油藏采收率测算方法

油藏工程常用计算方法目录1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测12、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究23、预测塔河油田油井产能的方法24、确定气井高速湍流系数相关经验公式25、表皮系数分解26、动态预测油藏地质储量方法简介36。

1物质平衡法计算地质储量36。

2水驱曲线法计算地质储量46.3产量递减法计算地质储量56。

4Weng旋回模型预测可采储量66。

5试井法计算地质储量67、油井二项式的推导及新型IPR方程的建立98、预测凝析气藏可采储量的方法99、水驱曲线109.1甲型水驱特征曲线109。

2乙型水驱特征曲线1010、岩石压缩系数计算方法1111、地层压力及流压的确定1211。

1利用流压计算地层压力1211。

2利用井口油压计算井底流压1211.3利用井口套压计算井底流压1311.4利用复压计算平均地层压力的方法（压恢）1411。

5地层压力计算方法的筛选1412、A RPS递减分析1513、模型预测方法的原理1614、采收率计算的公式和方法1615、天然水侵量的计算方法1715.1稳定流法1815.2非稳定流法1816、注水替油井动态预测方法研究2217、确定缝洞单元油水界面方法的探讨241、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测如果知道了气藏的原始地层压力和其相应的绝对无阻流量，就可以用下式计算不同压力下的气井绝对无阻流量：.2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究指数式确定的无阻流量大于二项式确定的无阻流量，且随着无阻流量的增大两者差别越明显。

当无阻流量小于50万时，两者相差不大.3、预测塔河油田油井产能的方法油井的绝对无阻流量：（流压为0）。

－采油指数，；－平均地层压力(关井静压），MPa;－流动效率,；。

油嘴产量公式一（类达西定理推导）:油嘴产量公式二（管流推导)：油嘴产量公式三(试验+经验）:－油压，MPa；－回压,MPa；－油嘴,mm；GOR－气油比,m3/m3.参数c，a和b可以通过拟合得到.4、确定气井高速湍流系数相关经验公式数据回归：－气体高速湍流系数，m-1，K－渗透率，mD。

油田开发指标定义计算方法1. 采收率（Recovery Factor）采收率是指油藏或油田从勘探和开发阶段到停产时的期间，所产出的可采石油占原始可采储量的比例。

采收率是油田可开发资源的重要参数，它反映了油田的生产能力和储量利用程度。

采收率的计算方法是将实际采出的石油量除以原始可采储量。

2. 产能（Production Capacity）产能是指油田所能提供的石油或天然气年产量的最高限度。

产能的计算方法是将实际产出的石油量除以生产周期（一般以年为单位）。

产能是评估油田生产效益的指标，它可以用来判断油田在一定时间内能够生产多少资源。

3. 产量（Production Rate）产量是指单位时间内油田产生的石油或天然气量。

产量的计算方法是将实际产出的石油量除以生产周期中的时间。

产量是评估油田生产能力的重要指标，它可以用来确定油田在一段时间内的生产状况，以协助进行生产计划和调整。

4. 综合资费（Overall Production Cost）综合资费是指单位产量的生产成本。

综合资费的计算方法是将从勘探、开发到停产的所有费用总和除以总产量。

综合资费是评估油田开发效益的重要指标，可以帮助判断油田的经济效益和可行性。

复杂度指数是衡量油田开发的技术难度和复杂程度的指标。

它考虑了开发过程中的技术和工程要求，包括地质、岩石性质、工艺流程等因素。

复杂度指数可以通过综合考虑不同因素的权重和评分来计算，从而帮助评估油田的开发难度和挑战。

综上所述，油田开发指标是用于描述和评估油田开发情况的重要工具。

这些指标可以帮助评估油田的开发效益、生产能力和经济可行性，为油田规划、生产管理和决策制定提供依据。

通过计算采收率、产能、产量、综合资费和复杂度指数等指标，可以更好地了解和掌握油田开发的情况，提高油田的开发效益和可持续发展能力。

采收率测算影响采收率的主要因素有油藏的渗透率、原油的粘度、油藏的孔隙度、井网密度、水驱控制程度等。

储层空气渗透率的对数与采收率有线性关系, 储层空气渗透率越大油藏采收率越高;原油粘度的对数与采收率有线性关系,原油粘度越大油藏采收率越低;渗透率一定时，油藏的孔隙度与采收率成反比；200-400井距，井网密度与采收率成正比；一般情况下，水驱控制程度每增加1%，油藏采收率增加0.2--0.4%。

一、弹性采收率测定二、水驱采收率测定国内大庆、辽河等油田总结出了自己的测算低渗油藏水驱采收率采收率的经验公式。

1、辽河油田低渗透39个开发单元采收率回归的经验公式为：E R=15.92585-0.61086φ+0.17421ƒ-1.68755㏒ｕ+6.361281㏒k相关系数为0.8743φ—油藏孔隙度(11—22.9),%;ƒ—井网密度(2.5—37.5),口/km2;ｕ—地层条件下原油粘度(0.5—144.13),mpa.s;k—渗透率(0.1-100),10-3ｕm2。

依据该式计算结果→2、大庆油田8个低渗透油田测算采收率经验公式为：(1)、多元统计（回归）法E R = 0.1893-0.01264φ+0.0005ƒ+0.075㏒(k/ｕ)+0.3355 W f相关系数为0.8743W f -- 水驱控制程度依据该式计算结果→(2)、灰色理论法E R = -0.07059+0.0746㏒(k/ｕ) -0.00729φ+0.0072ƒ +0.4837W f相关系数为0.9909依据该式计算结果→3、室内水驱油效率法选用油层不同部位不同岩性的两块岩心作水驱油试验,结果如下:(1)、28号岩心试验数据：岩性---油浸中砂岩; 取样深度,m:1069.39; 孔隙度,%:18.24;渗透率, 10-3ｕm2:86.8; 注入水:标准盐水; 注入压力,Mpa:0.19; 束缚水饱和度,%:33.1 ; 残余油饱和度,%:22.6。

油藏工程常用计算方法目录1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测 (3)2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究 (3)3、预测塔河油田油井产能的方法 (3)4、确定气井高速湍流系数相关经验公式 (4)5、表皮系数分解 (4)6、动态预测油藏地质储量方法简介 (5)6.1物质平衡法计算地质储量 (5)6.2水驱曲线法计算地质储量 (7)6.3产量递减法计算地质储量 (8)6.4Weng旋回模型预测可采储量 (9)6.5试井法计算地质储量 (10)7、油井二项式的推导及新型IPR方程的建立 (15)8、预测凝析气藏可采储量的方法 (15)9、水驱曲线 (16)9.1甲型水驱特征曲线 (16)9.2乙型水驱特征曲线 (17)10、岩石压缩系数计算方法 (17)11、地层压力及流压的确定 (18)11.1利用流压计算地层压力 (19)11.2利用井口油压计算井底流压 (19)11.3利用井口套压计算井底流压 (20)11.4利用复压计算平均地层压力的方法（压恢） (22)11.5地层压力计算方法的筛选 (22)12、A RPS递减分析 (23)13、模型预测方法的原理 (24)14、采收率计算的公式和方法 (25)15、天然水侵量的计算方法 (25)15.1稳定流法 (27)15.2非稳定流法 (27)16、注水替油井动态预测方法研究 (34)17、确定缝洞单元油水界面方法的探讨 (38)1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测如果知道了气藏的原始地层压力i p 和其相应的绝对无阻流量*AOF q ，就可以用下式计算不同压力R p 下的气井绝对无阻流量：()2*i R AOF AOF p p q q =。

2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究指数式确定的无阻流量大于二项式确定的无阻流量，且随着无阻流量的增大两者差别越明显。

当无阻流量小于50万时，两者相差不大。

3、预测塔河油田油井产能的方法 油井的绝对无阻流量：⎪⎭⎫ ⎝⎛-=25.2b R o AOF FEp p J q （流压为0）。

一、 常规砂岩油藏采收率计算 二、 低渗透砂岩油藏 三、 碳酸盐岩油藏采收率计算 四、 砾岩油藏采收率计算 五、 凝析气藏采收率计算 六、 溶解气驱油藏采收率计算 七、 稠油油藏采收率计算#一、常规砂岩油藏采收率计算1）石油行业标准1(俞启泰,1989年）T V hs k E k r R 0001675.006741.0*0001802.0lg 09746.0lg 1116.0274.0+--+-=μ式中各项参数的分布范围2）石油行业标准2(陈元千,1996年）S KE oR 003871.03464.0lg084612.0058419.0+++=φμ式中各项参数的分布范围适用条件：中等粘度，物性较好，相对均质。

#HIDD_H13）万吉业（1962年）RR KE μlg165.0135.0+=4）美国Guthrie 和Greenberger （1955年）h S K E wi o R 00115.0538.125569.0lg 1355.0lg 2719.011403.0--+-+=φμ适用条件：油层物性较好，原油性质较好 5）美国API 的相关经验公式（1967年）2159.01903.00422.0)()1(3225.0--⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛⨯⨯⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛⨯⎥⎦⎤⎢⎣⎡-=a i wi r oi wi R P P S K B S E μφ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好，不适用于稠油低渗油藏。

6）俄罗斯的Кожакин（1972年）h V S S K E k k r R 0018.005.0171.0000855.0)1000/lg(0275.0lg 167.0507.0*+-+-+-=μ适用条件：μR =(0.5-34.3) K ＝(109-3200)10-3μm 2S *＝7.1-74公顷/口 S K =0.32-0.96 V K =0.33-2.24 h =2.6-26.9m7）俄罗斯Гомзиков的相关经验公式（1977年）hT S Z S S K E oi k r R 0039.000146.027.0054.0180.000086.00078.0)1000/lg(082.0195.0+++-+--+=*μ适用条件：K-0.130～2.580μm 2 μR =0.5～34.3mPa.s S *=10～100公顷/口 Z=0.06～1.0 Soi=0.70～0.95 T=22～73℃ H=3.4～25m8）前苏石油科学研究所的格姆齐科夫公式ZS S S h T K E oi k r R 00085.000053.0173.0149.00038.000013.0lg 121.000080.0333.0*--+++++-=μ以上各式中参数：E R ：采收率，小数； K ：平均空气渗透率，×10-3μm 2； μo ：地层原油粘度，mPa.s ； μr ：地层油水粘度比； υ：平均有效孔隙度； S k ：砂岩系数；V k ：渗透率变异系数； B oi ：原始原油体积系数； S ：井网密度，口/km 2； h ：有效厚度，m ； T ：地层温度，℃； Z ：过渡带的储量系数； P i ：原始地层压力，MPa ； P a ：废弃压力，MPa ；S ：井网密度，口/km 2； S *：井网密度，ha/well ； S wi ：地层束缚水饱和度； K *：有效渗透率，μm 2。

一、 常规砂岩油藏采收率计算 二、 低渗透砂岩油藏 三、 碳酸盐岩油藏采收率计算 四、 砾岩油藏采收率计算 五、 凝析气藏采收率计算 六、 溶解气驱油藏采收率计算 七、 稠油油藏采收率计算#一、常规砂岩油藏采收率计算1）石油行业标准1(俞启泰,1989年）T V hs k E k r R 0001675.006741.0*0001802.0lg 09746.0lg 1116.0274.0+--+-=μ式中各项参数的分布范围2）石油行业标准2(陈元千,1996年）S KE oR 003871.03464.0lg084612.0058419.0+++=φμ式中各项参数的分布范围适用条件：中等粘度，物性较好，相对均质。

# HIDD_H13）万吉业（1962年）RR KE μlg165.0135.0+=4）美国Guthrie 和Greenberger （1955年）h S K E wi o R 00115.0538.125569.0lg 1355.0lg 2719.011403.0--+-+=φμ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好 5）美国API 的相关经验公式（1967年）2159.01903.00422.0)()1(3225.0--⎪⎪⎭⎫⎝⎛⨯⨯⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛⨯⎥⎦⎤⎢⎣⎡-=a i wi r oi wi R PP S KB S E μφ适用条件：油层物性较好，原油性质较好，不适用于稠油低渗油藏。

6）俄罗斯的Кожакин（1972年）h V S S K E k k r R 0018.005.0171.0000855.0)1000/lg(0275.0lg 167.0507.0*+-+-+-=μ 适用条件：μR =(0.5-34.3) K ＝(109-3200)10-3μm 2S *＝7.1-74公顷/口 S K =0.32-0.96 V K =0.33-2.24 h =2.6-26.9m7）俄罗斯Гомзиков的相关经验公式（1977年）hT S Z S S K E oi k r R 0039.000146.027.0054.0180.000086.00078.0)1000/lg(082.0195.0+++-+--+=*μ适用条件：K-0.130～2.580μm 2 μR =0.5～34.3mPa.s S *=10～100公顷/口 Z=0.06～1.0 Soi=0.70～0.95 T=22～73℃ H=3.4～25m8）前苏石油科学研究所的格姆齐科夫公式ZS S S h T K E oi k r R 00085.000053.0173.0149.00038.000013.0lg 121.000080.0333.0*--+++++-=μ以上各式中参数：E R ：采收率，小数； K ：平均空气渗透率，×10-3μm 2； μo ：地层原油粘度，mPa.s ； μr ：地层油水粘度比； φ：平均有效孔隙度； S k ：砂岩系数；V k ：渗透率变异系数； B oi ：原始原油体积系数； S ：井网密度，口/km 2； h ：有效厚度，m ； T ：地层温度，℃； Z ：过渡带的储量系数； P i ：原始地层压力，MPa ； P a ：废弃压力，MPa ；S ：井网密度，口/km 2； S *：井网密度，ha/well ； S wi ：地层束缚水饱和度； K *：有效渗透率，μm 2。

试油试采特征及产出、注入能力研究开发方式研究油田开发方式（或驱动方式）的选择，是油田开发方案设计的根本决策，它直接影响到开发层系的划分与组合、开发井网部署、注采系统配置和生产规模建设。

对于一个具体油田，选择何种开发方式，由其技术经济条件（油田地质、渗流特征、流体性质、注入剂类型及来源、地面工程费用等）决定。

根据塔木察格19区块的实际情况，可供选择的开发方式主要有天然能量驱动开采和注水保持压力开采两种。

1、国内不同类型不同开发方式油藏的采收率根据统计资料，我国陆上不同类型油藏平均采收率情况见表××。

表××中国陆上不同类型油藏平均采收率情况统计表（截止1997年底）由表××可以看出，对比我国陆上不同类型、不同开发方式油藏的开发效果，注水砂岩油藏的开发效果最好，全国该类型油藏的平均采收率达35.5%，其次是底水驱碳酸盐岩油藏，为30%，其它依靠天然能量开发的油藏采收率状况较差。

上述结果对塔木察格19区块油藏的开发方式选择具有借鉴意义。

根据上述结论，塔木察格19区块若利用天然能量开采，其采出程度将比较低，而采用注水开发则会获得较高的原油采收率。

2、油藏驱动类型及天然能量评价塔木察格19区块各断块油藏总体上属于具有弱边、底水、饱和程度较低的未饱和油藏，因此其驱动类型主要为弹性、溶解气驱动，天然能量主要为弹性、溶解气。

（1）弹性驱动能量评价油藏弹性驱动能量大小可用弹性采收率来表示。

弹性采收率可用下述零维模型确定：[]()b i wi b i o pwc w oi o P P S P P C C S C S C ---+++=)1()(1Re （7-1）式中：Re —弹性采收率，（%）；C o ,C w —原油、地层水压缩系数，（MPa -1）； S oi ,S wc —原始含油饱和度，束缚水饱和度，（f ）； P i ,P b —原始油藏压力，饱和压力（MPa ）； C p —岩石孔隙压缩系数，（MPa -1），由下式确定：4358.04/10587.2φ-⨯=Cp （7-2）式中：φ—孔隙度，（f ）。