng)調(diào)整 二次井網(wǎng)調(diào)整 三次井網(wǎng)調(diào)整階段 原來 “ 勘探開發(fā) ” 階段的劃分： 勘探階段和開發(fā)階段 ， 開發(fā)階段又分開發(fā)準(zhǔn)備階段 、 投產(chǎn)階段和生產(chǎn)階段 。 圖 1 五是油層能量保持狀況 六是儲量動用及剩余油分布狀況： 各類重大措施 （ 壓裂 、 補(bǔ)孔 、 調(diào)剖 、 卡堵水 ） 對儲量動用影響 儲層的連通狀況的分類統(tǒng)計(jì) ， 不同井網(wǎng)控制程度下儲量的動用 、 水驅(qū)控制程度及剩余油分布狀況 注入水縱向 、 橫向波及及水洗狀況 七是水驅(qū)油效率分析 取心 、 室內(nèi)做水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)確定水驅(qū)油效率 （ 微觀水驅(qū)油效率 ） 油水相滲曲線確定水驅(qū)油效率 類似油藏 、 經(jīng)驗(yàn)公式確定 八是油田可采儲量及采收率： 計(jì)算可采儲量 （ 方法的實(shí)用性 ） 分析影響水驅(qū)采收率的因素 （ 油藏 、 流體的屬性 ， 開采方式及工藝技術(shù)以及經(jīng)濟(jì) ） 三、油田動態(tài)分析 （ 或確定 ） 方法 （ 采收率 ） 及計(jì)算方法 低粘油： μ o≤ （ 吐哈 、 塔里木 ） 中粘油： μ o＞ 5～ 20 高粘油： μ o＞ 20～ 50 稠油： μ o＞ 50 （ 遼河 、 新疆 ） 普通稠油： μ o＞ 50～ 10000 特稠油： μ o＞ 10000～ 50000 超稠油： μ o＞ 50000 凝析油：一般原油相對密度＜ 揮發(fā)油：一般原油相對密度＜ ， 體積系數(shù)＞ 高凝油：凝固點(diǎn)＞ 40℃ 的輕質(zhì)高含蠟原油 按原油性質(zhì)分（按油層條件下的原油粘度分） 特高滲透： k≥1000 103μm2 高滲透： 1000＞ k≥500 103μm2 中滲透： 500＞ k≥50 103μm2 低滲透： 50＞ k≥5 103μm2 特低滲透： k＜ 5 103μm2 按滲透性分類（空氣滲透率）： 層狀： 上下均被不滲透地層所封隔 ， 受固定層位控制 單層狀 、 多層狀 塊狀： 儲集層厚度大 ， 內(nèi)部沒有不滲透巖層間隔而呈整體塊狀 ， 頂部為不滲透巖層覆蓋 ， 下部為底水襯托 。 三 ） 層內(nèi)矛盾 層內(nèi)矛盾表現(xiàn)在同一水淹層內(nèi)部水驅(qū)油效率差別較大 ， 例如我們所說的層內(nèi)水淹厚度正韻律油層底部水淹的情況 。 對比主流線與非主流線油井受效情況 研究如何不同井網(wǎng)間如何配套調(diào)整平面矛盾 分析不同注水方式 ， 不同井網(wǎng)條件下的平面矛盾的特點(diǎn) 。 降流壓 ， 油層改造措施 ， 分析各單層注采系統(tǒng)不同時(shí)對層間矛盾的影響 。 內(nèi)容： 一是油藏地質(zhì)特征再認(rèn)識： 二是層系 、 井網(wǎng) 、 注水方式適應(yīng)性： 比如不同井網(wǎng) 、 井距下各類油層水驅(qū)控制程度 、 油砂體鉆遇率 、 水驅(qū)采收率等方面分析其適應(yīng)性 。 油水分布及水線推進(jìn)狀況 ， 儲量動用及潛力分布狀況等 。 油層（藏）動態(tài)分析 目的： 搞清各類油層中油水的分布及其運(yùn)動狀況 、 吸水能力和產(chǎn)油能力變化 ， 地層壓力及滲流阻力變化 ， 含水率及產(chǎn)量變化 ， 油層及流體性質(zhì)變化 ， 儲量動用及剩余油分布等 ，為挖潛油層潛力提供依據(jù) 。 注水井 動態(tài)分析包括： 分析井口壓力 、 注水量及吸水能力變化 ， 判斷井下故障等 。 生產(chǎn)動態(tài)分析的目的：亦稱單井動態(tài)分析 ， 包括油井動態(tài)和注水井動態(tài)分析 ， 是油田生產(chǎn)管理經(jīng)常性的基礎(chǔ)工作 。 每年進(jìn)行的改善油田開發(fā)效果各類措施 ， 比如開發(fā)調(diào)整（ 鉆新井 、 層系 、 井網(wǎng) 、 開發(fā)方式 ） 、 “ 穩(wěn)油控水 ” 的綜合治理的重要基礎(chǔ)之一就是油藏動態(tài)分析 。 產(chǎn)量符合率： 新建原油產(chǎn)能 項(xiàng)目投產(chǎn)第二年以后 （ 第三年 、 第四年和第五年 ） 實(shí)際的年產(chǎn)油量 與 開發(fā)方案預(yù)測的同年產(chǎn)量 的比值 。 新建原油產(chǎn)能“三率”指標(biāo) 產(chǎn)能貢獻(xiàn)率： 新建原油產(chǎn)能項(xiàng)目實(shí)施 當(dāng)年的產(chǎn)油量 與 建成能力 的比值 。 3）開發(fā)調(diào)整方案部署：調(diào)整目的、對象及部署結(jié)果 4）開發(fā)調(diào)整指標(biāo)預(yù)測（產(chǎn)能預(yù)測）及實(shí)施要求。 實(shí)施后考核指標(biāo)： 產(chǎn)能到位率：一般油田 ≥ 90%；復(fù)雜斷塊油田 ≥ 85% “ 初期平均含水率”符合率：一般油田 ≥ 90%；復(fù)雜斷塊油田 ≥ 85% 水驅(qū)控制儲量：一般油田 ≥ 90%；復(fù)雜斷塊油田 ≥ 85% （油藏工程部分） 主要內(nèi)容： 1）精細(xì)油藏描述：油藏再認(rèn)識，主要成果是量化剩余油分布，建立三維地質(zhì)模型。開發(fā)方案編制結(jié)束提交探明儲量。 第 三 部分 油 田動態(tài)分析 儲層復(fù)雜 開發(fā)時(shí)間長 無有效的分析系統(tǒng) 數(shù)據(jù)量過大 動態(tài)分析人員 動態(tài)分析員面臨的問題 一、動態(tài)分析手段 油層對比工作 三維空間的建立 二、油藏工程管理規(guī)定 中油藏工程方案包括哪些 （油藏評價(jià)前） “油田開發(fā)概念設(shè)計(jì)”，主要根據(jù)評價(jià)目標(biāo)區(qū)的地質(zhì)特征和已有的初步認(rèn)識，勘探提交的控制儲量的基礎(chǔ)上，提出油井產(chǎn)能、開發(fā)方式以及生產(chǎn)規(guī)模。 從注采見效情況分析，見效井?dāng)?shù)達(dá) %，說明水驅(qū)儲量控制程度較高，但在見效井中， 1個(gè)供水方向的油井就占 %，雙向受效油井占%， 3個(gè)或 3個(gè)以供水方向油井占 %，說明相當(dāng)部分油藏面積小，很難形成完善的注采井組。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(chǎn)能高；二類油層為局部發(fā)育、物性較好、產(chǎn)能較低；三類油層分布零星、物性差