大庆石油学院本科生毕业设计论文低渗透油藏水驱开发效果评价(编辑修改稿)

大庆石油学院本科生毕业设计论文低渗透油藏水驱开发效果评价(编辑修改稿)内容摘要：

wR — 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，可以大庆石油学院本科生毕业设计（论文） 9 近似的认为，井网间的井距 L 等于平面径向流的供给边缘的距离 eR。 于是得到：  q J P L   (33) JLPJq  (34) J — 采 油指数 ， t (MPa d) ； 以 PX  为横坐标， Yq 为纵坐标，则有： bPaq  (35) 通过生产数据 线形回归得到 a 和 b ，可以算出启动压力梯度为： baL (36) 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～ 之间，求得各 区块启动压力梯度在 ～ MPam 之间 (表31)。 表 31 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 朝 5 朝 5 北 朝 64 朝 601 朝 2 轴 朝 202 轴 启动压力公式的建立及验证 启动压力公式的推导 众所周知，牛顿流体在毛管中的流动遵循达西线性渗流定律，而原油属于塑性流体，即非牛顿流体。 根据流变学可知，塑性流体在毛管中流动时， 其剪切应力  与极限剪切 应力 0 、塑性粘度  、速度梯度 drdV/ 之间关系可用宾汉（ Binghan）公式表示： 大庆石油学院本科生毕业设计（论文） 10 drdV  0 (37) 为研究的方便可将天然岩心简化为 数根 毛管组成的理想化岩心模型（见图 32）。 图 32 毛管束型模型示意图 岩石的孔隙度  、渗透率 K 与毛管 r 半径的关系为： Kr 8 (38) 塑性流体在毛管中平均流速 V 与毛管长度 l 的关系为：   02 388  rlplrV (39) 将 (38)式代入 (39)式得 ： 2048 3 2rpV lK (310) 则启动压力梯度的公式为： K 038 (311) 启动压力公式的验证 从启动压力梯度的计算公式可以看出，启动压力梯度的大小受储层孔隙度、渗透率及流体极限剪切应力大小的影响。 大庆研究院的研究表明：K的大小取决于岩石的孔隙结构，K相同，毛管压力曲线基本相同。 因此，对于同一种类型的岩石，启动压力梯度与K成正比。 另外，研究表明，原油粘度越大，原油边界层的厚度越大，即原油粘度与原油边界层的厚度成正比，可以推断，粘度增加，极限剪切应力增加，粘度与极限剪切应力成正比。 因此，假定流体性质对启动压力梯度的影响可归为粘度的影响，即启动压力与流体的粘度成正比。 因此， 从实用角度，启动压力梯度公式 (311)可以 改写为： 大庆石油学院本科生毕业设计（论文） 11 Km  (312) 其中： m 为待定系数。 表 32 朝阳沟油田部分区块地质参数表 区 块 孔隙度 渗透率 流体粘度 启动压力梯度 （ %） （ 103μ m2） (cp) （ MPa/m） 朝 45 17 朝 5 17 朝 5 北 17 朝 64 16 朝 601 16 朝 2 轴 16 朝 202 轴 17 根据所获取的启 动压力梯度及地层参数 (表 32)，以KX 为横坐标，Y 为纵坐标作启动压力梯度与孔隙度、渗透率、地下流体粘度的关系曲线 (如图 33)。 为求得与 式 (312)的统一，设定回归曲线的截距等于 0，回归结果如下： K (313) y = R2 = 0 1 2 启动压力梯度 （MPa/m） K 图 33 启动压力梯度与渗透率、孔隙度、粘度关系 大庆石油学院本科生毕业设计（论文） 12 从图 33 中可以看出： 启动压力梯度不仅与渗透率有关，而且与岩石的孔隙度、流体的粘度有关；启动压力梯度随岩石的孔隙度、流体的粘度的增大而增大，随渗透率的增大而减小。 大庆石油学院本科生毕业设计（论文） 13 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 )，采 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，体积波及系数大庆石油学院本科生毕业设计（论文） 14 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、剩余可采储量 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。 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 [10]。 其实质是从注水井和采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 [11]： 0. 5 0. 75i1 0 .4 7 0 6 9 8 / iM D L A    （ 41）  11/nni i iiiM M N N （ 42） 正方形井网： 1/D SPC （ 43） 大庆石油学院本科生毕业设计（论文） 15 三角形井网： 47 1 /D SPC （ 44） 式中： SPC－井网密度，井 /km2； Li－各油砂体周长， km； Ai－各油砂体面积， km2； Ni－各油砂体地质储量， t； D－井网， km； Mi－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 : 0 .5i 0 .6 3 51 e x p iAM    2ε φ D （ 45） 式中：ε — 注采井数比，小数； φ — 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φ =，五点与九点井网φ =1。 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 （ 42） 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 是水 驱开发低渗透油藏水驱储量控制程度的评价标准。 表 水驱储量控制程度的评价标准 评语 差 较差 中等 较好 好 水驱储量控制程度（ %） 70 70~75 75~80 80~85 85 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 [10]。 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大庆石油学院本科生毕业设计（论文） 16 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： **/P P PL N A B L   （ 45） *1/OMNB (46) OM。