下载文档原格式
水驱储量动用程度计算方法研究近年来，随着世界能源需求的不断增长，水驱油藏的开发成为了石油工业的重要领域之一。
水驱储量动用程度是评估油藏开发效果的重要指标之一，对于正确评估水驱油藏的开发效果，提高生产效率具有重要意义。
本文将对水驱储量动用程度计算方法进行研究，以期为水驱油藏开发提供参考。
一、水驱储量动用程度的概念水驱油藏是指通过注入水来驱动原油向井口移动的油藏。
在水驱开发过程中，注水量与采油量之间的比值称为水驱储量动用程度。
水驱储量动用程度是评估水驱油藏开发效果的重要指标之一，它反映了注水效果的好坏，直接影响到油田的开发效益。
二、水驱储量动用程度计算方法水驱储量动用程度的计算方法有多种，其中，较为常用的计算方法有以下几种：1、经验公式法经验公式法是通过实际生产数据和注采比数据，利用统计学方法推导出的一种计算水驱储量动用程度的方法。
这种方法简单易行，但其计算结果的准确性较低，适用于初步评估油藏开发效果。
2、物质平衡法物质平衡法是利用物质平衡原理，通过计算注采水量和原油产量之间的比值，来计算水驱储量动用程度的方法。
这种方法计算结果的准确性较高，但需要比较精确的数据作为计算基础。
3、数学模型法数学模型法是利用数学模型来计算水驱储量动用程度的方法。
这种方法的计算精度较高，但需要较为复杂的计算过程和较为精确的数据作为计算基础。
三、影响水驱储量动用程度的因素水驱储量动用程度的大小受到多种因素的影响，其中主要包括以下几个方面：1、油藏性质油藏的孔隙度、渗透率、饱和度等油藏性质对水驱储量动用程度有着重要的影响。
孔隙度和渗透率越高，饱和度越低，水驱储量动用程度越高。
2、注采比注采比是水驱储量动用程度的直接影响因素之一。
注水量与采油量之间的比值越高，水驱储量动用程度越高。
3、注水质量注水质量对水驱储量动用程度也有着重要的影响。
注水质量越好，水驱储量动用程度越高。
4、地质条件地质条件是影响水驱储量动用程度的重要因素之一。
水驱特征曲线名词解释
水驱特征曲线是指在油田开发过程中，通过实验或模拟得到的
描述水驱过程中含油层性质变化的曲线。
它是研究和评价水驱效果
的重要工具之一。
水驱特征曲线通常包括以下几个主要参数：
1. 含水饱和度（Sw），表示地层中的水含量占总孔隙体积的比例。
含水饱和度的变化可以反映水驱过程中水的入侵和油的排出情况。
2. 油饱和度（So），表示地层中的油含量占总孔隙体积的比例。
油饱和度的变化可以反映水驱过程中油的排出和剩余油饱和度的变化。
3. 水油相对渗透率曲线，描述水和油在地层孔隙中的渗透能力
随饱和度变化的关系。
水相对渗透率和油相对渗透率随着饱和度的
变化而变化，通过绘制水相对渗透率曲线和油相对渗透率曲线可以
了解水驱过程中水和油的渗流特性。
4. 油水饱和度比（So/Sw）曲线，描述油和水饱和度比随着时间的变化情况。
通过绘制油水饱和度比曲线可以了解水驱过程中油和水的相对分布情况。
5. 油水界面位置曲线，描述油水界面在地层中的位置随时间的变化情况。
通过绘制油水界面位置曲线可以了解水驱过程中油水分布的动态变化。
水驱特征曲线的分析可以帮助油田开发人员评估水驱效果，优化开发方案，预测油田产能，指导生产调整和增产措施的实施。
预测水驱油田开发动态的一种方法陈 元 千 (中国石油天然气总公司石油勘探开发科学研究院)引 言水驱曲线法在我国得到了广泛的应用。
它主要用于预测水驱油田的累积产水量或累积产液与累积产油量的关系,最终是用于预测可采储量和采收率。
水驱曲线法有20多种表达形式[1],但以经多年应用而筛选从而推荐和定名的甲型、乙型、丙型、丁型4种水驱曲线法[2～4]最具有实用价值。
数学模型法也是油藏工程的重要预测方法。
它可以预测油田的产油量和累积产油量随时间的变化,以及预测油田的可采储量。
自1984年翁氏模型[5]问世后,近年来在该方法数学模型的研究方面取得了突破性进展,已有若干种预测模型相继发表[6～12]。
本文将最为实用的丙型水驱曲线法[4]和比较好的HCZ(Hu2Chen2Zhang)新模型[6]相结合,提出了一种新的预测方法。
该方法不但可以预测水驱油田的产油量、累积产油量、含水率、水驱波及体积系数随时间的变化,而且可以预测水驱油田的可采储量、可动油储量和最终水驱波及体积系数。
新预测方法的建立由文献[4]完成理论推导的丙型水驱曲线的表达式为L pN p=a+bL p(1) 经理论推导[4],水驱开发油田的可动油储量(Movable oil in place)等于丙型水驱曲线直线斜率的倒数,即N om=V p(S oi-S or)B oi=1b(2)V p=100Fhφ(3) 油田的累积产量和含水率的关系的推导[4]N p=1-a(1-f w)b(4) 由(4)式除以(2)式,得水驱波及体积系数为E v=1-a(1-f w)(5) 当油田含水率取为某经济极限含水率(f wL)时,含水上升速度,提高油井产能和油田采收率,减轻和消除非达西渗流的不利影响。
同时应注意,这类油田油井见水快并不完全是地层微裂缝引起的,而可能是非达西渗流现象所致,需注意避免在开发部署时作出错误决策。
符号注释C———压缩系数,1/MPa;h———地层厚度m;Κ———地层有效渗透率,μm2;Κro,Κrw———油相和水相相对渗透率; p———压力,MPa;q———产量密度,1/d;s———表皮系数; t———时间,d;φ———孔隙度;ρ———密度,g/cm3;S o,S w———油、水相饱和度;μ———粘度,mPa・s;λ———启动压力梯度, MPa/m;Γ———油藏外边界;Γ1,Γ2———注水井边界和生产井边界。
下标:o———油相;w———水相;f———岩石。
参考文献1 韩大匡等:油藏数值模拟基础;石油工业出版社(北京),1993,147～179。
2 冯文光 葛家理:单一介质低速非达西渗流续流和表皮效应的影响;大庆石油地质与开发,1988,7(2)45～50。
3 程时清等:低速非达西渗流试井典型曲线拟合法;石油勘探与开发,1996,23(4)50～53。
第一作者简介 程时清,男,34岁,副教授,获硕士学位,现从事油气田开发地质与工程的科研和教学工作。
地址:湖北省荆州市江汉石油学院地质系,邮政编码434102。
收稿日期 1997206227(编辑 陈志宏)34 石 油 勘 探 与 开 发 1998年2月 PETROL EUM EXPLORA TION AND DEV ELOPMEN T Vol.25No.1 可以得到废弃时的水驱波及体积系数E va =1-a (1-f wL )(6) 同样,当油田含水率达到经济极限含水率时,由(4)式得预测油田可采储量的关系式N R =1-a (1-f wL )b(7) 由(7)式除以(2)式,同样可以得到(6)式。
因此,可知废弃时的水驱波及体积系数为可采储量与可动油储量之比,即E va =N R /N om 由(4)式可以得出,油田含水率与累积产油量的关系f w =1-(1-bN p )2a(8) 再由(8)式对累积产油量求导数得d f w d N p =2b (1-bN p )a(9) 当取d f w /d N p =0时,可以得到含水率随累积产油量变化达到极值时的累积产油量N pm =1/b(10) 对比(2)式和(10)式可以看出,当含水率达到极值时,累积产油量(N pm )等于油田的可动油储量(N om )。
这可以说是丙型水驱曲线所固有的特点。
在数学模型方面,由胡建国、陈元千和张盛宗提出的HCZ 模型[6]如下Q o =A N R exp -A Be-Bt+B tp(11)N p =N R exp-A Be -Bt(12) 油田的最高年产量及其发生的时间[6]为Q max =0.3679B N R(13)t m =1BlnAB(14) 将(14)式代入(12)式,可以得到在达到最高年产量时的累积产量N pmax=0.3679N R (15) 由(15)式可以看出,HCZ 模型达到最高年产量时的油田累积产油量为可采储量的36.79%,换句话说,可采储量采出36.79%,油田即进入递减阶段。
在实际油田预测中,对于采出40%左右可采储量进入递减阶段的油气田,都能得到比较好的预测结果。
将(12)式代入(8)式,可以得到本文提出的预测油田含水率的关系式f w =1-1-bN R exp-A Be -B t o S2(16) 当由(11)式和(16)式分别求得油田的年产油量和含水率之后,可由下面的公式分别计算油田的年产水量和年产液量Q w =Q o f w 1-f w(17)Q L =Q o11-f w(18) 为了求取HCZ 模型的模型常数A 、B 和N R 的数值,对(12)式等号两端取常用对数后得lg N p =α-βe-B t(19)式中α=lg N R (20)β=A /(2.303B )(21) 根据油田的实际开发数据,首先利用(19)式进行线性试差求解。
由最佳的产油量、累积产油量和含水率的拟合结果(相关系数最高),可以得到正确的模型常数B 的数值。
再由(20)式和(21)式得到N R =10α(22)A =2.303Bβ(23)用于分别确定油田的可采储量N R 和模型常数B 的数值。
同时,可由(13)式、(14)式和(15)式,分别确定油田的最高年产量Q max 和它的发生时间t m ,以及相应的累积产油量N p max 。
方法应用大庆油田的南二三区葡Ⅰ组油层于1965年投44 石油勘探与开发・油田开发 Vo1.25No.1 产,1965～1992年的开发数据列于表1。
将表1中的累积液油比(L p/N p)和相应的累积产液量(L p)数据,按照(1)式的关系绘为图1,得到一条很好的直线,经线性回归后求得直线的截距a为0.782,斜率b为2.56×10-4,相关系数r为0.9998。
表1 南二三区葡Ⅰ组开发区的开发数据年 份N p(104t)W p(104t)L p(104t)L pN p1965106.037.74113.77 1.0730 *******.4216.26185.68 1.0960 1967217.8428.04245.88 1.1287 1968286.4629.72316.18 1.1037 1969267.4633.58301.04 1.1256 1970459.9140.16500.07 1.0873 *******.5953.49623.08 1.0939 1972693.1075.38768.48 1.1088 1973814.8399.30914.13 1.1219 1974961.33135.401096.73 1.1408 19751134.49192.681327.17 1.169 19761314.63286.181600.81 1.2177 19771486.35419.711906.06 1.2824 19781649.54595.212244.75 1.3608 19791810.66804.732615.39 1.4444 19801962.161073.423035.58 1.5471 19812107.631425.533533.16 1.6764 19822237.861817.364055.22 1.8121 19832354.082256.734610.81 1.9586 19842453.282693.595146.87 2.0980 19852543.223164.255707.47 2.2442 19862623.123634.426257.54 2.3855 19872695.124126.556821.67 2.5311 19882759.734533.357293.08 2.6427 19892814.734907.907722.63 2.7436 19902861.805266.238128.03 2.8402 19912912.635632.128544.75 2.933719922958.925961.428920.34 3.0147图1 葡Ⅰ组开发的丙型水驱曲线 将b值代入(2)式,得南二三区葡Ⅰ组的可动油储量为N om=1/(2.56×10-4)=3906×104t 若设油田的经济极限含水率f wL为0.96,将f wL和a的数值代入(6)式,得到该油田废弃时的水驱波及体积系数为E va=1-0.782(1-0.96)=0.823 再将f wL、a和b的数值代入(7)式,得到该油田的可采储量为N R=1-0.782(1-0.96)2.56×10-4=3215×104t 若将表1内的N p与t的相应数据,按照(19)式作线性试差求解,当B=0.15时,可以得到理论的Q o、N p和f w的数值,能与实际的Q o、N p和f w 的数值达到最佳拟合。
在此条件下,由图2直线的线性回归,求得直线的截距α为3.5062,斜率β为2.3474,相关系数r为0.9998。
图2 按照(19)式的线性试差结果图 将α值代入(22)式,得油田的可采储量为N R=103.5062=3207.75×104t 再将B和β的数值代入(23)式,得到模型常数A的数值为A=2.303×0.15×2.3474=0.8109 将A、B、和N R的数值分别代入(13)式、(14)式和(15)式,得到油田的最高年产油量和它发生的时间以及相应的累积产油量分别为Q max=0.3679×0.15×3207.75=177.02×104t/a t m=10.15ln0.81090.15=11.25aN p max=0.3679×3207.75=1180×104t 由表1看出,这里计算得到的Q max、t m和N p max数值,与油田开发的实际数据是非常一致的。
