利用存水率和水驱指数评油田水驱效果摘 要 存水率和水驱指数是评价注水开发油田注水状况及注水效果的两个重要指标。根据存水率和水驱指数的定义，给出存水率和水驱指数的各种表达式。绘制出存水率和水驱指数的理论曲线，且实际曲线与理论曲线进行比较。以濮城油田油田为例编制软件，指出如果存水率和水驱指数的实际点在标准曲线上或附近，水驱效果好且现有的注采结构是合理的；如果存水率的实际点远离标准曲线，这表明水驱油藏水驱效果差。考虑传统存水率和传统水驱指数的局限性，提出了广义存水率和广义水驱指数。提出了利用物质平衡方法求取各个时期的水侵量，用广义存水率和广义水驱指数评价边底水较为充足油田水驱效果的新方法。 关键词：存水率，水驱指数，广义存水率，广义水驱指数，水驱效果ABSTRACTWater storage and water drive index are two important parameters toevaluate the effect of water flooding reservoir. According to definitions ofwater storage and water drive index, the expressions of water storage andwater drive index are given. Draw the theory curves of water storage andwater flooding index, and the actual curve is compared with the theoreticalcurve. Taking Pucheng oilfield for example and preparing the software, it isnoted that if the points of the actual water storage and water drive index are 前言导分析并分析曲线规律。建立水驱效果评价模型，综合运用上述模型，应用到油田水驱效果评价中去。并采用传统的评价方法与计算机软件评价相结合，对油田水驱效果进行评价分析。6 存水率和水驱指数分析第 2 章 存水率和水驱指数分析2.1 油藏基础1953 年，R.J.Schithuis 利用物质守恒原理首先建立了油藏的物质平衡方程式，并在油藏工程中得到了广泛的应用和发展。物质平衡方程式的主要功能在于：确定油藏的原始地质储量；判断油藏的驱动机理；测算油藏天然水侵量的大小；在给定的产量条件下，预测油藏未来压力动态。由物质平衡法可得到未饱和油藏及饱和油藏驱动指数关系式。2.1.1 未饱和油藏当原始地层压力大于饱和压力（ > )时，叫做未饱和油藏或欠饱和油藏。未饱和油藏的封闭弹性驱动油藏条件为：无边底水、注水，无气顶，地层压力大于饱和压力；未饱和油藏的天然弹性水压驱动油藏条件为：无注水、有边底水、无气顶、地层压力大于饱和压力；未饱和油藏的天然水驱和人工注水的弹性水压驱动的油藏开发除有天然弹性水压驱动之外，还进行人工注水。改造物质平衡方程式可以用于衡量油藏开采过程中的各种能量。则未饱和油藏的物质平衡方程为： （2-1）水驱指数为 （2-2）边水驱指数为 （2-3）7 存水率和水驱指数分析人工水驱指数为 （2-4）式中， 为原油原始地质储量， ； 为累积产油量， ；为累积产水量， ； 为累积天然水侵量， ； 为原始地层原油体积系数； 为目前地层原油体积系数； 为地层水体积系数；为累积人工注水量， ； 为地层压降 ， ；2.1.2 饱和油藏对于饱和油藏（ ），可以根据不同驱动能量的组合得到如下不同驱动类型油藏的物质平衡方程。溶解气驱动指数为 （2-5）气顶驱动指数为 （2-6）弹性驱动指数 （2-7）天然水驱动指数 （2-8）人工水驱动指数 （2-9）驱动指数之和为 1： 8 存水率和水驱指数分析式中， 为原始地层压力， ； 为目前地层压力， ；为综合压缩系数； 为目前地层原油两体积系数，即 ；为原始含水饱和度； 为原始溶解气油比，m3/m3； 为目前溶解气油比，m3/m3； 为原始气体体积系数，m3/m3； 为目前气体体积系数，m3/m3； 为原始地层原油两相体积系数，m3/m3； 为累积生产气油比，m3/m3； 为气顶区内天然气原始地质储量，108m3； 为气顶区的天然气地下体积与含油区的原油地下体积比，计算方法为 。综合压缩系数： （2-10）式中， 为原油压缩系数， ；、为地层水，岩石压缩系数，[1]。2.2 注水开发油田存水率与水驱指数油田注水开发过程中，需要不断地掌握注水动态，了解注水状况，并对注水效果进行评价。评价油田的注水效果有多种方法和多种指标。其中，存水率和水驱指数是我国注水油田经常使用的。前苏联也有类似的评价方法，其注入效率参数就相当于我国的阶段存水率；而注入水的采油补偿系数（即累积注水量比累积采出原油的地下体积）与我国的累积水驱指数类似。由此可见，这类评价指标的应用是十分广泛的。9 存水率和水驱指数分析在油田的实际应用中，存水率和水驱指数有累积和阶段两种定义。2.2.1 存水率与水驱指数的概念2.2.1.1 累积存水率和水驱指数的计算公式1）累积存水率的定义和计算公式累积存水率指的是到某一时刻为止，累积注水量与累积产水量之差比上累积注水量，即： （2-11）式中， 为累积存水率， ； 为累积注水量， ； 为累积产水量， ；对于注水开发油田，可以认为地层压力变化不大，即地层原油体积系数可以认为是常数，同时取地层水的体积系数是 1.0。在这一条件下，可写出累积注采比的表达式，即： （2-12）故： 则： （2-13）由水驱曲线得： ，即累积存水率和采出程度之间的关系：10 存水率和水驱指数分析 （2-14）式中, 为累积注采比， ； 为地质储量， ； 为累积产油量， ； 为采出程度，小数； 为累积产水量， ； 为地面脱气原油相对密度； 为地层原油体积系数。2）累积水驱指数的定义和计算公式累积水驱指数的定义：累积注水量与累积产水量之差比上地下累积产油体积，用公式表示即为： （2-15） （2-16） （2-17）将水驱曲线方程代入得： （2-18）2.2.1.2 阶段存水率和水驱指数的计算公式1）阶段存水率的定义及计算公式阶段存水率等于阶段注水量减去阶段产水量再比上阶段注水量，其数学表达式为： （2-19）11 存水率和水驱指数分析由于 ，得到 （2-20）所以 （2-21）即： （2-22）式中， 为阶段存 水 率， ； 为 月 或年注水 量， （）； 为月或年产水量， （ ）； 为月或年产油量，； 为阶段（月或年）注采比； 为含水率。2）阶段水驱指数的定义及计算公式阶段水驱指数是指阶段注水量减去阶段产水量比上阶段采出原油的地下体积，即 （2-23） （2-24） （2-25） （2-26）12 存水率和水驱指数分析2.2.2 理论曲线绘制2.2.2.1 阶段存水率与含水率关系存水率和水驱指数是评价注水开发油田注水状况及注水效果的两个重要指标。存水率表明注水存留在地层中的比率，根据定义，阶段存水率 计算公式为： （2-27）因为 （2-28）式中， 为月注水量， ； 为月产水量， ；为月产油量， ； 为注采比； 为换算系数。 （2-29）式中， 为原油体积系数， ； 为原油地面密度， 。代入上述公式得： （2-30）又根据含水率定义得： （2-31）即：13 存水率和水驱指数分析 （2-32）根据上式，给定注采比=0.4、0.6、0.8、1.2、1.4、1.6、1.8、2.0、3.0，便可作出 理论曲线（如图 2-1）。图 2-1 存水率与含水率理论曲线在理论上，随着含水率上升，存水率呈下降趋势；注采比不同，存水率随含水率的下降程度不同：注采比越大，其下降越小；对于同一含水率，注采比越大，存水率越高。当注采比小于 1.0 时，在高含水期间存水率可能出现负值。对应同一个注采比，随着采出量的增加，含水增高，注入地层中的水不断排出，导致存水率随含水的增大而下降。14 存水率和水驱指数分析2.2.2.2 阶段水驱指数与含水率关系水驱指数是存人地下水量与采出地下原油体积之比。水驱指数是存人地下水量与采出地下原油体积之比，它表示每采出 1 油与地下存水量的比例关系，指数越大，需要的注水量也越大。阶段水驱指数 计算公式为： （2-33）根 据 上 式 ， 给 定 注 采 比=0.4、0.6、0.8、1.0、1.2、1.4、1.6、1.8、2.0、3.0，作 理论曲线（如图 2-2）：15 on or near the standard curve, the effect of water flooding is going towardplanned target and the existing injection production structure is reasonable；if the points of actual water storage away from the actual points of thestandard curve, it shows low target and poor effect of water floodingreservoir. Considered the limitations of traditional water storage andtraditional water flooding index, generalized water storage and generalizedwater flooding index is given. A new method with material balance method isbrought forward to evaluate the effect of water flooding reservoir, which isused to strike water influx of different periods, with the use of generalizedwater storage and generalized water drive index of water flooding at the endof the water while the field with the more adequate edge and bottom water.Key words ： water storage; water drive index; generalized water storage;generalized water flooding index; the effect of water flooding 存水率和水驱指数分析图 2-2 水驱指数与含水率理论曲线理论上已知对应不同的注采比，水驱指数随含水的变化有不同的规律。当注采比 =1.0 时，水驱指数 =1.0，与含水变化无关。水驱指数与含水率变化规律不同。当注采比 >1.0 时，随含水率的增加，水驱指数也增加，而且注采比越大，水驱指数随含水率增加的幅度越大；当注采比 <1.0 时，随着含水率的增加水驱指数减小；而且注采比越小，水驱指数随含水率减小的幅度越大。在高含水期，当注采比 <1.0时，水驱指数可能出现负值。2.3 存水率和水驱指数分析油田注水开发过程中，随着采出程度的增加，综合含水上升，注入水不断被排出，含水越高，排出水量越大，地下存水率越来越小，水驱指数减小或趋于平缓，阶段水驱油效果变差。16 存水率和水驱指数分析2.3.1 存水率理论曲线的总体特征随着含水率上升，存水率呈下降趋势；注采比不同，存水率随含水率的下降程度不同：注采比越大，其下降越小；对于同一含水率，注采比越大，存水率越高。当注采比小于 1.0 时，在高含水期间存水率可能出现负值。2.3.1.1 高含水期存水率与含水率的推导和应用国内大多数油田已进入高含水期或特高含水期其产液量与产油量大都符合丙型水驱特征曲线，故以丙型水驱特征曲线为例，给出水驱特征曲线对累积存水率与含水率数学关系式的推导。1）累积存水率与含水率关系式的推导由累积存水率的定义 （2-34）又由累积注采比的定义 （2-35）将（2-35）式代入（2-34）式，得 （2-36） 丙型水驱特征曲线累积产油量与累积产液量关系为 （2-37）将（2-37）式代入（2-36）式，得 （2-38）丙型水驱特征曲线累积产油量与含水率关系为：17 存水率和水驱指数分析 （2-39）将（2-39）式代入（2-38）式，得 （2-40）（2-40）式即为累积存水率与含水率的关系。从（2-40）式可以看出，累积存水率不但与含水率有关，同累积注采比以及丙型水驱特征曲线经验统计系数 也有关。在其他条件一定的情况下，累积注采比越大，存水率越大；累积注采比越小，存水率越小。2）系数 的计算由（2-32）式，两边分别除以 得： （2-41）令 （2-42）将（2-42）式、（2-43）式代入（2-41）式，则（2-41）式变为： （2-43）将（2-42）式、（2-43）式代人（2-41）式，则（2-41）式变为： （2-44）（2-43）式除以（2-42）式再变形，即得： （2-45）式中， 、 为水驱特征曲线系数； 、 为相关公式系数； 为含水率， ； 为累积存水率， ； 、 为累积产油量和累积产18 存水率和水驱指数分析液量， ； 为地质储量， ； 、 为累积注水量和累积产水， ； 为累积注采比， 。由相对渗透率曲线作出 与 的关系曲线，再由线性拟合可求出 与 的值，进而即可求出 的值（表 2-1）。表 2-1 某油田 5 个开发区 值计算结果代号1 2 3 4 5值1.19718 1.059962 0.97442 0.970324 0.971617利用某油田小井距井进行注水试验所得出的相对渗透率曲线，求出5 个开发区的 值。3）对累积存水率与含水率关系的讨论当注水开发油田未见水，并在无边水、底水及夹层水的侵入时，综合含水率 、 ，由(2-34)式可知 ，这也是累积存水率的最大值。当 时，就是注水开发的末期， 接近 ，在此极 限 情 况 下 ， 。 因 此 ， 累 积 存 水 率 与 含 水 率 关 系 曲 线 过（1，0）和(0，1)两点。将（1，0）和（0，1）代人（2-41）式可求出理想条件下（即无边水、底水入侵，系统封闭无外溢，岩石不可压缩，仅存油、水两相情况下）累积存水率与含水率的关系为： （2-46）其中 。累积注采比为 1，这与理想条件下物质平衡原理（注采平衡也就是体积平衡）相符。19 存水率和水驱指数分析图 2-3 理想条件下累积存水率与含水率关系曲线在理想条件下，累积存水率与含水率关系曲线如图 2-3 所示。从图2-3 中不难看出，累积存水率随着含水率的增加而下降，将实际的存水率和相应的含水率点作在理论存水率和含水率关系曲线上，如果该点位于曲线附近或稍上方，则说明注入水利用率较高；若偏离曲线下方较大，则说明注入水利用率比较低，需要进一步采取措施进行调整，以增加累积存水率。4）累积存水率低于或高于理论值的原因累积存水率低于理论值的有 2 个主要原因：一个是边水、底水的侵入，夹层水的产出，特别是在油田开发初期，这部分侵入水对油藏来说相当于注入水，但它并没有纳入累积注入水中，却增加了产水量，根据累积存水率的定义，累积存水率一定偏低；2000. 10. 20. 30. 40. 50. 60. 70. 80. 910 0. 2 0. 4 0. 6 0. 8 1含水率存水率 存水率和水驱指数分析另一个是注、采不平衡，特别是在开发初期，当多产、少注时，降压开采，累积存水率也偏低。累积存水率高于理论值主要 4 个原因：一是在压力恢复或弥补亏空阶段，注采比大于 1.0；二是注入水有溢出；三是措施的作用，扩大了注水波及体积，改善了开发效果；四是储集层连通性差，注水不见效。因此，在累积存水率高于理论值时必须作细致分析，同时必须观察油藏压力和注采比的变化，如果累积存水率高、压力也高，则储集层连通性差。如果排除上述因素，累积存水率下降减慢或曲线上翘，则是由于措施产生了效果。累积存水率与含水率之间的关系式对于多数处于高含水期、特高含水期的水驱开发油田具有一定的普适性。应用累积存水率与含水率的关系进行油田开发效果评价的同时，可有效指导油田进行挖潜和调整措施的实施。所计算的存水率若没有去除边水、底水与夹层水侵入，则应采用相应静态地质参数计算以扣除其影响。对其他水驱曲线推出的累积存水率与含水率之间的数学关系式在理想条件下的表达式进行求解，有助于进一步探讨丙型水驱曲线经验系数 =1 的物理意义。2.3.1.2 存水率与采出程度理论关系式1）含水率与采出程度关系式水平油层忽略毛管力、油水两相稳定渗流条件下，根据平面径向流产量公式，推导其分流方程：21 存水率和水驱指数分析 （2-47）式中， 为含水率（地面）， ； 为地下水粘度， ；为地下原油粘度， ； 为水体积系数， ； 为原油体积系数， ； 为地面原油密度， ； 为水密度， ；为油相渗透率， ； 为水相渗透率， 。在忽略毛管力、油水两相稳定渗流条件下，油、水相对渗透率比值与含水饱和度的关系式为： （2-48）式（2-48）带入式（2-47），得地面含水与含水饱和度关系式： （2-49）式中， 、 为待定系数， ；其它同上。平均含水饱和度与采出程度的关系式： （2-50）平均含水饱和度与含水饱和度的关系式： （2-51）式（2-50）与式（2-51）联立得含水饱和度与采出程度关系式： （2-52）22 存水率和水驱指数分析把式（2-52）带入式（2-49）并整理得地面含水率与采出程度理论关系式： （2-53）其中， ，将式（2-53）对 求微分并整理得含水上升率与含水率理论关系式： （2-54）式中， 为含水饱和度， ； 为平均含水饱和度， ； 为采出程度， ； 为含油饱和度， ； 为束缚水饱和度， ； 为残余油饱和度， ； 为含水上升率， 。2）累积产水量与采出程度理论关系式设当采出程度在含水率为 时变化 ，对应的累积采油量变化为，累积采液量的变化值为 ，则有：阶段产油量： （2-55）阶段产液量： （2-56）阶段产水量：23 存水率和水驱指数分析 （2-57）对式（2-57）求定积分，则： （2-58）把式（2-53）代入式（2-58）并整理得 （2-59）3）存水率与采出程度理论关系式在注采平衡（即注采比为 1）的条件下，累积产液量的地下体积应等于累积注水量 ，故存水率推导如下： （2-60）代入式（2-59）并整理得地下存水率理论关系式： （2-61）式中， 为地质储量， ； 累积产液量， ； 为累积产水量， ； 为存水率， ； 累积注水量， ； 为采出程度， ；其它同上[7]。4）提出了一种用于评价水驱开发效果的新方法该方法简单、实用，可克服流管法中须建立渗透率的分布模式而带来繁琐计算的缺陷。该方法的关键是采收率的确定，只有通过各种方法，24 存水率和水驱指数分析借鉴同类油藏的结果确定出可靠的采收率后，才能客观评价水驱开发效果。利用典型的水驱曲线，推导出了典型的存水率曲线目前，用于水驱开发效果评价的方法，是以一维油水两相渗流理论为基础，利用流管法并考虑渗透率非均质性建立理论的含水率与采出程度曲线、存水率与采出程度曲线，然后将实际曲线同比例地绘制在理论曲线上，根据实际曲线与理论曲线的位置关系来评价其水驱开发效果。但是，理论曲线的建立存在如下两个问题：第一，理论曲线是基于一维流动建立的含水率、存水率与采出程度的关系曲线，而实际地层的流动不是一维流动；第二，建立理论曲线时需用到渗透率的概率分布模式，而渗透率的分布不一定符合某种特定的模式，因此建立的渗透率的概率分布模式本身就存在一些问题。这种情况下建立的理论曲线是一种非常理想条件下的曲线，将该曲线用于水驱开发效果评价存在一些偏差。以童氏水驱校正曲线为基础，在经验方法标定油藏采收率的基础上，计算油藏的含水率与采出程度、存水率与采出程度的关系曲线，以此作为理论曲线来评价水驱开发效果。童氏校正水驱曲线能较理想地反映油藏的水驱开发特征，童氏校正公式的关键是确定油藏采收率。ａ确定采收率的经验公式比较常用的国内外油田相关经验公式有以下 7 种。（1）陈元千等 1994 年研究的相关经验公式 （2-62）（2）陈元千 1990 年研究的相关经验公式25 目 录第 1 章 前言1.1 课题研究的目的意义...............................................................................11.2 国内外研究现状.......................................................................................11.3 研究目标及内容.......................................................................................31.3.1 研究目标.........................................................................................31.3.2 研究内容.........................................................................................4第 2 章 存水率和水驱指数分析..........................................................................52.1 油藏基础...................................................................................................52.1.1 未饱和油藏.....................................................................................52.1.2 饱和油藏.........................................................................................52.2 注水开发油田存水率与水驱指数...........................................................72.2.1 存水率与水驱指数的概念.............................................................72.2.2 理论曲线绘制.................................................................................92.3 存水率和水驱指数分析.........................................................................132.3.1 存水率理论曲线的总体特征.......................................................132.3.2 水驱指数理论曲线的总体特征...................................................26 存水率和水驱指数分析 （2-63）（3）万吉业的相关经验公式（1962 年） （2-64）（4）井网密度经验公式 （2-65）（5）俞启泰的相关经验公式（1989 年） （2-66）（6）美国 Guthrie 和 Greenberger 的相关经验公式（1955 年） （2-67）（7）美国 API 的相关经验公式（1967 年） （2-68）式中， 为采收率； 为空气渗透率， ； 为地下原油粘度， ； 为地下油水粘度比； 为平均有效孔隙度； 为地层温度， ； 为渗透率变异系数； 为原始原油体积系数； 为单位面积上布的井数， ； 为油层有效厚度， ； 为原始地层26 存水率和水驱指数分析压力， ； 为废弃地层压力， ； 为单井控制的面积，； 为地层水初始饱和度； 为有效渗透率， 。上述公式均可用于水驱砂岩油藏采收率的计算，针对具体油藏，可选择其中几种适应性较好的公式来估算，并以其平均值作为该油藏的采收率。ｂ含水率与采出程度的理论曲线童氏标准曲线公式为： （2-69）式中， 为采出程度； 为含水率； ， 为校正系数。引人两个定解条件：一是当含水率为 0 时，采出程度为无水采收率，通常无水采收率较小，且对含水率与采出程度曲线后半段影响不大，故取特殊情况，近似认为当 时， ；二是当含水率为 98%时，采出程度即为采收率，即当 时， 。把定解条件代人式（8）得 lg c=−7 . 5 ER+1. 69+a （2-70） lg( 49+c )=1. 69+a （2-71）联立式（2-70）,（2-71）得： 27 存水率和水驱指数分析将 ， 值代人式（2-69）并整理得 （2-72）式（2-72）即为含水率与采出程度的典型曲线关系式，可用于评价区块（油藏）的水驱开发效果。ｃ存水率与采出程度关系式当采出程度在含水率为 时变化 ，对应的累积采油量变化为，累积采液量的变化值为 ，则有 设从投产到采出程度为 时的累积产水量为Wp，则有 将式（2-72）代人上式并积分得 故在假设水的体积系数为 时，累积产液的地下体积 为： 式中， 为原油体积系数； 为原油密度， ； 为地质储量， ； 为累积产油量， 。28 存水率和水驱指数分析设从投产到采出程度为 时，在注采平衡（即注采比为 1）的条件下，累积注入量 等于累积产液的地下体积 ，故采出程度为 时的存水率 为： （2-73）式（2-73）即为存水率与采出程度的典型曲线关系式，可用于评价水驱区块（油藏）的注水利用率。d 实例应用该方法已成功应用于中高含水期、高含水期及特高含水期等不同开发阶段的 8 个区块的水驱开发效果评价，评价结果较为客观合理，这里以某油田区块为例说明该方法的应用情况。采收率的经验公式中所需参数及取值见表 2-2。将表 2-2 中参数代入经验公式（2-62）～（2-68），计算得到该区块 的 采 收 率 分 别 为25.16%，32.59%，31.36%，29.53%，31.97%，37.88%，30.86%。7 种方法确定的平均采收率为 31.34%，但是公式（2-62）和公式（2-67）确定的采收率与其他公式确定的采收率相差较大，可以认为这两种方法不适合确定该区 块的采收 率，用其余 5 种 公 式 确 定的平均采收率为31.26%。因此，可以认为该区块的采收率为 31.26%。表 2-2 采收率的经验公式中所需参数的取值29 存水率和水驱指数分析参数名称 参数取值 参数名称 参数取值空气渗透率150.9单井控制的面积6.33有效渗透率50.3原油体积系数1.1301地下原油粘度6.24渗透率变异系数0.64油水粘度比12.48孔隙度0.195有效厚度11.6初始含水饱和度0.395地层温度70初始地层压力31.6单位面积上布的井数15.81废弃地层压力6.6图 2-4 含水率与采出程度评价曲线这样，将 代人式（2-72）和式（2-73）得该区块的含水率与采出程度曲线方程，绘制水驱开发效果评价的典型曲线，并将区块实际的含水率与采出程度曲线及存水率与采出程度曲线等比例地绘制在30 存水率和水驱指数分析相应坐标上，这样就可评价该区块目前的水驱开发效果，见图 2-4 和图2-5。图 2-5 存水率与采出程度评价曲线从图中可以看出实际的含水率--采出程度曲线在典型曲线的下方，而实际的存水率--采出程度曲线在典型曲线的上方，说明该区块的水驱开发效果较好。事实上，这种渗透性较差的中低渗地层，在采出程度达到 26.4%时，含水率还不到 80%，其水驱开发效果确实很好[12]。2.3.1.3 存水率与油水粘度比曲线应用不同类型油田在相同开发阶段（采出可采储量相同程度下）的存水率差异较大。整理六个油田流体力学计算指标，表明了油水粘度比越大，存水率越小，两者在半对数坐标纸上存在着较好的直线关系（图 2-6）。这种不同采出（可采储量）程度下的油水粘度比（ ）和存水率31 存水率和水驱指数分析（ ）关系曲线，即可作为评价不同类型油田存水率大小的对比图版。表 4 列出了关系曲线的截距（ ）和斜率（ ），统计公式则表示为： （2-74）根据所评价油田油水粘度比（ ）的大小，将油田不同采出（可采）程度下实际（或预测）存水率标在对比图版上，即可评价油田开发效果。当对某油田进行注水效果评价时，主要步骤是：（1）综合标定所评价油田水驱采收率（ ）；（2）应用相关公式计算所评价油田 、 值；（3）计算或预测采出（可采）程度分别为 40%、60%、80%时油田存水率（ ）；图 2-6 存水率与油水粘度比关系曲线图32 存水率和水驱指数分析2.3.2 水驱指数理论曲线的总体特征当注采比=1.0 时，水驱指数=1.0。水驱指数与含水率变化规律不同。当注采比>1.0 时，随含水率的增加，水驱指数也增加，而且注采比越大，水驱指数随含水率增加的幅度越大；当注采比<1.0 时，随着含水率的增加水驱指数减小；而且注采比越小，水驱指数随含水率减小的幅度越大。在高含水期，当注采比<1.0 时，水驱指数可能出现负值。在注水油田开发后期采取一些调整措施，使油田注采比下降，从而导致存水率和水驱指数下降，这时不能依据这两个指标就得出注水效果变差的结论。在高含水期采取一些调整措施时，用存水率和水驱指数来评价注水效果时，可能会得出相反的结论，这时必须结合其他指标来评价。33 广义存水率和广义水驱指数第 3 章 广义存水率和广义水驱指数存水率和水驱指数是描述油田注水能量利用率及评价油田注水开发效果的两个重要指标，但传统存水率和传统水驱指数的概念具有一定的局限性，使其不能得到广泛应用。基于存水率和水驱指数的物理意义，提出了广义存水率和广义水驱指数的定义，应用广义存水率和广义水驱指数可以反映具有边、底水油田的注水开发效果，并考虑到了油田弹性能量的作用。实例表明，广义阶段存水率下降的速度体现了油田的开发效果；在不同的油田含水阶段，广义累积存水率与含水率之间呈不同的线性关系。和传统的存水率、水驱指数与含水率的关系是一致的。用广义存水率和广义水驱指数可以避免负值的出现，便于分析评价。3.1 传统存水率、水驱指数的局限性存水率曾经是苏联和我国评价油田注水开发效果常用的参数之一，将其作为反映注水能量利用率及评价开发效果的重要指标。然而，由于其所存在的局限性使其不能适应深入评价油田开发效果的需要，近年来鲜有利用存水率评价油田开发效果研究的报道。在原有存水率定义的基础上，提出广义存水率的概念，并将其应用于油田开发评价中。传统存水率的定义为，注水开发油田的注入量与采水量之差占注入量的比例，有两种体现形式，分别为累积存水率（ ）与阶段存水率（ ）： （3-1）34 广义存水率和广义水驱指数 （3-2）式中， 为阶段注水量， ； 为阶段产水量， ； 为累积注水量， ； 为累积产水量， 。上述传统存水率的定义表明，它是反映油田注水利用率的一个指标，亦即为注入水存留在地层中的比率，传统存水率与注采关系密切。油田压力下降所引起的油、水体积膨胀以及油层孔隙弹性变化对地层存水量也有着不可忽视的影响，而传统存水率不能体现这一客观事实。传统的水驱指数定义为每采出 1 地下体积的原油时地下的存水量。阶段水驱指数（ ）和水驱指数（ ）的表达式分别为： （3-3） （3-4）式中， 为原油体积系数； 为阶段产油量， ； 为累积产油量， ；其他参数同前。由式（3-1）～（3-4）可以看出，传统的存水率、水驱指数是基于封闭油田的注水开发而提出的。存水率描述的是注入水的利用率，而水驱指数描述的是水驱油效率，二者皆与注采比关系密切。存水率的内涵是为了体现注入水能够起到维持地层能量的效率。但实际上，对维持地层能量、减缓地层压力下降速度起作用的因素并不完全依赖于注入水的利用率。油田边底水的侵入同样会起到补充地层能量35 第 3 章 广义存水率和广义水驱指数................................................................283.1 传统存水率、水驱指数的局限性.........................................................283.2 广义存水率与广义水驱指数.................................................................303.2.1 广义存水率的定义及意义...........................................................303.2.2 广义水驱指数的定义及意义.......................................................313.3 水侵量的求取.........................................................................................32第 4 章 利用存水率和水驱指数评价油田水驱效果........................................364.1 水驱效果评价方法.................................................................................364.1.1 存水率与水驱指数的变化规律...................................................364.1.2 影响地下存水率的因素...............................................................374.1.3 评价方法.......................................................................................374.2 偏离原因.................................................................................................374.3 提高油田存水率及水驱指数途径.........................................................384.3.1 油田开发后期提高存水率的途径探讨.......................................384.3.2 提高油田存水率及水驱指数途径...............................................39第 5 章 软件编制及开发效果评价实例分析....................................................415.1 软件功能简介.........................................................................................415.2 水驱效果评价实例.................................................................................45第 6 章 结论与建议............................................................................................49参考文献..............................................................................................................50致谢......................................................................................................................51 广义存水率和广义水驱指数的作用有时甚至起主要作用，此时存水率的值会减小，表现出注入水利用率降低的假象；反之，如果存在注入水外溢，则不会起到维持地层能量的作用，而此时存水率的值会增大，表现出注入水利用率升高的假象。因此，对于存在边底水或不封闭边界的注水开发油田来说，传统的存水率并不能真正体现地层中实际存水量的变化规律，用传统的存水率来评价油田开发效果也就会不准确；同样的道理，传统水驱指数也不适用于不封闭边界注水开发油田水驱效果的评价。因此，传统存水率与传统水驱指数并不能真正体现地层中实际存水量的变化规律。对于存在边、底水或不封闭边界的注水开发油田来说，应用传统存水率和传统水驱指数来评价油田开发效果是不准确的。3.2 广义存水率与广义水驱指数3.2.1 广义存水率的定义及意义鉴于传统存水率的局限性，有必要对其进行修订，当油田没有注入水外溢时，广义存水率定义为油田外来水总量（注入水量与水侵量之和）与产水量之差占外来水总量的比例。广义累积存水率和广义阶段存水率可以用下面的公式表示： （3-5） （3-6）上述广义存水率的定义既考虑到了注入水量又考虑到了边底水水侵量对油田开发的影响，因此广义存水率能够确切反映具有边底水注水开36 广义存水率和广义水驱指数发油田的综合开发效果，而传统的存水率定义则为广义存水率定义的一个特例，即没有边底水侵入时的广义存水率。具有边底水的、未饱和弹性水驱油田的累积水侵量计算式为： （3-7）其中 ； （3-8） ； （3-9） （3-10）根据（3-5）式可得阶段水侵量的计算式为： （3-11）将公式（3-7）、（3-11）代人（3-5）、（3-6）式整理得到广义累积存水率、广义阶段存水率公式为： （3-12） （3-13）公式（3-12）、（3-13）说明了广义存水率的又一重要的物理意义：广义存水率体现了油田依靠水驱（注入水、边底水）能量驱动的产油量占水驱能量驱动产液量的比率。广义存水率也体现了孔隙弹性变化对地层存水量的影响。因此，广义存水率能够真正的体现水驱开发油田的开发效果。37 广义存水率和广义水驱指数在上述公式中，计算存水率的参数均为油田开发动态数据或油田静态地质参数，所以广义存水率的计算是很容易的。3.2.2 广义水驱指数的定义及意义所谓广义水驱指数，是将注入水概念的外延扩大，它包括了人工注入水和天然外来水（即水侵）两部分，即广义阶段水驱指数（ ）的表达式为： （3-14）而广义累积水驱指数（ ）的表达式为： （3-15）式中， 为阶段水侵量， ； 为累积水侵量， ，其他参数同前。相对于传统的注采比定义，广义注采比的注入水包括了人工注入水和天然外来水两部分，广义注采比（ ）的表达式为： （3-16）由含水率（ ）的定义 （3-17）将式（3-16）和式（3-17）分别代入式（3-6）和式（3-14），可得到广义存水率、广义水驱指数与含水率的关系式：38 广义存水率和广义水驱指数 （3-18） （3-19）广义存水率、广义水驱指数与含水率的关系式和传统的存水率、水驱指数与含水率的关系式的形式完全一样，只是注采比的含义不同。据式（3-18）、（3-19），给定不同的广义注采比，就可得到广义存水率和广义水驱指数与含水率关系的理论曲线。3.3 水侵量的求取对于广义存水率和广义水驱指数计算中所需水侵量的求取，本文用物质平衡方法，借助于 ResBalance 软件，分别拟合求取水侵量，得到的累积水侵量和时间呈对数关系，即水体能量变化呈越来越小的趋势（图3-1、3-2），这与油田实际情况相吻合。利用图 3-1 和图 3-2 所示的对数关系式，可以方便获取不同时间点的水侵量。39 广义存水率和广义水驱指数图 3-1 某油田南区水侵量拟合曲线图 3-2 某油田南区水侵量拟合曲线在获取了水侵量与时间的关系式后，可由式（3-15）和式（3-14）计算出实际的广义存水率和广义水驱指数；给定广义注采比分别为0.4、0.5、0.6、0.7、0.8、1.0、1.1、1.2，根据式（3-18）和式（3-19）可得到广义存水率、广义水驱指数与含水率的理论曲线；从而得到图 3-3～3-4。40y = 154. 12Ln(x) - 220. 430501001502002503003504004500 20 40 60 80( )时间 月( )水侵量 万方y = 283. 52Ln(x) - 662. 5901002003004005006000 20 40 60 80( )时间 月( )水侵量 万方 广义存水率和广义水驱指数图 3-3 广义存水率-含水率理论曲线由图 3-3 可以看出，对于同一广义注采比，随着含水率的增加，广义存水率越来越低。 图 3-4 广义水驱指数-水驱指数理论曲线由图 3-4 可以看出，对于广义注采比大于 1 的情况，随着含水率的增加，广义水驱指数呈上升趋势；对于广义注采比小于 1 的情况，随着含水率的增加，广义水驱指数呈下降趋势；当广义注采比为 1，即注采41- 160- 110- 60- 1040901400 0. 2 0. 4 0. 6 0. 8 1含水率（小数）(%)广义存水率z=0. 4z=0. 5z=0. 6z=0. 7z=0. 8z=1. 0z=1. 2- 5- 3- 11350 0. 2 0. 4 0. 6 0. 8 1( )含水率 小数%广义水驱指数（ ）Z=0. 4Z=0. 5Z=0. 8Z=1. 0Z=1. 1Z=1. 2 广义存水率和广义水驱指数达到平衡时，广义水驱指数不随含水率的增加而变化，始终为恒值1[10]。42 利用存水率和水驱指数评价油田水驱效果第 4 章 利用存水率和水驱指数评价油田水驱效果存水率和水驱指数是评价注水开发油田注水状况及注水效果的两个重要指标，通过绘制存水率与含水率、水驱指数与含水率理论曲线，并与实际值加以对比分析，从而对油藏注水状况及注水效果进行综合评价。存水率和水驱指数的变化特征是注水油田经常使用的重要评价指标，通过对油田存水率和水驱指数的变化特征研究，提出油田注水开发效果的评价需根据油藏类型的不同，存水率和水驱指数变化规律的不同，结合压力、含水上升率等指标，对注水开发效果进行综合评价，指导油田注水结构的调整。4.1 水驱效果评价方法4.1.1 存水率与水驱指数的变化规律4.1.1.1 存水率与水驱指数随采出程度、含水的变化规律油田随着采出程度的提高，综合含水的不断上升，排水率越来越大，存水率则不断减小，水驱油效果变差。一般注水开发油藏在注水开发过程中，存水率随着采出程度的增加，综合含水的上升，呈缓慢下降的趋势，而水驱指数则保持相对稳定。4.1.1.2 不同类型油藏下存水率与水驱指数的变化规律不同类型的油藏，其存水率和水驱指数的变化规律是不同的，对其注水效果的评价也是不同的，对于低渗透开发层系，油层薄、物性差，油层平均渗透率低。单元动用状况较差，油井低能量，注采比高达43 利用存水率和水驱指数评价油田水驱效果1.2，水驱指数上升趋势缓慢，而存水率呈大幅下滑趋势，对上倾尖灭区和低渗透区域实施整体高压注水，动用状况改善，存水率下降趋势减缓，水驱指数大幅提高。对于高渗透开发层系，油层平均渗透率高，油水井连通状况好，油层动用程度高，开发后期主体区域大面积水淹，地下存水率在 0.3 左右，水驱指数仅 0.6，注水效率较低。经过治理后，地下存水率大幅上升，水驱指数呈上升趋势，注水开发效果改善。与不同类型油藏下油组相比，两个油藏物性条件相差较大，改善前后变化规律也不同。4.1.2 影响地下存水率的因素1）采出程度的影响对一个特定的油田来说，随着油田的开发，采出程度的提高，综合含水的不断上升，产水量越来越大，存水率则不断减小。2）油层物性对存水率的影响油层渗透率的不同影响着单元的存水率的变化，渗透率较低的地层，注水井注水状况不好，油水井连通性差，使得地层能量低，油井生产状况差，油层动用程度低，因此，地下存水率较高。油水井连通状况好，注采状况好，油层动用程度高，其存水率相对较低。3）油水粘度比对存水率的影响在相同采出程度下，地下油水粘度比不同，其存水率的变化也不同。地下油水粘度比大的区块，水驱油效果差，因此需要依靠增加注水量来提高水驱油效率，大量提液来采油，地下存水率较低。44 利用存水率和水驱指数评价油田水驱效果4.1.3 评价方法存水率和水驱指数是综合评价注水开发效果的两项重要指标。从存水率和水驱指数的定义出发，给出了存水率和水驱指数表达式。指出当油田实际存水率和水驱指数的点落在标准曲线上或附近时，开发效果向规划目标方向发展，油田目前的注采结构合理；如果实际存水率点落在标准曲线的下方，说明指标偏低，开发效果较差。存水率 是指地下存水量多少的相对值，即累积注水量减累积采水量与累积注水量之比。在油田注水开发过程中，随着原油采出量的增加，综合含水不断上升，注入水则不断被排出，含水越高，排出水量越大，地下存水率越来越小，阶段水驱油的效果变差。4.2 偏离原因公式计算存水率与水驱指数低于理论值主要有 2 个原因：一个是边、底水的侵入，夹层水的产出，特别是在油田开发初期，而这部分侵入水对油藏来说相当于注入水，但它并没有纳入累积注入水中，却增加了产水量，根据存水率与水驱指数的定义，存水率与水驱指数一定偏低；另一个是注、采不平衡，特别是在开发初期，当多产、少注时，降压开采，存水率与水驱指数也偏低。存水率与水驱指数高于理论值主要有 4 个原因：一是在压力恢复或弥补亏空阶段，注采比大于 1.0；二是注入水有溢出；三是措施的作用，扩大了注水波及体积，改善了开发效果；四是储层连通性差，注水不见效果。45 前言第 1 章 前言1.1 课题研究的目的意义评价油田注水开发效果的指标很多，对于注水开发的油田而言，开发效果评价主要从动态开发指标入手，立足于动态开发数据，观察和研究这些动态开发数据的变化，找出各种变化之间的相互关系以及它们对生产的影响，评价油田过去和现在开发效果的好坏，预测未来发展趋势，为油田开发调整提供依据。为了提高注水油田开发的科学性、预见性，需经常不断地进行油田注水效果评价工作。由于油田地质特点不同、开采条件不同、油田所处的开发阶段不同，开发指标有较大的差别，评价其效果，只能针对某项开发指标进行分类、分阶段综合分析，为了评价水驱油藏目前井网的注采效果、寻找合理的配注量，这里通过绘制油田存水率和水驱指数标准曲线以及采出程度与综合含水率关系线对该断块进行注水效果预测评价。在注水开发中油藏的地下存水率是保存在地下的累积注入水量与累计采水量之差与累积注入水量的百分比，反映注水利用效率状况，地下存水率越低，注水利用率越低，注入水的驱替效果越差。对于边底水能量较为充足的油田，用传统的存水率和水驱指数评价其水驱效果时，由于没有考虑水侵量，导致上述两个指标均为负值。为此提出了用广义存水率和广义水驱指数评价油田水驱效果的新方法，以提高评价结果的准确性。在注水油田开发后期采取一些调整措施，使油田注采比下降，从而1 利用存水率和水驱指数评价油田水驱效果因此，在存水率与水驱指数高于理论值时，必须做细致分析，同时须观察油藏压力和注采比的变化，如果存水率与水驱指数高，压力也高，则储层连通性差。排除上述因素，存水率与水驱指数下降减慢或曲线上翘，则是由于措施产生了效果[11]。4.3 提高油田存水率及水驱指数途径4.3.1 油田开发后期提高存水率的途径探讨广义存水率的定义为，油田中外来水总量（注入水与水侵量之和）与产水量之差占外来水总量的比例。广义存水率随时间的变化关系，可以反映出油田不同开发时期的驱动类型和开发效果的好坏。但是，当油田进入特高含水开发后期，底水和边水的驱动已处于次要的地位，地下存水率的高低，主要取决于累计注水量或阶段注水量与累计采水量或阶段采水量之差。地下存水率的高低反映了驱油效果的好坏，存水率高，压力保持水平高，驱油效果好；反之效果差。如何提高油田的存水率，稳定恢复地层压力，是改善油田的开发效果必须解决的问题。4.3.1.1 增注提高地下存水率提高注水井的注水量，是提高地下存水率的主要途径之一，但注水井的增注要根据油田物性特点，采取不同的措施。（1）高压增注。对于上倾尖灭型的油藏，油层物性差，油水井连通性差，启动压力高，注水井普遍注水差，并且这些井分布比较集中。应采取集中高压增注的措施，通过提高注水压力增加注水量。而对于其它由46 利用存水率和水驱指数评价油田水驱效果于油层物性较差、启动压力高而吸水差的零散分布的注水井，则应采用装单井高压增注泵来增加注水量。（2）酸化增注。对于注水井本身油层物性较好，但由于水质差、粘土膨胀等原因引起油层堵塞注水下降的井，应对水质进行改善．并通过注活性水酸化解堵结合精细过滤或采用多段塞复合活化水增注技术等途径提高注入量。4.3.1.2 注水井整体调剖提高地下存水率调剖是改善吸水剖面的新技术之一，尤其对于那些夹层条件不能满足分注的厚油层合注井。在层间干扰严重、层内差异大的层系，为减少注入水沿大孔道或高渗透带作无效循环，结合增注改造措施，开展深度调剖改善吸水剖面，以杜绝大孔道“指进”的现象，降低无效注水，提高中低渗透层段的注水量，提高地下存水率。4.3.1.3 减少无效排液，提高地下存水率（1）封堵高含水强淹层。由于油田各层的沉积特点、物性变化的影响，在纵向上，注入水和边水都是沿着物性好的油层快速推进，从而使物性好的油层过早水淹，在多层开采的情况下由于层间干扰，注入水沿着水淹通道，直接在对应油井的高渗透层段采出，造成大量水的无效采出。因此，应充分利用油水井产液、吸水剖面资料，结合油层各种动、静态资料，研究油井各层段的含水、压力差异，找准高渗透、高能量、强水淹层，采取机堵、化堵、打塞、超细水泥等措施封堵，减少无效排液量，提高地下存水率。47 利用存水率和水驱指数评价油田水驱效果（2）关停特高含水低效井。特高含水开发后期，油田的特高含水低效井越来越多，造成大量的无效排液。目前，对于水油比大于 40，含水大于 97.5 的油井，基本上无再措施的余地，对其实施关井后，则可降低无效排水，增加地下存水率，提高地层压力[8]。4.3.2 提高油田存水率及水驱指数途径（1）提高潜力区域、井层的动用程度：完善注采关系，提高潜力井层的注水量，控制无效注水量和强淹层产水量，是提高存水率及水驱指数、增加注入水波及体积、改善中低渗透油藏开发效果的根本途径。（2）搞好注水动态调配，实施产液结构的调整，结合油层细分注水、细分改造等措施改善中低渗透层的动用状况，提高中低渗透层存水率和水驱指数、增加注入水波及体积，改善单元开发效果。（3）随着油田进入特高含水开发阶段，低效井逐年增多，这部分产油井产油少，产水多，造成注入水无效循环，可采取有效措施手段或关闭部分井，提高相邻低含水井的生产压差，可降低无效排水，改变液流方向，提高注水波及体积。48 软件编制及开发效果评价实例分析第 5 章 软件编制及开发效果评价实例分析本文采用 Microsoft Visual Basic 6.0 编制具有一定的注水开发效果评价软件。并根据上述方法的基本原理，结合实际，对濮城油田西区沙二上 4-7 进行开发效果评价。根据实例中提出的开发效果评价指标，分别计算存水率和水驱指数两项开发指标，并将实际曲线与理论曲线作了对比。5.1 软件功能简介利用 VB6.0 所编制的软件界面如图 5-1 所示。49 软件编制及开发效果评价实例分析图 5-1 利用存水率和水驱指数评价油田水驱效果评价软件界面（1） 基本数据输入图 5-2 基本数据输入（2） 计算结果显示50 软件编制及开发效果评价实例分析图 5-3 计算结果显示（3） 绘制存水率与含水率的理论曲线51 软件编制及开发效果评价实例分析图 5-4 绘制存水率与含水率理论曲线（4） 绘制水驱指数与含水率的理论曲线图 5-5 绘制水驱指数与含水率理论曲线5.2 水驱效果评价实例我们计算了濮城油田西区沙二上 4-7 实际的存水率和水驱指数，并统计了相应的含水率（见表 5-1、表 5-2）。表 5-1 濮城油田西区沙二上 4-7 实际存水率与水驱指数计算数据时间 含水率%采出程度%月注水104m3月产油104t月产水104m31982.121983.062.701.431.432.040.47080.42120.22270.33480.00620.004952 软件编制及开发效果评价实例分析1983.121984.061984.121985.061985.121986.061986.121987.061987.121988.061988.121989.061989.121990.061990.121991.061991.121992.061992.121993.061993.121994.061994.121995.061995.121996.061996.121997.061997.121998.061998.121999.066.774.7425.9013.6011.8023.6033.5039.6068.5061.4064.1862.1062.0076.3070.9269.4170.9266.2879.8179.3580.6877.7385.7776.8077.7377.8480.7177.6680.0075.4381.3386.362.593.193.814.666.086.687.257.808.398.909.339.6710.0110.3411.3011.0111.3011.6511.9412.1712.3812.6012.8613.0813.4113.7914.2014.6014.9415.2615.6015.930.39590.40040.41060.70391.67211.98640.32532.61421.32891.15400.81400.85390.24650.26802.18562.04782.18561.80171.70651.35951.75081.83131.76751.83332.07072.58421.79762.71462.42401.90061.62002.02880.24760.41210.35520.70300.53760.25710.34640.32710.28580.25630.24950.14690.23620.13860.40000.15120.16170.17550.13460.11320.12820.15700.13010.13870.16990.23450.21060.20540.16430.18510.16880.17170.01800.02050.12410.11070.07190.07940.17450.21440.62150.40630.44640.24110.36290.39480.48620.34590.40000.35230.51940.44420.53280.54320.75980.45320.58040.85530.87250.69920.68210.58250.87651.098053 软件编制及开发效果评价实例分析1999.12 86.91 16.29 3.1257 0.1724 1.1316表 5-2 濮 城油田西区沙二上 4-7 实际存水率与水驱指数 计算结果54CISI月注采比0.990.990.950.950.700.840.960.960.460.920.530.650.450.72-0.47-0.47-0.810.830.820.800.700.670.700.700.570.750.720.670.510.740.720.690.460.460.471.250.740.910.550.480.501.784.430.264.391.481.740.882.49-0.29-0.556.606.736.604.945.274.835.684.904.635.955.244.412.635.876.344.252.633.243.451.240.750.920.560.570.551.723.900.433.431.211.380.941.750.330.433.263.423.262.792.292.152.342.271.812.682.392.071.472.602.532.131.401.461.50 软件编制及开发效果评价实例分析利用评价注水开发油田注水状况和注水效果的两个重要指标存水率和水驱指数，通过绘制存水率与含水率、水驱指数与含水率理论曲线，并与濮城西区沙二上 4-7 实际值加以对比分析，从而对濮城西区沙二上4-7 油藏注水状况及注水效果进行综合评价。利用软件我们计算了濮城油田西区沙二上 4-7 实际的存水率和水驱指数，并统计了相应的含水率(见表 5-1、表 5-2)。图 5-6 绘制存水率与含水率实际曲线并与理论曲线比较55 前言导致存水率和水驱指数下降，这时不能依据这两个指标就得出注水效果变差的结论。在高含水期采取一些调整措施时，用存水率和水驱指数来评价注水效果时，可能会得出相反的结论，这时必须结合其他指标来评价。1.2 国内外研究现状存水率曾经是苏联和我国评价油田注水开发效果常用的参数之一，将其作为反映注水能量利用率及评价开发效果的重要指标。然而，由于其所存在的局限性使其不能适应深入评价油田开发效果的需要，近年来鲜有利用存水率评价油田开发效果研究的报道。美国首先在 40-50 年提出注水开发的合理性，1955 年，Greenberger和 Guthile 和对 73 个完全水驱或部分水驱砂岩油田的基础数据，利用多元回归分析法得到预测注水油田的水驱可采储量的经验公式。1956-1967 年美国石油学会（API）的采收率委员会对北美和中东地区的 72个水驱砂岩油田的水驱可采储量的经验公式。1958 年 Wright 根据油田的实际开发数据，首先建立了水油比与累积产油量的半对数统计直线关系[13]。后来这两种水驱特征曲线作为预测注水油田的水驱可采储量的基本方法得到广泛的应用。前苏联在 40-50 年代开始考虑注水开发油田的合理性，以后对注水开发指标作了深入研究，并与美国油田开发的主要指标进行了对比，提出了适合本国油田注水开发的指标变化范围。与此同时，还对开发效果的影响因素，根据多因素线性相关分析理论，得出了不少经验性结论1959 年前苏联的 Makcnmob 建立了累积产水量与累积产油量的半对数统2 软件编制及开发效果评价实例分析图 5-7 绘制水驱指数与含水率实际曲线并与理论曲线比较将实际的存水率和相应的含水率点在存水率理论曲线上（见图 5-6）。从图上可以看出，在理论上，对应同一个注采比，随着采出量的增加，含水率增高，注入地层中的水不断排除，存水率随着含水率增大而下降。实际点表明：在层系综合含水率 0.7 以前，地下存水率是下降，注水利用率便差，90 年进行注采系统调整，增加注采井点后，地下存水率由下降转为上升，含水率 0.7～0.8 时，油层压力稳定在 18～l9MPa，存水率呈下降趋势，水驱效果差。从图上还可以看出，实际存水率波动性很大，反映出油田的注水状况不正常。将实际的水驱指数和相应的含水率点在水驱指数理论曲线上（见图5-7）。在理论上，对应同一个注采比，水驱指数随着含水率的变化有不同的规律，当注采比Z=1.0 时，水驱指数SI=1.0，与含水率变化无关；当注采比 >l.0 时，水驱指数随着含水率增加而增大；当注采56 软件编制及开发效果评价实例分析比 <1 时随着含水率增加而减小西区沙二上 4-7 油藏虽有边水存在，但极不活跃，主要是靠注入水驱油。实际水驱指数点说明，在低含水期，水驱指数偏低，SI<1 .0；含水率 0.6～0.7 时， 在 1.0 左右；含水率 0.7 时，水驱指数上升，含水率 0.7 以后，水驱指数有下降趋势，水驱效率差。西区沙二上 4-7 油藏 1990 年进行注果调整后，存水率和水驱指数上升或稳定，开发状况有所改善；最近几年，实际存水率和水驱指数的变化呈下降趋势，注水利用率差，水驱效果差。实际存水率和水驱指数的变化较大，反映出油藏注水状况不正常。理论图上（图 5-4、5-5）可看出，注采比是决定存水率和水驱指数太小的重要因素，因此，不同驱动方式的油藏，存水率和水驱指数不可类比，只能油藏自身进行比较变化状况，评价某一阶段的注水效果。在进行存永率与水驱指数的变化时，要结合油层压力的变化加以分析，才能得出正确结论。57 结论与建议第 6 章 结论与建议本文油田水驱效果评价中，利用了评价指标存水率、水驱指数，并用实例进行了分析。（1）油藏进行注采调整后，存水率和水驱指数上升或稳定，开发状况有所改善；实际存水率和水驱指数的变化呈下降趋势，注水利用率差，水驱效果差。（2）实际存水率和水驱指数的变化较大，反映油田注水状况不稳定，反映出油藏注水状况不正常。实际存水率和水驱指数的变化不易逐点对比，只能研究总的变化趋势。（3）理论图上可以看出，存水率和水驱指数的大小受注采比影响较大，因此，不同驱动方式的油藏，存水率和水驱指数不可类比，只能以油藏自身比较，来评价某一阶段的注水效果。（4）在进行存永率与水驱指数的变化时，要结合油层压力的变化加以分析，才能得出正确结论。（5）广义存水率、广义水驱指数更适合边底水能量较为充足的油田的水驱效果评价；用好广义存水率、广义水驱指数的关键是水侵量的求取。58 结论与建议参考文献[1] 陈元千．油气藏工程计算方法．北京石油工业出版社，2001.[2] 张 锐 ．应 用存 水率 曲线 评价 油田 注 水效 果 ． 石 油 勘 探 与 开发 ．1992，19（2）：63-68．[3] 张东荣，王军，潘艇.利用存水率和水驱指数评价油田注水效果.内蒙古石油化工，2000，27：141-143.[4] 许春娥.马厂油田马 10 块存水率与水驱指数分析.国外油田工程，2004，20（3）：38-39.[5] 张继风，田晓东，郭玮琪，等.水驱油田累积存水率与含水率理论关系.新疆石油地质，2006，27（4）：465-477.[6] 相天章，于涛，温静，等.累积存水率曲线研究及应用探讨.断块油气田，2001，8（4）：31-54.[7] 郭印龙，郭恩常，杨永利，等.一种新的水驱开发效果评价体系.石油地质与工程，2008，22（5）：67-72.[8] 孙秀英，黄国忠，王中华等.油田开发后期提高存水率的途径探讨.河南石油，2005，19（3）：24-26.[9] 高博禹，王建波，彭仕宓 .广义存水率及其应用 . 新疆石油地质，2004，25（5）：541-543.[10] 袁东，葛丽珍，兰利川，等.用广义存水率和广义水驱指数评价油田水驱效果.中国海上油气，2008，20（3）：178-180.59 结论与建议[11] 房育金，王茂显.运用存水率和水驱指数评价油田注水开发效果.吐哈油气，2005，10（1）：37-39.[12] 冯其红，吕爱民，于红军，等.一种用于水驱开发效果评价的新方法. 石油大学学报（自然科学版），2004，28（2）：58-60.[13] 刘登飞．辽河油区注水开发油田开发效果及潜力评价方法研究：硕士学位论文，西安石油学院.四川成都：2002.[14] 叶正荣，吴奇，王连刚，等．采油工艺措施效果经济评价方法．石油勘探与开发，2.2；31（1）：108-109.[15] 谢丛姣，陈生泽．低渗透油田开发效果评价指标以张天渠油田为例．新疆石油学院学报，2.12；16（4）：29-33.60 致 谢本论文是在赵健慧老师的悉心指导下完成的。赵健慧老师渊博的知识和缜密的思维令学生由衷的叹服，赵老师严谨的治学态度令学生受益匪浅。感谢赵老师对我的精心指导。最后还要感谢那些所有关心和帮助过我的同学，对那些我所引用的参考文献的作者们表示真诚的谢意。再次感谢赵健慧老师的谆谆教诲和不倦指导，同时感谢中国石油大学(华东)石油工程系对我的培育。61 前言计直线关系，并已在前苏联得到广泛的应用。前苏联全苏石油天然气科学研究所根据乌拉尔－伏尔加地区约 50 个油田的实际开发数据利用多元回归分析法获得预测注水油田的水驱可采储量的经验公式。1972 年Koxaknh 的经验公式和 1976 年 Tomenkob 的经验公式[14]。1973 年，沙卓诺夫首先提出乙型曲线，1981 年沙卓诺夫推导出丙型曲线和丁型曲线；1994 年有的俄罗斯工作者提出根据油水粘度比确定水驱特征曲线的标准。水驱特征曲线和经验公式是研究者们的共同研究对象，只不过针对各自的适用范围或适用条件而分别不同罢了。我国在 50 年代着手对注水开发油田进行研究，根据我国油田各自的我，提出了许多经验公式来预测注水油田的水驱可采储量。在 70 年代中期到 80 年代初期利用水驱特征曲线来预测注水油田的开发动态，评价注水油田的开发效果的好坏[15]。童宪章应用统计分析方法归纳了水驱曲线的甲型、乙型、丙型三种不同的形式，陈元千根据水驱开发油田实践对水驱曲线直线段进行了校正，提高了水驱特征曲线的实用性。就水驱特征曲线的总体发展过程及趋势来看，水驱特征曲线是一种重要的油藏工程方法。水驱特征曲线的研究方向一是使该工具更精良，二是使工具的技巧更高超。在实际评价过程中，驱替特征曲线来预测注水油田的水驱可采储量，仅考虑了量（油、水）之间的关系，这样评价油田水驱开发效果可靠性会受到一定的限制。关于注水开发效果的评价，目前现场常从注采比的合理性、井网的水驱控制程度、注入水利用率和地层压力维持程度几个方面进行分析。3 前言许多文献已给出许多具体的评价指标。但在不同的现场情况下，开发者采用的指标和指标数量是各自不同的。另外，各水驱效果评价指标关系复杂，一些指标之间具有相关性，而另一些指标又相互独立。各个评价指标均有其局限性，有些指标仅适用于油田开发的某一阶段，总体来看，过去对开发效果的评价方法缺乏系统性、全面性和科学性。欲系统、全面和科学地评价一个油田的水驱开发效果，应从四个方面予以考虑：第一、从油藏地质条件角度分析油藏是否适合注水，分析在横向上、纵向上水驱推进的均匀程度，预测在目前的最先进的注水开发技术水平可能达到的注水开发油藏水驱采收率的大小；第二、从油藏已实施的开发方案或一系列调整方案的实施效果角度分析注水开发油藏水驱开发效率的现状，以此反映已实施的开发方案或一系列调整方案的先进性，进而反映管理该油藏的工程技术人员的油田开发技术水平；第三、从油藏已实施的开发方案或一系列调整方案角度分析注水开发油藏中的人为控制因素的先进性，即分析开发层系、注采井网、注采强度、注水方式、开发速度等人为控制因素的适应性和合理性；第四、从油藏已实施的开发调整方案的实施效果角度分析水驱开发效果的改善程度，即评价层系调整、井网调整、注采强度与注采结构调整、开发速度调整、堵水调剖工艺、增产增注工艺等措施实施后的水驱开发效果的改善程度；或者从油藏准备实施的开发调整方案可能获得的效果角度预测水驱开发效果的改善程度，即预测层系调整、井网调整、注采强度与注采结构调整、开发速度调整、堵水调剖工艺、增产增注工艺等措施实施后可能获得的水驱开发效果的改善程度。4 前言1.3 研究目标及内容1.3.1 研究目标从存水率和水驱指教的定义出发，结合水驱特征曲线，给出了存水率和水驱指数表达式，通过对油田水驱效果评价机理进行分析，通过绘制存水率与含水率、水驱指数与含水率理论曲线。并根据实例指出当油田实际存水率和水驱指数的点落在标准曲线上和附近时，开发效果向实际规划的目标方向发展，油田目前的配注合理；如果实际存水率点落在标准曲线的下方，说明指标偏低。编制软件从而对濮城西区沙二上 4-7油藏注水状况及注水效果进行综合评价。1.3.2 研究内容（1）对存水率和水驱指数进行公式推导和计算。（2）绘制存水率与含水率、水驱指数与含水率理论曲线，存水率与采出程度、水驱指数与采出程度理论曲线，存水率与油水粘度比、水驱指数与油水粘度比理论曲线；并进行实际曲线与理论曲线的对比。（3）通过对存水率和水驱指数的评价来研究注入水利用状况。（4）通过分析传统存水率和传统水驱指数的局限性来研究广义存水率和广义水驱指数。（5）根据实例编制软件并分析结果。（6）分析影响注水效果的各种因素。文献调研及资料整理,充分调研国内外利用存水率和水驱指数来评价油田水驱效果等方面的文献，着重对存水率和水驱指数的公式进行推5