确定水驱砂岩油藏采收率的方法
应用水驱特征曲线法计算某油藏可采储量及采收率
Ⅳ Ｄ ，
（４）
式 中 ：ＮＲ为可 采 储量 ，１０ ｔ。
１．２ 乙 型 水 驱 特 征 曲 线
童 宪 章和 谢 尔盖 夫等 人 分 别于 １９７８年 和 １９８２
年 ，以 经验 公 式 的 形式 提 出 了累 积 产 液 量与 累 积 产
油 量 的半 对 数直 线 关 系 ，由 中 国石 油天 然气 总 公 司
●● ＿＿＿＿－ ●●＿＿＿ ＿＿＿＿＿ ＿＿—
—
Ｎ Ｒ—
（１１）
１．４ 丁 型 水 驱 特 征 曲 线 法
也 是 由苏 联 学 者 纳 扎 洛 夫 于 １９７２年 以 经验 公
式提 出 累积液 油 比与 累 积 产 水 量 的直 线 关 系 式 ，其
基本 关 系式为 ：
，
一 口４＋ ｂ４Ｗ ｐ
应 用 。它既 可 以预测 经 济极 限含 水率 条 件下 的可 采
储 量 ，其 关 系式 为 ：
ｌｏｇＷ Ｐ一 口ｌ＋ ｂｌＮ ｐ
（１）
式 中 ：ｗ 为 累 积 产 水 量 ，１０ ｔ；Ｎ 为 累 积 产 油
量 ，１０ ｔ；ａ 为 甲型 水 驱 特 征 曲线 的截 距 ；ｂ 为 甲型
水驱 特征 曲线 的斜 率 。
（１２）
它 的累积 产 油量 与 含水率 的关 系式 为 ：
●＿＿＿ ＿＿＿＿＿＿ ＿＿＿＿＿ ＿＿＿＿＿ ＿＿＿＿＿ ＿＿＿＿＿ ●。＿＿＿－＿＿＿ ＿●＿－ ●●＿＿ 。－ －＿。－。。＿ 。＿●＿＿ 。＇＿●● －●＿＿＿＿ ＿＿＿＿＿ ＿＿＿—
—
Ⅳ 一
二
（１３）
收稿 日期 ：２ＯｌＯ—Ｏ１—２８ 作者简介 ：袁继 明（１９８２一），男，黑龙江鸡西人 ，在读研 究生 ，西南石油大学硕士 ０７及油 气田开发 专业 ，油藏 工程 。
各类油藏采收率计算公式
一、 常规砂岩油藏采收率计算 二、 低渗透砂岩油藏 三、 碳酸盐岩油藏采收率计算 四、 砾岩油藏采收率计算 五、 凝析气藏采收率计算 六、 溶解气驱油藏采收率计算 七、 稠油油藏采收率计算#一、常规砂岩油藏采收率计算1）石油行业标准1(俞启泰,1989年）T V hs k E k r R 0001675.006741.0*0001802.0lg 09746.0lg 1116.0274.0+--+-=μ式中各项参数的分布范围2）石油行业标准2(陈元千,1996年）S KE oR 003871.03464.0lg084612.0058419.0+++=φμ式中各项参数的分布范围适用条件：中等粘度，物性较好，相对均质。
#HIDD_H13）万吉业（1962年）RR KE μlg165.0135.0+=4）美国Guthrie 和Greenberger （1955年）h S K E wi o R 00115.0538.125569.0lg 1355.0lg 2719.011403.0--+-+=φμ适用条件：油层物性较好，原油性质较好 5）美国API 的相关经验公式（1967年）2159.01903.00422.0)()1(3225.0--⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛⨯⨯⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛⨯⎥⎦⎤⎢⎣⎡-=a i wi r oi wi R P P S K B S E μφ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好，不适用于稠油低渗油藏。
6）俄罗斯的Кожакин（1972年）h V S S K E k k r R 0018.005.0171.0000855.0)1000/lg(0275.0lg 167.0507.0*+-+-+-=μ适用条件：μR =(0.5-34.3) K ＝(109-3200)10-3μm 2S *＝7.1-74公顷/口 S K =0.32-0.96 V K =0.33-2.24 h =2.6-26.9m7）俄罗斯Гомзиков的相关经验公式（1977年）hT S Z S S K E oi k r R 0039.000146.027.0054.0180.000086.00078.0)1000/lg(082.0195.0+++-+--+=*μ适用条件：K-0.130～2.580μm 2 μR =0.5～34.3mPa.s S *=10～100公顷/口 Z=0.06～1.0 Soi=0.70～0.95 T=22～73℃ H=3.4～25m8）前苏石油科学研究所的格姆齐科夫公式ZS S S h T K E oi k r R 00085.000053.0173.0149.00038.000013.0lg 121.000080.0333.0*--+++++-=μ以上各式中参数：E R ：采收率，小数； K ：平均空气渗透率，×10-3μm 2； μo ：地层原油粘度，mPa.s ； μr ：地层油水粘度比； υ：平均有效孔隙度； S k ：砂岩系数；V k ：渗透率变异系数； B oi ：原始原油体积系数； S ：井网密度，口/km 2； h ：有效厚度，m ； T ：地层温度，℃； Z ：过渡带的储量系数； P i ：原始地层压力，MPa ； P a ：废弃压力，MPa ；S ：井网密度，口/km 2； S *：井网密度，ha/well ； S wi ：地层束缚水饱和度； K *：有效渗透率，μm 2。
油藏采收率测算方法
0.7
0.65
0.46
ER（f） 0.239
77
2-4 油藏采收率测算方法
o 三、青西油田采收率计算(注水开采)
· 水驱采收率（井网密度法 ）
谢尔加乔夫公式
隆 5 块水驱采收率的计算结果表
●水驱油藏的相关经验公式 ：
( ) ( ) ER
=
éf
0.3225ê ë
1 - S wi B oi
ù 0.0422 ú û
æ ´ ççè
Km wi m oi
ö 0.077 ÷÷ ø
´
S wi
-0.1903
æ ´ ççè
pi pa
ö -0.2159 ÷÷ ø
●溶解气驱的相关经验公式 ：
0.1611
0.0979
量的比值； ●采出程度：截止计算时间为止所采出的总采油量和地
质储量的比值。
61
2-4 油藏采收率测算方法
o 一、影响采收率因素的分析 原油采收率不仅与油田天然条件有密切关系，而且在不
同程度上反映着油田开发和开采的技术水平。
●地质因素 1．天然驱动能量的大小及类型 ； 2．油藏岩石及流体性质； 3．油气藏的地质构造形态。 ●油田开发和采油技术对采收率的影响 1．油气藏开发层系的划分； 2．布井方式与井网密度的选择； 3．油井工作制度的选择和地层压力的保持程度； 4．完井方法与开采技术； 5．增产措施以及采用新技术、新工艺的效果； 6．提高采收率的二次、三次采油方法的应用规模及效果。
317
体 积 波 及 系 数 Ev (f) 井 网 密 度 S(well/km2)
0.59 5.8
经 济 最 佳 井 距 L(m)
415
窿5块
油藏采收率标定方法简介高宝国
20
复合油藏
15
类型参照 本表适当
10
选值
8
地质综合评价法修正系数取值表
修正系数
0.6
0.7
0.8
0.9
1
1.1
1.2
1.3
ER
Np Nooip
Nooip No r Nooip
ER——原油采收率，%；
Np——可采储量，t或m3； Nooip——原油原始地质储量， t或m3； Nor——油层剩余油量， t或m3。
2、影响采收率因素——地质因素、人为因素
油藏类型：如构造、断块、岩性和裂缝性油气藏等 储层特点：孔隙结构类型、润湿性、连通性、非均
静态法-3、地质综合评价法
ER=E×au×ak×aΦ ×af×at×ar×av
以油藏类型和能否形成注采系统为基础（基本采收率E），考虑影 响开发效果的各种因素（乘以修正系数a），利用综合评价的方法，使 其标定的采收率值接近于开发实际。
主要影响因素有：原油粘度u 、渗透率k 、孔隙度Φ 、井网密度f 、 油层温度t 、 油气比r 、非均质性v等。
规
岩心分析法、经验公式法、地质综合评价法、类比法、流管法
水 驱
动态法-适用于开发中后期
水驱特征曲线法、递减曲线法、增长曲线法
完成注聚、转入后续水驱效果明显的单元
化 采用方案设计增加可采储量数值（数值模拟法） 学 驱 正在注聚效果明显的单元-吨干粉增油法
数值模拟法：静态与动态结合，适用范围广。
一、可采储量定义及影响因素 二、开发初期可采储量确定方法 三、开发中后期可采储量确定方法 四、几点认识
G、水驱砾岩油田采收率公式：
ER=0.9356-0.1089lguo-0.0059Pi+0.0637(ke/u0)0.3409+0.001696S+0.003288L-0.9087Vk-0.01833now
疏松砂岩油藏中高含水期提高采收率技术
孤 东油 田七 区西 单元 １８ 年 ５ “ ９ ６ 月投入开发 ，１８ 年５ ９ ７ 月正式注 水 ．没有无水采油期 。该单元地 质储 量１７ 万吨，含油面积９ ８ ６４ ． 平方 ５ 千米 ，有效厚度８ 米 。属于辩状 河沉积 ，由于储层胶 结疏松 、渗透 ． ８ 率 高 、非均 质性 强 ，岩 石 表面 亲水 等特 征 ，原 始油层 平 均 渗透 率
步细分的必要 ，另外 ，６层平均效厚４７ ，６层平均效厚６４ ，再 ‘ ．米 ．米 次细分后单层厚度较薄 ，进一步细分对开发及剩余油挖潜没有实质的 意义 ，所 以这 ２ 个小层不再进 一步细分 。这 样．本 次水平井挖潜 的详
一
（ ３）吸 水剖面显示剩 余油在上部 富集 。从近年注水 井吸水剖面 反映出底部每米吸水量大 ，吸水好 ，而顶部吸水较差。从 １９ 年以来 ９／ ） 的吸水剖而统计 ，油层上部吸水逐年变差 ，吸水好的层段主要集中在 中下部。
孔 道 的 可 能合 正韵律厚油层层 内夹层的 识别。孤 东七 区西共有 各类 取心井 ｌ 口 ，其 中取到厚 油层的井 有普通 取心井６ ，密闭取 心井５ ４ Ｈ 口， 次对取 心井岩 性进行 详细研 究基础上进行 了层 内夹层的识别 ， 本 共识别 出３ 夹层 ：Ａ物性夹层 、Ｂ岩性 夹层 、Ｃ灰质夹层 。本次对 种 孤 东七 区 西馆 上６ 层 的层 内夹 层进 行 了识 别研究 ，经 研究 认识到 ６
２ ０ 年 ）的 ． ．％， 而 ６层 吸 水 好 ＋ 水 较 好 的 厚 度 比 例 由 ０１ ５３ ２ ‘ 吸
过近２ 年的开发 ，目前已进 入特 高含水开发阶段 ．平面储量动用程度 （ ） 高 、水淹严 重 、后期 措施效 果差。通过新 井及监 测资料 认识到 由于渗 透性的差异和层 内夹层的存在，造 成层 内水淹差异较大 ，渗透率较低 的顶部剩余油相对 富集 ，具 备水平井挖潜的潜 力。为此在该层 系开展 了水平井挖潜方案 设汁。
可采储量计算方法
………(5)
开发前阶段可采储量计算
技 术 可 采 储 量 计 算
式(4)、（5）中应用的参数变化范围
地层 原油 粘度 原始 原层 压力 有效渗 透率 井网 密度 油层连 通率 渗透率 变异系 数 注采 井数 比 过渡带 地质储 量/地质 储量
0~0.408
表格计算法
技 术 可 采 储 量 计 算
2、溶解气驱油田采收率估算范围
参 数 溶解气 原油密 油比 度 (m3/m3) (g/cm3) 0.9659 10.69 0.8762 0.7796 0.9659 35.62 0.8762 0.7796 0.9659 106.86 0.8762 0.7796 0.9659 178.1 0.8762 0.7796 0.9659 365.2 0.8762 0.7796 砂岩 平均 0.086 0.152 0.248 0.088 0.152 0.264 0.113 0.151 0.230 0.212 0.202 采收率(f) 石灰岩、白云岩或燧石 最小 最大 平均 最小 0.026 0.280 0.040 0.026 0.087 0.328 0.099 0.029 0.169 0.390 0.186 0.080 0.033 0.275 0.045 0.009 0.084 0.323 0.098 0.026 0.176 0.398 0.193 0.074 0.060 0.266 0.069 0.019 0.084 0.300 0.096 0.025 0.138 0.361 0.151 0.043 0.126 0.116 0.326 0.318 0.132 0.120 0.040 0.031
1 Swi Bob
0.1611
塔河油田底水砂岩油藏水平井堵水提高采收率技术
量规 律与 高渗段关 系强 的特点 ．提 出多次深部 封堵 高
渗出水段 ， 使油水 界面较均 匀地抬升到 水平段 ， 从而 达 到提高采 收率的 目的 （ 图 １ 。 见 ）
０８ １ ． ｍ， ． １ 也表现 出底水锥进 的特点 。数值模 拟结 果 ～ ７
也表 明 ： 夹层对底水 锥进具有 一定 的遮 挡作用 ， 高渗 段
小于 ５ ｘ ０ ｘ ｌ％ｌ。 ０ １ Ｉ 占 ８ ｌ ｍ 』 ５口水平井 产液剖 面测 井资料 （ 见表 １ 表 明 ． ） 水平 段 平均 产液 井段长 度 只 占水平 段 总长 的 ３ ％， 量 的 ３ 大 井段未产 出。 主要 产液井段 与高渗井段 、 跟趾端 和井 眼
轨迹低 点有关 ， 高渗段与产液层段 的对应率 达到７ ％， １
机 械 卡封 适 用 于 套 管 完 井 ． 且 只 能 针 对 井 筒 ， 并 无
法精 细地对 多段高渗段 实施封 堵 ：水泥 挤注 复射工艺 难 度大 ， 费用高 。 只封堵储层 表皮 ， 后期 易水窜 ； 水溶性 化学堵剂 深部封堵 工艺可 以深 部封堵 ，但在 高温 高盐 条件下 的堵剂选 择难 度大 ］对储 集空 间不具 有选 择 ，
高渗段 含水 率高达 ８ ％。总之 ， 平段 的 高渗段 既 是 １ 水 主要 出液段 ， 又是 主要 产水段 ， 平井 高含水 的主要 原 水 ２２ 提高 采收率思路 ． 根据 油藏底水 能量强 、水 平井非均 质强 和产 出液
因是高渗段 的点状水 淹 。
从 后 期 调 整 井 的测 井 情 况 得 出 ．油 水 界 面 抬 升 为
图 ３ 三叠 系下 油组 孔 隙 度 分布
第ｌ ７卷 第 ３期
甘振 维 ： 塔河 油 田底 水砂 岩 油 藏 水平 井 堵 水 提 高采 收 率 技 术
浅析砂岩油藏提高原油采收率新方法
传统模 型认为 ： 在 水湿岩 石中 ， 当连续 的油相为 水所驱 替时 ， 油 相 的连续 性在某 一残余油 饱和度 点时将被 打破 ， 这时油 将 以油 滴 的形 式 滞 留在三 围孔 隙 网络 中。 这 就会导致 非常高 的残余油饱 和度 以及 油相 的不连续。为了使这些孔隙网络中的油流动起来， 我们必须对物性做 出大量调整。一般需要将注水速度提高三个数量级， 或者将油水界面 张 力降低三 个数量级 。支持这 一理论 的依据是 ： 使用 有效 的表面 活性 剂可以把这些残余油开采出来。从理论上讲， 注入表面活性剂可以使 残 余油形成 高于残 余油饱 和度 浓度 的原油 富集 带 。 支 持这一 理论的证 据 有实验 室岩心驱 替试验 和现场观察 数据 （ Ａ ｍ ｙ ｘ 等人 ， １ ９ ６ ０ ） 。 这一含 油富集带将以活塞的形式向生产井推进， 在含油富集带向前推进 的同 时， 它可以拾将它前面的油滴 ， 使这些油滴流动起来。 ２ 新 的 实验 室数据 和粗化 处理 我 们进行 一项新 的试 验 ，从 岩心 的一端 注入进 行了标记 的油 ， 使 岩心 的含油 饱 和度 达到残 余油饱 和度水平 ， 然 后用盐水 进行驱 替 。 在下面 所介绍 的试 验 中， 所使 用 的岩 心是 Ｂ ｅ ｎ ｔ ｈ ｅ ｉ ｍｅ ｒ 砂岩 。原生 水用 由 ２ ０ 克氯 化钠 、 ４克硫 酸钠 、 ３ ． Ｏ 克含 有 ６ 个结 晶水 的氯化 镁 、 ０ ． ５ 克氯 化钾 和 ０ ． １ ５ 克氯化 钙组 成的合 成海水 模拟 。使 用 了水溶 性示 踪 剂以 ３ ５ ｓ 标 记的硫 酸钠 和油溶性示 踪剂 以氚标记 的十 四烷 。为 了分析 示踪剂 ， 将５ ０ 微升的原油与 １ ． ８ 毫升的庚烷和 １ ． ８ 毫升的 Ｕ ｈ ｉ ｍ ａ Ｇ ｏ ｌ ｄ Ｌ Ｌ ｔ ． 混 合制备油 样 ， 用１ ０ ０毫升水 与 ３ 毫升的Ｕ ｌ ｔ ｉ ｍ ａ ｏｌ Ｇ ｄ Ｌ Ｌ ｔ ． 混 合制 备水样 。在 Ｐ ａ ｃ ｋ ａ ｒ ｄ Ｂ ｅ ｌ ｌ 闪烁 计数管 内分析 了所 有样 品。 用 圆 柱状 的砂 岩 岩心 代 表油 藏 ， 内容 水 样 和油 样 ， 并 在 入 口处
储量估算中注水砂岩油藏采收率的确定方法—以鄂尔多斯盆地延长油田X区为例
延9油层水驱采收率，% 21.3 17.3 16.1 18.2
2.2 类比法
研究区陆续进入全面注水开发阶段，因此 选取的类比区均为注水井网较为完善的已开发井 区，最终得到X区延9油藏的水驱采收率为25.0% （见表3）。
表3 延长油田X区延9储层采收率计算参数与邻区采收率 类比表
油田 层位
延长油田 邻区A 延安组延9
表1 延长油田X区延9油层组采收率公式取值参数表
参数
取值
参数
取值
水压缩系数
地层原油粘度/MPa.s 24.826 （×10-4/MPa）
4.75
岩石压缩系数
地层水粘度/MPa.s 0.5
（×10-4/MPa）
0.64
原始地层压力/MPa 8.653 井网密度（口/Km2） 7.7
油藏饱和压力/MPa 0.934
式中：
Er—原油采收率，f； K—渗透率（10-3μm2）；
VK—渗透率变异系数； hoe—储层有效厚度，m； T—储层温度，C°； S—井网密度（口/km2）；
μR—油水粘度比。 陈元䱾ݹ千ॹ水≪傧驱⸸砂ዟ䟽岩᭬⦽采㔅收僂ޢ率ᕅ经φ 验公式：
(5
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« ¬
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ห้องสมุดไป่ตู้
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式中： Er —原油采收率（f）； K—地层渗透率（10-3μm2）； φ —孔隙度（f）； μoi—地层原油粘度（mPa·s）； Swi—原始含水饱和度（f）； Pa—油藏废弃压力（MPa）； Boi—地层条件下原油体积系数（m3/m3）。 ③长庆油田经验公式 Er = 0.1646+0.1226 lg（K/μoi） 式中： Er —原油采收率（f）； K—地层渗透率（10-3μm2）； μoi—地层原油粘度（mPa·s）。
对特低渗透注水砂岩油藏采收率确定方法的相关分析
对特低渗透注水砂岩油藏采收率确定方法的相关分析在我国现有的储量规范中对采收率的标定主要是针对中高渗透油藏，对于低以及特低的渗透油藏采收率的确定方法比较欠缺。
基于此，本文先是对特低渗透油藏的确定方法进行了分析，然后对经验公式法和类比法的优势和缺点进行了分析。
标签：特低渗透;注水砂岩油藏;采收率;经验公式法;类比法0 引言随着我国油藏开发技术不断改进，很多先进技术如超前注水技术被逐渐使用，让油藏开发的产量和经济效益取得了很大进步。
要想继续提高特低渗透油藏的开采量和经济效益，需要对采收率确定方法进行研究，选择最合适的确定方法，掌握油藏的情况，才能推动油藏的有效开发。
1 经验公式法首先利用基础数据进行筛选。
经验公式建立在油藏基础数据基础上，主要是大庆、长庆以及吉林三个油区。
将油田开发单元作为数据统计的单元，根据一定的原则进行选择。
首先空气渗透率一般情况下会10×10-3 μm2以下的注水油藏，开发的单元需要比较独立完整。
其次油藏已经处于递减的阶段，也就是开发的时间比较长，已经有很高的采出程度，可以利用水驱曲线方法或者是产量递减的方法实施计算。
最后油藏静态数据特别是空气渗透率以及孔隙度需要准确可靠，数据要经过检验，例如使用动用面积以及井数对井网密度进行计算，在筛选之后，大庆有二十个特低渗样本油藏，吉林有十三个，长庆有四个。
其次要建立经验公式模型，一般情况需要以石油行业的标准模型作为基础，模型需要设定截距为0和不为0两种情况，建立很多個函数模型。
再次需要选择模型，在选择的时候，首先需要将相关系数较小以及标准误差比较大的部分模型剔除掉，然后将自变量较小以及误差较大的模型剔除掉，最后剩下的模型误差比较小，符合率也比较高。
最后需要对模型进行验证，需要综合考虑各个模型的相关系数、模型的函数形式、标准误差、参数的个数以及应用习惯等要素，同时也需要综合分析井网密度以及采收率，需要保证采收率的提高，该经验公式才具有绝对优势。
南海东部砂岩油藏采收率经验公式的确定
南海东部砂岩油藏采收率经验公式的确定冯沙沙;王亚会;李伟;柴愈坤【摘要】目前普遍使用的水驱砂岩油藏采收率经验公式是由陆上油田资料回归建立的,而南海东部已开发油藏大部分为海相砂岩油藏,有自己的特点,实践表明:陆上的经验公式已经不适用于海相砂岩油藏采收率的预测.针对南海东部油藏的地质特征、油藏特征和开发方式,从影响采收率的主要因素下手,采用多元线性回归的方法,分不同的油藏类型建立了适用于南海东部海相砂岩油藏的采收率公式,并选用盲油藏进行验证,证实了该经验公式的精度,为评价该地区处于开发初期的主力油藏提供了依据.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2015(034)001【总页数】4页(P74-77)【关键词】砂岩油藏;采收率;经验公式;多元线性回归【作者】冯沙沙;王亚会;李伟;柴愈坤【作者单位】中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东广州510240;中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东广州510240;中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东广州510240;中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东广州510240【正文语种】中文【中图分类】TE327目前普遍使用的水驱砂岩油藏经验公式是针对陆上油田的沉积特点、地质特征、油藏特征和开发方式通过多元线性回归建立的关系式［1］，而南海东部已开发油藏大部分为海相砂岩油藏，有自己的特点：构造幅度较低，连通性、孔隙结构良好，且大都依靠天然能量开发，水驱比较均匀，采收率普遍较高。
陆上的经验公式预测的采收率结果偏低，已经不适用于海相砂岩油藏采收率的预测。
因此，寻找适合南海东部砂岩油藏特点的采收率经验公式已经势在必行。
目前，多元线性回归方法广泛应用于油气田开发实践中［2-3］。
多元回归方法的优越之处就在于它能综合考虑静态和动态的多个复杂的采收率影响因素，达到对客观问题的最佳拟合。
本文以多元线性回归原理为基础，选取影响采收率的主要因素，建立了南海东部砂岩油藏采收率的经验公式。
各类油藏采收率计算公式
一、 常规砂岩油藏采收率计算 二、 低渗透砂岩油藏 三、 碳酸盐岩油藏采收率计算 四、 砾岩油藏采收率计算 五、 凝析气藏采收率计算 六、 溶解气驱油藏采收率计算 七、 稠油油藏采收率计算#一、常规砂岩油藏采收率计算1）石油行业标准1(俞启泰,1989年）T V hs k E k r R 0001675.006741.0*0001802.0lg 09746.0lg 1116.0274.0+--+-=μ式中各项参数的分布范围2）石油行业标准2(陈元千,1996年）S KE oR 003871.03464.0lg084612.0058419.0+++=φμ式中各项参数的分布范围适用条件：中等粘度，物性较好，相对均质。
#HIDD_H13）万吉业（1962年）RR KE μlg165.0135.0+=4）美国Guthrie 和Greenberger （1955年）h S K E wi o R 00115.0538.125569.0lg 1355.0lg 2719.011403.0--+-+=φμ适用条件：油层物性较好，原油性质较好 5）美国API 的相关经验公式（1967年）2159.01903.00422.0)()1(3225.0--⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛⨯⨯⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛⨯⎥⎦⎤⎢⎣⎡-=a i wi r oi wi R P P S K B S E μφ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好，不适用于稠油低渗油藏。
6）俄罗斯的Кожакин（1972年）h V S S K E k k r R 0018.005.0171.0000855.0)1000/lg(0275.0lg 167.0507.0*+-+-+-=μ适用条件：μR =(0.5-34.3) K ＝(109-3200)10-3μm 2S *＝7.1-74公顷/口 S K =0.32-0.96 V K =0.33-2.24 h =2.6-26.9m7）俄罗斯Гомзиков的相关经验公式（1977年）hT S Z S S K E oi k r R 0039.000146.027.0054.0180.000086.00078.0)1000/lg(082.0195.0+++-+--+=*μ适用条件：K-0.130～2.580μm 2 μR =0.5～34.3mPa.s S *=10～100公顷/口 Z=0.06～1.0 Soi=0.70～0.95 T=22～73℃ H=3.4～25m8）前苏石油科学研究所的格姆齐科夫公式ZS S S h T K E oi k r R 00085.000053.0173.0149.00038.000013.0lg 121.000080.0333.0*--+++++-=μ以上各式中参数：E R ：采收率，小数； K ：平均空气渗透率，×10-3μm 2； μo ：地层原油粘度，mPa.s ； μr ：地层油水粘度比； υ：平均有效孔隙度； S k ：砂岩系数；V k ：渗透率变异系数； B oi ：原始原油体积系数； S ：井网密度，口/km 2； h ：有效厚度，m ； T ：地层温度，℃； Z ：过渡带的储量系数； P i ：原始地层压力，MPa ； P a ：废弃压力，MPa ；S ：井网密度，口/km 2； S *：井网密度，ha/well ； S wi ：地层束缚水饱和度； K *：有效渗透率，μm 2。
砂岩储集层低矿化度水驱提高采收率机理及黏土对采收率的影响
砂岩储集层低矿化度水驱提高采收率机理及黏土对采收率的影响AL-SAEDI Hasan;FLORI Ralph【摘要】利用色谱柱制备了普通砂岩岩心和不含黏土的砂岩岩心,通过室内岩心驱替实验研究砂岩储集层低矿化度水驱提高原油采收率的机理,并分析黏土对采收率的影响.首先向岩心中注入矿化度为1 00 000 mg/L的高矿化度盐水,以模拟地层水,然后在不同温度下注入矿化度为1 000 mg/L的低矿化度盐水,记录色谱柱流出物中Ca2+、CH3COO-的浓度和pH值.研究表明,低矿化度水驱过程中,不含黏土的砂岩岩心也出现羧酸与砂体分离现象,只是不像含黏土的砂岩岩心那样明显,且Ca2+解吸现象显著,这表明在不存在黏土的情况下,低矿化度水驱也能获得更高的采收率;与高矿化度水驱相比,低矿化度水驱过程中流出物pH值显著增加,且随着温度的升高,流出物pH值和Ca2+浓度变小;低矿化度水驱时砂岩岩心的亲水性比高矿化度水驱时更强.【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2018(045)005【总页数】5页(P869-873)【关键词】砂岩储集层;低矿化度水驱;提高采收率;水岩反应;润湿反转;黏土影响【作者】AL-SAEDI Hasan;FLORI Ralph【作者单位】Missouri University of Science and Technology, Rolla, MO 65401, USA;Missan Oil Company, Missan, Amara 62001, Iraq;Missouri University of Science and Technology, Rolla, MO 65401, USA【正文语种】中文【中图分类】TE3410 引言砂岩润湿反转机理包括矿物溶解[1]、多组分离子交换[2]、双层膨胀[3]、黏土表面有机物解吸[4]、界面张力降低[5]以及微粒运移[6]。
砂岩储集层中黏土的存在对产量有显著影响[2-6]。
砂岩油藏注水开发效果评价方法
砂岩油藏注水开发效果评价方法砂岩油藏是一种比较常见的油藏类型。
由于砂岩的渗透性较好，常常可以通过注水来提高石油的采收率。
然而，砂岩油藏注水开发效果的评价并不简单，需要综合考虑多个因素。
下面我将分析几种常用的方法来评价砂岩油藏注水开发效果。
首先，常用的评价方法之一是生产数据分析。
通过分析生产数据，可以了解到油井的产量、注水量和压力等信息。
对注水期间和注水前后的生产数据进行对比，可以初步判断注水开发效果的好坏。
如果注水后的产量有所增加，且注水量能够得到合理利用，说明注水开发取得了一定的效果。
其次，注水前后的沉积学特征分析也是一种评价砂岩油藏注水开发效果的方法。
砂岩油藏的沉积学特征对其含油性有很大的影响。
通过分析注水前后的沉积学特征，如砂岩粒度、孔隙度、渗透性等指标，可以初步了解注水对油藏的改造程度。
如果注水后的砂岩粒度变小、孔隙度增加，且渗透性有所改善，说明注水开发效果较好。
此外，地震方法也可以用来评价砂岩油藏注水开发效果。
地震方法可以通过观测油藏地层的声波传播速度和反射强度等信息，来反映油藏的物性变化。
注水后，地震方法可以用来观测油藏地层的密度、速度等物性变化，从而评价注水开发效果的好坏。
如果注水后的地震数据显示出明显的物性改变，如地层的速度减小、反射强度增加，说明注水开发取得了一定的效果。
最后，数值模拟也是一种常用的评价方法。
数值模拟可以通过建立砂岩油藏的数学模型，模拟注水过程中油水流体的运移规律，从而预测和评估注水开发效果。
通过调整模型参数，比如注水量、注水压力等，可以优化注水方案，提高注水开发效果。
总之，砂岩油藏注水开发效果的评价需要综合考虑生产数据分析、沉积学特征分析、地震方法和数值模拟等多个方面。
通过综合分析这些信息，可以得出注水开发效果的初步评价，并提出优化方案。
水驱砂岩油田动态采收率计算新方法
水驱砂岩油田动态采收率计算新方法LU Ruibin;LIU Shuangqi;HU Lin;ZHANG Fengbo;HE Zhihui【摘要】为更好地评价油藏开发效果,指导油藏合理开发,对南海西部水驱砂岩油田开展动态采收率预测技术研究,预测油藏开发全生命周期采收率.提出利用单储相对压降系数来表征油藏开发过程中能量的变化,使不同类型油藏间对比分析更加科学合理;同时论证了利用水平井、直井产能比来表征水平井、直井井数折算比的可行性,解决了水平井、直井共同开发油藏井网密度计算的难题.在采收率影响因素分析的基础上,利用53个开发单元生产动态数据,推导了南海西部天然能量充足和天然能量不足油藏动态采收率预测公式,实现了采收率预测的动态实时性,在南海西部海上油田应用效果较好.【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2019(034)004【总页数】7页(P60-66)【关键词】海上油田;动态采收率;经验公式;单储相对压降系数;井数折算比【作者】LU Ruibin;LIU Shuangqi;HU Lin;ZHANG Fengbo;HE Zhihui【作者单位】;;;;【正文语种】中文【中图分类】TE327引言采收率是油田开发工作者十分关注的问题[1]，是评价油气田开发效果和开发水平的重要指标之一[2]。
常用的采收率计算方法有很多，包括岩心实验法、类比法、经验公式法、水驱曲线法和数值模拟法等。
但从机理研究角度可以将其分为两大类：一类从水驱油藏油水运动机理角度出发，研究水驱油效率和体积波及系数，该方法物理意义明确，理论基础扎实可靠，计算方法简单，但取准参数并使其具有代表性较难。
另一类是从数学角度入手，利用数理统计研究油田开发动态，建立统计关系，该方法推导相对简单，但其涉及参数较多，计算较为繁琐，推广性较差，如经验公式法等。
南海西部水驱砂岩油藏大多已进入中高含水阶段，随着油藏物性参数的变化以及开发措施的调整，油藏采收率不断发生改变，为更好地评价油藏开发效果，指导油藏合理开发，对采收率的研究应逐渐向动态性、实时性转变。
对特低渗透注水砂岩油藏采收率确定方法的相关分析
对特低渗透注水砂岩油藏采收率确定方法的相关分析作者：焦垚祺来源：《中国化工贸易·上旬刊》2018年第10期摘要：在我国现有的储量规范中对采收率的标定主要是针对中高渗透油藏，对于低以及特低的渗透油藏采收率的确定方法比较欠缺。
基于此，本文先是对特低渗透油藏的确定方法进行了分析，然后对经验公式法和类比法的优势和缺点进行了分析。
关键词：特低渗透;注水砂岩油藏;采收率;经验公式法;类比法0 引言随着我国油藏开发技术不断改进，很多先进技术如超前注水技术被逐渐使用，让油藏开发的产量和经济效益取得了很大进步。
要想继续提高特低渗透油藏的开采量和经济效益，需要对采收率确定方法进行研究，选择最合适的确定方法，掌握油藏的情况，才能推动油藏的有效开发。
1 经验公式法首先利用基础数据进行筛选。
经验公式建立在油藏基础数据基础上，主要是大庆、长庆以及吉林三个油区。
将油田开发单元作为数据统计的单元，根据一定的原则进行选择。
首先空气渗透率一般情况下会10×10-3 μm2以下的注水油藏，开发的单元需要比较独立完整。
其次油藏已经处于递减的阶段，也就是开发的时间比较长，已经有很高的采出程度，可以利用水驱曲线方法或者是产量递减的方法实施计算。
最后油藏静态数据特别是空气渗透率以及孔隙度需要准确可靠，数据要经过检验，例如使用动用面积以及井数对井网密度进行计算，在筛选之后，大庆有二十个特低渗样本油藏，吉林有十三个，长庆有四个。
其次要建立经验公式模型，一般情况需要以石油行业的标准模型作为基础，模型需要设定截距为0和不为0两种情况，建立很多个函数模型。
再次需要选择模型，在选择的时候，首先需要将相关系数较小以及标准误差比较大的部分模型剔除掉，然后将自变量较小以及误差较大的模型剔除掉，最后剩下的模型误差比较小，符合率也比较高。
最后需要对模型进行验证，需要综合考虑各个模型的相关系数、模型的函数形式、标准误差、参数的个数以及应用习惯等要素，同时也需要综合分析井网密度以及采收率，需要保证采收率的提高，该经验公式才具有绝对优势。
水驱砂岩油藏开发后期确定合理注采比的一种方法
收稿日期:2005-07-25;修订日期:2005-11-07;作者E-mail:guangchaoli@第一作者简介:李广超(1970-),男,河南太康人,工程师,1994年毕业于石油大学(华东)开发系采油工程专业,现为中国地质大学(北京)能源学院博士研究生,从事油藏工程及油气田开发研究工作水驱砂岩油藏开发后期确定合理注采比的一种方法李广超1,刘大锰1,李广智2,宋志谦2,樊长江1(1.中国地质大学能源学院,北京 100083;2.河南南阳油田采油一厂,河南 南阳 473132)摘 要:确定水驱开发油藏的合理注采比是现代油藏管理的重要任务之一.水驱开发油藏的注采比是否合理直接影响着油藏地层压力保持水平及生产能力.利用物质平衡方程,依据注采平衡原理,推导出在油藏稳定生产时地层压降与注采比的关系,由实际矿场资料拟合出相关系数,通过合理地层压降来确定合理注采比,为油藏开发后期生产管理提供依据.双河油田437块、438块、Ⅴ上、Ⅶ上等4个开发单元的实例证明,这是一种计算简便、行之有效的方法.在宏观油藏管理上,该方法对于指导高含水期开发阶段油田的注水调整有一定的指导意义和实用价值. 关键词:水驱油藏;开发后期;注采比;地层压降;注采平衡水驱砂岩油藏注采比是油田配产配注的一项重要指标.注采比是否合理直接影响着地层压力保持水平及油层生产能力,合理注采比的确定应能满足对地层压力保持合理水平及产量的要求.油田在确定合理注采比时常缺乏一种简便有效的方法,多是凭借经验来确定,不利于提高油藏整体管理水平.笔者利用物质平衡方程从注采平衡原理入手,采用理论推导与实际资料拟合相结合的方法,通过合理地层压降来确定合理注采比.1 理论公式推导对于弹性水驱砂岩油藏,根据注采平衡原理[1]:L i e W P K W W =∆×++1 (1) γ/1O t B C N K ××= (2)P O P L W B N W +×=γ/ (3)式中:W e ——累积水侵量,×104 m 3;W i ——累积注入体积,×104 m 3; W L ——累积采出量,×104 m 3; W p ——累积产水量,×104 m 3; K 1——弹性产率,×104 m 3/MPa; N ——地质储量,×104 t; △P ——地层压降,MPa; N p ——累积产油,×104 t;B o ——原油体积系数; γ——原油相对密度;C t ——岩石综合压缩系数,MPa -1. 将公式(1)中各项对时间进行微分得:tW t P K t W t W Li e d d d d d d d d 1=∆×++ (4) 注采比: LiW W IPR d d =,则有:t W IPR t W Li d d d d ×= (5) 对于定态水侵油藏,有: P K tW Q ee ∆×==2d d (6) 式中:K 2——水侵系数,×104 m 3/(a ･MPa); 把(5)、(6)式代入(4)式整理得:dtPd K dt dW IPR P K L ∆×−−=∆×12)1( (7) 当油藏稳定生产时,tW Q LL d d =为定量,则对(7)式进行积分并整理得:tK K L L e Q K IPR P Q K IPR P )(2212)1(1−××−−∆+×−=∆ (8)当t →∞时,则∞→t k k 1282新 疆 地 质0)1()(212→××−−∆−tK K L e Q K IPR P因此由公式(8)得到:P Q K IPR L∆−=21 (9)既当∞→t k k 12,油藏处于稳定生产时,地层压降△P 与注采比IPR 呈线性关系,因此只要确定了两者之间的具体关系式,即可根据合理地层压降来确定合理注采比.但是由于实际中注采比受多种因素的影响,一般情况下,满足上述公式中的条件难以达到,水侵系数K 2也难以确定,所计算的结果误差很大.实际中可用矿场资料拟合出上述关系式,就可以用合理地层压降来确定合理注采比IPR .2 应用实例以双河油田437块、438块、Ⅴ上、Ⅶ等4个开发单元为例,这4个开发单元都经过20多年的开发,目前都已进入开发后期,年产液量基本稳定,可以认为,地层压降与注采比IPR 呈线性关系,设关系式为: b .+=∆IPR a P (10)式中:a 、b ——线性回归系数.4个开发单元的实际地层压降与注采比IPR 关系及拟合曲线见图1~4.图1 双河油田437块注采比与压降关系Fig.1 Relationship between the injection-production ratio and the pressure decline in Block 437 in Shuanghe Oilfield从各图看出,各开发单元的地层压降与注采比线性相关性较好.根据双河油田合理地层压力研究1, 437块、438块、Ⅴ上、Ⅶ等单元的原始地层压力分1赵玉欣.双河油田合理压力结构研究,2000别为14.64 MPa 、15.16 MPa 、16.7 MPa 、19.23 MPa,图2 双河油田438块注采比与压降关系Fig.2 Relationship between the injection-production ratio and the pressure decline in Block 438 in Shuanghe Oilfield图3 双河油田Ⅴ上层系注采比与压降关系Fig.3 Relationship between the injection-production ratioand the pressure decline in upper Ⅴ-stratain Shuanghe Oilfield图4 双河油田Ⅶ层系注采比与压降关系Fig.4 Relationship between the injection-production ratio and the pressure decline in Ⅶ-strata in Shuanghe Oilfield合理地层压力分别为12.44 MPa 、12.89 MPa 、14.20 MPa 、16.35 MPa,则合理地层压降分别为2.20 MPa 、2.27 MPa 、2.51 MPa 、2.88 MPa,由各单元回归式分别计算出其对应的合理注采比(表1).表1 各单元合理注采比计算结果Table 1 Calculated suitable injection-productionratio of each unit开发单元回归公式相关系数合理地层压降/MPa合理注采比437块P = -6.5IPR+10.2 R2=0.7581 2.20 1.23 438块△P = -6.5IPR+10.1 R2=0.6435 2.27 1.20 Ⅴ上△P = -8.2IPR+9.9 R2=0.8312 2.51 0.90 Ⅶ△P =-9.4IPR+12.9 R2=0.8880 2.88 1.06由计算知,要使双河油田437块、438块、Ⅴ上、Ⅶ等单元的地层压力保持在合理水平上,则其注采比要分别保持在 1.23、1.20、0.90、1.06.事实上,2005年6月,437块、438块、Ⅴ上、Ⅶ等单元的实际注采比分别为0.74、0.66、0.82、0.98,实际地层压力水平分别为 60.93%、53.96%、84.32%、88.14%.显然,Ⅴ上、Ⅶ2个单元的实际注采比比较接近合理值,其地层压力保持水平较高,而437块、438块2个单元的实际注采比远远低于合理值,则其地层压力水平非常低,在以后的开发过程中急需提高实际注采比,提高油藏压力水平,使油藏保持充足的能量. 3 结论与认识(1) 理论推导与矿场资料拟合相结合,利用合理地层压降能够确定合理注采比,为开发生产中配产配注提供依据,指导油田合理调配注水量.(2) 本方法适用于未饱和的水驱砂岩油田稳定生产,是油田开发后期确定合理注采比一种实用、有效的方法,即适应于整个油田,也适应于具体开发单元、小层等.(3) 理论上当累计注采比等于1时,压降应该为零.由回归公式计算的合理注采比大于1,实际上是实际生产管理中由于注水量计量误差和注水损失造成的,如管线漏失实际没有注入到油藏中.参考文献[1] 方凌云.水驱砂岩油藏动态分析方法[M].北京:石油工业出版社,1998.A NEW METHOD USED TO DETERMINE THE SUITABLEINJECTION-PRODUCTION RATIO FOR WATER-FLOODINGRESERVOIRS AT LATER STAGESLI Guang-chao1, LIU Da-meng1, LI Guang-zhi2, SONG Zhi-qian2, FAN Chang-jiang1(1.Energy College China University of Geosciences, BeiJing, 100083, China; 2.1st production factory of Henanoil field, Nanyang, Henan, 473132, China)Abstract: It is one of most important tasks in modern reservoir menagement to determine the suitable injection-production ratio. Injection-production ratio (IPR) directly affects the pressure maintenance and the productivity of reservoirs. Based on the material-balance equation and the theory of injection-production balance, we derived the relationship between the pressure decline and the injection-production ratio from when the reservoir has a stable production. Then we proposed the suitable injection-production ratio for the production management at later stages of reservoir development with the correlation factor derived from regression analysis. Instances of four developing units in Shuanghe oilfield, including Block 437, Block 438, Block Ⅴand Block Ⅶ, show that this method is a simple and effective one. It should be meaningful and useful for the adjustment of water injection in oilfields at high water-cut stage of production. Key words: Water-flooding reservoir; Later stage of production; Injection-production ratio; Reservoir pressure decline; Balance of injection and production中英文翻译服务史晨洁 B.Sc.加拿大卑诗省翻译协会会员Email: cjgosse@shaw.ca English-Chinese Translation ServicesSHI Chen-jie B.Sc. Associate Member of The Society of Translators and Interpreters of British Columbia, CanadaEmail: cjgosse@shaw.ca本人毕业于上海交通大学科技外语系科技英语专业。
砂岩油藏水驱调整后采收率预测方法研究
砂岩油藏水驱调整后采收率预测方法研究屈亚光;丁祖鹏;耿艳宏;邓九果【摘要】目前水驱采收率大多是通过水驱特征曲线来得到,因其操作简便易行且可靠性高,在国内外得到了广泛的应用.但是将其应用于预测油田开发中后期实施调整作业后水驱采收率却存在一定的问题,预测结果往往偏高.为此,需要一种新的方法来确定调整阶段水驱采收率大小.提出了一种新的方法,主要针对于应用井网加密和扩边调整措施的油田,采用分别对调整井和老井的生产数据拟合水驱特征曲线,得到调整井和老井各自计算的可采地质储量;然后相加得到油田的采收率.该方法通过采用数值模拟技术得到了有效验证,预测精度明显优于常规水驱曲线方法.最后将该方法用于海上M油田,预测得到的水驱采收率能较好符合油田的开发认识.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2014(014)011【总页数】4页(P166-169)【关键词】采收率;井网加密;扩边;水驱特征曲线;油藏数值模拟【作者】屈亚光;丁祖鹏;耿艳宏;邓九果【作者单位】海洋石油高效开发国家重点实验室,中海油研究总院,北京100027;海洋石油高效开发国家重点实验室,中海油研究总院,北京100027;海洋石油高效开发国家重点实验室,中海油研究总院,北京100027;海洋石油高效开发国家重点实验室,中海油研究总院,北京100027【正文语种】中文【中图分类】TE343水驱采收率的预测大多是通过水驱特征曲线来得到，因其操作简便易行且可靠性高，在国内外得到了广泛的应用［1—5］。
国内目前常用的水驱曲线公式有4类:甲型，乙型，丙型，丁型，它们各自适合于不同类型的油藏［6—8］。
油田经过多年注水开发后，大多数处于中高含水期，为了进一步地提高油藏的开发效果，往往会通过采取扩边、井网加密等方法，减缓油田产量递减速度，降低综合含水，提高采收率。
通常情况下，当油田处于中高含水期后，根据油田动态数据得到了水驱曲线一般会出现直线段，从而可以预测油田的可采储量及最终的采收率。
确定水驱砂岩油藏采收率的方法
确定水驱砂岩油藏采收率的方法
陈元千;刘雨芬
【期刊名称】《石油勘探与开发》
【年(卷),期】1996(023)004
【摘要】本文基于我国６大油区１５０个区砂岩油藏的资料，建立了确定采收率的相关经验公式，利用该公式可以预测新发现油藏的采收率。
【总页数】3页(P58-60)
【作者】陈元千;刘雨芬
【作者单位】不详;不详
【正文语种】中文
【中图分类】TE341
【相关文献】
1.水驱砂岩油藏生产井出口端含水饱和度的确定方法 [J], 吴济畅;雷芳英
2.应用油藏工程方法确定天然水驱砂岩油藏水体 [J], 李洪成;李旭东;马青云;;
3.水驱砂岩油藏开发后期确定合理注采比的一种方法 [J], 李广超;刘大锰;李广智;宋志谦;樊长江
4.砂岩油藏水驱调整后采收率预测方法研究 [J], 屈亚光;丁祖鹏;耿艳宏;邓九果
5.新型低矿化度活性水驱提高低渗砂岩油藏采收率技术 [J], 唐建信;徐斌;成田田;赵英;李润泽
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