Ⅰ 國內外油氣採收率預測方法
一、國外油氣採收率預測方法
國際上常用的採收率預測理論方法主要有兩類：
（一）確定法
確定法適合存在已開發油氣藏的採收率預測，又細分為：類比法、體積法、物質平衡法和產量遞減法（表1-1），方法種類基本上與國內的相同。
表1-1 油田原始可采資源量預測方法
續表
（二）概率法
概率法通常應用於未開發油藏採收率的預測。由於資料較少，主觀因素較多，提高其預測可靠程度的難度較大。代表性的方法有美國地質調查局的概率統計法和加拿大地質調查局的石油勘探與資源評價系統。
二、國內油氣採收率預測方法
國內對油氣採收率預測方法的研究較為深入，方法種類也比較多。採收率不僅與油層的岩性、物性及驅油機理等油藏的地質條件有關，而且還與油藏的開發方案、油井工作制度、採油工藝技術水平及增產措施有關，因此在確定一個油藏的原油採收率時，往往需要用不同的方法進行估算，然後將各種方法獲得的結果進行分析、對比，從中選出較為合理的採收率值。
（一）經驗類比法
油田投入開發以前，主要利用油藏靜態地質資料、試驗資料以及枯竭油田推導的相關經驗公式等方法確定採收率。可以根據地層原油粘度，油層滲透率，油層非均質性和油藏的驅動類型等幾項主要指標，與已開發油藏類比確定採收率值。
不同驅動類型油藏採收率的經驗值一般為：
水壓驅動30%～50%；
氣頂驅動20%～40%；
溶解氣驅動10%～20%。
（二）岩心分析法
用岩心在實驗室內模擬油藏條件進行實驗，能夠獲得注水開發油藏的驅油效率，再乘以油藏的體積波及系數，就可以求得油藏的水驅採收率。
對於原油密度小、含蠟量低、凝固點低的油藏，在泥漿濾液沖刷很好的條件下岩心的殘余油飽和度求得的驅油效率，也可作為確定採收率的參考數據。
（三）相滲透率曲線法
根據有代表性的油、水相對滲透率曲線，利用分流量方程式進行理論計算，得到含水率和含水飽和度的關系曲線，取含水率為98%時的平均含水飽和度，由公式計算出驅油效率，該數值經過流度比和地層滲透率變異系數的校正，即可得到合理的採收率值。
（四）相關經驗公式法
根據油藏的地質和開發參數，利用水驅和溶解氣驅油藏採收率相關經驗公式計算採收率。
（五）預測水驅採收率的新方法
注水開發油田產量、採收率的預測一直是一大難題，尤其是低滲透、裂縫性油田的產量預測。目前常用的油藏數值模擬方法存在很大的不確定性，經常需要進行油藏數值模擬。而傳統的產量遞減分析方法仍然是基於一些經驗公式，不具備完善的理論基礎，也不具有普適性。而且在注水開發前或早期根本無法知道油田產量遵循哪種經驗型的遞減方式。
新的預測水驅採收率的方法是基於大量的試驗及理論研究成果推導出來的，可以對注水開發油田的單井、區塊或全油田進行產量、採收率的預測。該方法主要採用兩種方式進行產量預測：一種方式是油田注水投產以前進行水驅動態的預測。所需數據為岩石、流體的基本物性參數（孔隙度、滲透率、流體粘度等）及特殊物性參數（相對滲透率、毛管壓力等）。採用新的實驗方法，可以不需要進行傳統的相對滲透率和毛管壓力曲線測量，而只需測量特定油藏的總流動能力。另一種方式是在油田注水開發一定時間以後進行產量預測。所需輸入參數為產油量歷史數據。在進行產量、採收率預測的同時，還可以推算出油藏岩石與流體的流動參數，如相對滲透率、毛管壓力、或總流動能力等參數。
Ⅱ 遞減率怎麼算
老井產量自然遞減率
1）定義：單位時間內老井產量的變化率或單位時間內產量遞減百分數。
2）計算公式：
老井自然遞減率=（今年底老井平均日產油量-老井今年措施日增油量-去年底老井平均日產油量）/去年底老井平均日產油量×100%
所謂老井，這里指去年年底以前投產的油井。措施日增油量是指老井今年經過措施後日產油量增加數。
自然遞減率反映油田各採油井如果不採用增產措施的產量變化規律。是負數，說明產量遞減；是正數，則產量沒有遞減。它是檢查油田是否能夠穩產及安排措施工作量的重要依據。遞減大，則穩產要求安排的工作量就多。（06年江漢油田老井標定自然遞減率為13.93%，現場一般算標定遞減率，*遞減率符號為Dt ，Dt＞0為產量遞減，Dt＜0為產量上升，與上面講的符號正好相反）。
Ⅲ 油田開發經濟政策界限計算方法與應用
尚明忠孫偉孟新華王興科蘇映宏
摘要介紹了新井經濟極限初產油量、老井經濟極限含水量及經濟極限產油量、措施增產油量經濟政策界限的研究方法，製作了勝利油區不同類型油田的開發經濟政策界限圖版，為避免油田開發中的低效工作量和提高油田開發的整體經濟效益提供了依據。
關鍵詞經濟政策界限經濟極限含水量措施經濟極限產油量經濟效益勝利油區
一、引言
在油田開發過程中，隨著油田含水量的上升和開發難度的加大，其產量也會不斷下降。當產量降低到一定界限，其產值不能平衡必要的投資和成本時，油田或油井的開采就會沒有效益，甚至虧本。因此，研究油田開發經濟政策界限，對於提高油田開發經濟效益具有非常重要的意義。
1.計算原理及方法
二、新井經濟極限初產油量
新井經濟極限初產油量是指在一定的技術、經濟條件下，當油井在投資回收期內的累積產值等於同期總投資、累積年經營費用和必要的稅金之和，即單井投資回收期內的經濟效益為零時井對應的產油量，稱為新井經濟極限初產油量。
單井投資回收期內經濟效益表達式為
勝利油區勘探開發論文集
當投資回收期內累計經濟效益為0，即Pp=0時，得出新井經濟極限初產油量的計算公式為
勝利油區勘探開發論文集
式中：Pp——投資回收期內生產井單井累計效益，104元；
Sp——投資回收期內生產井單井累計總產值，104元；
K——投資回收期內生產井單井累計總投資，104元；
Cp——投資回收期內生產井單井累計年經營成本，104元；
τ0——油井開井時率，小數；
qmin——新井單井經濟極限初產油量，t/d；
w——原油商品率，小數；
P——原油價格，元/t；
Rt——噸油稅金，元/t；
T——投資回收期，a；
B——油井在投資回收期內產量平均年遞減余率，小數；
Ib——單井地面建設投資，104元/井；
Id——單井鑽井投資，104元/井；
β——油水井系數，小數；
i——經營成本年上漲率，小數；
C0——單井經營成本，104元/井。
2.參數的確定[1]
(1）投資
投資可分為鑽井投資和地面建設投資兩部分。
鑽井投資是指油氣田開發建設期所鑽的開發井投資，包括鑽前准備工程、鑽井工程、測井和完井工程投資。其投資定額主要和井深有關。勝利油區每米鑽井投資CM與井深H有如下回歸公式（不包括海上油田）
勝利油區勘探開發論文集
油田地面建設投資主要包括油氣集輸、注水、供排水、供電、通訊、道路等。根據「九五」期間實際發生的油田地面建設投資，可以確定陸上老區新井、陸上新區新井、海上油井的平均單井地面建設投資。
（2）經營成本及費用
經營成本和費用是油氣田企業在生產經營活動中按規定發生的一切消耗和費用的總和，包括油氣開采成本、管理費用、銷售費用和財務費用。原油開采成本包括生產過程中實際消耗的直接材料、直接工資、其他直接支出等。油氣勘探開采過程發生的管理、銷售和財務等三項費用作為當期損益，直接從當期銷售收入中扣除。
按現行會計報表，油氣開采成本由15項構成，包括動力費、材料費、燃料費、生產人員工資、福利費、驅油物注入費、熱采費、油氣處理費、輕烴回收費、井下作業費、測井試井費、修理費、製造費用、折耗及攤銷、勘探費用。
（3）稅金
主要稅金包括增值稅、城建稅、教育費附加稅和資源稅。為簡化步驟，計算了不同油價下的噸油綜合稅金。在原油價格為800～1800元/t時，噸油綜合稅金為99～220元/t。
（4）遞減率
為了確定新井產量遞減率，統計分析了勝利油區1990～1995年新井的變化規律，按日產油水平分為小於4t、4～6t、6～8t、8～10t和大於10t五個級別進行跟蹤分析。統計結果表明，遞減率的大小與單井初產油量的高低有關，單井初產油量越高，遞減率越大。單井初產油大於10t/d的井遞減率約為15%，單井初產油量為8～10t/d、6～8t/d、4～6t/d的井遞減率分別為12%、10%、5%左右，小於4t/d的井基本不遞減。
3.新井經濟極限初產油量計算
通過分析「九五」以來勝利油區的投資、成本，結合單井日產油量的變化規律，分別計算了不同井深、不同油價條件下陸上老區、陸 上新區和海 上新區新井的經濟極限初產油量。
根據計算的經濟極限初產油量，對勝利油區「九五」以來的新區進行了評價，在綜合分析的基礎上得出了不同地區不同油價下的低效產量比例。
（1）陸上新區新井經濟極限初產油量計算
以井深為1000～3500m，原油價格取900～1700元/t為條件，測算了陸上新區低滲透油田和高滲透油田新井經濟極限初產油量，並製作了圖件（圖1、圖2）。從圖中可看出，井深相同時，油價越高，新井經濟極限初產油量越低；在相同油價情況下，井越淺，對新井初產油量要求越低。
圖1陸上新區低滲透油田新井經濟極限初產油量圖
圖2陸上新區高滲透油田新井經濟極限初產油量圖
高滲透油田對新井的初產要求低於低滲透油田。油價為1000元/t，井深為2000m時，高滲透油田新井經濟極限初產為5.65t/d，低滲透油田為6.12t/d。
根據陸上新區新井經濟極限初產油量圖，對勝利油區1996～1998年所鑽陸上新區新井進行了跟蹤分析。1996年共鑽新區新井317口，平均單井產量11.43t/d，其中低效井78口，平均單井產量3.35t/d，低效井井數佔24.6%，但產量僅佔4.1%；1997、1998年低效井井數分別占當年鑽新井的25.6%、20.2%，產量分別佔6.1%、3.5%。
（2）陸上老區新井經濟極限初產油量計算
陸上老區井深取1000～3500m，原油價格取900～1700元/t，其低滲透、高滲透油田新井經濟極限初產油量計算結果分別見於圖3、圖4。由於低滲透油田鑽井投資、地面建設投資及經營成本等均高於高滲透油田，其新井經濟極限初產油量要高於高滲透油田。油價為1000元/t，井深為2000m時，高滲透油田新井經濟極限初產為5.3t/d，低滲透油田為5.5t/d。
圖3陸上老區低滲透油田新井經濟極限初產油量圖
圖4陸上老區高滲透油田新井經濟極限初產油量圖
根據陸上老區新井經濟極限初產油量圖，對勝利油區1990年以來的陸上老區新井進行了跟蹤分析，得出了不同油價下其新井低效產量的比例。油價為1000元/t時，1990～1995年陸上老區新井低效產量比例從4.5%上升到13.4%，高於陸上新區新井低效產量的比例，且低效產量的比例上升較快。1995年以後，通過應用精細油藏描述等新技術，不斷優化新井井位設計，使得低效產量比例上升的趨勢得到控制，基本保持在13%左右。
（3）海上油田新井經濟極限初產油量計算
依據海上油田經濟參數分析結果，計算了不同油價、井深情況下海上油田新井經濟極限初產油量，並製作了圖件（圖5）。在原油價格為1000元/t時，海上油田新井經濟極限初產油量為35.7t/d（井深2200m）。1999年，勝利油區的平均原油銷售價格為931元/t，所對應的海上新井經濟極限初產油量為36t/d。
圖5海上油田新井經濟極限初產油量圖
根據上述經濟極限初產，統計了海上油田近幾年新井低效產量的比例。當油價為1000元/t時，1995～1998年低效產量比例分別為11.08%、7.87%、4.36%、7.36%。海卜油田自1995～1996年館陶組油藏全面投入開發以來，不斷應用地震約束反演、油層保護等新技術，優化方案設計，鑽井成功率高，新井低效產量的比例明顯降低。隨著動用儲量難度加大，1998年以後低效產量比例上升。
三、老井經濟極限含水及經濟極限產油量
研究油田的經濟極限含水量及經濟極限產油量，可以及時判別低效井，並對之採取關閉或轉注、改層等措施，以提高經濟效益。
1.計算原理及方法
經濟極限含水量及經濟極限產油量，是指油田（油井）開發到一定的階段，其含水量上升到某一數值或產油量下降到某一數值，投入與產出達到平衡，含水如再升高、產油量如再下降，油田開發就沒有利潤了，油田（油井）此時的含水量稱為經濟極限含水量，其對應的產量稱為經濟極限產量。
老井經濟極限含水量、新井經濟極限初產油量的計算都是採用盈虧平衡原理，但不同的是，新井經濟極限初產油量的計算是指一定階段（投資回收期）的投入產出平衡，而老井經濟極限含水量的計算是指瞬時（一般取一年）的投入產出平衡。
由於老井一般都認為經歷了8年以上的開采時間，在計算老井經濟極限含水量及經濟極限產油量時，可以不考慮其投資，僅計算它的經營成本。對原油經營成本不同的考慮方法，可以得出不同概念的經濟極限含水量及經濟極限產油量。常規成本分析法是考慮老井開采時所需的全部經營成本；而最低成本分析法，則是按油井主要的維持生產的費用來計算的。
計算老井經濟極限含水量及經濟極限產油量的投入產出平衡式為：
勝利油區勘探開發論文集
由（4）式可導出求老井經濟極限含水量及經濟極限產油量的表達式：
勝利油區勘探開發論文集
式中：qo,min——經濟極限產油量，t/d；
fw,min——經濟極限含水，小數；
qL——單井產液量，t/d；
Cv——噸液可變成本，元/t；
Cg——固定成本，104元/井；
t——預測年相距基礎年的年數，a。
2.噸液成本與平均單井產液量關系
單井生產成本分固定成本和可變成本。（5）、（6）式中准確求取單井生產成本非常關鍵。為提高該方法的可操作性和實用性，經研究可簡化成本分析項目，直接通過平均單井產液量、噸液成本求取單井生產成本。
按最低成本統計分析了1998年勝利油區40個陸上水驅開發油田的噸液成本 CL和油田的平均單井產液量qL有很好的相關關系，其回歸關系式為：
勝利油區勘探開發論文集
將（7）式代入（5）、（6）式，可得新的經濟極限產油量和經濟極限含水量的表達式：
勝利油區勘探開發論文集
3.老井經濟極限產油量及經濟極限含水量計算
（1）陸上老井經濟極限產油量及經濟極限含水量計算
油價選800～2400元/t，單井產液量取10～160t/d，利用式（8）、（9）計算了老井的經濟極限產油量和經濟極限含水量（圖6，圖7）。從圖中可以看出，在相同單井產液量條件下，油價越高，單井經濟極限產油量越低；相同油價下，單井產液量越高，單井經濟極限產油量越高。油價為1000元/t，單井產液量為10t/d時，單井經濟極限產油量為1.15t/d，經濟極限含水量為88.5%；單井產液量為160t/d時，單井經濟極限產油量為1.68t/d，經濟極限含水量為98.9%。
（2）海上老井經濟極限含水量及經濟極限產油量計算
由於資料所限，海上油田未建立起噸液成本與單井產液量的關系，其原油成本通過分項統計獲得。利用公式（5）、（6），油價為1000元/t，單井產液量為30t/d時，計算得老井經濟極限含水量為87.2%，經濟極限產油量為3.8t/d；單井產液量為80t/d時，計算得老井經濟極限含水量為89.1%，經濟極限產油量為8.7t/d。從計算結果看，海上油田由於原油生產成本高，其經濟極限含水大大低於陸上油田，而經濟極限產量大大高於陸上油田。
（3）勝利油區老井低效井情況
依據繪制的老井經濟極限產油量及經濟極限含水量判別圖，對2000年6月開井的13028口老井進行了分析，其中低效井有1293口，占總井數的9.9%；月產油1.94×104t，佔全部老井產量的0.83%；平均單井日產油0.5t；綜合含水量98.2%。這批低效井2000年6月的最低生產成本為3365×104元，同比產值為1982×104元，虧損1383×104元，建議該部分井進行關停並轉。
圖6陸上老井經濟極限產油量圖
圖7老井經濟極限含水量圖
四、措施增產油量經濟界限[2]
1.計算原理及方法
措施增產油量經濟界限是當油井在措施有效期內的投入與產出平衡時，措施後比措施前累積增產的油量，其計算公式為：
勝利油區勘探開發論文集
式中：Ic——措施新增投入，104元；
Tc——措施有效期，a；
Cc——措施成本，元/t；
qc——措施增油量經濟界限，t/d。
2.計算實例
利用公式（10）測算了埕東油田下電泵、防砂、補孔改層、下大泵、卡堵五項措施的日增油量經濟界限值。其下電泵措施的有效期為半年至兩年，單井日增油界限值為2.29～0.57t，累計增油量經濟界限值364t；防砂、補孔改層、下大泵、卡堵的累計增油量經濟界限值分別為111t、158t、95t、142t。
五、稠油蒸汽吞吐熱采井經濟極限油汽比
1.計算原理及方法
對於稠油注蒸汽開采來說，設備工藝的要求要比稀油開采高，設備投資額較大，原油成本也較高。因此，應特別注意蒸汽吞吐熱采井開采中的經濟界限問題。當油汽比達到某一數值，使總成本高於總銷售收入時，注蒸汽開采便無經濟意義了，收入與支出平衡時的油汽比即為經濟極限油汽比。
測算經濟極限油汽比的公式為：
勝利油區勘探開發論文集
式中：OSRmin——經濟極限油汽比，小數；
Cig——平均每注1m3蒸汽的成本，元/m3；
Cwdf——單井平均分攤的固定成本，元/d；
Cg——噸油可變成本，元/t；
qo——平均單井產油量，t/d。
2.計算實例
據1998年孤島油田稠油成本實際發生值，與注汽量有關的費用按注汽費和部分熱采費計算，按照公式（11）測算的孤島稠油油田單井日產分別為4t、5.2t、6t、7t、8t、10t情況下，當油價為948元/t時，經濟極限油汽比分別為0.71、0.25、0.19、0.16、0.14、0.12。
六、結論
本文分析研究了不同類型油藏成本、投資分類，建立了老井噸液成本與單井產液量的函數關系，簡化了老井經濟極限含水量的計算方法和步驟，提高了方法的實用性。
全面而系統地研究了新井、老井、熱采井及措施井的經濟界限值，並製作了勝利油區不同類型油田開發的經濟界限圖件，為關停並轉低效和無效井提供了依據。
致謝本文集中了地質科學研究院開發綜合規劃室最近幾年在經濟政策界限方面的主要成果，是集體智慧的結晶。勝利有限公司副總地質師、地質院院長孫煥泉和開發管理部總地質師方開璞給予了悉心指導。參加本文工作的還有凡哲元、楊勇、邴紹獻、吳作舟、侯春華、王道禎、王星等，在此一並致謝。
主要參考文獻
[1]中國石油天然氣總公司計劃局，中國石油天然氣總公司規劃總院編.石油工業建設項目經濟評價方法與參數（第二版）.北京：石油工業出版社，1994.
[2]岳立，岳登台.老油田高含水期可采儲量及增產措施經濟評價方法.石油學報，2000,21(5).
Ⅳ 特低滲透油藏開發方案優化研究——以大古、樊塊為例
趙紅雨鄧宏偉邱國清 參加工作的還有蔣龍，張可寶，王銘寶，周燕，孫玉紅，程育紅等，
摘要大王莊油田大古67塊和大蘆湖油田樊124塊屬特低滲透油藏，平均滲透率為5×10-3～8.8×10-3μm2，油藏埋深3100～3250m，且儲集空間較為復雜，有溶孔和微裂縫存在，開發難度大。本文從低滲透油田的油藏特點和開采規律著手，具體分析了這兩個區塊的開采動態，開展了注水必要性和可行性評價，在此基礎上對影響開發效果的井網、井距、轉注時機及注采比進行優化研究，確定出各區塊的推薦方案，預計當年可建產能9.2×104t。
關鍵詞特低滲透油藏儲集空間微裂縫評價優化推薦方案
一、引言
勝利油區低滲透油田已累積探明石油地質儲量5.8×108t，占總探明儲量的12.6%，其中已動用33個區塊，動用儲量3.6×108t，占探明儲量62.1%。已動用的低滲透油田大部分埋藏較深，在2800m以下，且以構造、岩性油藏為主。空氣滲透率一般小於20×10-3μm2，儲量豐度一般小於100×104t/km2，但原油性質普遍較好。地層原油粘度為0.5～6mPa.s，凝固點26～53℃。油藏具有吸滲驅油的微觀機理，流體滲流不遵循達西定律。油井自然產能較低，一般需要壓裂或其他改造措施，才能獲得較高產能。油井見水後，無因次采液（油）指數隨含水上升降低的幅度大，提液困難，注采井間難以建立一定的驅替壓力梯度。大古67塊和樊124塊屬特低滲透油藏，1994年後陸續採用常規或壓裂方法試采11口井，到1999年9月，平均單井日產油能力12.3t，累積產油2.9370×104t，地層壓力下降快、產液產油量遞減率大。為提高油田開發效果，2000年合理編制了兩區塊油藏開發方案，開展了注水可行性、井網、井距、注水時機和注採的設計與優化研究工作。
二、地質特徵
大王莊油田大古67塊位於車鎮凹陷大王莊鼻狀構造帶大一斷層上升盤中段，北以大一斷層為界與大王北油田相接，南以大古2塊與大古82井區相連，是一個四面為斷層封閉的斷塊油藏。樊124塊位於濟陽坳陷東營凹陷西南部的金家－樊家鼻狀構造帶西翼，大蘆湖油田的西南部，西鄰高青油田。
大古67塊主力含油層系為二疊繫上石盒子組萬山段，自下而上共分三個砂層組，總有效厚度為33.1m。在構造腰部附近有效厚度相對較大，達40m以上，向南北兩側逐漸變薄。大古67塊萬山段地層屬河流相沉積，儲集層岩性以中、細砂岩為主，儲集空間主要以粒間孔為主。平均孔隙度13.4%，平均滲透率8.8×10-3μm2，屬低孔、特低滲儲集層，且儲集層層間、層內非均質性較嚴重。油藏類型為層狀斷塊油藏，塊圈定含油麵積3.3km2，石油地質儲量396×104t，儲量豐度120×104t/km2，為深層、中豐度儲量。
樊124塊主要含油層系為沙三下亞段。砂體西北厚度大，並呈條帶狀或朵狀向東南減薄直至尖滅。樊124塊沙三下儲集層為湖泊三角洲沉積，儲集層岩性為粉、細砂岩，儲集空間為殘留粒間孔、溶蝕孔、微孔隙。平均孔隙度14.1%，平均滲透率5.0×10-3μm2，屬低孔、特低滲儲集層。油藏類型屬具有邊水的構造－岩性油藏。塊圈定含油麵積3.5km2，石油地質儲量202×104t，儲量豐度58×104t/km2，屬深層、低豐度儲量。
三、開采動態和注水可行性研究
1.開采動態分析
目前兩油藏都經歷了試油試采階段，在試油試采過程中有以下特點。
大古67塊和樊124塊試油井均見油，但一般都需壓裂投產才能獲得較高產能。隨著開采時間的延長，由於能量補充不及時，各井日產油能力下降較快，特別是壓裂井下降速度更快。分析試采時間較長的8口井的遞減情況，常規井月遞減率為5.1%，而壓裂井月遞減率則高達13.2%。
2.注水可行性研究
（1）油層條件有利於注水
兩區塊油藏屬弱、弱－中等水敏性油層，注入標准鹽水，滲透率比值幾乎無影響；注入蒸餾水，滲透率比值下降6.4%～30%左右。樊124塊油層屬非速敏，大古67塊油層中等速敏，但臨界流速高達2.82m/d，測算在此臨界流速下，當日注水量為90m3，注水生產壓差6.9MPa時，對儲集層的傷害半徑僅為50cm。根據低滲透油田啟動壓力與滲透率變化關系的經驗公式，計算得到兩油藏注水啟動壓力分別為13MPa和17MPa，要求注水泵壓在30MPa左右，不超過目前注水工藝設備能力。
（2）同類型油田類比
目前兩區塊均無試注水資料，但與國內幾個主要的低滲透油田（馬西深層、牛25-C砂體和大蘆湖油田）的油藏地質條件類比，兩區塊的油藏埋藏深度，有效厚度處於幾個油藏的中間，只有孔隙度、滲透率參數略低，而這三個油藏預測的水驅採收率都在18%以上，因此在這兩個油藏實施注水開發也是可行的。
四、開發方案優化研究
1.開發方案設計
1）設計原則
特低滲透率油田的滲流機理和開采規律，決定了影響其開發效果的因素較多，本次開發方案只針對井網、井距、轉注時機、注采比4個敏感性參數進行優化，故制定了以下設計原則。
（1）考慮國內幾個低滲透油田開發經驗
馬西深層、牛25-C砂體、大蘆湖油田等是目前國內開發較為成功的低滲透油田，故在方案設計時充分考慮其初期布井方式的選擇、轉注時機的確定，以及開發後期注采井網的調整等。
（2）立足於早期注水開發
兩區塊地飽壓差大（18.27～20.16MPa），利用地層能量開採的餘地較大，但彈性產率低。另據瓊斯實驗室試驗結果表明，隨著地層壓力下降，裂縫逐漸閉合，從而降低流體的滲流能力，動態上則表現為產量迅速下降。因此要使油藏有較高的採油速度和單井產量，必須早期注水以保持較高的油層壓力。
（3）考慮油藏的地層最大主應力方向
低、特低滲透油田一般都需壓裂投產，壓裂後容易在地層最大主應力方向上產生裂縫，若注采井與地層主應力方向一致，不可避免會造成採油井暴性水淹，因此注采井應與主應力方向保持一定夾角。由地層傾角測井和地應力測試結果，大古67塊地層最大主應力方向為N67.5°E、樊124塊為N78°E。
（4）單井須有一定的有效厚度，並至少鑽遇1～2個主力層
根據油藏地質特徵和試油、試采特點，大古67塊選擇有效厚度大於10m的范圍內布井，樊124塊在有效厚度大於5m的范圍內布井。
2）設計步驟
為更科學優化開發方案，依據上述原則，對井網、井距、轉注時機、注采比4個敏感性參數逐級進行設計，即先設計井網方案，其次為井距、轉注時機方案，最後是注采比方案，上一級參數方案優化結果可直接運用到下一級參數的方案優化中。
2.開發方案優化研究
在油藏地質研究的基礎上，利用VIP數模軟體建立了全油藏地質模型，並劃分網格，網格模型X方向與地層最大主應力方向平行，利用數值模擬方法，結合油藏工程分析，對每一項參數進行了優化研究。預測結果至2019年，預測時間為20年。
1）井網優化研究
根據國內外低滲透率油田成功的開發經驗，此類油田一般採用面積注水方式較為適宜，有利於強化注水，增加註水波及體積，提高水驅採收率。為此，設計並優化了五點法、反九點法、排狀三種面積注水井網，共19個方案。
（1）全部採用直井
數值模擬對大古67塊優化計算了8個對比直井井網方案（表1），計算結果反映出以下特點。
反九點法井網初期採油量高，但含水上升快，采出程度低。採用反九點法井網的1-1方案，採油井數多達16口，注采井數比為1∶5，因此初期產能相對較高，同時為保持壓力平衡和維持較高的採油速度，則注水井注水強度相應地有所增大。但該井網有一部分角井位於水驅主流線上，即注采井與地層主應力方向平行，在較高的注水強度和採油井都壓裂投產的前提下，使得這部分角井過早水淹，產能下降，含水迅速上升。該方案采出程度僅為22.5%，比其他方案低2～4個百分點，開發效果差。即使將這部分角井轉成注水井的1-2方案，開發效果也未得到明顯改善，采出程度只提高了0.2%。
表1大古67塊井網方案數值模擬計算對比表
排狀井網采出程度增幅不大 排狀井網注采井數比為1∶1，為維持壓力平衡，則注水井注水強度有所降低，減小了高速注水條件下採油井暴性水淹的可能性；同時位於地層主應力方向上的注采井距較大，延緩了採油井見水時間，因此其開采效果優於反九點法井網，但采出程度提高幅度不大。3個方案平均采出程度為25.3%，只比反九點法井網高3%左右。
注水井排平行地層主應力方向的五點法井網開發指標最好 方案1-3採用五點法井網，與排狀井網一樣，注采井數比為1:1，注水井注水強度不大，而與排狀井網不同的是該方案注水井排平行於地層主應力，即在人工壓裂裂縫方位上只有注水井或採油井，這就避免了採油井暴性水淹，從而延遲採油井見水時間，擴大注水波及體積，明顯改善開發效果。采出程度比反九點法和排狀井網分別高出5%和2%，且該方案新鑽井數少於其他方案，經濟效益也最高。因此，大古67塊直井井網方案應採用五點法井網。
樊124塊優化計算了7個對比直井井網方案，方案優化結果與大古67塊類似，也應採用五點法井網。
（2）水平井與直井組合
表2樊124塊水平井數值模擬計算對比表
為了應用新技術提高低滲透油藏的開發效果，樊124塊在五點法直井井網方案基礎上設計了4種水平井與直井組合的井網方案，並進行了優化計算（表2）。
從數值模擬計算結果看，由於水平井動用層位少，用一口水平井代替兩口直井的方案1-16和方案1-17指標比全部採用直井的方案1-9差，方案1-18和方案1-19雖比方案1-9多採油2.7×10-3t，但須多鑽一口水平井，同時累積注水和累積產水量都大於直井方案，因此在經濟效益上利用水平井開發樊124塊油藏是不適宜的。而且目前勝利油田利用水平井開發低滲透油藏處於探索階段，採用水平井開采風險較大，故方案設計不採用水平井。
2）井距優化
低滲透油藏儲集層存在非線性滲流特徵，注水驅油時，存在注水啟動壓差，再加上儲集層本身就存在較大的滲流阻力，導致注采井間壓力消耗較大，因此注采井距不宜過大。然而為了提高油井產量，生產井均為壓裂投產，通過壓裂又可適當增大井距。
（1）經濟合理的井網密度和井距的測算
根據勝利油田砂岩油藏的經濟合理井網密度經驗公式，結合兩油藏各自的地質特點，在目前油價下，計算出大古67塊、樊124塊經濟合理的井網密度分別為9口/km2和8口/km2。大古67塊有效厚度大於10m（方案布井區）的含油麵積為2.7km2，則該塊經濟合理的井數是24～25口，折算五點法和九點法井網的合理井距為300m。樊124塊有效厚度大於5m（方案布井區）的含油麵積為2.1km2，則該塊經濟合理的井數是16～17口，折算出五點法和九點法井網的合理井距為350m（已投產井的完鑽井距也在350m左右）。
（2）井距優化計算
在五點法直井井網和測算的經濟合理井距基礎上，對兩區塊分別優化計算了三種不同的井距方案（大古67塊為250m、300m、350m，樊124塊為300m、350m、400m）。在不同井距下開發周期為20年，方案采出程度最高的井距都為各區塊的經濟合理井距，即大古67塊300m、樊124塊350m，采出程度比其他兩個井距方案高1～1.5個百分點，而且此井距在整個開發階段含水都略低於其他井距方案，經濟效益好。由此認為最優井距大古67塊為300m，樊124塊為350m。
3）注水時機優化
根據設計原則，兩油藏都須早期注水且保持較高的油層壓力，考慮油藏目前的壓力水平和現場及地面工程建設所需時間，對比了五種不同壓降下的注水方案（表3），其壓力水平均在飽和壓力以上，壓降為4～15MPa。
從數值模擬指標看，轉注越早，采出程度越高。隨著轉注時壓降的增加，采出程度呈下降趨勢，特別是壓降大於10MPa後，采出程度下降幅度更大。其原因主要是油藏低壓力水平開采，導致油井供液不足。由此說明，油藏應在較高的壓力條件下轉注。但轉注越早，注水量越多，在多採油的同時，采水量相應增加，含水上升速度加快。對比含水變化曲線（圖1），當含水相同時，壓降為7～10MPa轉注的方案採油量相對較多，最終採收率高，經濟效益較優。因此，方案選擇油藏壓降達到7～10MPa時轉入注水開發，預計約在整體投產半年後。
4）注采比優化
選取合適的注采比對於油田注采平衡、實現高產穩產至關重要。為此，主要從恢復、保持地層能量出發，在兩個區塊分別設計並優化了五種不同注采比的開發方案（表4）。計算結果顯示，在相同的井網形式和轉注壓力條件下，注采比越大，累積產油量越多，采出程度越高，當注采比由0.8提高到1.3時，采出程度提高 1～2倍。但注采比超過1.0後，采出程度增加幅度變緩，說明提高注水量在增加採油量的同時，主要是增加了采水量，而在相同含水期內，注采比為1.0的方案累積產油量多，且最終採收率高，經濟效益好。故最佳的注采比為1.0，即油層壓力保持在轉注壓力水平上的開發。
表3注水時機方案數值模擬計算對比表
圖1大古67塊不同注水時機含水量與累積產油量關系曲線圖
5）開發方案推薦
大古67塊推薦注水方案採用五點法井網，注采井距300m，油藏壓降在7～10MPa後轉注，即油藏平均壓力降至18～21MPa，注采比保持在1.0左右；樊124塊推薦注水方案採用五點法，注采井距350m，油藏壓降在7～10MPa後轉注，即油藏平均壓力降至21～24MPa，注采比保持在1.0左右。
3.產能的確定
（1）比採油指數、採油指數的確定
表4不同注采比方案數值模擬計算對比表
大古67塊僅有大671井壓裂後取得初期採油指數資料，該井射開有效厚度9.0m，投產半年多時間測得3個流壓值，分別為22.3MPa、13.7MPa、7.13MPa，所對應的日產油量為22.5t、7.1、2.0t，計算出平均比採油指數為0.162t/(d·m·MPa）。樊124塊計算了樊124-1井、樊125井兩口井初期壓裂後的比採油指數，樊124-1井為0.15t/(d·m·MPa），樊125井為0.17t/(d·m·MPa），平均的比採油指數為0.16t/(d·m·MPa）。分析認為，這些計算值能夠反映採油井初期的開采水平，考慮全面開發對產量的影響，故初期比採油指數兩區塊都取0.15t/(d·m·MPa）。若單井平均射開有效厚度大古67塊按15m、樊124塊按10m計算，則初期平均採油指數大古67塊為2.25t/(d·m·MPa），樊124塊為1.5t/(d·m·MPa）。
（2）無因次採油指數隨含水量的變化
由相滲曲線計算的無因次採油指數隨含水變化曲線可知，見水後無因次採油指數隨著含水量上升逐步下降。在含水量30%以前，大古67塊含水量每上升1%，無因次採油指數下降1%；樊124塊含水量每上升1%，無因次採油指數下降1.1%。
（3）產能的確定
根據初期的採油指數、無因次採油指數隨含水量的變化規律以及油井所對應的生產壓差，並結合數值模擬預測結果，確定出大古67塊第一年單井平均日產油能力為13t，樊124塊第一年單井平均日產油能力為14t。則第一年大古67塊可建成年生產能力5.3×104t，樊124塊可建成年生產能力3.9×104t，共建產能9.2×104t。
五、結論
大古67塊和樊124塊這兩個特低滲透油藏應立足於注水開發，且注水開發是可行的。
兩油藏注水開發方案採用注水井排平行於地層最大主應力方向的五點法井網，合理的注采井距為300～350m，最佳轉注時機為地層壓力下降7～10MPa，注采比保持1.0。
確定特低滲透油藏產能時必須綜合考慮開發動態、油藏工程測算和數值模擬的結果，兩油藏第一年可建產能9.2×104t。
主要參考文獻
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[4]范乃福.勝利油區低滲透油田的開發與認識.1993.
Ⅳ 遞減率及遞減指數的確定方法
遞減率和遞減指數是利用常規遞減方法計算技術可采儲量的兩個重要參數，確定其遞減參數，建立相關經驗公式，方能進行未來的產量預測。通過10年來開展的已開發儲量的自評估，結合Degolger and MaCnaughton公司對遞減率確定的具體做法，確立了遞減率選取的原則。
1）產量處於遞減階段的油田，按目前的遞減規律選取遞減率。處於遞減階段的油田，遵循油田開發實際規律，合理應用評估方法，科學合理評估已開發油田的剩餘可采儲量。
2）進入過遞減期後，由於綜合調整產量有波動的油田，取調整前出現的穩定遞減段預測遞減率。
3）處於上產或未出現遞減規律的油田，採用平均單井產量遞減段預測遞減率。
目前經常用來確定遞減參數的方法有圖解法、試湊法、曲線位移法、典型曲線擬合法和二元回歸法等。所有這些方法的應用，都需建立在線性關系的基礎上。例如，當由圖解法判定遞減類型之後，需要利用線性回歸法確定直線的截距、斜率和相關系數，並由直線的截距和斜率確定q1、Di的數值。此時，即可建立實用的相關經驗公式。
Ⅵ 埕島油田一區館陶組上段注水特徵研究
趙紅霞劉利任允鵬李建於東海 參加本項工作的還有：崔映坤，王愛景，季雅新，張素玲，姜書榮，王世燕，張海娜等.
摘要埕島油田館陶組上段（簡稱「館上段」）油藏飽和壓力高，地飽壓差小，加之沒有活躍的邊底水，油田天然能量不足，必須注水保持地層能量。為了搞好埕島油田的注水開發，本文通過數值模擬手段從注采比、注水方式、油層吸水能力、水淹特徵、含水上升規律、產液量、產油量變化等方面開展了該油田一區館上段注水特徵研究，以指導埕島油田館上段的注水開發。
關鍵詞數值模擬注采比注水方式注水特徵埕島油田
一、概況
埕島油田位於渤海灣南部的極淺海海域。構造上位於濟陽坳陷與渤中坳陷交匯處的埕北低凸起的東南端。埕島油田以北緯38°15′和193.8東西向測線為界分為三個區，北部為三區、中部為一區、南部為二區。一區為本課題研究的主要目標區，以其主體部位作為數值模擬區。
數值模擬模型區內包括12個井組72口單井，自1995年起相繼投入生產。投產初期平均單井日產油79t。截止1999年12月，模型區開井56口，日產液能力2432.4t，日產油能力1924t，日產油水平1862t，平均單井日產液能力41.5t，單井日產油能力32.8t，綜合含水量20.9%，年採油72.1×104t，採油速度1.8%，累積產油346.85×104t，采出程度6.5%。
二、主要開采特徵研究
開采特徵研究是注水特徵研究的基礎，通過對埕島一區館上段天然能量、油井產能、產量遞減、壓降變化的分析，為數值模擬提供可靠依據。
1.天然能量分析
根據行業標准SY/T6167-1995《油藏天然能量評價方法》，對埕島一區館上段的天然能量進行了評價：①計算彈性產量比Q。＝2.6；②計算每采出1%地質儲量地層總壓降值為0.72MPa。
由能量分級標准可知，此點正好落在有一定天然能量框內，說明埕島一區館上段具有一定天然能量，但天然能量不足，需注水保持地層能量。
2.油井產能分析
統計埕島一區館上段平均初期單井日產油能力68.1t，方案設計日初產能力69t，符合程度好。但經分析認為，構成產能的幾個因素存在不同程度的差異（表1）。
表1產能分析表
由此可以看出，埕島一區實際動用厚度和採油指數比方案預計要好，但生產壓差卻僅為方案設計值的一半。所以，要進一步改善開發效果，可從工藝上著手。
3.產量遞減
到目前為止，埕島油田一區館上段油藏已投產17個井組108口井，只有兩口井試注14天，因此油藏仍處於天然能量開采階段，由於油藏沒有活躍的邊底水能量補充，雖然油井初期產能較高，但隨著地層能量的下降，油井產液量產油量下降較快。
為此，將模型區內投產的72口井進行遞減分析，結果發現，模型區內的井全部投產以後平均單井日產油能力逐漸上升，大約一年後，油田開始出現遞減且呈指數規律遞減[1]，遞減期內平均單井日產油年遞減率為29.9%。
4.油田壓降情況
一區館上段油藏飽和壓力高，平均為10.12MPa，地飽壓差小，平均為3.4MPa，地層壓力降至飽和壓力前可供利用的彈性能量弱，加之又無大面積連通的活躍的邊底水供給，地層壓力下降較快。通過對一區館上段油藏測壓資料統計，到1999年6月，平均地層總壓降4.1MPa。
1.模型建立
（1）模型區選擇
三、數值模擬
模型區選擇在資料齊全、准確且地質認識清楚的埕島油田一區館上段主體部位。模型包括12個井組72口井。區域面積17.48km2，地質儲量5296×104t。縱向上除（1+2）砂層組未考慮外，其他小層完全按地質上分層，共19個小層，即31～6、41～5、51～6、61和63作為模擬目的層，這些層包括了所有的目前射孔層位和將來配產配注方案的補孔層位。
（2）網格劃分
平面網格劃分 考慮到實際井網井距、計算機條件等因素，取數值模擬模型的平面網格步長為100m×100m，這樣可以保證在300m左右的井距下，井間一般有2～3個網格。
垂向網格劃分 垂向網格劃分與地質上所劃分小層一致，即垂向網格為19個。因此，模型區網格總數為33212。2.控制參量的確定
（1）射孔
目前井網條件下，按生產井實際射孔狀況射孔，注水後按配產配注方案進行補孔。
（2）生產井最低井底流壓與生產壓差
根據動態分析及垂直管流計算[2]結果，油井自噴生產的能力是較弱的，應立足於機械採油。機械採油方式最低井底流壓主要受工藝下泵深度限制。埕島油田平均下入深度按1000m考慮。為滿足泵效，考慮300m沉沒度，油層中部深度取1350m，因此將最低井底流壓設定為6MPa。
根據動態分析結果，初期平均生產壓差在1.2MPa左右，由於最佳注水時機為0.85倍飽和壓力，即8.5MPa附近，因此注水後最大生產壓差設定為2.5MPa。
（3）生產井最大日產液量
動態分析結果顯示，埕島油田館上段平均採油指數為3.5t/(d·MPa·m），補孔完善井網實施注水後，單井平均射開有效厚度21.6m，合理注水時機為0.85倍飽和壓力，最低井底流壓6MPa，因此最大生產壓差為2.5MPa，綜合含水60%時無因次采液指數為1.7左右，計算得到最大液量為321m3，取值300m3。雖然隨著含水的上升，無因次采液指數上升，液量不斷增大，但考慮到注水井注水能力、注采平衡、地面管線承受能力及方案的可比性，因此單井最大液量取值300m3。
（4）注水井最高井底流壓及最大日注水量
以油層破裂壓力的80%為上限。應用威廉斯《壓裂指南》的破裂壓力公式，計算得到館上段破裂壓力為21.2MPa，則注水井最高流壓取值16.96MPa。
生產井單井最大液量300m3，根據注采平衡的需要，注水井最大日注水量確定為600m3。參考同類油田資料初步計算，該注水量完全可以達到。
3.歷史擬合
（1）擬合原則
儲量擬合精度控制在2%以內；產量擬合精度控制在1%以內；含水要求精細擬合全區含水和典型井含水；壓力要求擬合全區壓降及典型井壓降。
（2）擬合結果
儲量擬合儲量擬合誤差最大的35層為1.79%，最小的41層為0.03%，總儲量擬合誤差為0.09%。
產量擬合根據動態分析，埕島油田一區實際生產壓差1～1.5MPa，模型區內初期產量79t，校正流體模型，使初產控制在80t左右。並擬合了有測壓資料井的米採油指數。
含水擬合通過調整相滲曲線擬合含水，擬合期模型區平均誤差2.7%，典型井含水誤差在9%以內，含水上升趨勢與實際保持一致。
壓力擬合全區壓力擬合到1999年6月，模型區模擬地層總壓降為4.4MPa；實際地層總壓降為4.1MPa，單井壓降擬合誤差在8%左右。
四、注水特徵研究
1.注采比
在分段注水的前提下，設計0.8,0.9,1.0,1.1四種不同注采比進行數值模擬研究，在注水過程中，注采比始終保持不變。
地層壓力降至0.85倍飽和壓力注水，不同注采比數值模擬方案指標預測結果（表2）顯示：注采比0.9～1.0開發效果最好，注采比0.8開發效果最差，注采比1.1開發效果居中。這主要是因為注采比1.1時，注水強度太大，水線推進不均勻，水驅效果差；注采比0.8時，地層壓力下降較快，生產壓差得不到保障，採油速度低，因而開發效果變差。注采比0.9～1.0很好地解決了上述矛盾，所以開發效果最好。
表2埕島一區不同注采比開采期末指標對比表
綜合分析認為，埕島油田屬高孔隙度、高滲透率儲集層，始終保持較高注采比極易造成水竄流，影響總體開發效果，因此，注采比總體上應該控制在0.9～1.0。由於埕島油田注水較晚，地層已出現脫氣，所以初期注采比可考慮控制在1.0稍高水平，待地層壓力恢復到飽和壓力時，再將注采比保持在0.9～1.0，從而既能保持較大的生產壓差和採油速度，又不至於因注采比過高，注水強度過大，導致綜合含水量迅速上升，驅油效率下降，開發效果變差。
2.注水方式
注水方式從縱向上來說主要分為籠統注水和分段注水兩種。籠統注水時注入水容易沿物性好的高滲透層推進，油井見水後容易形成大孔道，造成水線單向突進，不利於提高水驅波及系數，不利於發揮各油層的潛力，也不利於實現分層注采平衡，但籠統注水工藝簡單，採油工程費用少，通常適用於非均質不嚴重的油藏；分段注水有利於改善水驅波及系數，並實現注采平衡，但工藝較為復雜，特別是採油井段長、層間矛盾突出的井，工藝就更為復雜，且採油工程投資高，風險大，通常適用於非均質較嚴重的油藏。
埕島油田館上段各個油層的原油性質、儲集層物性無論是層間還是平面上，都存在不同程度的差異，因此埕島油田要實現高水平開發，在現有的工藝水平條件下，對注水方式進行優化研究是必要的。
（1）數值模擬優化研究注水方式
根據埕島一區館上段配產配注研究，注水前首先對油水井按方案設計進行補孔作業。由於三級三段注水難度很大，工程尚難以實現，因此，數值模擬分段注水按兩級兩段考慮。
籠統注水與分段注水數值模擬結果（表3）顯示，後者開發效果好於前者。這主要是因為分段注水使分段配注成為現實，物性好、吸水能力大的層可以通過調小水嘴或降低注水壓差實現少注，物性差、吸水能力弱的層通過調大水嘴或提高注水壓差也可以實現多注，不但實現了注采總體平衡，而且使分段注采平衡基本成為可能，既減少了單層注入水的突進，節約了注水量，又改善了水驅效果，因此分段注水開發效果好於籠統注水。
表3埕島一區不同注水方式開采期末指標對比表
但是，分段注水比籠統注水優勢不是十分明顯，主要原因有以下幾點。
第一，指標預測15年，而天然能量開采期為4.5年，且兩種開發方式相同，注水時間僅為10.5年，注水時間短，因此，開發效果差異小。
第二，埕島油田雖然存在較嚴重的層間、平面非均質，但總體上仍屬於高孔高滲儲集層。岩心分析滲透率統計顯示，4砂層組空氣滲透率最高，平均為3072×10-3μm2,5砂層組空氣滲透率最低，但平均也達到1440×10－3μm2。
第三，埕島油田大部分為斜井，受目前工藝水平的限制，根據實際靜態資料，注水井最多分兩段，油層層間非均質雖然有所減小，但有的井級差仍然較大，還不足以使水線均勻推進。
第四，模型平面網格步長100m，網格內部物性參數相同，而實際地層存在差異。
如11E-4井籠統注水時滲透率級差為18.5，實施分段注水後，第一段滲透率級差為7.27，第二段滲透率級差為3.52，分段後，油層非均質性有所改善。而22B-4井，籠統注水時滲透率級差為90.2，實施分段注水後，第一段滲透率級差仍為90.2，第二段滲透率級差為9.16，分段後，油層非均質性改善不大。
（2）類比研究注水方式
孤島油田中一區3～4層系投產初期為反九點井網，第一次調整後將油井合採改為分采，第二次調整後將水井合注改為分注，分段後，日產油水平提高了311t，含水降低0.7個百分點，分段注水效果好於合注。
綜上所述研究成果，鑒於埕島油田館上段儲集層非均質程度嚴重的特點，應該實施分段注水。
3.油層吸水能力
（1）試注資料分析
埕島油田只在一區主體部位的22A-3和22A-6井進行了試注，並且時間很短，只有13天22小時，未取得相應的試注壓力等資料，所以對油層吸水能力認識不很清楚。
22A-3井分兩段注水
第一段44、51層，44層為補孔層段，51層經過一段時間的排液，周圍25B-2井也在采同一層位，地層有一定壓降，注水時井口壓力4.9MPa，累積注水393m3。由於注水井未取得流壓測試資料，為了掌握吸水能力的變化情況，用視吸水指數來表示吸水能力的大小。
視吸水指數＝日注水量/井口壓力，計算視吸水指數平均為5.76m3/(d·MPa）。
第二段52～56層，這幾個層為該井的主力小層，到目前為止，該井已累積采液38447m3，地層壓力下降較大，注水時僅靠靜水柱壓力水就可進入油層，井口壓力為0，累積注水量859m3。
22A-6井分兩段注水
第一段44、51層均為補孔層段，未經排液，沒有壓降，因此注水時井口壓力較高，平均為8.6MPa，累積注水548m3，計算視吸水指數平均為4.58m3/(d·MPa）。
第二段52～55層，這幾個層為該井的主力小層，周圍油井都已射孔，到目前為止，該井已累積采液54300m3，地下虧空嚴重，注水時僅靠靜水柱壓力水就可進入油層，井口壓力為0，累積注水量1026m3。
由於該兩口井注水前未測靜壓，且由於水嘴很小，嘴損尚有待進一步深入研究，因此注入壓差難以估算。
（2）油藏工程方法分析油層吸水能力
埕島油田試注時間很短，並未取得很多資料，無法進行常規的吸水能力分析。應用平均油水相對滲透率曲線計算的水油流度比為2.04，理論推算油藏初期每米吸水指數與每米採油指數之比應等於水油流度比，初期埕島一區每米採油指數為3.5t/(d·MPa·m），所以理論計算初期每米吸水指數為7.14m3/(d·MPa·m）。
（3）數值模擬研究油層吸水能力
油田開發實踐表明，注水開發過程中，隨著含水飽和度的增加，流動阻力減小，水相相對滲透率增大，油層吸水能力增強。注水開發後，隨著含水的上升，每米吸水指數不斷增加。該區數值模擬結果符合以上規律，中含水期吸水指數上升較慢，從注水到含水60%，吸水指數由32m3/(d·MPa）上升到55m3/(d·MPa）；高含水期，吸水指數上升較快，到含水92.7%時，吸水指數上升到116m3/(d·MPa）。
4.水淹特徵
（1）注水前部分油井過早見水
埕島油田投產初期，由於各種原因，部分井射孔底界控制不夠或平面上距油水邊界較近，致使有的油井投產後很快見水，目前，模型區72口井已有29口井不同程度見水。投產即見水井9口，占見水井數的31.0%；投產後見水的井20口，占見水井數的69.0%。有邊水的小層，油層邊部含水飽和度略高，計算其邊水推進速度為2.93m/d。
（2）注水後油井見水快，油層平面水淹面積逐步擴大
埕島一區館上段油層孔隙度大，滲透率高。數值模擬結果顯示：油田注水後3個月內油井受效，注入水水線推進速度為5.33m/d；一年半左右，綜合含水達到60%，主力層采出程度僅11.8%，而平面水淹面積達到65.1%；評價期末，綜合含水92.7%，主力層采出程度24.0%，主力油層平面水淹面積84.9%（表4）。
（3）注采井網完善程度不同，儲集層滲透率不同，相應的水淹程度不同
數值模擬結果表明：油層平面水淹程度與注采井網的完善程度和儲集層滲透率有關，在注采井網完善程度好，儲集層滲透率高的油層，平面波及系數大，如41層最高可達94.7%，而注采井網完善程度相對差的非主力層或滲透率相對低的油層，如33層平面波及系數在中含水期只達到28.6%，到開采期末，該層平面波及系數只有42.9%（表4）。
表4埕島一區平面波及程度統計表
（4）縱向上主力層水淹程度高，非主力層水淹程度相對較低
縱向上主力層水淹程度高，采出程度大，非主力層水淹程度相對較低，采出程度較小。具體到單井上也是如此，CB22B-1井射開8個小層，其中41、52小層為主力小層，單層厚度大，滲透率高，所以水淹程度較高。而44、53、54雖然是主力小層，但該井在這三個層中或處於砂體邊界，或注采系統不完善，所以水淹相對較差。因此油層縱向水淹狀況與其地質條件及物性有很大關系。
5.含水上升規律
（1）油藏工程方法分析含水上升規律
埕島油田屬常規稠油油藏，油水粘度比較高，在含水與采出程度關系曲線上一般呈凸形曲線，主要儲量在高含水期采出。這是由於非活塞式水驅油，岩石的潤濕性和儲集層的非均質性決定的。
（2）油田基本無無水採油期，注水前已結束低含水期
埕島一區館上段油層1996年大規模投入開發，投產初期油田含水＞2%，基本無無水採油期和無水採收率。注水前模型區預測綜合含水29.9%，已結束低含水期。與同類型其他油田相比，含水略高。孤島油田注水時含水＜2%；孤東油田注水時含水為20.7%。
（3）中低含水期含水量上升快
埕島一區館上段低含水期及中含水初期依靠天然能量開采，目前，綜合含水量20.8%，采出程度5.33%，含水上升率3.9%；注水前綜合含水量 29.9%，采出程度7.81%，含水量上升率3.83%。孤東油田三套不同層系（6區3-4、6區5-6、7區52+3）天然能量開采階段含水量上升率分別為6.3%、4.9%、5.4%，孤島油田為1.3%。埕島一區含水量上升速度介於同期同類型油田之間。中含水期，孤東油田三套層系含水量上升率分別為16.7%、8.5%、11.2%，孤島油田為5.2%，埕島一區為12.2%，與同期孤東7區52+3層系含水上升速度相近（表5）。
（4）高含水期含水量上升速度減緩
埕島一區含水量上升高峰主要在中含水期，含水量大於60%以後，含水量上升速度明顯減緩，其上升率為4.23%，含水量上升規律與常規稠油油藏基本一致。
表5各油田注水時含水情況統計表
6.產液量、產油量變化
（1）枯竭式開采階段產液量、產油量變化
枯竭式開采階段，數值模擬模型區單井日油能力按年遞減率29.9%的速度遞減，單井日液能力按23.7%的速度遞減，產量下降較快，遞減幅度比較大。
（2）油藏工程方法研究產液量、產油量變化
一般水驅油藏產油量、產液量變化主要是根據油水相對滲透率曲線所得的無因次採油、采液曲線進行預測，埕島油田的無因次採油、采液曲線表明，隨著含水的上升，無因次採油指數逐漸下降，無因次采液指數逐步上升。到高含水期，無因次采液指數增長加快。當含水60%時，無因次采液指數是無水期採油指數的1.7倍，到含水90%時，達到4倍。
（3）數值模擬分析產液量、產油量變化
數值模擬研究結果表明：隨著含水量上升，產油能力逐步降低，產液能力不斷增加。中含水期，油田產油能力下降較快，平均年遞減率為24.3%，油田產液能力上升較快，由6250m3上升到7400m3；高含水期，油田產油能力下降較慢，平均年遞減率為14%，油田產液能力上升變緩且趨於穩定，保持在11000m3左右。分析主要原因認為：中含水期含水上升較快，在定壓差生產的情況下，產液量上升不足以抵消含水的上升，導致日產油量下降也較快；到高含水後，此時由於含水量上升速度變緩，因此日產油量遞減較小。而高含水期油田產液能力基本不變，主要是受採油工程的限制，達到了最大液量。
五、結論
鑒於埕島一區注水時間較晚，初期注采比可控制在1.0稍高水平，待地層壓力恢復到飽和壓力附近，再將注采比保持在0.9～1.0。
油田含油井段長，一套層系開發，為了避免注入水單層突進，提高水驅波及體積，注水井應盡量分段注水。
埕島一區屬高孔、高滲儲集層。隨著注水開發，滲流阻力減小，油層吸水能力增強，到高含水階段，吸水指數上升加快，達116m3/(d·MPa）。
油田平面水淹面積差別較大，注采井網不完善和平面非均質性嚴重的層水淹程度低。各小層一般為11～94.7%，平均為67.4%，主力層平面波及面積平均可達84.9%。
油田中含水期采出程度低，為9.8%，含水上升快，含水上升率為12.2%。進入高含水期後含水上升速度減緩，含水上升率為4.2%，大部分可采儲量將在高含水期采出。其含水上升規律與稠油高滲透油田一般規律基本一致。
低含水和中含水期，油田產油量遞減較快，平均單井日產油年遞減率為24.3%；到高含水期，遞減率減小，為14.8%。注水後，產液量逐步增加，大部分井可達到極限產液量300m3。因此，到開發後期，埕島一區可實行強注強采。
主要參考文獻
[1]陳欽雷.油田開發設計與分析基礎.北京：石油工業出版社.1982.
[2]黃炳光，劉蜀知.實用油藏工程與動態分析方法.北京：石油工業出版社.1997.
Ⅶ 容積法計算石油儲量
1. 容積法基本公式
容積法計算石油儲量的實質就是確定石油在油層中所佔據的那部分體積。石油儲集在油層的孔隙空間內，孔隙內除石油以外，還含有一定數量的水，因此，只要獲得油層的幾何體積 （即油層的含油麵積和有效厚度之乘積）、有效孔隙度、含油飽和度等地質參數，便可計算出地下石油的地質儲量。
油層埋藏在地下深處，處於高溫、高壓條件下的石油往往溶解了大量的天然氣，當原油被採到地面上以後，由於壓力降低，石油中溶解的天然氣便會逸出，從而使石油的體積大大減小。
如果要將地下原油體積換算成地面原油體積，必須用地下原油體積除以石油體積系數（地下原油體積與地面標准條件下原油體積之比）。石油儲量一般以質量來表示，故應將地面原油體積乘以石油的密度，由此便得到容積法計算石油儲量的基本公式：
N=100A·h·φ(1-Swi）)ρo/Boi
式中：N——石油地質儲量，104t；A——含油麵積，km2；h——平均有效厚度，m；φ——平均有效孔隙度，小數；Swi——平均油層原始含水飽和度，小數；ρo——平均地面原油密度，t/m3；Boi——平均原始原油體積系數。
地層原油中的原始溶解氣地質儲量按下式計算：
GS=10-4N·Rsi
式中：Gs——溶解氣的地質儲量，108 m3；Rsi——原始溶解氣油比，m3/t。
容積法是計算油田地質儲量的主要方法。該方法適用於不同勘探開發階段，不同圈閉類型、儲層類型及驅動方式的油藏。計算結果的可靠程度取決於資料的數量和准確性。對於大、中型構造油藏的精度較高，而對於復雜類型油藏則精度較低。
2. 儲量參數的確定
（1） 含油麵積
含油麵積是指具有工業性油流地區的面積，是油藏產油段在平面上的投影范圍。容積法計算石油儲量公式中，含油麵積的精度對石油儲量的可靠性有決定性的影響。所以，准確地圈定含油麵積是儲量計算的關鍵。
含油麵積的大小，取決於產油層的圈閉類型、儲層物性變化及油水分布規律。對干均質油層、岩性物性穩定、構造簡單的油藏來說，可根據油水邊界確定含油麵積。對於地質條件復雜的油藏，含油邊界往往由多種邊界構成，如油水邊界、油氣邊界、岩性邊界及斷層邊界等。對於這一類油藏在查明圈閉形態、斷層位置、岩性邊界以及確定油藏油水分布規律之後，才能正確圈定含油麵積。
岩性邊界是指有效儲層與非有效儲層的分界線，也稱有效厚度零線。在確定岩性邊界時，要先確定儲層的砂岩尖滅線，然後根據規則確定岩性邊界線。
從概率學角度講，在一口無有效厚度 （物性差或岩性尖滅） 的井與相鄰有有效厚度的井之間，有效厚度零線的位置可能出現在兩井之間的任意點上，而且出現的機會均等。相對而言，零線放在兩井間的中點位置，是概率誤差最小的簡化辦法。同理，在一口有效厚度的井與相鄰相變為泥岩的井之間，岩性尖滅線的位置也應在井距1/2處。考慮到砂岩物性標准比儲層有效厚度物性標准低，砂體末端雖不以楔形遞減規律尖滅，但仍存在變差的趨勢，所以可將零線定在尖滅線至有有效厚度的井之間1/3距離處。用這種方法因定的岩性邊界，計算平均有效厚度時，宜採用井點面積權衡法或算術平均法，而不宜用等厚線面積權衡法。
斷層邊界是斷層控油范圍，是斷層面與油層頂、底面的交線。當油層位於斷層下盤時，斷層邊界為油層底面與斷層面的交線；當油層位於斷層上盤時，斷層邊界為油層頂面與斷層面的交線。
油水邊界為油層頂 （底） 面與油水接觸面的交線。油水接觸面指油藏在垂直方向油與水的分界面。對於邊水油藏，油水接觸面與油層頂面的交線為外含油邊界，它是含油麵積的外界；油水接觸面與油層底面的交線為內含油邊界，它控制了含油部分的純含油區；內、外含油邊界之間的含油部分也稱為過渡帶，油水過渡帶的寬窄主要取決於地層傾角，地層傾角大的油藏，過渡帶窄，地層傾角小的油藏，過渡帶寬。對於底水油藏，由於底水存在，只有外含油邊界。如果油層的厚度變化很小，則內外油水邊界和構造線平行。如果油層厚度在平面上有明顯變化，這時內外含油邊界不平行，在相變情況下，它們在油層尖滅位置上相合並 （圖7-1）。
圖7-1 油水邊界特徵圖
油水接觸面確定方法有以下3種：
1） 利用岩心、測井以及試油等資料來確定油水接觸面。在實際工作中，對一個油藏來說，首先要以試油資料為依據，結合岩心資料的分析研究，制定判斷油水層的測井標准，然後劃分各井的油層、水層及油水同層。在此基礎上按油、水系統，根據海拔高度作油底、水頂分布圖。如圖7-2所示，按剖面將井依次排列起來，在圖上點出各井油底、水頂位置，並分析不同資料的可靠程度。在研究油藏油水分布規律的基礎上，在油底與水頂之間劃分油水接觸面。
圖7-2 確定油水界面圖 （據韓定榮，1983）
2） 應用毛管壓力曲線確定油水接觸面。應用油層岩心的毛管壓力曲線，再結合油水相對滲透率曲線，人們能夠較准確地劃分出油水接觸面。如圖7-3所示，實驗室測定的毛管壓力曲線 （汞-空氣系統） 可換算為油藏條件下的毛管壓力曲線 （油-水系統），而且縱坐標上的毛管壓力可轉換成自由水面以上的高度表示。如果一個油田，通過岩心分析、測井解釋或其他間接方法取得含油飽和度數值時，就可直接做出含油飽和度隨深度的變化圖，即油藏毛管壓力曲線。若已知油層某部位的含油飽和度，就可在曲線上查得某部位距油水接觸面的相對高度，進而可求出油水接觸面深度。
圖7-3 利用毛細管壓力曲線與相對滲透率曲線劃分油水接觸面示意圖
3） 利用壓力資料確定油水接觸面。在一個圈閉上，只要有一口井獲得工業性油流，而另一口井打在油層的邊水部分，且這兩口井通過測試獲得了可靠的壓力和流體密度的資料，就可以利用這兩口井的壓力資料、油和水密度資料計算油水接觸面。圖7-4示，1號井鑽在油藏的頂部，測得的油層地層壓力為po，2號井鑽在油藏的邊水部分，測得的水層地層壓力為pw。在油藏內，2號井的地層壓力pw為：
油氣田開發地質學
式中：Ho——1號井油層中深海拔高度，m；Hw——2號井水層中深海拔高度，m；How——油水接觸面海拔高度，m；ΔH——1號井與2號井油、水層中深的海拔高度差，m；ρo——油的密度，g/cm3；ρw——水的密度，g/cm3。
圖7-4 利用測壓資料確定油水接觸面示意圖
當構造圈閉上只有一口油井，而邊部無水井時，可以利用區域的壓力資料和水的密度資料代替鑽遇水層的井的測壓資料來計算油水接觸面深度。
確定了岩性邊界、斷層邊界、油水邊界 （油氣邊界），也就圈定的含油范圍，這樣可以計算含油麵積。
（2） 油層有效厚度
油層有效厚度是指油層中具有產油能力部分的厚度，即工業油井內具有可動油的儲層厚度。劃分有效厚度的井不能理解為任意打開一個單層產量都能達到工業油流標准，而是要求該層產量在全井達到工業油井標准中有可動油流出即可。因此，作為油層有效厚度必須具備兩個條件：一是油層內具有可動油；二是在現有工藝技術條件下可供開采。所以，在工業油流井中無貢獻的儲層厚度不是有效厚度，不是工業油流井不能圈在含油麵積內，不劃分有效厚度。
研究有效厚度的基礎資料有岩心錄井、地層測試和試油資料、地球物理測井資料。我國總結了一套地質和地球物理的綜合研究方法：以單層試油資料為依據，對岩心資料進行充分試驗和研究，制定出有效厚度的岩性、物性、含油性下限標准，並以測井解釋為手段，應用測井定性、定量解釋方法，制定出油氣層劃分標准，包括油、水層標准，油、干層標准及夾層扣除標准，用測井曲線及其解釋參數確定油、氣層有效厚度。
1） 有效厚度物性標准
當油層的有效孔隙度、滲透率及含油飽和度達到一定界限時，油層便具有工業產油能力，這樣的界限被稱之為有效厚度的物性標准。由於一般岩心資料難以求准油層原始含油飽和度，通常用孔隙度和滲透率參數反映物性下限。
確定有效厚度物性下限的方法有測試法、經驗統計法、含油產狀法及鑽井液浸入法等。
◎測試法：測試法是根據試油成果來確定有效厚度物性下限的方法。對於原油性質變化不大，單層試油資料較多的大油田，可直接做每米採油指數和空氣滲透率的關系曲線。每米採油指數大於零時，所對應的空氣滲透率值，即為油層有效厚度的滲透率下限 （圖7-5）。
圖7-5 單位厚度採油指數與滲透率關系曲線
利用單層試油資料與岩心測定的孔隙度、滲透率資料交繪圖來確定有效厚度的物性下限。如圖7-6所示，圖中指出產油層滲透率下限為18×10-3μm2，孔隙度下限為17％。
圖7-6 試油與物性關系圖
◎經驗統計法：根據美國通常使用經驗統計法，對於中低滲透性油田，將全油田的平均滲透率乘以5％，就可作為該油田的滲透率下限；對於高滲透性油田，或者遠離油水接觸面的含油層段滲透率平均值乘以比5％更小的數字作為滲透率下限。他們認為，滲透率下限值以下的砂層的產油能力很小，可以忽略。
◎含油產狀法：在取心井中，選擇一定數量的岩心收獲率高，岩性、含油性較均勻，孔隙度、滲透率具有代表性的油層進行單層試油，確定產工業油流的油層的含油產狀下限，進而確定儲層物性下限。如圖7-7所示，本例試油證實油浸和油斑級的油層不產工業油流，因此飽含油和富含油級的油層是有效油層，它們的物性下限為有效厚度的物性下限。
圖7-7 油層物性界限岩樣分布圖
◎鑽井液侵入法：在儲層滲透率與原始含油飽和度有一致關系的油田，利用水基鑽井液取心測定的含水飽和度可以確定有效厚度物性下限。水基鑽井液取心中，鑽井液對儲層產生不同程度的侵入現象。滲透率較高的儲層，鑽井液驅替出原油，使取出岩樣測定的含水飽和度增高；滲透率較低的儲層，鑽井液驅替出原油較少；當滲透率降低到一定程度的儲層，鑽井液不能侵入，取出岩樣測定的含水飽和度仍然是原始含水飽和度。因此，含水飽和度與空氣滲透率關系曲線上出現兩條直線，其交點的滲透率就是鑽井液侵入與不侵入的界限 （圖7-8）。鑽井液侵入的儲層，反映原油可以從其中流出，因此為有效厚度。鑽井液未侵入的儲層，反映原油不能從其中流出，因此為非有效厚度。交點處的滲透率就是有效厚度下限。用相同方法也可以定出孔隙度下限。
圖7-8 鑽井液侵入法確定滲透率下限圖
2） 有效厚度的測井標准
有效厚度物性標准只能劃分取心井段的有效厚度。對於一個油田，取心井是有限的，大量探井和開發井只有測井資料，要劃分非取心井的有效厚度，必須研究反映儲層岩性、物性及含油性的有效厚度測井標准。
油層的地球物理性質是油層的岩性、物性與含油性的綜合反映。因此，它也能間接地反映油層的 「儲油能力」 和 「產油能力」。顯然，當油層的地球物理參數達到一定界限時，油層便具有工業產油能力，這界限就是有效厚度的測井標准。
在測井曲線上劃分有效厚度的步驟是：首先根據油水層標准判斷哪些是油 （氣） 層，哪些是水層；然後在油水界面以上，根據油層、干層標准區分哪些是工業油流中有貢獻的有效層，哪些是無貢獻的非有效層 （即干層）；最後在有效層內扣除物性標准以下的夾層。所以有效厚度測井標准包括油、水層解釋標准，油、干層標准及夾層標准。對油、氣、水分布復雜，剖面上油氣水交替出現的斷塊油藏、岩性油藏，確定有效厚度的關鍵是制定可靠的油水層解釋標准 （圖7-9）；對於具有統一油水系統、砂泥岩交互出現的油藏，關鍵是制定高精度的油、干層標准 （圖7-9）。
圖7-9 某油田油、水、干層測井解釋標准
3） 油層有效厚度的劃分
油層有效厚度劃分時，先根據物性與測井標准確定出有效層，然後劃分出產油層的頂、底界限，量取總厚度，並從總厚度中扣除夾層的厚度，從而得到油層有效厚度。
利用測井資料劃分油層頂、底界限，量取油層總厚度時，應當綜合考慮能清晰地反映油層界面的多種測井曲線，如果各種曲線解釋結果不一致時，則以反映油層特徵最佳的測井曲線為准。例如，我國東北部某大油田，採用微電極、自然電位、視電阻率3條曲線來量取產層總厚度 （圖7-10）。
對於具有高、低阻夾層和薄互層的油層來講，除量取油層總厚度外，還必須扣除夾層的厚度。由於低阻夾層多為泥質層，故量取低阻夾層厚度應以自然電位曲線作為判別標志，以微電極和視電阻率曲線作驗證，最後，以微電極曲線所量取的厚度為准。量取高阻夾層的厚度應以微電極曲線顯示的尖刀狀高峰異常為判別標志 （圖7-11）。用油層總厚度減去夾層厚度便得油層有效厚度。
（3） 油層有效孔隙度
油層有效孔隙度的確定以實驗室直接測定的岩心分析數據為基礎。對於未取岩心的井採用測井資料求取有效孔隙度，並與岩心分析數據對比，以提高其精度。計算的地質儲量是指油藏內的原始儲油量，應使用地層條件下孔隙度參數。採用地面岩心分析資料時，應將地面孔隙度校正為地層條件下孔隙度。有效孔隙度的獲得有兩種途徑：一是岩心分析有效孔隙度；二是測井解釋有效孔隙度。
圖7-10 油層有效厚度量取方法示意圖
圖7-11 扣除夾層示意圖
通過鑽井取心，將砂岩儲層取到地面後，由於壓力釋放、彈性膨脹，孔隙度有所恢復，所以一般在地面常壓下測量的岩心孔隙度大於地層條件下的孔隙度。計算儲量時應將地面孔隙度校正為地層條件的孔隙度。
實驗室提供了不同有效上覆壓力下的三軸孔隙度，利用這些數據就能夠對地面孔隙度進行壓縮校正。根據美國岩心公司研究，三軸孔隙度轉換為地層孔隙度的公式為：
φf=φg-(φg-φ3)ε
式中：φf——校正後的地層孔隙度，小數；φg——地面岩心分析孔隙度，小數；φ3——靜水壓力作用下的三軸孔隙度，小數；ε——轉換因子。
D. Teeuw通過對人造岩心模型的理論計算和實際岩心測試，得出轉換因子為：
油氣田開發地質學
式中：λ——岩石泊松比，即岩石橫向應變和軸向應變的絕對值的比值，是無因次量。
確定岩樣所在油藏有效上覆壓力下的三軸孔隙度和地面孔隙度後，即可算出每塊岩樣的地層孔隙度。為尋求本地區地面孔隙度壓縮校正規律，可制定本地區關系圖版或建立相關經驗公式。油區可利用這種圖版或相關經驗公式，將大量常規岩心分析的地面孔隙度校正為地層孔隙度。
（4） 油層原始含油飽和度
原始含油飽和度是指油層在未開采時的含油飽和度Soi，一般先確定油層束縛水飽和度Swi，然後通過1-Swi求得原始含油飽和度。
確定含油飽和度的方法有岩心直接測定、測井資料解釋、毛細管壓力計算等方法。
1） 岩心直接測定
使用油基鑽井液取心，測定束縛水飽和度，然後計算出原始含油飽和度。
油基鑽井液取心井成本高，鑽井工藝復雜，工人勞動條件差。我國一般用密閉取心代替油基鑽井液取心。密閉取心採用的是水基鑽井液，利用雙筒取心加密閉液的辦法，以避免岩心在取心過程中受到水基鑽井液的沖刷。
近幾年來，美國高壓密閉冷凍取心工藝獲得成功。這種取心方法是在取心筒內割心至岩心起出井口前，岩心筒始終保持高壓密封的條件。岩心到井口後立即放在乾冰中冷凍，使油、氣、水量保持原始狀態。此方法價格高昂，取心收獲率僅在60％左右。
前蘇聯採用井底蠟封岩心的取心方法取得較好的效果。具體做法是在地面用石蠟充滿取心筒，在取心過程中，岩心進入熔化的石蠟中，阻止鑽井液與岩心接觸。多數情況下，地面可取得蠟封好的岩心。
2） 測井解釋原始含油飽和度
由於油基鑽井液取心和密閉取心求原始含油飽和度成本高，一般一個油區只有代表性幾口井，即使有的油田有1～2口油基鑽井液取心井，它的飽和度數據也不能代表整個油田，因此經常用測井資料解釋原始含油飽和度。往往測井解釋原始含油飽和度偏低，有時偏低達5％～10％。為了彌補測井解釋這一弱點，在有油基鑽井液取心井或密閉取心井的地區，都要尋求測井參數和岩心直接測定的原始含油飽和度的關系，以提高測井解釋精度。
3） 利用實驗室毛細管壓力資料計算原始含油飽和度
實驗室的毛細管壓力曲線是用井壁取心、鑽井取心的岩樣測定的，而每一塊岩樣只能代表油藏某一點的特徵，只有將油藏上許多毛細管壓力曲線平均為一條毛細管壓力曲線才能代表油藏的特徵，才有利於確定油藏的原始含油飽和度。J函數處理是獲得平均毛細管壓力資料的經典方法。用平均毛細管壓力曲線確定油藏原始含油飽和度步驟如下：
(1)將室內平均毛細管壓力曲線換算為油藏毛細管壓力曲線
實驗室毛細管壓力表達式：
油氣田開發地質學
油藏毛細管壓力表達式：
油氣田開發地質學
式中：σL，θL及 （pc）L——分別為實驗室內的界面張力、潤濕角及毛細管壓力；σR，θR及 （pc）R——分別為油藏條件下的界面張力、潤濕角及毛細管壓力。
上兩式相除，得：
油氣田開發地質學
(2)將油藏條件下的毛細管壓力換算為油柱高度
油氣田開發地質學
式中：H——油藏自由水面以上高度，m；（pc）R——油藏毛細管壓力，MPa；ρw和ρo——分別為油藏條件下油與水的密度，g/cm3。
圖7-12A為室內毛細管壓力曲線轉換為自由水面以上高度表示的含水飽和度關系圖。
(3)確定油層原始含油飽和度
圖7-12A可轉換為油水飽和度沿油藏埋藏深度分布圖 （圖7-12B）。根據該圖可查出油層任意深度所對應的原始含水飽和度，則可求出原始含油飽和度。
圖7-12 毛管壓力曲線縱坐標的變換 （據范尚炯，1990）
（5） 地層原油體積系數
地層原油體積系數是將地下原油體積換算到地面標准條件下的脫氣原油體積的重要參數。凡產油的預探井和部分評價井，應在試油階段經井下取樣或地面配樣獲得准確的地層流體高壓物性分析數據。
（6） 地面原油密度
地面原油密度應根據一定數量有代表性的地面樣品分析結果確定。
Ⅷ 石油產業的基本特徵是什麼
石油工業從誕生到現在的近一個半世紀里，經歷了翻天覆地的變化，除了表現出一般工業發展的基本規律和特徵之外，更由於石油資源本身的特殊性和石油工業重要的經濟、政治、軍事意義，呈現出如下特徵。
（1）高投入、高風險、高回報。
由於石油資源在地下蘊藏情況的復雜性和人類科學技術水平的限制，石油勘探迄今仍是一項需要極大資金投入而未來收益具有高度不確定性的風險投資行業。但也正是因此，石油工業成為一旦成功就能獲得極大投資回報的高利潤行業。正所謂高投入、高風險、高回報。
第二次世界大戰結束時，一般勘探井（野貓井）的成功率僅為1%，但一旦獲得成功，所獲利潤同投資的比率可以高達千倍之多。直到今年，即使技術最為先進的西方大石油公司每年所鑽勘探井的成功率平均也仍不到50%。除了上述商業風險外，石油公司還會面臨潛在的政治風險，例如資源國政府做出對石油公司投資和經營環境不利或預料之外的政策調整（產權、財政政策等的改變）。即使如此，石油公司仍然願意「鋌而走險」，決不會放過任何一個可能的機會。因為，石油工業的利潤是如此巨大，成為各家石油公司無法拒絕的誘惑。甚至在東道國要求獲得風險勘探後利潤的85%～90%的情況下，國際各大石油公司依然會堅持在該國從事油氣業務。這也表明了石油勘探和開發中的利潤是多麼可觀。
（2）產業壟斷性。
同其他行業相比，石油行業形成集中壟斷的時間最早、壟斷程度較高、企業規模較大。西方最大的50家壟斷工業公司中，石油及與石油相關的企業占據了30多家。而在2006年世界500強的前10名中，石油公司就占據了5席之多。並且，石油行業的資本密集度和石油開採的高額成本也成為許多公司想進入該行業的天然壁壘。從某種意義上講，石油產業的壟斷性特徵與其投資巨大、風險較高、利潤極豐的基本特徵密切相關。除非資金雄厚、技術人才密集的大型或特大型企業或是藉助於國家資本的企業集團，一般的企業很難經營得起。
一個多世紀以來，石油公司通過壟斷形成的壟斷價格賺取了巨額利潤。事實上，從19世紀70年代直到今天，國際石油價格在某種意義上一直都是「壟斷價格」。
19世紀70年代中葉，洛克菲勒集團率先完成了對美國和世界石油工業的獨家壟斷，並在1882年組成了資本主義世界裡的第一個托拉斯。此後，雖然這一獨家壟斷局面由於其他壟斷集團的出現而進入了「寡頭壟斷」、「壟斷競爭」或「不完全競爭」階段，參與成員也不斷變化，但其基本的性質卻始終未變。尤其是在1928—1973年這一段時期，石油七姊妹對國際石油產業進行了長達45年之久的壟斷統治，左右國際石油價格，對行業的發展產生了十分重大的影響。70年代中期，以OPEC為主的第三世界石油資源國收回石油主權後，曾一度出現過OPEC主導世界石油價格的局面。直到1986年之後，才逐漸形成了美、英等發達國家的主要跨國石油公司與OPEC中的沙烏地阿拉伯等六個主要國家共同影響國際石油行業的寡頭壟斷局面。
然而，這種壟斷又恰恰是在激烈的競爭過程中形成的。壟斷非但沒有消滅競爭和斗爭，反而使競爭和斗爭更加激烈。這種競爭和斗爭主要包括壟斷集團同廣大的中小生產者的競爭和斗爭，壟斷集團同力圖擠入壟斷者行列的新興起的大石油公司間的競爭和斗爭以及各壟斷集團之間的競爭和斗爭。
（3）資源不可再生性和分布不均衡性。
石油產業屬於資源採掘型產業，生存發展受到石油資源的約束。主要反映在兩個方面：一是因為石油資源的有限性及不可再生性；二是一塊油藏的產量具有隨著開采而逐步遞減的規律。這意味著其可持續發展必須依靠新增儲量的接替，其成長性也體現在這一點。因此，石油資源佔有量對於各家石油公司以至各個國家的重大意義不言自明。
然而，世界油氣資源分布極不均衡。以OPEC為代表的少數產油國占據了世界絕大部分的已探明油氣資源。而世界石油的主要消費地則是石油儲量相對較少的發達國家和發展中國家。這種石油產、銷之間的地域性差別，構成了極為復雜的石油地緣結構，使得石油產業同國際政治產生了千絲萬縷的聯系，並由此引發了一系列的問題與沖突。
（4）戰略屬性。
進入20世紀以來，石油逐漸成為世界軍用、民用各類交通工具不可替代的能源，尤其是在第二次世界大戰以後，進一步成了許多國家的主要能源和新興的石油化學工業的重要原材料，是各國經濟、政治、軍事及日常生活穩定的基礎和保障。但由於石油資源的有限性和不可再生性，以及資源分布的不均衡，使得各國對石油資源的爭奪愈發激烈，其戰略屬性由此凸顯。
從1859年世界現代石油工業建立到19世紀末，石油不過是一種新興的作照明用的礦物燃料。19世紀80年代前後，人類發明了以石油為能源的內燃機。隨後在19世紀80年代到20世紀初，人類相繼發明了以燃油內燃機為發動機的汽車、飛機等新型交通及軍事運載工具和武器，並把石油用作戰車、軍艦的燃料。石油成了平時關繫到一國的綜合國力，戰時關繫到一國勝敗存亡的重要戰略物資，成了各大國必爭的資源。第二次世界大戰後，石油的重要軍事地位進一步加強，同時由於其用途擴大到發電、採暖等許多方面，在各國一次能源消費中所佔比重逐步上升，成為世界主要能源。隨著科學技術的進步，石油和天然氣又成為世界新興的、關繫到各國社會生活各個方面及產值以千億美元計的石油化工工業的主要原料，更成了各國須臾不可短缺的重要物資。因此，石油的商品屬性日漸淡化，而其關繫到一個國家整體經濟與國防安全的戰略屬性卻日益增強。
（5）政治屬性。
由於石油及其產品的廣泛用途，關繫到一個國家的國計民生，因而決定了其具有很強的政治屬性。第二次世界大戰之後的半個多世紀中，特別是進入21世紀以來，保證本國石油供應、取得石油資源和建立本國的石油工業已成為各國政府密切關注的重要問題。
除美國外，世界各主要發達國家的石油工業和主要的石油公司基本上都是在各國政府的大力扶植甚至直接參與下建立起來的，並且從一開始就直接或間接地負有保證本國石油供應的明確責任，例如，英國石油公司、法國的道達爾公司和埃爾夫公司以及義大利的埃尼集團等，至於曾經發揮過重大作用的日本石油公團則更是日本政府設立的一個為保證日本石油供應的官方機構。即使一貫被認為是私人公司的美國石油公司，其所開展的每一項重大海外活動也無不是秉承美國政府的意志並且在美國政府的政治、經濟、外交甚至軍事的大力支持下才得以發展的。此外，以OPEC為主的各發展中國家的石油公司，絕大多數也都是這些國家為維護本國利益而建立起來的國有公司。
實際上，從21世紀開始以來，世界石油工業的活動和發展已同世界各國對內對外的各種經濟、政治、社會、外交、軍事政策和活動緊密地聯系在一起，成為各國實現本國國家目標的一種重要工具。世界上沒有不支持本國石油工業發展的國家，也不存在不靠國家的支持而建立和發展起來的石油工業，由此就必不可免地造成了各國政府的石油政策及其每一重大變動，必然迅速地對這些國家的石油工業和石油市場，乃至世界石油工業和國際石油市場產生重大的影響。
（6）科技是決定石油工業發展和命運的根本力量。
科學技術的進步，從根本上改變著石油工業的面貌。19世紀中葉，由於當時科學技術的局限性，石油僅能作為一種照明用的普通礦物資源。隨著內燃機等重大科技發明，石油的重要價值才被逐步發現，成為整個20世紀至21世紀人類社會不可替代的重要能源。因此，可以說相關產業的科技水平成了石油工業發展的前提條件。
1860—2005年世界原油產量變化趨勢而石油工業自身的科技水平也同樣主導著石油工業的命運。第一次石油科學技術革命發生在20世紀20—30年代，石油工業由初始階段進入了大發展時期。先進技術的使用，使石油勘探與開采從僅僅利用油氣苗、山溝河谷的露頭確定井位，發展到在背斜理論指導下找油開井的階段，原油產量大幅提升，也極大地帶動了石油及相關行業的發展。
時間全球年產油量新理論新技術第一次技術革命1920—1930年由9437萬噸上升至19316萬噸石油地質由找油苗露頭轉入地下，開始採用地震反射波法，發現一批背斜構造油藏；採油以MER（最大有效產量）概念為主；鑽井以內燃機作為動力，有了牙輪鑽頭第二次技術革命1960—1970年由10億噸上升至20億噸板塊構造理論、有機地球化學、現代沉積學的進展發現一批岩性地層油藏；開始應用計算機；二次採油以強化注水為主，有了油藏工程概念；熱采工業化；鑽井採用噴射鑽井，開始有定向井，海上油田出現新技術革命當代維持30億噸左右計算機、信息技術影響深遠，油氣系統、盆地模擬、油藏描述、數值模擬大量採用；水平井、分支井技術得到發展；地震解析度不斷提高，非地震勘探方法重新興起；化學驅油在中國取得突破；海洋石油大發展；全球信息高速公路、互聯網路的應用，數字化虛擬現實技術的引入將使科技面貌大改觀
三次技術革命及其給世界石油產業帶來的變化20世紀60—70年代，在世界主要發達國家，石油逐漸取代了煤，成為各國最為重要的能源。石油工業的科技創新也層出不窮，形成石油「新技術群」，極大地促進了行業的發展，使石油工業經歷了第二次科學技術革命。
自80年代中期開始，以信息技術應用為主要特徵，並與生物工程、新材料技術相結合的第三次技術革命一直延續至今，並仍在向縱深發展，其影響將更加深遠。
隨著石油生產向深度和廣度發展以及科學技術自身的進步，僅靠單一學科已很難解決客觀實際問題，這就要求加強多學科的綜合和各有關部門之間的配合，多學科工作團組概念隨之出現。多學科工作團組一般由地質、地球物理、油藏工程、鑽井工程、測井、採油和地面工程人員組成，並組織研究、協調各部門之間的配合，實施各種調整方案。在石油開采日益復雜的今天，這種方式具有極大的優勢，尤其是在老油田開發和提高採收率的應用方面越來越受重視。很多油田都因此取得了明顯的產量和經濟效益提升。
綜合集成在現代石油科技中意味著從企業組織各個部分，綜合原始數據和信息，將不同人員的知識、技能和思想有機地集成起來，在較少的時間內做出更好的決策。能做到這一點的企業憑著發達的信息整合處理能力，大大提升了運營效率，控制運營成本，並成為具有極強競爭力的石油企業。
此外，盆地模擬、油藏表徵、油藏經營、高解析度地震勘探、三維及四維地震勘探、層析成像、核磁測井、油氣混相輸送、油氣生產自動化與優化運行、遠程生產、深海作業等新概念、新理論、新工藝、新方法層出不窮，使石油技術革新進步達到了前所未有的速度，深刻影響了石油工業的生產、經營以至工作方式和思想觀念，極大地改變著今天石油工業的面貌。
Ⅸ 剩餘油研究方法
剩餘油通常用剩餘可動油飽和度或剩餘可采儲量來表徵。為了求取剩餘可動油飽和度或剩餘可采儲量，國外現有確定剩餘油飽和度的測量技術可分為3類：單井剩餘油飽和度測量、井間測量、物質平衡法。單井剩餘油飽和度測量包括岩心分析 （常規取心、海綿取心）、示蹤劑測試、測井 （裸眼井測井和套管並測井）、單井不穩定測試；井間測量包括電阻率法、井間示蹤劑測試；物質平衡法是利用注、採的動態資料來求取油藏的剩餘油飽和度。
美國和前蘇聯等國非常重視油田開發後期的剩餘油分布研究。美國於1975年組織有關專家編寫了 《殘余油飽和度確定方法》一書，系統介紹了各種測量方法，並對其進行了分析比較。前蘇聯研究油田水淹後期剩餘油分布情況主要採用了以下方法：(1)物質平衡法；(2) 以岩心分析及注水模擬為基礎的方法；(3)地球物理方法；(4)水動力學方法。
我國許多老油田在剩餘油分布研究方面做了許多工作，主要是應用水淹層測井解釋、油藏數值模擬、油藏工程分析及地質綜合分析等4項技術，搞清剩餘油的層間、平面、層內分布及其控制因素，尋找油藏開發的潛力所在，提出油藏調整挖潛措施。
1. 常規測井資料求取水淹層剩餘油飽和度
開發後期含水飽和度Sw是評價水淹層的基本參數，So＝1-Sw則為相應的剩餘油飽和度。它們都是研究儲層水淹後含油狀況最直接的參數。
在測井解釋中，阿爾奇公式仍是電阻率法求飽和度的基本公式：
油氣田開發地質學
式中：Sw——含水飽和度，％；φ——岩石孔隙度，小數；So——含油飽和度，小數；Rt——地層真電阻率，Ω·m；a，b——與岩性有關的系數；Rz——油層水淹後變成混合液電阻率，Ω·m；m——孔隙指數，與岩石孔隙結構有關；n——飽和指數，與孔隙中油、氣、水分布狀況有關。
為了省去確定方程中a與m，將上式變為：
Sw=[F·b·Rz/Rt]1/n
式中：F——地層因素，即為100％飽和水的岩石電阻率與地層水電阻率的比值。
根據勝坨油田二區40塊岩樣岩電實驗資料研究，發現F值不僅與φ有關，而且與Rz有關。通過多元回歸分析，建立的關系式為：
F=eK
式中：K1，K2，…，K5——經驗系數，由回歸統計得。
為了確定含水飽和度中的b和n值，根據勝坨油田3口井40塊岩樣，模擬5種不同礦化度 （5256～92019mg/L） 的地層水，實驗測定了258組數據，研究發現b和n為非定值，它們不僅與岩性和油、氣、水在孔隙中的分布狀況有關，而且與岩樣中所飽和的地層混合液電阻率Rz有關，即：
b=A1eA
油氣田開發地質學
式中：A1，A2，A3，A4——經驗回歸系數。
盡管阿爾奇公式是常規測井資料求取剩餘油飽和度的理論基礎。但是，由於注入水與地層水混合，求取地層水電阻率變成了求取注入水與地層水的混合液電阻率。目前，求取混合液電阻率仍是剩餘油飽和度計算的難點。有如下幾種方法供參考。
（1） 過濾電位校正自然電位研究與地層混合液電阻率計算
在目前常規測井資料中，自然電位是唯一能夠較好反映地層混合液電阻率變化的測井信息。測井中測得的自然電位主要包括薄膜電位 （擴散吸附電位） 和過濾電位，當泥漿柱壓力與地層壓力之間的壓差很小時，過濾電位可以忽略不計。根據國內外資料分析，當壓差大於3.4MPa時，過濾電位對自然電位的影響已比較明顯。此時，應著手研究過濾電位對自然電位進行校正和分析。從水淹層研究發現，水淹過程中地層壓力下降較多，儲層內壓力變化較大。因此，必須研究過濾電位校正自然電位，以便能准確地計算地層混合液電阻率。
過濾電位大小可以由亥姆霍茲 （Helmholtz） 方程表示：
油氣田開發地質學
式中：Uφ——過濾電位，mV；Rmf——泥漿濾液電阻率，Ω·m；ε——泥漿濾液介電常數；ξ——雙電層中擴散層的電位降，mV；μ——泥漿濾液的粘度，mPa·s；△P——泥漿柱與地層之間的壓力差，MPa；Aφ——與岩石物理化學性質有關的過濾電動勢系數 （Aφ＝εξ/4π）。
由上式可以看出，過濾電位大小與壓差ΔP有關，即泥漿壓力減去地層壓力。而泥漿濾液電阻率Rmf與泥漿性質、液體粘度有關。
考慮到ξ的確定困難，採用油田實際應用的實驗方程：
油氣田開發地質學
當地層有過濾電位時，自然電位幅度為：
油氣田開發地質學
實際的自然電位 （擴散吸附電位） 為：
油氣田開發地質學
自然電位取負值lg（Rmf/Rz）＝SSP/K，則：
Rz=10(lgR (SSP=SP-Uφ,K=64.7683+0.2372t)
式中：Rz——地層混合液電阻率；Ω·m；K——擴散吸附電位系數；t——井下溫度，℃；ΔP——通過泥漿比重和選擇壓力系數確定。
（2） 利用沖洗帶電阻率計算地層混合液電阻率
在高含水飽和度地層中，由於地層含水飽和度與沖洗帶含水飽和度趨於一致（Sw＝Sxo），Rz還可以直接用下式計算：
油氣田開發地質學
（3） 水樣分析資料估算地層混合液電阻率
採用水樣分析資料，以其離子濃度換算成等效NaC1離子濃度，再以相應圖版轉換成樣本電阻率。利用各井有代表性的樣本地層水電阻率，作為估算和確定地層混合液電阻率的基礎資料。水樣分析資料及其電阻率變化都比較大，為此利用上述過濾電位校正自然電位，結合水樣分析資料，分兩個階段目的層段地層混合液電阻率 （Rz）進行估算選用。
2. 生產測井資料確定水驅油藏產層剩餘油飽和度
油水相對滲透率和流體飽和度等參數的關系已有一些學者進行了研究，至今沒有公認的二者之間關系的解析方程，在實際應用中大多採用經驗公式。根據毛細管滲流模型和毛細管導電模型可以推導出親水岩石油水相對滲透率和產層流體飽和度關系方程為：
油氣田開發地質學
式中：SwD——驅油效率，SwD＝（Sw-Swi）/（1-Swi），小數；Sw——含水飽和度，小數；Swi——產層束縛水飽，小數；Sor——產層殘余油飽和度，小數；n——阿爾奇方程中飽和度指數；m——經驗指數。
油水相對滲透率與含水率的關系：
油氣田開發地質學
得含水率與含水飽和度的公式：
油氣田開發地質學
利用生產測井解釋可以確定產層產水率fw，從而利用上式可計算出產層的含水飽和度Sw，進而得到產層剩餘油飽和度So＝1-Sw。
（1） 產水率的確定
主要利用生產測井持水率 （γw） 資料轉化為產層的產水率。對於油、水兩相流，持水率主要由以下幾種方法來確定。
1） 放射性密度計
油氣田開發地質學
式中：ρm——測量的混合液密度，g/cm3；ρo和ρw——油和水密度，g/cm3。
2） 壓差密度計
油氣田開發地質學
式中：ρm——壓差密度計讀數，g/cm3；θ—油層傾角，（°）。
3） 高靈敏度持水率計直接測得
得到持水率後，將其轉化成產層產水率。目前在實際中大多採用滑脫速度模型，根據該模型產層的產水率公式為：
fw=1-(1-γw)(1+γw·VS/U)
式中：Vs——油水滑脫速度，常根據經驗圖版確定，m/s；U——油水混合液總表觀速度，由流量測井求得，m/s。
4） 由地面計量產水率轉化到產層產水率
對單一產層或單一砂組情況，也可由地面計量產水率fwd經油、水地層體積系數Bo和Bw轉化到油層產水率：
油氣田開發地質學
（2） n和m
n和m值的確定對於利用fw計算So起到較大的影響。利用岩心分析油水相對滲透率資料和生產動態資料確定n和m值的方法如下。
首先根據岩心分析油水相對滲透率資料分別求得n和m值：
油氣田開發地質學
但由於岩心分析油水相對滲透率資料有限，不可能每個油層都有，利用取心點處的相滲代表整個產層或整個砂組的相滲可能會產生較大的誤差，因此必須對已求得的n和m值進行修正，使之更具有代表性。對於每套開發層系，平均含水飽和度可以表示成：
油氣田開發地質學
式中： —某套開發層系平均采出程度，小數； ——某套開發層系平均束縛水飽和度，小數。
因此，根據生產動態資料可以做出某套開發層系的平均產水率和平均含水飽和度的關系圖版，進而對岩心分析資料確定的n和m值進行驗證和修正。
（3）μo和μw的確定
在泡點壓力以上的產層原油粘度可以根據Vazques和Beggs經驗公式確定：
μo=μob(p/pb)b
b=956.4295p1.187·exp(-0.013024p-11.513)
式中：μob——泡點壓力pb下的地層原油粘度，mPa·s，一般由地面脫氣原油粘度和相對密度根據經驗公式計算；p——產層壓力，MPa。
產層水的粘度μw一般受產層壓力影響比較小，通常由地面溫度下分析值根據經驗公式轉化到產層溫度下粘度。
（4） Swi和Sor
根據岩心分析數據和測井聲波時差 （AC）、自然伽馬 （GR） 回歸經驗公式計算獲得。
3. 油藏工程分析研究剩餘油分布
油藏工程方法很多如水驅曲線、遞減曲線、物質平衡等都可以研究剩餘油分布，下面列舉幾種常用的油藏工程方法。
（1） 利用甲型水驅曲線研究剩餘油分布
甲型水驅曲線中b/a值能夠反映水驅方式下的水洗程度：
No=blgNw+a
式中：No——累積產油量，104t；Nw——累積產水量，104t；a，b——常數。
當水驅油麵積 （F）較大，油層厚度 （H）較厚，原始含油飽和度 （So） 較高時，水驅曲線中的常數a和b值都大，所以a和b應是F，H及So的函數。b值反映了水將油驅向井底的有效程度，b值大則驅油效果好。而a值反映了油藏在某種驅動方式下原油的通過能力。b/a的值小，水洗程度好，屬於水淹區，反之則水洗程度差，屬於潛力區。
剩餘油飽和度 （So） 可以由下式獲得：
油氣田開發地質學
式中：Soi——產層原始含油飽和度，小數；R——采出程度，小數；fw—油田或油井的含水率，小數；N——動態儲量，104t；A1，B1——常數，A1＝a/b，B1＝b。
動態儲量 （N） 可由童氏經驗公式計算：
N＝7.5/B1
如果編制開發單元各井的甲型水驅曲線，並利用測井資料計算出原始含油飽和度Soi，這樣就可以求得各井的剩餘油飽和度。
（2） 產出剖面資料計算剩餘油飽和度
產出剖面資料能明確地確定井下產出層位、產量及相對比例，是一定時間、一定工作制度下油層產能的客觀反映，必然與油層參數有內在聯系。目前，由於直接測量評價產層剩餘油飽和度方面存在困難，用產出剖面資料評價產層剩餘油飽和度具有重要的意義。
在地層條件下，油、氣、水層的動態規律一般服從混相流體的滲流理論。根據這一理論，儲層的產液性質可由多相共滲的分流量方程描述。當儲層呈水平狀，油、氣、水各相分流量可表示為：
油氣田開發地質學
式中：Qo，Qg，Qw——產層中油、氣、水的流量，cm3/s；μo，μg，μw——油、氣、水的粘度，mPa.s；Ko，Kg，Kw——油、氣、水的有效滲透率，μm2；A——滲透截面積，cm2；ΔP/ΔL——壓力梯度，MPa/m。
為了解各相流體的流動能力，更好地描述多相流動的過程，往往採用相對滲透率，它等於有效滲透率與絕對滲透率的比值：
Krw=Kw/K,Kro=Ko/K,Krg=Kg/K
根據分流方程，可進一步導出多相共滲體系各相流體的相對含量，它們相當於分流量與總流量之比。對於油水共滲體系，儲層的產水率可近似表示為：
油氣田開發地質學
在油水兩相共滲透體系中，瓊斯提出了如下經驗公式：
油氣田開發地質學
則可推導出含水飽和度Sw的計算公式，進而就可計算出剩餘油飽和度So。
（3） 小層剩餘油飽和度的求取
水驅特徵曲線法的出現已有30多年的歷史，隨著對油水運動機理認識的加深和水驅特性分析式在理論上的成功推導，該方法已突破油藏范圍的使用，越來越多地應用到單井和油層組上。但一般在油藏開發中很少收集到自始至終的分層油水生產數據，故無法應用實際資料建立各生產層組 （下稱 「目標層組」，可以是油層組，砂岩組或是小層） 的水驅特徵曲線，所以以往使用水驅特徵曲線法進行剩餘油方面的研究，最多取得整個油層組的平均含油飽和度值，它作為剩餘油挖潛研究顯得太粗，實用價值不大。需進行 「大規模」級別上的驅替特徵分析，確定目標層組上各油井出口端剩餘油飽和度值。
以某油井j和第k目標層組為例進行討論 （j＝1，2，…，m；k＝1，2，…，n，m與n分別是油藏生產井總數和j井所在開發層系劃出的目標層組數目）。作為簡化，下標j視為默認，不作標記。
根據油水兩相滲流理論，可以由滲飽曲線系數推求單井水驅曲線系數：
油氣田開發地質學
式中：μo，μw——地層油、水的粘度，mPa·s；Bo，Bw——油、水地層體積系數，小數；do，dw——地層油、水的相對密度；Soi，Swi——原始含油飽和度和束縛水飽和度，小數；N——單井控制石油地質儲量，104t；Np——累積產油量，104t；B4，A4——j井滲飽曲線斜率和截距；B1，A1——J井甲型水驅曲線斜率和截距。
對於j井，它的第k目標層組的石油地質儲量可以表示成：
油氣田開發地質學
式中：hk——j井第k目標層組的油層厚度。
j井第k目標層組對應的水驅特徵曲線斜率B1.k：
油氣田開發地質學
式中：B4.k——j井k層組的滲飽曲線斜率，它和B4都可以由相滲資料分析得到的統計關系式計算：
油氣田開發地質學
式中：a1，b1——統計系數；Kk，K——k層組j井點處的地層滲透率和j井合層的地層滲透率，10-3μm2。後者由各層組滲透率依油層厚度加權得到：
油氣田開發地質學
第k目標層組甲型水驅曲線：
油氣田開發地質學
式中累積產水Wp.k可以由乙型和丙型水驅特徵曲線聯立解出：
Wp,k=WORk/2.3B1,k
式中：WORk——k層組的水油比。水油比可由含水率fw，k計算：
Wp,k=fw,k/(1-fw,k)
含水率fw，k通過分流方程計算：
油氣田開發地質學
式中下標k對應於第k目標層組。對一特定油藏，油水粘度比μw/μo相同。油水兩相的相對滲透率之比Ko/Kw由與k層組對應的滲飽曲線計算：
[Ko/Kw]k=eA
滲飽曲線截距A4.k由相應的統計式根據該井點地層滲透率Kk計算：
A4,k=ea
式中：a2，b2——統計常數。
如果給定k層組j井點處含水飽和度Sw，則由上幾式能分別計算出j井在k層組的累積產水量 （Wp，k）、累積產油量 （Np，k）、水驅曲線斜率 （B1，k）、滲飽曲線斜率 （B4，k），將它們代入根據單井水油比和含水率導出的出口端含水飽和度關系式，就可以計算出k層組j井點處的含水飽和度：
油氣田開發地質學
對應的剩餘油飽和度So為：
So＝1-Sw
總的說來，利用生產動態資料求取剩餘油飽和度不失為一個簡單易行的方法。但是，受含水率這個參數本身的局限，由此而求出的剩餘油飽和度是絕對不能反映一個暴性水淹地區的真實剩餘油飽和度的。至於根據各種方法將含水率劈分到各小層，從而得到各個小層的剩餘油飽和度，則其可信度值得懷疑，只能說是有勝於無。
4. 油藏數值模擬
油藏數值模擬技術從20世紀50年代開始研究至今，已發展成為一項較成熟的技術。在油田開發方案的編制和確定，油田開采中生產措施的調整和優化，以及提高油藏採收率方面，已逐漸成為一種不可或缺的主要研究手段。油藏數值模擬技術經過幾十年的研究有了大的改進，越來越接近油田開發和生產的實際情況，油藏數值模擬技術隨著在油田開發和生產中的不斷應用，並根據油藏工程研究和油藏工程師的需求，不斷向高層次和多學科結合發展，它必將得到不斷發展和完善。
油藏數值模擬中研究的問題大部分為常規的開采過程，所用模型以黑油模型為主，組分模型的使用有增加的趨勢。在混相開採的模擬中，尤其是在實驗室研究階段，也使用組分模型。當使用組分模型時，流體的變化由狀態方程來描述。注蒸汽的開采過程模擬也較為普遍。但研究地層中燃燒的模擬少見，因為這種開采方式本來就少見，且難以模擬和費用高。大多數油藏數值模擬向全油田的方向發展，水平井模擬的研究也有較大的發展。
油藏模擬通過各種模型擬合生產歷史，可以得出剩餘油分布的詳細信息，是目前求取剩餘油分布的較好方法。但是也存在著模型過於簡單、油田生產過程過於復雜、難以較好地擬合等問題。
剩餘油分布研究目前最有效的辦法仍然是動靜資料結合的綜合分析方法，只在准確建立各種河流沉積模型的基礎上，深入研究儲層分布對注采系統的影響，細致地開展油層水淹狀況分析，才能對剩餘油分布狀況得出較正確的認識。
總之，油層的非均質是形成剩餘油的客觀因素，開采條件的不適應是形成剩餘油的主觀因素。
5. 數學地質綜合分析法
影響剩餘油形成和分布的各類地質及生產動態等因素是極其復雜的，因此在剩餘油分布研究中需要考慮各種地質和動態因素，有助於提高剩餘油預測精度。能考慮多種因素研究剩餘油分布的方法很多，這里以多級模糊綜合評判方法為例，建立剩餘油潛力分析量化模型。
多級模糊綜合評判是綜合決策的一個有力數學工具，適應於評判影響因素層次性及影響程度不確定性項目。通過對儲層剩餘油形成條件、分布規律及其控制因素分析研究，剩餘油形成主要受沉積微相、油層微型構造、注采狀況等多種因素控制。這些因素共同確定了剩餘油的分布狀況，具體表現為剩餘油飽和度、剩餘石油儲量豐度及可采剩餘儲量的平面和縱向差異性。
在考慮影響剩餘油形成與分布因素的基礎上，結合儲層嚴重非均質性特點，選取剩餘油飽和度、儲量豐度、砂體類型、砂體位置、所處位置、連通狀況、微型構造形態、注水距離、射孔完善程度、注采完善程度、滲透率變異系數等11項靜態和生產動態指標組成評價因素集。在上述各因素中，剩餘油飽和度與剩餘儲量豐度的大小是各類靜態和動態綜合作用的結果，是剩餘油潛力評價的主要指標。因此，在實際評價中，首先圈定剩餘油飽和度及其剩餘石油儲量豐度高值區，然後應用多級模糊綜合評判的數學方法，對剩餘油富集區進行綜合評判。
在剩餘油富集區評價中採用的數學模型為：
設U＝ ｛u1，u2，u3，u4，u5，u6，u7，u8，u9，u10，u11｝ 為評價因素集，V＝｛v1，v2，v3｝ 為剩餘油潛力等級集，評價因素集與剩餘油潛力等級集之間的模糊關系用矩陣來表示：
油氣田開發地質學
單因素評價矩陣R＝［rij］n×m（0≤rij≤1），其中rij為第i因素對第j評語的隸屬度。矩陣R中的R＝ ｛ri2，ri2，ri3｝ 為第i個評價因素ui的單因素評判，它是V上的模糊子集。隸屬度主要根據檢查井資料和單層測試資料分級分類統計求取。
由於影響剩餘油的諸因素對剩餘油潛力劃分作用大小程度不同，因此必須考慮因素權重問題。假定a1，a2，a3，a4，a5，a6，a7，a8，a10，a11分別是評價因素u1，u2，u3，u4，u5，u6，u7，u8，u9，u10，u11的權重，並滿足a1＋a2＋a3＋a4＋a5＋a6＋a7＋a8＋a10＋a11＝1，令A＝｛a1，a2，a3，a4，a5，a6，a7，a8，a10，a11｝，則A為權重因素的模糊集，即權向量。權系數的求取主要根據實踐經驗並結合剩餘油富集特點綜合考慮。
由權向量與模糊矩陣進行合成得到綜合隸屬度B，則通過模糊運算：
B＝A ·R
式中：B——綜合評判結果；A——權重系數；R——單因素評價矩陣；·——模糊運算符。
據上式求出模糊集：
油氣田開發地質學
根據最大隸屬度准則，bi0＝max ｛bj｝ （1≤j≤3） 所對應的隸屬度即為綜合評判值，依據綜合評判結果B值將剩餘油潛力分為3類：B≥0.5為最有利的剩餘油富集區；0.1<B<0.5為有利的剩餘油富集區；B≤0.1為較最有利的剩餘油富集區。
分析各種影響因素可以看出，對剩餘油潛力進行綜合評價宜採用二級評價數學模型，在實際評價中，首先根據地質綜合法和數值模擬結果，圈定剩餘油飽和度和剩餘油儲量豐度高值區，進而對這些井區的砂體類型、砂體位置、所處位置、連通狀況、微型構造形態、注水距離、射開完善程度、注采完善程度、滲透率變異系數等參數均按3類進行一級評判，對剩餘油飽和度和儲量豐度按不同層對各個井區歸一化後賦值，然後從以下11個方面對剩餘油潛力進行評判，分別為：剩餘油飽和度A、儲量豐度B、砂體類型C、砂體位置D、所處位置E、連通狀況F、微構造形態G、注水距離H、射開完善程度I、注采完善程度J、滲透率變異系數K。
多級模糊綜合評判的數學模型簡單易行，關鍵是確定權系數及其評判矩陣。研究中根據影響剩餘油富集的重要程度，採取專家打分和因子分析相結合的方法確定權重系數：A＝｛A，B，C，D，E，F，G，H，I，G，K｝＝｛0.2，0.15，0.12，0.06，0.08，0.05，0.05，0.07，0.08，0.09，0.05｝。由此可見，在各因素中，剩餘油飽和度與剩餘儲量豐度、砂體類型是影響剩餘油潛力的主要因素。其次，砂體連通狀況、注采完善程度、射孔完善程度對剩餘油富集具有重要的控製作用。在具體評價中，對影響剩餘油富集的地質因素及注采狀況等因素，如砂體類型、微構造類型、注采完善程度等非量化指標，對各種類型按最有利、有利、較有利分別賦予權值 （表8-7），非均質性、注水井距離等定量指標按其值范圍賦予權值。
表8-7 剩餘油富集區地質因素評價
對M油田A層剩餘油富集區進行了多級模糊綜合評價。首先根據油藏數值模擬結果和綜合地質分析法圈定潛力井組，對各井組按上述11項指標分類進行二級評價，然後根據所建立的模糊矩陣，結合權向量進行綜合評判，結果見圖8-30。
A層Ⅰ類潛力區主要分布在F5-4，F5-5，F11-11，F9-11，F7-2，F11-4等井區，Ⅱ類潛力區主要分布在F11-5，F10-5，F9-4，F7-3，F7-6，F5-2，F3-2，F2-5等井區，Ⅲ類潛力區主要分布在F9-6，F1-4等油砂體邊部，盡管儲量動用程度低，剩餘油飽和度較高，但有效含油厚度較小，因而潛力較小。
圖8-30 A層剩餘油潛力評價
Ⅹ 勝利油區經濟產量計算方法
蘇映宏尚明忠王興科趙小軍侯春華
摘要從油田開發的基本規律和目前的開發經濟效益狀況出發，運用油藏工程的基本原理和經濟學的基本原理，建立了新井經濟極限初產油量、老井經濟極限含水量和經濟極限產油量的計算模型。在此基礎上，研究了油田非經濟產量的變化規律，並應用此規律預測了未來一定時期油田非經濟產量百分比及油田的年度經濟產量。該方法的研究與應用對提高油田開發經濟效益具有重要意義。
關鍵詞經濟產量效益產量低效產量低效井經濟極限含水量
一、引言
在市場經濟條件下，企業追求經濟效益的重要特徵之一就是力爭使利潤最大化和合理化。石油企業追求利潤最大化的基本形式應該是最經濟地開發出全部的可采儲量，或者說使可采儲量的開發利潤最大化。因此，油田開發應盡可能避免不經濟的成分存在。
從勝利油區近幾年的生產情況看，平均單井日產油小於1t的井數從1992年的417口井上升到1999年的1222口，井數比例由4.4%上升到10.3%，井數及其比例均成倍上升。這些井中必然有部分處於低效狀態下生產，因此，分析低效井及其產量的變化規律對提高油田的開發經濟效益具有重要的意義。
國內外經濟產量的研究方法比較復雜，所需預測的參數較多，實際操作困難[1]。為適應市場經濟的需要，同時也為提高油田開發經濟效益，有必要研究一種合理的、易於操作的經濟產量計算方法。
二、經濟產量計算模型
油田年度經濟產油量定義為在經濟開發期內能夠獲得利潤的年產油量。在商品經濟的條件下，一個油田年度經濟產油量的高低和油價及成本水平密切相關，油價提高、成本降低將有利於經濟產油量的提高；反之，油價下跌、成本上漲，將導致經濟產油量的降低。因此，研究油田經濟產油量的問題，其實質是在研究油田產油量客觀變化規律（油藏內在的）的基礎上，深入研究油價、成本的變動對經濟產油量的影響，並建立起相關的數學模型，預測油田未來時期經濟產油量的變化。
從平均的、客觀的角度來講，對於一個油田，只要目前的平均噸油成本低於稅後油價，油田經營就可以獲得利潤。油田的年度產油量也可以說是經濟產油量，定義為年度宏觀經濟產油量。但油田總體上的獲利狀況並不等於油田中的每口油井的產油量都是經濟的。事實上，在油田年度宏觀經濟產油量中，往往包括一些低產低效井的非經濟產油量。因此，對於一個油田，年度經濟產油量的預測應該是在油田年度宏觀經濟產油量預測的基礎上，剔除其中低產低效油井的非經濟產油量，計算模型如下：
勝利油區勘探開發論文集
式中：Qi——已開發油田年度經濟產油量，104t；
Qh——油田年度宏觀經濟產油量，104t；
Qe——油田年度低效產油量，104t；
e——低效產量百分數，%。
三、年度宏觀經濟產油量預測方法
年度宏觀經濟產油量就是在經濟可采期內的年產油量。經濟可采儲量及剩餘經濟可采儲量可以由水驅系列法結合經濟極限含水量求得。
勝利油區勘探開發論文集
式中：Npj——剩餘經濟可采儲量，104t；
Npo——累積產油量，104t；
a、b——水驅系列甲型水驅曲線系數；
fw,min——經濟極限含水，小數（本文後面有推導）；
CL——噸液成本，元/t；
P——原油價格，元/t；
Rt——噸油稅金，元/t；
W——原油商品率，小數；
qL——平均單井產液量，t/d。
年產油量預測通常採用Arps遞減法。Arps遞減曲線的3種類型中[2]，雙曲遞減方程是通式，而指數遞減和調和遞減方程可以認為是雙曲遞減方程分別在遞減指數n→∞和n=1時的兩種特例。因此，可以通過最佳擬合計算雙曲遞減方程遞減指數n，來判斷遞減類型。
由雙曲遞減方程
勝利油區勘探開發論文集
可得
勝利油區勘探開發論文集
再改寫為
勝利油區勘探開發論文集
式中：Qt——遞減t時間的產量，104t；
Qi——初始遞減時的產量，104t；
Di——初始遞減率，小數；
n——遞減指數，小數；
t——以選定的遞減起點為零點計算的時間，a。
A=lg(QiCn）；
B=n；
C=n/Di。
首先作lgQt-lg(t+C）曲線，改變 C值，使所選規律段數據的直線回歸相關系數最大；由最佳直線擬合斜率值，即可求出遞減指數 n。n→∞，為指數遞減；1＜n＜∞，為雙曲遞減；n=1，為調和遞減。
當遞減階段的累計產油量在剩餘經濟可采儲量范圍之內時，就可求得遞減階段任一時刻的年度宏觀經濟產油量。
Arps遞減法並不是預測油田年度宏觀經濟產量的惟一方法。在實際工作中，往往根據油田具體情況篩選出一些適用於本油田的產量變化規律的預測方法 尚明忠等.油田開發趨勢預測技術研究.1997.
四、年度經濟產量計算
1.油井生產成本與費用分析
油井生產成本與費用是油氣田企業在生產經營活動中按規定發生的一切消耗和費用的總和。包括油氣產品開采成本、勘探費用、管理費用、銷售費用和財務費用，後三項費用為油氣勘探開采過程發生的費用，不計入油氣產品開采成本，而當作損益直接從銷售收入中扣除。在成本分析中，根據新、老井的具體情況將成本分為最低成本和完全成本兩類。其中，最低成本是指在油井生產過程中發生的，只與本井產油量緊密相關的最低費用，主要是動力費、材料費、油氣處理費、驅油物注入費；完全成本除了包括簡單再生產的成本以外，還包括擴大再生產的成本，如油水井的更新、補充、滾動勘探開發、尋找新儲量、增加新產能等。
從分析低效井的角度來看，老井的投資已經收回，只要油井能正常生產，並且所產油的稅後產值能大於油井的最低成本，就表示該油井的生產有效。因此，判斷老井是否低效採用油井開採的最低成本計算；對新井的判斷採用完全成本計算。
2.低效井判別模型的建立
（1）新井低效井判別模型
新井低效井判別模型就是新井經濟極限初產油量計算模型。新井經濟極限初產油量是指在一定的技術、經濟條件下，當油井在投資回收期內的累積產值等於同期總投資、累積年經營費用和必要的稅金之和時，該井所對應的初期產油量稱為油井的經濟極限初產油量。為提高油田整體效益，必須盡量避免新井的產量低於經濟極限初產油量。
在投資回收期內，單井經濟效益[3]：
勝利油區勘探開發論文集
當在投資回收期內累計經濟效益為0時，即Pp=0時，得出經濟極限初產油量的計算公式：
勝利油區勘探開發論文集
式中：Pp——單井經濟效益，104元；Cm——每米鑽井投資，元/m；
Sp——單井產值，104元；H——平均井深，m；
K——投資，104元；Ib——單井地面建設投資，104元/井；
CD——經營成本，104元；β——油水井系數，小數；
τo——油井開井時率，小數；Co——單井年操作費成本，104元/井；
T——投資回收期，a；i——操作費年上漲率，小數；
qo——油井平均單井初產油量，t/d；qmin——經濟極限初產油量，t/d。
B——平均年綜合遞減余率，小數；
圖1勝利油區噸液成本與平均單井日產液量的關系圖
（2）老井低效井判別模型
老井低效井判別模型採用經濟極限含水量的計算模型。經濟極限含水量是指油田（油井）開發到一定的階段，其含水量上升到某一數值或產油量下降到某一數值時，投入與產出相抵，含水量如再升高、產油量如再下降，油田開發就沒有利潤了，油田（油井）此時的含水量稱為經濟極限含水量，此含水量相對應的產量稱為經濟極限產量。老井經濟極限含水量及經濟極限產油量的計算與新井經濟極限初產油量的計算都是採用盈虧平衡原理，但不同的是，新井經濟極限初產油量的計算是指一定階段（投資回收期）的投入產出平衡，而老井經濟極限含水量及經濟極限產油量的計算是指瞬時（一般取一年）的投入產出平衡。
噸液成本是原油開采過程中成本的一種表現形式。在研究老井的成本變化規律時，通過研究勝利油區40多個油田的成本，發現噸液成本 方開璞.已開發油田儲量資產化新方法研究.1998.
其回歸關系式為：
勝利油區勘探開發論文集
單井經濟效益：
勝利油區勘探開發論文集
當經濟效益為0時，得出經濟極限含水量的計算公式：
勝利油區勘探開發論文集
將噸液成本與單井產液量的關系式代入可得
勝利油區勘探開發論文集
3.低效產量計算與預測
根據新、老井的低效井判別模型分別對勝利油區1994年以來的井進行了跟蹤，得出不同時期、不同油價下低效產量與當年產量的百分比。統計表明，平均單井年產油與時間、平均單井年產油與低效產量百分數有很好的相關關系（圖2、圖3）。
圖2平均單井年產油量隨時間變化曲線圖
圖3低效產量百分數與平均單井年產油量關系曲線圖
平均單井年產油Y與時間X的關系式為：
勝利油區勘探開發論文集
相關系數為0.9963。
X=1為1994年。根據該關系式可以預測今後某年的平均單井年產油量。
以油價為15美元/桶為例，平均單井年產油量Y與低效產量百分數X的關系式為：
勝利油區勘探開發論文集
相關系數為0.9967。
在預測平均單井年產油量的基礎上，根據平均單井年產油量與低效產量百分數的關系式，可以預測出2000年後某年不同油價下低效產量百分數（表1）。
4.年度經濟產量計算
由式（7）計算出年度宏觀經濟產量；聯立式（14）和（15）計算出不同油價下的低效產量百分數；聯立式（1）和（2）計算年度宏觀經濟產油量。表2為勝利油區「十五」期間不同油價下的經濟產量計算結果。
表1不同油價下平均單井年產油與低效產量百分數預測結果表
表2勝利油區不同油價下經濟產量計算結果表
五、結論
本文提出和實現了油田經濟產量計算的研究思路和方法。在合理分析成本的基礎上，通過引入噸液成本的概念，簡化了成本的分析過程，使長期以來計算經濟政策界限的成本問題得到了比較好的解決。研究了噸液最低成本與平均單井產液量的內在規律，建立了低效井的判別模型，計算了低效產量百分數，統計並分析平均單井年產油與時間的函數關系以及低效產量百分數與平均單井年產油的函數關系。同時，預測了今後幾年的低效產量百分數，最終計算了經濟產量。
致謝研究中得到了開發管理部方開璞總地質師、地質科學研究院凡哲元高級工程師和楊勇工程師的支持和幫助，在此一並致謝。
主要參考文獻
[1]李良.經濟產量.東營：石油大學出版社，1997.
[2]郎兆新.油藏工程基礎.東營：石油大學出版社，1991.
[3]劉清志.石油技術經濟學.東營：石油大學出版社，1998.