【正文】 按擬定的開(kāi)發(fā)層系分析統(tǒng)計(jì)各個(gè)小層的物質(zhì)基礎(chǔ)（小層個(gè)數(shù)、含油面積、有效厚度、地質(zhì)儲(chǔ)量等），一套開(kāi)發(fā)層系主力小層個(gè)數(shù)一般不多。根據(jù)前面分析來(lái)論述是否需要進(jìn)行層系細(xì)分，需要細(xì)分具體是層系細(xì)分還是層系重組，論述具體如何分層系。根據(jù)問(wèn)題提出具體的開(kāi)發(fā)調(diào)整提高采收率技術(shù)對(duì)策。儲(chǔ)量動(dòng)用問(wèn)題及潛力1) 未動(dòng)用的井區(qū)或部位情況；2) 動(dòng)用程度較差的井區(qū)或部位情況。6. 目前開(kāi)發(fā)中存在的主要問(wèn)題及提高采收率技術(shù)對(duì)策從以下4個(gè)方面進(jìn)行闡述 層系矛盾1) 開(kāi)發(fā)層系內(nèi)小層非均質(zhì)性分析；2) 合注、合采井開(kāi)發(fā)效果分析；3) 根據(jù)層系劃分標(biāo)準(zhǔn)分析層系不合理性及細(xì)分層系潛力。油藏非均質(zhì)主要包括構(gòu)造、儲(chǔ)層以及流體等方面；開(kāi)發(fā)非均質(zhì)主要從注采狀況體現(xiàn)，包括層系組合、井網(wǎng)部署、注采對(duì)應(yīng)狀況、注采強(qiáng)度等。③層內(nèi)分布：描述各小層內(nèi)縱向的剩余油分布。 應(yīng)用產(chǎn)液剖面監(jiān)測(cè)資料分析，各個(gè)小層的出液及含水情況，綜合分析層間、層內(nèi)目前剩余油的分布富集規(guī)律。 應(yīng)用C/O、PND、硼中子等飽和度測(cè)井解釋及采取措施的生產(chǎn)效果，綜合分析層間、層內(nèi)剩余油富集情況，并對(duì)應(yīng)著井段，結(jié)合儲(chǔ)層沉積、發(fā)育情況研究分析剩余油分布富集規(guī)律，對(duì)同一口井在不同時(shí)期剩余油飽和度及吸水剖面監(jiān)測(cè)結(jié)果以及在監(jiān)測(cè)井在平面上的分布情況，可以做剩余油的時(shí)間推移剖面，進(jìn)一步論證剩余油飽和度的變化及目前剩余油的分布富集規(guī)律。為制定綜合調(diào)整、挖潛方案提供依據(jù)。模擬完成后，提供各斷塊、各開(kāi)發(fā)單元、分層、分時(shí)間單元平面含油飽和度圖、綜合含水率平面分布圖、剩余油豐度分布圖等。若無(wú)法作出全油藏的油層壓力曲線，也無(wú)完整的單井油層壓力曲線，則應(yīng)對(duì)單井測(cè)壓點(diǎn)進(jìn)行擬合。要求各斷塊和開(kāi)發(fā)單元的總體壓力曲線的擬合結(jié)果達(dá)到基本一致，誤差不大于177。1％，70％以上的單井含水曲線趨勢(shì)基本一致（對(duì)于百口井以上的大區(qū)塊達(dá)到60%以上即可）。3) 產(chǎn)量、含水歷史擬合要對(duì)油藏各斷塊、各開(kāi)發(fā)單元開(kāi)發(fā)全過(guò)程的產(chǎn)量、含水總指標(biāo)和單井產(chǎn)量、含水作歷史擬合，要求單元總含水曲線要達(dá)到基本一致，平均誤差不大于177。具體要求如下：1) 儲(chǔ)量擬合以本次復(fù)算儲(chǔ)量為準(zhǔn)。地質(zhì)模型的網(wǎng)格一般選用5050的網(wǎng)格，針對(duì)具體區(qū)塊可對(duì)步長(zhǎng)作相應(yīng)調(diào)整。根據(jù)相滲曲線及分流量方程，計(jì)算可動(dòng)油飽和度，根據(jù)目前研究的剩余油飽和度進(jìn)一步計(jì)算剩余可動(dòng)油飽和度。主要是應(yīng)用水驅(qū)特征曲線、物質(zhì)平衡法計(jì)算區(qū)塊、井組或單井的剩余油飽和度、可動(dòng)油飽和度、水驅(qū)儲(chǔ)量、可采儲(chǔ)量等指標(biāo)。油藏工程計(jì)算方法：選用水驅(qū)特征曲線法、飽滲曲線法、無(wú)因次注入、采出曲線法、物質(zhì)平衡法、水線推進(jìn)速度法等五種方法。通過(guò)測(cè)井二次解釋評(píng)價(jià)對(duì)分層儲(chǔ)層平面、層間、層內(nèi)非均質(zhì)性進(jìn)行重新描述，由于儲(chǔ)層物性變化導(dǎo)致的平面的低滲帶、層間的低滲層和薄層、厚油層層內(nèi)正韻律油層頂部、反韻律層內(nèi)相對(duì)低滲韻律段等是剩余油的主要富集區(qū)，是重要的挖潛方向之一。通過(guò)精細(xì)構(gòu)造研究后出現(xiàn)新的斷層、構(gòu)造局部高、斷棱、低序級(jí)斷層遮擋等，對(duì)剩余油具有較好的控制作用，是重要的挖潛方向之一。開(kāi)發(fā)地質(zhì)分析是研究剩余油的基礎(chǔ)，可以定性的分析剩余油分布。④研究描述精度：根據(jù)研究及挖潛需要，平面上剩余油可以定量描述到井點(diǎn)，縱向上可以定量描述到韻律段。②研究?jī)?nèi)容：小層水淹狀況及剩余油分布規(guī)律、平面水淹狀況及剩余油分布規(guī)律、 層內(nèi)水淹狀況及剩余油分布規(guī)律。5. 剩余油分布研究剩余油分布研究就是利用油水井動(dòng)態(tài)資料、測(cè)井資料、檢查井資料、數(shù)值模擬資料進(jìn)行大量的統(tǒng)計(jì)分析，并結(jié)合油藏工程方法，全面研究平面、層間、層內(nèi)剩余油分布及其規(guī)律。而對(duì)于天然能量較弱、注蒸汽作用大于天然能量的稠油油藏，預(yù)測(cè)其采收率應(yīng)以注采關(guān)系曲線法為主，其它方法為輔。s；Soi——油層含油飽和度，小數(shù)； Vk——滲透率變異小數(shù)，小數(shù)； hr——純總厚度比，小數(shù)； D——油藏埋深，m。l 注采特征曲線法lgZs=A+BNp蒸汽吞吐： ER=1N℃）；Cw、Co、Cr——分別是水、油、巖石的比熱，KJ/（kg℃）；Ke——地層的熱傳導(dǎo)系數(shù)，KJ/（ds；μs——注入蒸汽溫度Ts 下的蒸汽粘度，mPa(TsTi){eerfctp tD+2tDπ1} tD=4Ke2(PC)R+Fh2?aeaeqs眾所周知，油藏采收率等于驅(qū)油效率與波及體積系數(shù)的乘積，即ER=ED4) 稠油注蒸汽開(kāi)發(fā)可采儲(chǔ)量預(yù)測(cè)方法稠油注蒸汽開(kāi)發(fā)可采儲(chǔ)量預(yù)測(cè)方法主要包括實(shí)驗(yàn)分析法、油汽比曲線法、產(chǎn)量遞增率法、水驅(qū)特征曲線法和經(jīng)驗(yàn)法等5種方法。使用遞減法的注意事項(xiàng)：l 油藏或油井以一定的穩(wěn)定條件生產(chǎn)；l 當(dāng)資料不足以求得遞減指數(shù)n時(shí)，可與鄰近油田進(jìn)行類比求得；l 當(dāng)油藏進(jìn)行調(diào)整時(shí)，即使遞減趨勢(shì)擬合良好，也不能把預(yù)測(cè)結(jié)果直接作為評(píng)價(jià)結(jié)果；需要把新、老井分別進(jìn)行遞減分析，計(jì)算其代數(shù)和作為該油藏單元的預(yù)測(cè)結(jié)果。①指數(shù)遞減（n=0）指數(shù)遞減的產(chǎn)量與時(shí)間的關(guān)系式為：確定指數(shù)遞減技術(shù)可采儲(chǔ)量的關(guān)系式為：②雙曲遞減（0n1）雙曲遞減的產(chǎn)量與時(shí)間的關(guān)系式為：確定雙曲遞減技術(shù)可采儲(chǔ)量的關(guān)系式為：③調(diào)和遞減（n=1）調(diào)和遞減的產(chǎn)量與時(shí)間的關(guān)系式為：確定調(diào)和遞減技術(shù)可采儲(chǔ)量的關(guān)系式為：式中：Q—年產(chǎn)油量，萬(wàn)噸；Qaj：經(jīng)濟(jì)極限年產(chǎn)油量，104t/a；D－遞減率，小數(shù)；Di－初始遞減率，小數(shù)；t0：產(chǎn)量遞減法對(duì)應(yīng)于Qi的生產(chǎn)時(shí)間，a；t—時(shí)間，年或月；NR—技術(shù)可采儲(chǔ)量，萬(wàn)噸；NpO–遞減階段累油，萬(wàn)噸；Qi—遞減時(shí)初始產(chǎn)油量，萬(wàn)噸；n—遞減指數(shù)，小數(shù)。Arps將產(chǎn)量遞減劃分為指數(shù)遞減、雙曲遞減和調(diào)和遞減三種類型。3) 遞減法計(jì)算可采儲(chǔ)量當(dāng)油田開(kāi)發(fā)進(jìn)入遞減期之后，產(chǎn)量遞減法是預(yù)測(cè)油田可采儲(chǔ)量的重要方法之一，也是西方國(guó)家較為常用的預(yù)測(cè)方法。其中水驅(qū)曲線類型如下： 四種水驅(qū)預(yù)測(cè)曲線公式及適用范圍類型公式 適用條件甲型logWp=a+bNp中等粘度油田（）乙型logLp=a+bNp高粘度油田（）丙型Wp/Np=a+bLp中等粘度油田（）丁型Lp/Np=a+bWp低粘度油田（）戊型logWp=A+BlogWp/NpWp——累積產(chǎn)水量，104m3；Np——累積產(chǎn)油量，104m3；Lp——累積產(chǎn)液量，104m3；a——截距b——斜率甲型曲線 乙型曲線2) 經(jīng)驗(yàn)公式法對(duì)于仍處于低含水開(kāi)發(fā)階段的油藏水驅(qū)規(guī)律不明顯，可應(yīng)用適合于該油藏類型的各種經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算目前開(kāi)發(fā)井網(wǎng)下的采收率，并根據(jù)各計(jì)算數(shù)值標(biāo)定較為合適的采收率。1) 水驅(qū)特征曲線法對(duì)于已進(jìn)入高含水開(kāi)發(fā)階段的油田，應(yīng)用水驅(qū)特征曲線法計(jì)算目前開(kāi)發(fā)狀況下的采收率比較適合。采收率：3) 蒸汽驅(qū)油試驗(yàn)與油藏工程方法由蒸汽驅(qū)油試驗(yàn)確定驅(qū)油效率，由油藏工程方法計(jì)算波及體積，確定理論采收率。驅(qū)油效率：公式中：η －驅(qū)油效率，%；Boi －原油體積系數(shù)；Boa －注水后原油體積系數(shù)；Sw － 達(dá)到極限含水時(shí)的含水飽和度；Swc－ 束縛水飽和度。在采出程度與含水關(guān)系曲線上，計(jì)算目前原油價(jià)格情況下經(jīng)濟(jì)極限含水時(shí)的采出程度為油田理論最終采收率，并進(jìn)行理論采收率分析。由平均相對(duì)滲透率曲線，應(yīng)用流管法繪制出油田采出程度與含水關(guān)系曲線。附累積虧空與總壓降關(guān)系曲線、不同驅(qū)動(dòng)類型油藏彈性產(chǎn)率分類表。油田區(qū)塊層（砂體）月度壓力與注采比關(guān)系曲線3）彈性產(chǎn)率評(píng)價(jià)根據(jù)開(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)繪制油藏累積虧空與總壓降關(guān)系曲線，通過(guò)坐標(biāo)原點(diǎn)作曲線的切線，其曲線斜率即為彈性產(chǎn)率。附區(qū)塊層系單井壓力或壓降統(tǒng)計(jì)表、壓力或壓降等值圖（調(diào)整區(qū)單井動(dòng)液面統(tǒng)計(jì)表、動(dòng)液面等值圖）等。附調(diào)整區(qū)壓力統(tǒng)計(jì)表、壓力隨時(shí)間變化曲線（調(diào)整區(qū)動(dòng)液面統(tǒng)計(jì)表、動(dòng)液面隨時(shí)間變化曲線）等。油田區(qū)塊不同含水情況下每米采油指數(shù)與地飽壓差關(guān)系數(shù)據(jù)表地層壓力（105Pa）**************地層壓力每降 10105帕采油指數(shù)下降值地層壓力每下降10105帕采油指數(shù)下降% 地飽壓差（105 Pa） 含水（%）**************注：流壓**105帕油田區(qū)塊不同含水情況下每米采油指數(shù)與流飽壓差關(guān)系數(shù)據(jù)表綜上所述，根據(jù)調(diào)整區(qū)塊的油藏特點(diǎn)決定地層壓力與飽和壓力的關(guān)系。壓力水平低，要生產(chǎn)同樣的油量需要更大的生產(chǎn)壓差。通過(guò)黑油模型模擬不同地層壓力和不同流動(dòng)壓力下生產(chǎn)，油井采油指數(shù)的影響因素：含水、地層壓力、流動(dòng)壓力大小等。25mPa油田區(qū)塊地層壓力與最終采收率關(guān)系表黑油模型（孤島油田油稠，原始含氣量低，不利因素占主導(dǎo)地位，致使驅(qū)油效率下降，最終采收率下降。根據(jù)黑油模型模擬和變泡點(diǎn)三相剖面數(shù)值計(jì)算地層壓力對(duì)最終采收率的影響結(jié)果。通過(guò)分析能量利用、保持是否合理，提出調(diào)整配產(chǎn)配注方案和改善注水開(kāi)發(fā)效果的措施。10％以內(nèi)）的；三類是油井平均生產(chǎn)壓差逐年減小的。2）地層能量保持水平分類按照石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，將能量保持水平分為下列三類：一類：地層壓力保持在原始地層壓力水平的85％以上，高于飽和壓力，能滿足油井放大生產(chǎn)壓差需要的；二類：地層壓力保持在飽和壓力附近，但沒(méi)有放大生產(chǎn)壓差潛力的；三類：地層壓力低于飽和壓力的。1）油藏工程方法確定合理地層壓力水平合理壓力水平是指既能滿足油田提高排液量對(duì)地層能量的需求，又不會(huì)造成原油儲(chǔ)量損失、降低開(kāi)發(fā)效果的壓力水平。狹義注水利用率隨著含水和注采比的上升而下降，隨著含水和注采比的下降而上升，這說(shuō)明高含水開(kāi)發(fā)后期狹義注水利用率較前期要低。注水利用率=階段采油量/階段注水量式中：Qo—階段采油量，104t；Qi—階段注水量，104m3。而礦場(chǎng)中水驅(qū)指數(shù)多用開(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)用方法一計(jì)算得出存水率的計(jì)算方法常用以下兩種：方法一：（累積注入量累積產(chǎn)水量）100%/累積注水量方法二：1含水/(注采比(含水+體積系數(shù)(1含水))) 而含水=1/(1+Uw/UoKro(Sw)/Krw(Sw))理論存水率用相滲資料，用方法二求得一定階段注采比下不同含水下的存水率變化情況。礦場(chǎng)中的含水上升率公式直接用開(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)計(jì)算出。含水上升率指每采出1％的地質(zhì)儲(chǔ)量時(shí)含水率的上升值。Ev式中：R－－采出程度，；ED－－微觀驅(qū)油效率，； Ev－－波及系數(shù)，； Sw－－平均含水飽和度，%； Swi－－平均束縛水飽和度，%；fw－－含水率，f；ke：有效滲透率， 103μm2；μo：地層原油粘度。井網(wǎng)完善程度（兩向以上注采對(duì)應(yīng)的完善井組占總井組的百分?jǐn)?shù)）、油水井?dāng)?shù)比、注采對(duì)應(yīng)狀況等。技術(shù)極限井距計(jì)算表壓差(PePw)有效滲透率原油地下粘度技術(shù)極限半徑技術(shù)極限井距6318216483110921810311362731231164327針對(duì)熱采稠油油藏，通過(guò)井組數(shù)模結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際，確定蒸汽驅(qū)可行性及合理井距。井網(wǎng)密度為每平方千米開(kāi)發(fā)面積所占有的井?dāng)?shù)，即well/km2表示。這個(gè)單井新增可采儲(chǔ)量稱為經(jīng)濟(jì)合理產(chǎn)量或經(jīng)濟(jì)合理可采儲(chǔ)量，根據(jù)這一思路可得出合理井網(wǎng)密度計(jì)算公式。塊采收率與井網(wǎng)密度關(guān)系曲線經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度：式中： V——單位面積儲(chǔ)量 104t/Km2 ； Np——單井經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量 t； M——單井基本建設(shè)總投資； C——單井年經(jīng)營(yíng)費(fèi) 元； L——油價(jià)（參考值350、80）美元/桶； t——投資回收期 年，（參考值6）； i——貼現(xiàn)率，分?jǐn)?shù)，（）。附注采井網(wǎng)狀況表油田單元井網(wǎng)狀況表層系面積Km2地質(zhì)儲(chǔ)量104t井網(wǎng)密度口/Km2單井控制儲(chǔ)量104t 油井利用率％水井利用率％井網(wǎng)完善程度井層注采對(duì)應(yīng)率％厚度注采對(duì)應(yīng)率％水驅(qū)控制程度%采收率%單井控制剩余可采儲(chǔ)量104t井距的適應(yīng)性應(yīng)用井網(wǎng)密度法、技術(shù)極限井距法（適用于低滲透油藏）計(jì)算層系井網(wǎng)技術(shù)極限井距、經(jīng)濟(jì)極限井距，分析現(xiàn)井網(wǎng)的合理性。油田單元層系狀況表層系主力小層數(shù)／厚度個(gè)/m小層個(gè)數(shù)／厚度個(gè)/m滲透率范圍103um滲透率級(jí)差滲透率變異系數(shù)突進(jìn)系數(shù)原油粘度級(jí)差單井控制儲(chǔ)量104t　　　　　　　2)層系適應(yīng)性評(píng)價(jià)定性評(píng)價(jià)目前開(kāi)發(fā)層系的適應(yīng)性，是否劃分較粗，比如層間滲透率級(jí)差較大（5）,各小層地下原油粘度差異大，造成層間干擾嚴(yán)重，研究進(jìn)一步細(xì)分層系的可行性。主要從井網(wǎng)方式、井網(wǎng)現(xiàn)狀以及層系劃分的合理性來(lái)評(píng)價(jià)目前井網(wǎng)的適應(yīng)性。水驅(qū)控制儲(chǔ)量=水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度開(kāi)發(fā)層系地質(zhì)儲(chǔ)量水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度=平面水驅(qū)控制程度（流線圖法）縱向水驅(qū)控制程度（厚度注采對(duì)應(yīng)率）；水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量=水驅(qū)動(dòng)用