油藏排状注水开发指标计算实例
油田开发指标计算
3、剩余可采储量
油田投入开发后，可采储量与累积采出量之差称 为剩余可采储量。 公式：剩余可采储量＝可采储量﹣累计产油
4、采收率
可采储量与石油地质储量的比值。单位： % 可采储量 公式：采收率＝ 地质储量 × %
与储量有关的指标计算：
5、地质采出程度：
油田（或区块）的累积产油量占地质储量的百分 数称为地质储量采出程度。单位：% 地质采出程度＝ 累积采油量 地质储量
解：
(1)平均日产油水平=年产油/365=15*2.1%/365=8.6(t)
(2)采油指数=日产油量/生产压差=8.6/(10.5-2.1)=1.02(t/(d.MPa) (3)含水上升率=(25.3-18.1)/2.1=3.43(%) (4)采出程度=(2+0.3151)/15*100=15.43(%)
一、采油方面指标
油气储量的分类
地质储量 可采储量 剩余可采储量
1、地质储量
指在地层原始条件下，具有产油、气能力的储 集层中的石油或天然气的总量。用专业术语来说： 指地下油层中所储藏石油的总数量，计量单位：万 吨，取整数。
2、可采储量
在目前技术条件下可以采出的那部分石油储量。
公式：可采储量＝地质储量×标定采收率
3、注采比
×100
指注入剂所占地下体积与采出物（油气水）所占地 下体积之比值，它表示注采关系是否达到平衡。 注水量-溢流量 注采比=
采油量×体积系数/原油相对密度+产水量
累积注采比=
累积注水量-溢流量
累积采油量×体积系数/油相对密度+累积产水量
4、注采井数比 注采井数比=
油井总井数
水井总井数
5、月亏空和累积亏空
× 100
普通稠油油藏注水开发实例分析
地 质 特 征
开 发 情 况
工艺措施
生产能力弱、出砂严重、层间矛盾、产量递 减、套管变形 上抽、降粘、压裂防砂、分注分采、细分开 井网完善、分层注水、周期注水、大泵提液、 发层系、提液、控水稳油 同一套开发层系控制较少主力小层（减少层间 地层压力保持在泡点压力以上、注水压力应 干扰）、采用较密井网、地层压力大于饱和压 该小于地层破裂压力、大泵排液、 力、尽早进行200~300m井距的聚合物驱 对边部及过渡带的稠油进行蒸汽吞吐开采、开 聚合物驱和碱/聚合物驱的数模效果较好 展聚合物驱 取心、完井、试油、降粘、抽油、防砂、分 防砂、分注、机械采油、调剖堵水 注分采、水井调剖
2.1，km2 地质储量，104m3 孔隙度，％ 渗透率，10-3µm2 有效厚度，m 原始地层压力，MPa 油藏温度，℃ 原始油气比，m3/t 原油粘度，mPa· s 3 原油密度，g/cm 开发方式 注采井网 开发层系 注水方式 预计采收率，% 阶段采出程度，% 油藏驱动类型 产量递减类型 开发问题 解决措施 技术政策 提高采收率方法 羊三木油藏一断块 1188~1464 2.1 682 31 1475 20 13.2 58~62 31 102.26 0.94～0.97 常规注水 密井网200～250m井距， 开发层系细分为2～3套 面积注水 30% 22.3% 馆Ⅰ和馆Ⅲ部分油层有底水 孤岛油田 1120~1350 78.6 37420 32～35 1264～3370 30.2，9.1 12.3 70 20~40 65 0.9625 常规注水 井距300m以内的五点法密井网 6个主力单元细分为13套层系 面积注水 26% 边底水不活跃
评价油田注水开发效果指标的计算
评价油田注水开发效果指标的计算(一)、见水井开井数：指已确定见水的油井中，当月生产出水的井，堵水后生产不出水的井不算在内。
(二)、产水量：表示油田出水的多少。
包括日产水量和累计产水量。
年核实水量为当年各月核实水量之和；核实累积产水量：为历年核实水量之和。
－计量综合误差）（井口产水量核实月产水量1⨯=(三)、综合含水率：表示油田出水或水淹程度。
(四)、水油比：从地下采出一吨油同时要采出多少水。
它同含水率一样，也是表示油田出水程度的一个指标。
(五)、含水上升率：每采出1%地质储量含水上升的百分数。
(六)、含水上升速度：每月（或每季、每年）含水率上升的多少，这个数值叫做含水上升的月（或季、年）速度。
当油田中油井见水之后，含水将随油田采出程度的增大而不断上升，含水上升速度和含水上升率就是表示油田含水上升快慢的一个重要指标。
(七)、注入量：是单位时间内往油层注入的水量。
注入量的多少表示注水的快慢程度。
包括日注入量、月注入量、年注入量和累计注入量。
12(八)注入速度(十)注采比：注入剂所占的地下体积与采出物所占地下体积之比。
包括月注采比和累计注采比。
注采比是油田生产中极为重要的指标之一，用它来衡量地下能量补充程度和地下亏空弥补程度。
注采比、油层压力变化和含水上升速度等指标有着极为密切的关系，因此合理控制注采比是油田开发中极为重要的工作。
(十一)、注采平衡：注入油藏水量和采出液量的地下体积相等(注采比为1)叫注采平衡。
在这种情况下生产，就能保证油层始维持一定的压力。
(十二)地下亏空：注入剂的体积少于采出剂的地下体积，叫地下亏空。
是注采不平衡的表现。
(十三)累积亏空体积：指累计注入量所占地下体积与采出物所占地下体积之差。
(十四)注水利用率用注水利用率衡量油田的注水效果。
注水初期的油田不含水，注入1立方米的水就推出1立方米的油。
注水利率就是指注入水中有多少留在地下起着驱油作用。
注水利用率随注水开发油田的生产时间加长而不断下降。
【油藏工程】推导
N
N p (BT (Rsi Rp )Bg )
(BT
BTi )
BTi
C f CwSwc 1 Swc
P
• 最后等到：
d
(HCPV
)
(1
m)
NBoi
CwSwc C 1 Swc
f
p
油藏物质平衡方程式的建立
D：天然水侵量和人工注水量
• 油藏开发是一个消耗能量的过程，具有底水或边水的油藏， 压降漏斗传播至水区，供水区的流体和岩石的弹性膨胀， 形成水体侵入油藏。
• 侵入油藏的水体＝油藏的产水量: WeBw ( 地下 m3 )
油藏物质平衡方程式的建立
A：含油区地层原油（含溶解气）体积膨胀量
１、液体油 的膨胀量
原始压力下(Pi)： 原油在油藏中占据的体积为：NBoi
压力下降至 P 时： 原油在油藏中占据的体积为：NBo
体积之差＝液体油的膨胀量 ( 地下ｍ３)
NBo－NBoi＝N (Ｂo－Boi)
油藏物质平衡方程式的建立
• 若油藏有注水井进行人工注水开发，则注水量为：
WiBw ( 地下 m3 )
• 另外，累计产水量为：WpBw
油藏物质平衡方程式的建立
原油（含天然气）累积产量表达：
[1] 地下累积产油量：NpBo [2] 地下累积产气量：根据定义，地面累积产气量（逸出气和气顶气） Gp=NpRp ，如何折算到地下：
N p[Bo (Rp Rs )Bg ]
N p[Bo
(Rp
Rs )Bg ]
NBoi
(Bo
Boi ) (Rsi Boi
Rs )Bg
m( Bg Bgi
1)
(1 m) CwSWi C f 1 Swi
油气藏分析之油田注水产水指标介绍课件
综合指标
产水量：油田注水 过程中产生的水量
注水强度：单位时 间内注入油田的水
量
注水效率：注水过 程中产生的油量与
注入水量的比值
注水效果：注水对 油田产量和油品质
量的影响
油田注水产水指标的计算 方法
静态指标的计算
01
地层压力：通过测井资 02
地层系数：通过地层压
料和地层参数计算
力和地层系数公式计算
06
综合指标：产水率、含水 率、产油量的综合评价
油田注水产水指标的应用 案例
某油田注水产水指标分析
某油田注水井 的产水量和注 水压力
某油田注水井 的产水水质和 含水率
某油田注水井 的产水速度和 注水效率
某油田注水井 的产水成本和 效益分析
某油田注水井 的产水效果和 注水优化方案
某油田注水井 的产水预测和 注水计划制定
油田注水产水指标可以 指导油田的开发规划和 生产管理。
02
油田注水产水指标可以 反映油田的开发程度和 开发效果。
油田注水产水指标是评 价油田开发效果的重要 指标之一。
指导油田开发方案
01
油田注水产水指标是制 定油田开发方案的重要 依据
02
注水产水指标可以评估 油田的储量和开发潜力
03
注水产水指标可以帮助 优化油田开发方案，提 高采收率
某油田注水产水指标优化
案例背景：某油田面临注水产水指标不合理的问 题
优化方案：采用先进的数据分析方法，对注水产 水指标进行优化
实施过程：收集数据、分析数据、优化指标、实 施优化方案
效果评估：优化后，油田注水产水指标得到显著 改善，提高了油田的生产效率和经济效益。
某油田注水产水指标预测
大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析
ICSQ/SY DQ0605-2006代替Q/SY DQ0605-2000大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法Indexes and analytical method of injected water quality in reservoir water flooding in daqing oil field2006-05-30 发布2006-06-30 实施中国石油天然气股份有限公司大庆油田有限责任公司发布中国石油天然气股份有限公司企业标准大庆油田有限责任公司前言本标准代替Q/SY DQ0605-2000《大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法》。
本标准与Q/SY DQ0605-2000相比主要变化如下：——修改了Q/SY DQ0605-2000中不含聚合物注入水水质控制指标；——修改了Q/SY DQ0605-2000中含聚合物注入水水质控制指标。
本标准内有关信息是保密的，其版权属于大庆油田有限责任公司（以下简称油田公司）所有。
未经油田公司质量安全环保部的许可，该标准的任何一部分均不得泄露给第三方，或复制、或储存于可检索系统，也不允许以任何形式或任何方法（电、机械复制、抄录）传播……。
标准使用的管理权属油田公司，用户分两类：a) 油田公司和所属单位在其管理、科研、生产和经营活动中有权使用本标准；b）承包商/分包商、制造厂/供方，以上述第一类组织的名义，为达到下述目的也可被授权使用本标准：——为项目做准备或被授权使用本标准；——确实为这些组织执行任务。
本标准的提供程序是在获得充分的保密保证后才予以提供，并且是永不更改的须知程序，被授权使用本标准的单位，有责任安全保管并保证标准不被用于油田公司之外的目的。
油田公司将寻访这些组织，以确认他们是如何执行这些要求的。
本标准由大庆油田有限责任公司开发部提出。
本标准由大庆油田有限责任公司批准。
本标准由大庆油田有限责任公司开发地质专业标准化技术委员会归口。
油田开发指标的计算方法
采油速度
=年产油/地质储量=2/120*100=1.67%
采出程度
=累积产油量/地质储量=30/120*100=25%
采收率
=可采储量/地质储量=45/120*100=37.5%
剩余可采储量采油速度：
油田年产油量占剩余可采储量的百分数。
例题：
某油藏地质储量120万吨，年产油2万吨，累积产油量30万吨， 当前标定可采储量45万吨，计算该油藏的剩余可采储量采油速度。 剩余可采储量采油速度=年产油/（可采储量-累积产油量） =2/（45-30）*100=13.3%
注水开发油田井组某单层已被水淹的面积与井组所控制的面积之比没有新井投产及各种增产措施情况下的产量递减率即在扣除新井及各种增产措施产量之后的阶段产油量与上阶段采油量之差再与上阶段采油量之自然递减率上阶段末标定水平x阶段生产天数阶段老井自然产量上阶段末标定水平x阶段生产天开发指标的计算 二、抽油机井管理指标的计算 三、电泵井管理指标的计算 四、螺杆泵井管理指标的计算
(上年产油量－当年产油 量） 100 % 上年产油量
总递减率=
采收率：
对于一个油田来讲，可采储量与地质储量的比值， 称为采收率。
采收率=可采储量/地质储量
采收率的高低除受油层条件、流体性质等客观条 件的影响之外，还与工艺技术水平及开发投入有关。
地层系数：
油层有效厚度与有效渗透率的乘积（Kh），它反 映油层物性的好坏，Kh越大，油层物性越好，出油能力 和吸水能力越大。
Q 0 Q t D 100 % Q 0
指没有新井投产及各种增产措施情况下的产量递减率，即在扣除新 井及各种措施产量之后的阶段采油量与上阶段采油量之差，再与上阶段 采油量之比，称为自然递减率。 通常计算的自然递减率需要折算成年自然递减率
第四节 面积注水开发指标计算 石油工程油藏课件
0.0000 2.8736 2.9666 2.2194 1.6181 1.0647 0.6488 0.4409 0.2632 0.1416 0.0589 0.0000
以上的注水面积开发指标计算只是简单的估算，在数 值模拟技术没有应用之前，是主要的计算动态的方法。 现在计算油藏的动态，一般采用的是数值模拟计算。
含水100%时的注水 量
i 0.1178 KKrw (Sor )hP
w (log
a rw
0.682
d a
0.798)
交错排状注水系统 五点井网 反七点井网
反九点井网
角井 边井
i 0.1178 KKro (Swc )hP
o (log
a rw
0.682
d a
0.798)
i 0.1178KKro (Swc )hP
Sw
Kro
Krw
Fw
Fw'
0.2 0.4 0.44 0.48 0.52 0.56 0.6 0.64 0.68 0.72 0.76 0.8
0.3600 0.1600 0.1296 0.1024 0.0784 0.0576 0.0400 0.0256 0.0144 0.0064 0.0016 0.0000
Kro (Swc ) ln rf ln d 1 ln
Krw (Swm ) rw
rf m
d
2(m
1)rw
油水前沿的移动计算：
qo
qL m
rfSwc p
qLdt 2 rf hdrf Sw Swc
qLdt
Sw Swc o
KKro (S wc )P
t
E
rf 2 2
[( A B)(ln
rf
油田常用开发指标计算
原因：采取了压裂、酸化等
措施或者有新的小层吸水
可利用指注水指示曲线分析油层吸水能力的变化
（2）指示曲线左移左转，斜率变大 特点：指示曲线向压力轴偏转， 斜率增大 说明：吸水指数变小，油层 吸水能力下降。 原因：注入水质不合格及水
（2）自然递减率与综合递减率之差越大，说
明老井增产措施获得的采油量越多，挖潜效果
越好。
（3）自然递减率越小，表示生产越主动，自
然递减率越大，表示稳产难度越大。
二、油田注水开发指标计算
1. 注入速度：年注水量和油层孔隙体积之比的百
分数。
2. 注入程度：累积注水量与油层孔隙体积之比的
百分数。
3. 注水强度：单位有效油层厚度的日注水量。反映 地层的吸水能力。
某井组注采井距为400m，1口水井与4口油井连通数据如下:
水井 层号 砂 岩 厚 度 m SⅠ1 SⅠ2 SⅠ3 SⅡ1 SⅡ2 SⅢ1 SⅢ2 2.8 1.9 1.2 1.0 0.20 0.18 2.5 1.2 0.15 2.2 1.0 有 效 厚 度 m 1.0 0.6 渗 透 率 μm2 0.14 0.11 1.8 1.4 1.2 2.0 1.5 0.5 1.1 1.0 0.14 0.14 0.08 0.12 1.6 1.4 0.12 1.4 2.5 1.2 1.3 2.1 1.1 0.20 0.29 0.22 0.8 0.8 1.6 0.7 0.5 1.2 0.05 0.12 0.24 1.8 2.8 2.0 2.4 1.0 0.23 0.6 1.0 0.11 0.18 砂 岩 厚 度 m 2.0 油井 1 有 效 厚 度 m 1.4 渗 透 率 μm2 0.12 砂 岩 厚 度 m 2.0 油井 2 有 效 厚 度 m 1.4 渗 透 率 μm2 0.12 砂 岩 厚 度 m 1.4 1.0 油井 3 有 效 厚 度 m 0.6 0.5 渗 透 率 μm2 0.18 0.06 砂 岩 厚 度 m 2.2 1.3 油井 4 有 效 厚 度 m 1.4 渗 透 率 μm2 0.2
3-注水开发指标计算
2.3 底水锥进
一、底水锥进——Dupuit临界产量
将上式分离变量后积分，注意到产量：q = qocBo，以及相应的边界条件：
rw qocBoo
re
r
hhz
dr 2Kowo g
0
hz
d
hz
qoc
Ko wo g h 2 hz2
Bo o
油 水
rw
dr
hz
r
z
re
第二章 油气藏注水开发指标计算
2.3 底水锥进
一、底水锥进——Dupuit临界产量
Dupuit（1869）在研究地下水开采时，首先提出了临界产量的概念，认为如果 水井产水不超过临界产量，则水面上的气体滞留不动。许多研究者……。
基本假设条件：稳定渗流、均质地层、忽略重力和毛管力影响（没有油水过渡 带），刚性流体，Darcy径向渗流
驱替前缘饱和度位置
xsw
qt t
A
f w S w
swf
第二章 油气藏注水开发指标计算
2.1 一维不稳定驱替
恒速注水时水驱动态预测
sw
sw2
Qi (1
fw2 )
sw2
1
f
fw
' w2
2
N p Vp (sw swc )
1
平均含水饱和度、出口端含水 饱和度、注入水的孔隙体积倍 数，累积产油量、孔隙体积、
ln
re rw
（Darcy制）
qoc
0.0864Kowo g h2
Bo o
ln
re rw
hz2
（SI 制）