【【【采收率计算方法汇总】】】.doc

试油试采特征及产出、注入能力研究开发方式研究 油田开发方式（或驱动方式）的选择，是油田开发方案设计的根本决策，它直接影响到开发层系的划分与组合、开发井网部署、注采系统配置和生产规模建设。对于一个具体油田，选择何种开发方式，由其技术经济条件（油田地质、渗流特征、流体性质、注入剂类型及来源、地面工程费用等）决定。 根据塔木察格19区块的实际情况，可供选择的开发方式主要有天然能量驱动开采和注水保持压力开采两种。 1、国内不同类型不同开发方式油藏的采收率 根据统计资料，我国陆上不同类型油藏平均采收率情况见表××。 表×× 中国陆上不同类型油藏平均采收率情况统计表（截止1997年底） 油田类型 油区 平均采收率（%） 注水砂岩油藏 全国 35.5 底水驱碳酸盐岩油藏 华北 30 天然水驱砂岩油藏 吉林、华北、吐哈、长庆、江苏、冀东 26.2 热采稠油油藏 辽河、胜利、新疆、河南 20 溶解气驱砂岩油藏 大港 15.9 溶解气+重力驱砂岩油藏 延长 9.4 溶解气驱碳酸盐岩油藏 四川 5.1 平均 33.2 注：引自《砂岩底水油藏稳产条件研究》 由表××可以看出，对比我国陆上不同类型、不同开发方式油藏的开发效果，注水砂岩油藏的开发效果最好，全国该类型油藏的平均采收率达35.5%，其次是底水驱碳酸盐岩油藏，为30%，其它依靠天然能量开发的油藏采收率状况较差。上述结果对塔木察格19区块油藏的开发方式选择具有借鉴意义。根据上述结论，塔木察格19区块若利用天然能量开采，其采出程度将比较低，而采用注水开发则会获得较高的原油采收率。 2、油藏驱动类型及天然能量评价 塔木察格19区块各断块油藏总体上属于具有弱边、底水、饱和程度较低的未饱和油藏，因此其驱动类型主要为弹性、溶解气驱动，天然能量主要为弹性、溶解气。 （1）弹性驱动能量评价 油藏弹性驱动能量大小可用弹性采收率来表示。弹性采收率可用下述零维模型确定： （7-1） 式中：Re—弹性采收率，（%）； Co,Cw—原油、地层水压缩系数，（MPa-1）； Soi,Swc—原始含油饱和度，束缚水饱和度，（f）； Pi,Pb—原始油藏压力，饱和压力（MPa）； Cp—岩石孔隙压缩系数，（MPa-1），由下式确定： （7-2） 式中：φ—孔隙度，（f）。 运用上述公式即可对塔木察格19区块各断块油藏弹性能量进行评价，平均弹性采收率为3.26％。其中地层油压缩系数取13.3×10-4/Mpa，地层水压缩系数取4.4×10-4/Mpa，岩石孔隙压缩系数取5.12×10-4/Mpa。各断块计算结果如下： 计算 深度,m 地层压力 Mpa 饱和压力 Mpa 含油饱和度 % 弹性采收率 % 19-3 2433.0 23.13 8.8 0.55 4.06 19-14 2085.0 19.65 8.8 0.55 3.08 19-10 2335.0 22.15 8.8 0.55 3.79 19-40 1657.0 15.37 6.5 0.55 2.52 19-34 1748.0 16.28 6.5 0.55 2.77 19-13 2066.0 19.46 8.8 0.55 3.02 19-28 2273.00 21.53 8.80 0.55 3.61 平均 1965.80 19.65 8.14 0.55 3.26 在衰竭式开发过程中，当油层压力低于饱和压力时，可以利用其溶解气驱动能量开发。溶解气驱动能量大小可用溶解气驱采收率来表示。 （2）溶解气驱采收率计算公式 美国石油学会(API)采收率委员会，从1965年到1967年，对北美和中东地区得312个油田的采收率进行了广泛深入的统计研究。根据其中98个溶解气驱油田（包括砂岩、灰岩、和白云岩）的实际开发数据，建立了确定溶解气驱油田采收率的相关经验公式，表达式为： (6-31) 式中：ER—原油采收率，f; Pb—饱和压力，MPa; Pa—废弃压力，MPa; φ—有效孔隙度，f; K—空气渗透率，darcy; Bob—饱和压力下的原油体积系数； μob—饱和压力下的地层原油粘度，mPa.s; Swi—束缚水饱和度，f. 利用上述公式计算出塔木察格19区块各断块油藏的溶解气驱采收率在14％左右。溶解气驱是在低压条件下油井以低产量生产，生产期很长，产能达不到极限产能，因此，该采收率仅是理论上的数值，可作为取值上限，通过数值模拟计算，在7-8%左右。ED来描述水的微观洗油能力。它定义为宏观水波及区域内，原始含油饱和度Soi与平均残余油饱和度之差与原始含油饱和度之比，即