低渗透油藏水驱开发效果评价方法研究毕业论文.doc

中国石油大学（华东）现代远程教育
毕业设计（论文）

题 目：低渗透油藏水驱开发效果评价方法研究
学习中心： 胜利油田学习中心
年级专业： 网络13秋 石油工程（采油）
学生姓名： 学 号：
指导教师： 职 称： 高级讲师
导师单位：

论文完成时间： 2015 年 6 月 1 日
中国石油大学(华东)现代远程教育
毕业设计（论文）任务书

发给学员
1．设计(论文)题目： 低渗透油藏水驱开发效果评价方法研究
2．学生完成设计(论文)期限：2015年1月 1 日至 2015 年 8 月20日
3．设计(论文)课题要求： 要求学生要以认真，严谨的态度对待本毕业设计论文；要严格按照要求有针对性，有目的性的组织撰写论文，论文内容必须真实可靠，准确，技术含量高；并且要求学员亲自编写，遇到不明白或不懂的地方随时要与老师沟通，查找相关资料，同时也可以常常和同学展开讨论互相学习，严禁抄袭他人论文或从网上下载文章，断张取义，拼凑论文。

4．实验（上机、调研）部分要求内容： 亲自参与论文所需数据的实验和资料收集，并保证数据和资料的齐全，准确。
5．文献查阅要求：参与文献必须是紧密切合论文内容，查看鉴用的文献要求学员认真记录学习笔记，及时写出学习心得，做到有目的有针对性的查阅文献。
6．发 出 日 期： 2015 年 4 月 1 日
7．学员完成日期： 2015 年 8 月 20 日

指导教师签名：
学 生 签 名：

摘 要
我国低渗透油藏的天然弹性能量普遍较小，所以基本上都先后采取了注水保持 压力的开发方式。因此，对注水开发低渗透油田的水驱开发效果进行科学的评价， 对于进一步搞好油藏注水开发，为实施调整挖潜措施提供可靠依据以及提高油藏最 终采收率都具有十分重要的意义。本文在借鉴以往对中高渗透油藏注水开发效果评 价的一些方法和原理的基础上，结合油藏工程、模糊数学原理等方法，首先给出了 确定低渗透油藏启动压力梯度的简便方法，针对大庆外围油田推导出启动压力梯度 的公式，最后针对低渗透油藏的水驱开发效果从含水率、存水率、可采储量等进行 了科学的评价。各个方面都建立了相应的评价标准及计算方法。经过本文对低渗透 油藏龙虎泡高台子油田水驱开发效果评价的实例分析，得到了和生产实际相符合的 评价结果，证明本文提出的评价标准与计算方法切实可行。
　　关键词：低渗透，启动压力梯度，水驱开发效果，评价方法

目 录
第1章　前言……………………………………………………………………… 1
1.1研究现状及局限性……………………………………………………… 1
1.2低渗透油藏水驱开发效果评价研究的趋势…………………………… 3
1.3本文的主要研究工作…………………………………………………… 3
第2章　低渗透油藏水驱开发效果影响因素
2.1油藏储层因素的影响…………………………………………………… 4
2.2原油地下粘度的影响…………………………………………………… 5
第3章　低渗透油藏启动压力研究……………………………………………… 7
3.1启动压力梯度定义……………………………………………………… 7
3.2启动压力梯度的确定方法……………………………………………… 7
第4章　低渗透油藏水驱开发效果评价……………………………………… 13
4.1低渗透油藏水驱开发效果评价指标分析……………………………… 13
4.2低渗透油藏水驱开发效果评价指标的估算方法……………………… 14
第5章　水驱开发效果综合评价方法………………………………………… 28
5.1模糊综合评判的基本数学原理………………………………………… 28
5.2评判矩阵和权重集的确定……………………………………………… 29
第6章　低渗透油藏水驱开发效果评价实例分析…………………………… 32
6.1外围已开发区块油藏地质特点………………………………………… 32
6.2外围开发区块开发状况………………………………………………… 33
6.3低渗透油藏水驱开发效果评价结果…………………………………… 34
尉仑……………………………………………………………………………… 38
参考文献………………………………………………………………………… 39
a………………………………………………………………………………… 40

第1章前言
1.1研究现状及局限性
美国首先在20世纪40—50年代提出注水开发的合理性。1955年，Guthrie 和Greenberger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开发油田的水驱可采储量的经验公式[1]。1956—1967年美国 石油学会API的采收率委员会建立了北美和中东地区的72个水驱砂岩油田的水 驱可采储量的经验公式。1958年Wrigh产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。1959年Matthews[3]又建立了水油比 与累积产油量的半对数直线关系。后来，这两种水驱特征曲线被作为预测注水开 发油田的水驱可米储量的基本方法。
前苏联在20世纪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。不但如此还对开发效果的影响因素，根据多因素线性 相关分析理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。不但如此还对开发效果的影响因素，开发指标作了深入研究，并与美国开发指指标作了深入研究，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。不但如此还对开发效果的影响因素，根据多因素线性 相关分析理论，得出了不少经验性的结论。1959年前苏联的Ma K c H mo B建 立了累积产水量与累积产油量的半对数统计直线关系，并己在前苏联得到广泛的 应用飞前苏联全苏石油天然气科学研究所根据乌拉尔一付尔加地区约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开发油田的水驱可采储量的经 验公式和1972年K O >K a K M H的经验公式以及1976年「O M 3 M K O B的经 验公式。1973年，沙卓诺夫首先提出乙型水驱曲线。1981年沙卓诺夫推导出丙型 水驱曲线和丁型水驱曲线。1994年俄罗斯油田科技工作者提出根据油水粘度比确 定水驱特征曲线的标准。
在低渗透油藏水驱油机理研究方面，国内外进行了大量的实验研究，主要集 中在借助微观实验提供的直观观测手段和宏观实验中先进的核磁共振技术设备， 对油水渗流机理和动态特征进行了研究，为低渗透油田水驱开发指标的计算提供 了理论基础。
在低渗透油藏水驱开发指标计算研究方面，发表的成果并不多，主要集中在 国内，并主要针对低渗透油藏具有启动压力梯度这一特点。邓英尔^等，建立了 具有启动压力梯度的油水两相渗流数学模型，推导了相应的分流量方程、等饱和 度面推进速度方程、水驱油前缘饱和度和位置计算公式，导出了井排见水前后开 发指标计算公式。杨正明等针对低渗透油藏的特性和低渗透的渗流理论，推导出 低渗透油藏产量递减方程、低渗透水驱油藏含水率与启动压力梯度的方程以及低 渗透油藏水驱特征曲线的方程，同时指出在进行低渗透油藏的产量递减分析、含 水率和水驱特征曲线时，必须考虑启动压力的影响。宋付权等通过对低渗透油藏 中注水井排和采油井排的定压水驱进行数值模拟，分析了多孔介质孔隙结构、油 水相对渗透率曲线、启动压力梯度、注入速度和注采井距等因素对低渗透油藏水 驱采收率的影响。分析表明，对于低渗透油藏而言，其水驱采收率直接受到启动 压力梯度的影响，它影响见水时间、产油量和产液量、阶段采出程度、无水采收率和水驱采收率。李云鹃等通过在渗流方程中引入启动压力梯度并利用稳态逐次 替代法，推导出低渗透砂岩油藏压力波影响半径与传播时间的关系，用于预测低 渗透砂岩油藏注水见效时间与井距的关系。姜瑞忠等利用谢尔卡乔夫公式、前苏 联经验公式以及国内经验公式，对低渗透油藏压裂井网的水驱采收率与井网密度 关系进行了探讨。结果表明，对于常规方式注水开发井网，在利用经验公式计算 不同井网密度下水驱采收率时，前苏联经验公式计算结果明显偏大，而谢尔卡乔 夫公式偏小，国内经验公式相对可靠，对于压裂注采井网，特别是对实施大规模 压裂的低渗透油藏注采井网，利用己有经验公式计算水驱采收率或进行经济评价 时有一定偏差。张慧生等采用数值模拟方法研究了在水湿低渗透油藏中，毛管力 对水油两相渗流的影响，分析了启动压力梯度和毛管力对水驱油效果的影响。结果表明，在低渗透油藏中，水湿油藏的毛管力和启动压力梯度使油藏开发难度增 大，使果表明，在低渗透油藏中，水湿油藏的毛管力和启动压力梯度使油藏开发难度增 大，使油藏的无水采收率和开发期减小。
1.2低渗透油藏水驱开发效果评价研究的趋势
从以上分析可以看出，目前，对于低渗透油藏水驱开发效果的评价研究，各 文献都只是针对问题的局部进行研究，虽然已给出许多具体的评价指标，但往往 都是孤立的，没有从系统的角度去考虑问题。而且各水驱开发效果评价指标关系 复杂，一些指标之间具有相关性，而另一些指标又相互独立。各个评价指标都有 其局限性；有些指标仅仅适用于油田某一开发阶段。所以，对低渗透油藏水驱开 发效果评价的研究将会是更加系统、全面和科学的研究。
1.3本文的主要研究工作
本文在已有研究成果的基础上，主要做了以下几个方面的研究：
1. 分析了低渗透油藏水驱开发效果的影响因素。
2. 给出了确定低渗透油藏启动压力梯度的简便方法，针对大庆外围油田 推导出启动压力梯度的公式。
3. 确定了低渗透油藏模糊综合评判单因素评价方法，完善了低渗透砂岩 油藏水驱开发效果评价的数学依据。
4. 建立了一套反映低渗透油藏水驱开发效果的评价指标、评价标准以及 评价方法，对低渗透砂岩油藏水驱开发效果进行分析评价。
5. 对龙虎泡高台子油田水驱开发效果进行了分析评价，得到了与生产实 际相符的评价结果。

第2章低渗透油藏水驱开发效果影响因素
低渗透油藏由于其特殊的地质特点，造成开发过程中呈现如下特征：（1)油 藏天然能量不足，产量和一次采收率低；（2)注水井吸水能力低，启动压力和注 水压力上升快；（3)油井注水见水后，产液（油）指数急剧下降，稳产难度大。
2.1油藏储层因素的影响
一个油藏的储层条件在很大程度上决定了该油藏采用注水开发方式下最终水 驱开发效果，或者在很大程度上决定了该油藏最终水驱采收率的大小。油藏自身 的储层条件是一个综合概念，它是由许多油藏地质特征参数组成的一个集合体。 就注水开发油藏而言，影响水驱开发效果的地质因素很多，在深入分析的基础上, 认为影响注水开发油藏水驱效果的储层因素主要有：
(1) 反映岩石颗粒结构特征的粒度分选系数，它直接影响岩石孔隙度和渗透率的 大小，同时也间接反映了孔隙空间的均勻程度，在水驱开发过程中，使注入水能 够均匀推进。因此它直接影响油田水驱难易程度和均匀程度。
(2) 反映岩石孔隙结构特征主要有最大连通孔喉半径、孔喉均值、主要流动孔喉 半径平均值、喉道均质系数、有效孔隙度和退汞效率。前五个参数从不同侧面反 映了喉道的大小，喉道均勻程度的高低和岩石储集流体能力的高低。退汞效率越 大，表明残留在喉道系统中的水银量越小，这样的岩石孔隙结构有利于驱替流体 在岩石中有效、均匀地推进；相反退汞效率越小，说明流体流动的孔喉系统的喉 道不发育，由于喉道狭窄而且分布不均匀，容易造成注入水推进困难和不均匀， 进而影响了水驱开发效果和最终采收率。
(3) 反映储集层渗流物性的参数主要有渗透率、变异系数和非均质系数。渗透率 反映了流体通过岩石孔隙的能力；变异系数是反映储层非均质性大小的一个重要 指标；非均质系数主要反映层间非均质性的强弱。
反映储集层敏感性的参数主要有水敏指数、速敏指数和粘土矿物含量。水敏 指数是指储集层岩石与不配伍的外来流体作用，引起粘土膨胀、微粒分散运移， 从而导致渗透率下降的现象，影响了注入水的推进；速敏指数是因流体流动速度 发生变化时引起地层中微粒运移，堵塞孔道，导致渗透率下降。因此油田注水开 发过程中对确定合理的注水量和采液量具有重要的意义。
(4)从国外低渗透油藏现场 试验看，油层泥质含量不超过3%时，注水一段时间后注水井吸水能力下降1-2 倍，但是经过对注水井井底反复冲洗，吸水能力可以完全恢复。泥质含量4-6%时，水相渗透率降低3-5倍，在冲洗井底后，吸水能力不能完全恢复。泥质含量7-10% 时，水相渗透率降低6-30倍，泥质含量20-30%时，油层实际上已不吸水。国内 外一般认为中低渗透油藏泥质含量在10%以上就不适合注水开发了。超过10%, 对注水开发有较大的影响。
(5)反映储集层分布的参数主要为有效厚度钻遇率和连通系数。前者反映了油层 分布情况，越大表明油层在平面上分布的非均质性小，钻井的有效率比较高。而 连通系数为连通砂体层数除以砂体总层数，该值直接影响了水驱储量控制程度和 水驱储量动用程度的大小。
2.2原油地下粘度的影响
根据国外注水开发油田经验，一般地下原油粘度大于5 mPa.s时，对注水效 果的提高就会有一定的影响；大于70 mPa.s时注水开发就有较大的困难。在相 同的润湿性、相近的渗透率、相同的界面张力条件下，随着原油粘度的增大，相 同孔隙注入倍数所对应的驱油效率也随之降低。
随着油水粘度比的增加，驱油效率呈下降的趋势，残余油饱和度呈现出上升 趋势。驱油效率的下降和残余油饱和度的上升在油水粘度比为370以前，比较突 然；在油水粘度比370-1500之间，呈平缓下降和上升趋势；油水粘度比大于1500 时驱油效率和残余油饱和度变化很小，基本上呈直线变化趋势，水驱基本上失去 意义。
另外，油层在开发过程中所受到人为因素的污染在很大程度上影响油田水驱 开发水平的提高。由于受到污水处理的局限，目前部分油田注入水水质严重超标, 悬浮物与含油等重要指标均超出5-30倍，含氧、机杂粒度等指标也严重超标。使 注水井吸水能力不断下降，甚至注不进水，注水管线也受到严重腐蚀，使用寿命大幅度缩短。

第3章低渗透油藏启动压力研究
大庆外围油田低渗透砂岩油藏、特低渗透砂岩油藏以及致密砂岩油藏占有很 大比例。由于低渗透油藏存在启动压力，因此这章主要研究启动压力梯度的公式、 启动压力梯度与渗透率、孔隙度、粘度的关系。
3.1启动压力梯度定义
理论研究表明，流体在多孔介质中渗流时往往因伴随一些物理化学作用而对 渗流规律产生很大影响。油水在油藏中渗流时除粘滞阻力外，还有另一附加阻力, 即油与岩石的吸附阻力或水化膜的吸引阻力，只有当驱动压力克服这种阻力后， 流体才能流动，这就是启动压力现象[5]。

实验表明（图3-1),在低渗条件下，当压力梯度大时，油水渗流速度呈直线段，表现为达西流。压力梯度小时，油水渗流速度不呈直线段，表现为非达西流，用 延长的直线段代替渗流曲线，2值就是启动压力梯度。随着渗透率的增大，启动压力梯度迅速减小。

O 0.! 0,2 0.3 0.4
AP/iyiMPd/m)
图3-1非达西渗流示意图
3.2启动压力梯度的确定方法
目前求取启动压力梯度的方法归纳起来，主要有理论计算方法，现场试井分
析方法和室内岩心实验方法M。理论计算方法论证清晰、思路简练、比较简捷， 但计算公式中的参数也要通过实验获得，流体的极限剪切应力不好确定，在实用 性方面存在明显的不足。试井解释方法是现场动态的测试，它动态地反映了油藏 的变化规律，确定的启动压力梯度有积极的现实意义，但现场施工时间较长且费 用较高，在低渗地层中展开稳定试井往往是很困难的，因而该方法实用性较差。 室内实验方法比较直观，也是可以直接进行渗流规律研究的，是目前比较公认的 求取启动压力梯度的方法。但该方法存在两方面的问题，一是实验条件与油藏实 际驱替条件存在明显差异，二是由于岩心应力释放、难以保证岩心处于地下时的 自然状态。这样虽然渗流机理是正确的，但可能造成一定的误差。而生产动态资 料是油田开发过程中取得的第一性资料，直观反映了储层和流体的特征，利用现 场丰富的生产动态资料，在考虑启动压力梯度的渗流理论基础上求解启动压力梯 度则是一种较好的方法
大量室内实验结果表明油藏的启动压力与岩石的渗透率有关，渗透率越大, 启动压力越小，二者呈类似双曲线的关系；油的粘度越大，油的启动压力越大；
另外，油的启动压力大于水的启动压力。
考虑启动压力时，低渗透油藏的渗流的运动方程为:
K

V=
1

I grand P J
grand p (3-1)

式中：^ 一渗流速度，mm/s ;
K 一渗透率，^im2;
// —粘度，mPa S ; grandp 一压力梯度，MPa/m ;
A —启动压力梯度，常数。
对于平面径向流，计算其产量为:
In Kh[Pe-Pw-A(Re-Rw)]

,Re (3-2)
// In
式中：q —流量，cm3/s;
h 油层有效厚度，cm ;
Pe一边缘压力，MPa;
Pw一井底压力，MPa ;
Re一供油半径，cm ;
Rw 一油井半径，cm ;
应用现场井网数据，对于一定的井网，如果注产井间能够有效地驱动，可以
近似的认为，井网间的井距I等于平面径向流的供给边缘的距离&。 于是
得到：
q = J (AP -A,L) (3-3)
q = JAP - JL A (3-4)
J 一采油指数，t/(MPa d);
以X = AP为横坐标，/ =分为纵坐标，则有：
q = aAP —b (3-5)
通过生产数据线形回归得到《和〃，可以算出启动压力梯度为：
^ =— (3-6)
aL
根据上述公式，计算朝阳沟油田部分区块的启动压力梯度，其相关系数在 0.803〜0.947之间，求得各区块启动压力梯度在0.016〜0.0815MPa/m之间(表 3-1)

表3-1朝阳沟油田部分区块回归启动压力梯度结果表

区块
A
B
启动压力梯度 (MPa/m)
相关系数
朝45
0.471
2.728
0.016
0.947
朝5
1.040
6.852
0.018
0.865
朝5北
0.601
8.115
0.037
0.803
朝64
0.152
1.359
0.025
0.960
朝601
0.263
3.304
0.035
0.894
朝2轴
0.432
7.147
0.046
0.901
朝202轴
0.266
3.129
0.033
0.902

第4章低渗透油藏水驱开发效果评价
低渗透油藏水驱开发效果不仅与其基础地质情况有关，而且还与开发的技术 水平有关。油田在注水开发过程中，由于各自油藏的地质特征不同，水驱开发效 果会存在明显的差异；而地质特征比较相似的油田，在不同的人为因素控制下所 产生的水驱开发效果也不一样。因此，一个油藏在某一开发时期的实际水驱开发 效果不仅取决于油藏自身的基础地质情况，还取决于开发人员的技术水平。
4. 1低渗透油藏水驱开发效果评价指标分析
反映低渗透油藏水驱开发效果的指标应表现为以下三个方面：
（1)达到相同采 出程度时，注入油藏内的累计水量(包括天然水的边底水侵入量)的多少反映水驱 效果的好坏。达到相同采出程度时，若注入油藏内的累计水量越少，则水驱开发 效果越好；反之，若注入油藏内的累计水量越多，则水驱开发效果越差。
（2)在相 同注入油藏内的累计水量下或同一孔隙体积注入倍数下(累积注入水体积与油藏 总孔隙体积之比)，釆出程度的大小反映水驱效果的好坏。在同一孔隙体积注入倍 数下，若采出程度越大，则水驱开发效果越好；反之，若采出程度越小，则水驱 开发效果越差。
（3)在注水开发油藏过程中，地质储量的动用程度与可采储量的相 对大小(某一具体油藏在某一开发时期预测能够达到的可采储量与该油藏理应达 到的可采储量之比)均是反映水驱效果好坏的重要指标。前两个方面从注水利用率 的角度出发，考虑采出程度与累计注入水量的关系。因为油田开发注入的累计水 量在某一时期所产生的作用不同，则水驱开发效果不同。在注水开发初期，注入 的水主要用于维持地层压力，同时，也是为了提高水驱油的体积波及系数，不断 增加对地质储量的控制程度，使得整个地质储量置于可动用地质储量之中，为取 得较高的可采储量奠定基础。而到注水开发的中后期，注入的水除了具有以上两 个作用外，其驱油效率也逐步提高，并发挥主要作用。因此，对注入水利用率的 评价是衡量注水开发效果的一个不可缺少的方面。另外，对于动用地质储量与可 采储量相对大小的评价是油田注水开发所关心的问题。油田注水开发过程中，含 水上升率反映了含水率随采出程度的变化关系。油田开发所进行的一切调整措施 的最终目的就是为了增加油田可动用地质储量、提高可采储量。而油田动用地质 储量与可采储量是对注水开发油田中“体积波及系数”与“驱油效率”的一个综合反映。油藏地质储量的动用程度主要取决于体积波及系数。体积波及系数越高, 油藏地质储量的动用程度也就越高，水驱开发效果也就好；相反，体积波及系数越低，油藏地质储量的动用程度也就越低，水驱开发效果也就越差。油藏可采储 量的相对大小是由体积波及系数与驱油效率共同所决定的。只有在“体积波及系 数越高、驱油效率也越高”的条件下，油藏可采储量的相对大小才可能大。
综上所述，反映低渗透砂岩油藏水驱开发效果的指标应包括:水驱储量控制程 度、水驱储量动用程度、含水率、含水上升率、存水率、注水量、可采储量、能 量的保持和利用程度、剩余可釆储量的采油速度和年产油量综合递减率十个方面。
4. 2低渗透油藏水驱开发效果评价指标的估算方法
上述的反映低渗透砂岩油藏水驱开发效果的十个指标.•水驱储量控制程度、 水驱储量动用程度、可采储量、含水率、含水上升率、存水率、注水量、能量的 保持和利用程度、剩余可采储量、采油速度和年产油量综合递减率，以下分别介绍每一个指标的估算方法。
4.2.1水驱储量控制程度
水驱储量控制程度是指现有井网条件下与注水井相连通的采油井的射开有效 厚度与所有采油井的射开总有效厚度之比值其实质是从注水井和釆油井射开 的有效厚度来评价水驱对储量的控制程度，其评价指标分别用两种比较实用方法 (油砂体法和概算法)估算M。
水驱储量控制程度是注入水体积波及系数的一个反映，其大小不仅受到地质 因素的影响，而且受到布井方式、开发井网等人为控制因素的影响。
对于连通性好的油砂体，油水连通程度高，注水波及区域大。而对于体积小 且分散性大的小油砂体油藏，注入水很难起到较大面积的波及作用。另一方面， 对于相同地质条件下，选择正确的注入方式、合理的井网密度、合理的注采强度 等，也能提高水驱储量控制程度。因此，油藏地质条件和人为控制影响因素均是 影响水驱控制程度大小的重要因素。
(1)分油砂体方法
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。水驱控制程度的表达式为，

M = 1 - 0.470698 D 1°5/^,0 75 (4-1 )
M = Z (4-2)
/=I <=|
正方形井网:
D =如 SPC (4-3)
三角形井网:
D = I . I 5 Ajl SlF ( (4-4)
式中：SPC—井网密度，井/km2;
厶_各油砂体周长，km;
木一各油砂体面积，km2;
A/；•—各油砂体地质储量，t;
井网，km;
M-—各油砂体水驱控制程度，小数；
M—开发单元水驱控制程度，小数。
(2)概算法
概算法是一种概率估算法，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。表达式为：
a/. = I-E 0^expf--6- (4-5)
I cp -D2 J
式中：£： 一注釆井数比，小数；
(p 一单井系统单井控制面积与井距平方间的换算关系，
其中，四点井网Cp =0.866,五点与九点井网(p=l。
整个开发单元（油藏或区块）的水驱控制程度M值仍然采用公式（4-2)计 算，整个开发单元M值总是小于1的。M值越大，表明水驱控制程度越高，则油 藏水驱开发效果越好，反之油藏水驱开发效果较差。表4.1是水驱开发低渗透油 藏水驱储量控制程度的评价标准。
表4.1水驱储量控制程度的评价标准
评语
差
较差
中等
较好
好
水驱储S控制程度（％)
<70
70 〜75
75 〜80
80 〜85
>85

4.2.2水驱储量动用程度
水驱储量动用程度是按年度所有测试水井的吸水剖面和全部测试油井的产液 剖面资料计算，即总的吸水厚度与注水井总射开连通厚度比值，或总产液厚度与 油井总射开厚度之比值u"。该水驱储量动用程度认为只要注水层位吸水或生产层 位产液，就认为该层位储量已全部动用。该指标的定义是对水驱储量动用程度的 粗略的估计,没有考虑开发层系内的非均质性及层间相互影响(如:注入水的窜流)。 因此，从实际的水驱开发效果角度分析，我们认为水驱储量的动用程度是水驱动 用储量与地质储量的比值。储量动用程度一般随油田开发程度的加深而不断增加的。开发初期的储量动用程度增幅度较大，是因为生产规模在不断扩大、生产的 原油也主要来自易开采区的原油；而开发后期储量动用程度也会有所增大，是因 为所增大的储量动用程度来自于难开采区。可采储量一般不会随储量动用程度增 大而成比例提高。虽然二者不是以线性成比例增长，但储量动用程度越高，可采 储量也就越大。
水驱储量动用程度的计算方法可以采用新丙型水驱特征曲线方法确定，一般 随油田开发程度的加深而不断增加，其表达式为
AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA(4-5)
AAAAAAAAAAAAAAAAAAAA(4-6)
AAAAAAAAAAAAAAAAAAAA(4-7)
式中：累积产液量，104t;
7Vp—累积产油量，104t;
水驱控制储量，104t;
TV—地质储量，104t;
及^一由油藏地质特征参数评价出的油藏最终采出程度，小数；
—水驱储量动用程度，小数。
从理论上讲，引用公式(4-7)计算出的储量动用程度值应小于1。但由于 在实际的地质储量计算过程中，因为诸多原因致使地质储量偏小，进而致使 值可能大于1。储量动用程度值的大小直接反映注水开发油田的水驱开发效 果。若储量动用程度值越大，贝赃水开发油田的水驱开发效果越好；反之， 若储量动用程度值越小，则注水开发油田的水驱开发效果越差。表4.2是水 驱开发低渗透油藏储量动用程度的评价标准。
表4.2储量动用程度的评价标准
等级
差
较差
中等
较好
好
Rom (%)
<65
65 〜70
70 〜75
75 〜80
>80
4.2.3含水率
含水率是油田开发中一个非常重要的指标。含水率是油井日产水量与日产液 量的比值。用公式表示就是：A=LP
对于一个开发层系或油藏而言，所用的含水率是指油层生产的综合含水率，
其定义为：评价开发区块中各油井年产水量之和与年产液量之和的比值。含水率 的大小直接影响着开发效果的好坏，也直接影响着油田的经济效益。
通过水驱曲线的研究证明，任何一个水驱油藏的含水率和采出程度之间都存 在一定的关系，而它的具体关系取决于油藏的最终采收率:如果两个水驱油藏的最
终采收率值相同，则它们含水率与采出程度的关系A — i?曲线到一定的开采阶段总会趋于一致。
如果在开发初期，能预先估计出油藏水驱含水率与采出程度的关系，就可能 估计在主要开采阶段中含水率与釆出程度的变化状况，通过油藏含水率随采出程 度的上升的趋势，评价出这个油藏的最终釆出程度。
由于油田开发的过程是一个不断调整和不断完善的过程油田开发的阶段性 和不可预见性使得各阶段含水率与釆出程度上升趋势不断改变，各阶段所对应的 最终采出程度也不相同。
估算注水开发油田含水率与采出程度的方法较多，下面给出了在低渗透油藏 中2种比较实用的估算方法。
计算方法一：应用油水粘度比确定注水开发油田的含水率与采出程度。

式中：/w—含水率，小数；
R一米出程度，小数；
Rm一最终米出程度，小数；
a、D-与油水粘度相关的统计常数，小数。其值可以引用表4.3中的 计算表达式进行计算。
表4.3统计常数a、D计算式
应用范围 (油水粘度比）
计算公式
1.5 〜3.5
a=19.16lnM r-31 D=30.37-18.461nM r

a=-.8.407/(lnp r+0.10464)
3.5-50
D/a=-(0.7339+0.3741np r)

23.1729
D-
Inp r+2. 2 517
>50
a=0.661np r-4.76 D=4.56-0.1251nM r

根据己知的具体油藏的实际生产动态数据(含水率/w和采出程度/?)，应用公
式(4-8)就可以计算出相应油藏在目前开发模式下或水驱开发效果下的油田综合含水率达到经济极限含水率时的最终采出程度值。
在实际生产应用中可以发现，油水粘度比在1.5〜3.5时，采用第一种方法， 可以看出比较明显的注水开发油田的含水率与采出程度之间的关系。在油水粘度 比>3.5时，注水开发油田的含水率与采出程度之间的关系不明显，所以，可采用 下面的方法。
方法二:应用童宪章推导的半经验公式确定注水开发油田的含水率与釆出程度。
童氏标准曲线公式为：
f
lg(——+ c)= 7.5(R - Rm)+\.69+ a (4-9)
1 ~ fw
式中：一采出程度；
Rm一最终米出程度；
八_含水率；
a, c—校正系数。
引入两个定解条件：一是当含水率为O时，采出程度为无水采收率，通常无水采收率较小，且对含水率与釆出程度曲线后半段影响不大，故取特殊情况，近似认为当/；=0时/?=0;二是当含水率为98%时，采出程度即采收率，即当心=98%时，
R =Rmo (4-10)
把定解条件代入式(4-9)得 (4-11)
Igc = —7.5 Rm +1.69 + a
lg(49 + c) = 1.69 + a
联立式(4-10), (4-11)得
49
a = lg( ) + 7.5/? -1.69
IO75"- - I m
49 (4-12)
将a, c值代入式(4-9)并整理得
「 49(1 07” -1)1 1
/ =1- 1 + —
w 」
根据己知的具体油藏的实际生产动态数据(含水率/w和采出程度/?)，应用公 式(4-9)就可以计算出相应油藏在目前开发模式下或水驱开发效果下的油田综合含 水率达到经济极限含水率时的最终采出程度值。
众所周知，注水开发油田的目前采出程度i?不但与油藏地质条件和目前水驱 开发效果有关，而且还与油藏的开发阶段有关。为了能够反映这一特征，特采用 “由含水率与采出程度关系式预测出(或计算)油藏的最终采出程度I”与“由油 藏地质特征参数评价出的油藏最终采出程度(油藏采收率&)”的比值作为评价水 驱开发效果在“含水率指标”方面的评价标准。为了叙述的方便，将这一比值称 为“采出程度比”，其相应的计算表达式为：
R
Rr = —^-xioo% (4-13)
从理论上讲，采出程度比值一般是小于1的。但由于诸多原因使得个别油 藏的采出程度比值大于1。可能是油藏地质特征参数的偏差，使得由油藏地质 特征参数评价出的油藏最终采出程度(油藏采收率偏小；可能是油藏生产动态 参数的偏差，使得由含水率与采出程度关系式预测出或目前开发技术水平可能达 到的油藏最终采出程度偏大。采出程度比值的大小反映了目前水驱开发技 术水平或水驱开发效果。采出程度比值越高，说明目前开发效果好，目前开发 技术水平可能达到的最终采出程度越接近地质评价得出的采出程度；相反，采出 程度比值越小，说明目前开发效果差，目前开发技术水平可能达到的最终采出程度越小于地质评价得出的采出程度。表4.4是评价采出程度比的评价标准。
表4.4采出程度比评价标准表
评语
差

较差
中等

较好
好
Rr (%)
<80
85 〜80
90 〜85
95 〜90
>95

4.2.4含水上升率
根据启动压力梯度的推导，假设在低渗透油藏中油相存在启动压力梯度，而 水相不存在启动压力梯度，则含水率可以表示为：

尺= } (4-14)
Kro ( G \
Ap/L J
理论含水上升率定义为每采出1%的地质储量含水率上升的百分数，艮P:
/理论=九) (4-15)
而实际含水上升率可通过实际生产数据整理得到。所以，实际含水上升率与
理论含水上升率之差A/ = /理论

= ^|z A/；2/M
尸-=扣 a，2/y
定义含水上升率评价系数为：
F= MF^ - M + N + K
= ^|z A/；2/M
尸-=扣 a，2/y
定义含水上升率评价系数为：
F= MF^ - M + N + K

= ^|z A/；2/M
尸-=扣 a，2/y
定