2-油田开发效果评价方法

第2章油田开发效果评价方法研究油田开发效果评价贯穿于油田开发的全过程，正确、客观、科学的综合评价油田开发效果，是油田开发方案调整，实施有效、高效挖潜措施，达到高效合理开发的基础。目前评价油田开发效果的指标众多，根据各评价指标的性质和实际涵义，大体上可将其划分为三大类，即开发技术指标、生产管理指标和经济效益指标。开发技术指标是描述油田开发过程动态变化的参数指标，用来评价管理单元的开发动态状况，主要包括注采井网完善状况、含水变化状况、产量变化状况、储采开发状况、注水开发效果、开采程度指标等;生产管理指标主要包括措施效果评价、工作量完成情况以及油水井和地面设备的使用状况和动态监测状况；经济效益指标主要用来评价管理单元经济效益的，主要包括操作成本、新钻井经济极限初产、老井经济极限生产指标以及各项措施的经济指标。油田开发作为一个有机的整体，各项指标有着密切的联系，其中开发指标是油田开发状况的反映，是油田开发效果好坏的直接指标，在三类指标中占主导地位；生产管理指标是实现开发技术指标的基础和保障；经济效益指标是油田效益好坏的表现，是油田是否经济、有效开发的最终体现；开发技术指标和生产管理指标都是为实现经济效益指标服务的。由于课题来源于海外参股项目，中方为非作业者，对措施的实施以及经济评价没有决策权，因此，主要从开发技术指标方面对油田开发效果进行正确的、客观的、科学的综合评价，从而指导油田的下一步开发调整。2.1开发效果评价指标的筛选与计算方法研究开发技术指标大体上可分为6个大的方面，但在实际计算应用中，又进一步细分为多个指标，如反映注采井网完善状况的指标可进一步细分为水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、注采对应率、注采井数比、井网密度、单井控制地质储量等；注水状况评价指标可进一步细分为注采比、注水量、存水率、水驱指数、耗水比、地层压力保持水平等；含水变化状况指标可细分为含水率、含水上升率、含水上升速度等；产量变化指标可细分为地质储量采油速度、无因次采油速度、自然递减、综合递减、总递减、采油指数、采液速度、采液指数等；储采状况指标可细分为储采平衡系数、储采比、剩余可采储量采油速度等；开采程度指标细分为地质储量采出程度、可采储量采出程度、采收率等。为了能够应用较少量的开发指标较全面地反映油田开发效果，对国内外开发效果评价指标进行了系统的研究，根据中石化、中石油以及各油田单位的相关行业、企业标准或评比规定等，筛选了有代表性的油田开发效果评价指标，并对各项开发指标的计算方法进行了研究。2.1.1天然能量与地层能量保持水平评价1、天然能量评价油藏天然能量是客观存在的，其包括油藏在成藏过程中形成的流体和岩石的弹性能量、溶解于原油中的天然气膨胀能量、气顶气的膨胀能量、边底水的压能和弹性能量以及重力能量等。不同的天然能量驱油，开发效果不同。实践证明，天然水驱开发效果最好，采收率高；溶解气驱开发效果差，采收率低。因此，油藏天然能量的早期评价至关重要，其直接关系到天然能量的合理利用和油藏开发方式的选择，为此石油工作者对天然能量的评价方法和计算方法做了大量的研究工作，制定了有关天然能量评价标准。目前评价油藏天然能量大小的常用指标有两个，一是采用无因次弹性产量比；二是采用采出1%地质储量平均地层压力下降值。采用两项指标可以对天然能量大小进行定性和定量的评价。无因次弹性产量比反映了天然能量与弹性能量之间的相对大小关系，可定性评价天然能量大小，表达式为：pCNBBNNtoioppr（2-1）式中：prN-无因次弹性产量比；pN-与总压降对应的累积产油量，104m3；N-原始原油地质储量，104m3；oiB-原始原油体积系数；oB-与总压降对应的原油体积系数；tC-综合压缩系数，MPa－1；p-总压降，MPa。若计算值大于1，说明实际产量高于封闭弹性能量，有其它天然能量补给；若比值为1时说明开发初期油藏中只有弹性能，无边底水或气顶气。比值越大说明天然能量补给越充分，天然能量也大。需要注意的是，应用此方法时，油藏应已采出2％以上的地质储量，且地层压力发生了明显的降落，否则影响计算结果。采出1%地质储量平均地层压力下降值反映了油藏初期天然能量充足程度，该值越小，油藏的天然能量越充足，边底水越活跃，其表达式：pipiprNppNNNppD100)(.100（2-2）式中：prD-采出1%地质储量平均地层压力下降值，MPa；ip-原始地层压力，MPa；p-目前平均地层压力，MPa；根据无因次弹性产量比和采出1%地质储量平均地层压力下降值，可将天然能量评价指标分为四个级别（见表2-1）：表2-1天然能量评价指标分级指标prDprNVI天然能量充足＜0.2＞30＞2II天然能量较充足0.3~0.810~30≈2III具有一定天然能量0.8~2.52.0~101.0~1.5IV天然能量不足＞2.5＜2.0＜1.0计算出prD和prN后，可将实际计算数据点在驱动能量分级图版上，根据实际点所落区域对油藏天然能量大小进行分级，定性评价边底水大小。2、地层能量保持水平评价根据国内外大量研究和油田开发实践表明，油藏地层压力保持在较高水平上开采是实现油田高速高效开发的根本保证，地层压力水平高低对产液量和注水量都起着十分重要的作用。如果地层压力保持水平过低，则保证不了足够的生产压差来满足提液的要求，而且当地层压力低于饱和压力时，储层中大量溶解气从原油中析出，形成油、气、水三相流，渗流阻力增大，造成地层能量消耗严重。相反，如果地层压力水平过高，又会导致注水困难。按照行业标准，根据地层压力保持程度和提高排液量的需要，地层能量保持水平分为三类：a、一类：地层压力为饱和压力的85%以上，能够满足油井不断提高排液量的需要，该压力下不会造成油层脱气；b、二类：虽未造成油层脱气，但不能满足油井提高排液量的需要；c、三类：既造成了油层脱气，也不能满足油井提高排液量的需要。地层能量利用程度也对应分为三类：a、一类为油井平均生产压差逐年增大；b、二类为油井平均生产压差基本稳定（±10%以内）；c、三类为油井平均生产压差逐年减小。2.1.2水驱控制程度按水驱储量控制程度的定义，其指在现有井网条件下与注水井连通采油井射开有效厚度与采油井射开总有效厚度之比。表达式为：%100*0HhEw（2-3）其中：wE-水驱控制程度；h-与注水井连通有效厚度，m；0H-油井总有效厚度，m。按此定义进行水驱储量控制程度的计算，统计工作量特别大，并且此定义没有很好地反映地质因素、布井方式、开发井网、注水方式、合理注采强度等地质因素和人为因素对水驱储量控制程度的影响。为了既能较准确地反映水驱储量控制程度，又能方便地进行计算，研究工作者对水驱储量控制程度计算进行了大量的研究。除了单井控制储量计算方法外，目前较常用的方法有四种：1、概率法由于沉积环境复杂，对任何一个开发单元而言，均包含一定数量面积、位置、储量随机分布的油砂体。要分析整个开发单元的水驱储量控制动用情况，应从单个砂体入手。在油藏的开发过程中，对于某一较小油砂体，可认为被井钻遇的可能性是随机的。如果要达到水驱控制，则单个油砂体应被两口以上的井钻遇，根据概率理论，其钻遇概率为：1..)1.()..()1(1AfiiAfiwiASASAfASP（2-4）其中：wiP-第i个油砂体的水驱控制概率，小数；iS-第i个油砂体的面积，km2；A-油藏含油面积，km2；f-井网密度，口/km2。对于整个油藏，经储量加权则有：).(1niiwiwNNPP（2-5）其中：wP-单元水驱控制概率，小数；iN-各油砂体地质储量，×104t；N-开发单元地质储量，×104t。通过上述方法，可以得到井网密度与水驱控制储量的关系。但在实际工作中，对于研究对象没有达到油砂体级的油藏来说，这种方法有很大的局限性。根据实际资料，假设面积大于水井控制面积的油砂体被水驱控制，面积小于水井控制面积的油砂体不被水驱控制，则可得到水驱控制程度的公式：))1/(/(fbweZ（2-6）其中：wZ-水驱控制程度，小数；b-拟合系数；-油水井数比。2、概算法概算法也是一种概率估算方法，但其所需要的参数比较容易获得，估算结果也比较准确。该方法主要用于分析不同井网密度和注采比以及布井方式对水驱控制程度的影响，目前被广泛采用，其表达式为：)635.0(2/121DAiieM（2-7）其中：iM-第i个油砂体的水驱控制程度，小数；-采注井数比，小数；iA-各油砂体的面积，km2；-单井控制面积与井距平方间的换算系数（四点法面积注水井网=0.866，五点法与九点法=1）；D-注采井距，m。对于整个油藏，经储量加权则有：).(1niiiNNMM（2-8）其中：M-开发单元水驱控制程度，小数；其它符号同前。3、分油砂体法分油砂体法是一种经验统计方法，主要用于分析不同井网密度对水驱控制程度的影响。该方法所需要的参数容易获得，并且估算结果也比较准确，在实际工作中，也被广泛采用，其表达式为：75.05.0/..470698.01iiiALDM（2-9）).(1niiiNNMM正方形井网：SPCD1三角形井网：SPCD1*1547.1其中：iL-各油砂体周长，km；SPC-井网密度，口/km2；其它符号同前。4、经验公式法对同一个油藏，不同的井网密度将有不同的水驱控制程度。研究表明，水驱控制程度的高低不但与井网密度的大小有关，还与油藏的地质特征和流体性质有关。为了系统反映井网密度与水驱控制程度的关系，在前苏联专家研究的基础上，北京石油勘探开发科学研究院通过多个油藏或开发单元实际资料的统计分析，根据地层原油流度比，将水驱控制程度与井网密度的关系细分为5类(见表2-2)。表2-2水驱控制程度与井网密度统计相关关系类别条件(渗透率/粘度)(×10-3μm2/mPa.s)回归经验相关关系式I＞120M=98e-0.0101SII80~120M=91e-0.03677SIII30~80M=101.195e-0.03677SIV10~30M=94e-0.0583SV＜10M=100.93e-0.01012S注：M-水驱控制程度，%；S-井网密度，hm2/井。2.1.3水驱储量动用程度按水驱储量动用程度的定义，其指注水井总的吸水厚度与总射开厚度的比值，或生产井总产液厚度与总射开厚度的比值。在实际生产中，常统计年度所有测试水井的吸水剖面和测试油井的产液剖面，根据上述定义，进行水驱储量动用程度计算。此方法统计计算工作量特别大，并且注水井的吸水剖面或生产井的产液剖面是不断动态变化的，测试时间不同，其结果不同，因此，用此方法计算水驱储量动用程度，将产生很大的误差。从实际水驱开发效果的角度分析，一般认为水驱储量的动用程度应定义为水驱动用储量与地质储量的比值。为了更加准确地反映水驱储量控制程度，又能方便地进行计算，研究工作者对水驱储量动用程度计算方法进行了大量的研究。除了实际工作中所用的统计方法外，目前较常用的是水驱曲线法。1、新型水驱储量动用程度计算方法为了更加准确地反映水驱储量控制程度，从渗流理论出发，综合运用Buckley-Leverett前缘推进理论和韦尔杰（Welge）方程，建立了预测水驱动用储量的新模型，模型仅需产量与含水率动态生产数据，计算处理非常方便实用。根据Buckley-Leverett油水两相驱替理论，在油井见水之后，地层内的平均含水饱和度与出口端含水饱和度的关系，可由Welge方程表示：'1（2-10）其中：wS-地层平均含水饱和度，小数；wcS-出口端含水饱和度，小数；wf-含水率，小数。在油、水两相微可压缩，不考虑重力、毛细管压力的假设条件下,根据达西定律可知：rwroowwkkf.11（2-11）其中：w-水的粘度，mPa·s；o-油的粘度，mPa·s；rok-油相相对渗透率，小数；rwk-水相相对渗透率，小数。根据大量的岩心驱替试验，油水两相的相对渗透率比可表示为：wcbSrwroaekk（2-12）