采收率计算方法汇总.docx
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采收率计算方法汇总
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。
3、水驱油效率及水驱采收率
（1）根据油水相对渗透率曲线计算水驱油效率
在孔隙结构复杂的多孔介质中水驱油，形成无数条微观的流动通道，各条通道内的油水界面以不同的速度向前推进。
经过一定时间后，只有某些孔隙中形成了水的连续通道，相当多的孔隙内仍然存在小油区。
继续注水，一些油可被水驱动，小的油区又逐渐被水分隔成更小的油区。
长期注水后，最终形成不流动的小油滴，这些油成为二次残余油。
可见，宏观水波及到的油区内微观上仍然存在水未能洗涤的油。
用微观驱油效率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
（7-4）
或
（7-5）
式中Swc—相对渗透率曲线上的束缚水饱和度；
—经济极限（95~98%）产水率时的油层平均含水饱和度。
根据塔木察格19区块分别在铜钵庙和南屯组所测的4条油水相对渗透率曲线，按上述方法计算的水驱油效率见表××。
由表××可知，铜钵庙组最终驱油效率为34%，查干组为51%。
井号
层位
取样深度（m）
渗透率（10-3μm2）
Swc（%）
（%）
最终驱油效率（%）
19-34
铜钵庙
1751.84
1058
56.09
72
0.36
铜钵庙
1751.94
59.4
59.22
72
0.31
19-31
南屯
2072.18
4.96
39.1
70
0.51
南屯
2072.28
7.3
37.58
70
0.52
南屯
2072.43
4.29
40.23
70
0.50
（2）水驱采收率
根据行业标准中的方法，新投入开发区块或新增探明储量区块采收率标定方法以经验公式法为主。
1）中国储量规范中水驱砂岩油田采收率经验公式1
塔木察格19区块各断块油藏水驱采收率利用中国储量规范的水驱砂岩油田采收率经验公式1计算，其公式如下：
（7-6）
式中：
ER—原油采收率，f；
μR—油层条件下油水粘度比，mPa.s；
—油藏平均渗透率，10-3μm2；
hoe—油藏平均有效厚度，m；
S—井网密度，口/Km2；
—对数正态分布渗透率变异系数，f；
T—油藏平均温度，℃；
通过计算：
如果塔木察格19区块平均井网密度为11.1口/km2时，平均水驱采收率为21%；
2）中国储量规范中水驱砂岩油田采收率经验公式2
塔木察格19区块各断块油藏水驱采收率利用中国储量规范的水驱砂岩油田采收率经验公式2计算，其公式如下：
（7-7）
式中：
ER—原油采收率，f；
Ka—空气渗透率，10-3μm2；
μo—地层原油粘度，mPa.s；
—岩石有效孔隙度，f；
S—井网密度，口/Km2；
通过计算：
塔木察格19区块平均井网密度为11.1口/km2时，平均水驱采收率为21%；
3）中国不同井网密度与采收率的经验公式法
从我国许多油田的生产实践也都说明，井距缩小采收率有明显提高。
关于井网密度与采收率的关系，中国石油勘探开发研究院根据144个油田或开发单元的实际资料，将流动系数（K/μ）划分为5个区间，分别回归出5个区间原油采收率与井网密度的关系见表7-10。
表7-10中国油田不同流动系数的井网密度与采收率关系表达式
类别
流动系数
（10-3μm2/mPa.s）
油藏个数
表达式
备注
Ⅰ
300-600
13
表达式中：
ER—原油采收率，小数；
S—井网密度，ha/井；
h—油层厚度，m；
μ—地层原油粘度，mPa.s；
Ⅱ
100-300
27
Ⅲ
30-100
67
Ⅳ
5-30
19
Ⅴ
<5
18
区块
渗透率um2
地层原油粘度
地层水粘度
井网密度1/km2
水驱采收率％
19-3
3.66
2.7
0.4
11.1
0.16
19-14
18
2.7
0.4
11.1
0.16
19-10
4.7
2.7
0.4
11.1
0.16
19-40
10
2.7
0.4
11.1
0.16
19-34
50
4.7
0.4
11.1
0.30
19-13
16.67
2.7
0.4
11.1
0.30
19-28
4.45
2.7
0.4
11.1
0.16
平均
/
0.20
塔木察格19区块19-34、19-13、19-14断块流动系数介于5-30之间，属于第四类油藏。
其它断块平均流动系数小于4，属于第五类油藏。
当井网密度取11.1口/km2，井距为300米时，整个区块平均水驱采收率为20％左右。
4）美国水驱油藏经验公式
此方法是美国石油学会（API）的采收率委员会，对72个水驱砂岩油田实际开发数据建立的相关经验公式如下：
（7-8）
式中：
Boi—原油原始地层体积系数，（m3/m3）；
、
—原始油藏条件下水和油的粘度，mPa.s；
其它参数意义同前。
应用上述公式计算，塔木察格19区块平均水驱采收率为17％。
区块
油藏埋深
m
有效厚度m
原始地层压力Mpa
废弃压力Mpa
孔隙度％
渗透率um2
地层油粘度mPa.s
地层水粘度mPa.s
含油饱和度%
原油体积系数
水驱采收率％
19-3
2433.0
28.5
22.63
3
14.0
3.66
2.7
0.44
0.55
1.116
0.15
19-14
2085.0
40.7
19.15
3
18.9
18
2.7
0.44
0.55
1.116
0.18
19-10
2335.0
53.8
21.65
3
16.4
4.7
2.7
0.44
0.55
1.116
0.15
19-40
1657.0
38.6
14.87
3
15.0
10
2.7
0.44
0.55
1.073
0.18
19-34
1748.0
54
15.78
3
14.5
50
4.7
0.44
0.55
1.073
0.19
19-13
2066.0
27.1
18.96
3
17.6
16.67
2.7
0.44
0.55
1.116
0.18
19-28
2273.0
29.4
21.03
3
16.1
4.45
2.7
0.44
0.55
1.116
0.15
平均
1965.8
38.9
19.2
3.0
16.1
15.4
3.0
0.4
0.55
1.1
0.17
5）中国水驱砂岩油藏经验公式
此公式是我国石油专业储量委员会办公室归纳推导的经验公式，比较简单，只涉及到地层渗透率和地层油粘度，其公式如下：
（7-9）
应用上述公式计算，塔木察格19区块平均水驱采收率为26.58％。
区块
渗透率
um2
地层原油
粘度
mPa.s
原油压缩
系数
水驱采收率
％
19-3
3.66
2.7
1.116
22.30
19-14
18
2.7
1.116
27.51
19-10
4.7
2.7
1.116
23.05
19-40
10
2.7
1.073
25.46
19-34
50
4.7
1.073
29.25
19-13
16.67
2.7
1.116
27.23
19-28
4.45
2.7
1.116
22.89
平均
15.35
3.0
1.104
26.58
根据以上几个经验公式的计算，塔木察格19区块油藏平均水驱采收率在17-26%之间，不同方法计算结果见表7-11。
考虑到塔木察格19区块总体为低渗透油藏，边底水能量低、断块复杂、砂体平面变化快的特点，综合确定水驱采收率为22.4%。
如果各层系各油层均控制采油速度，优化射孔位置，则主力层采出程度将会高于该值；根据北京院对大庆、长庆、吉林等低渗透油藏的研究结果，该采收率还是比较合理的。
当然，利用经验公式确定原油采收率有很大局限性，而且原油采收率受地层流体性质、储层物性、井网密度、开发方式等多种因素影响。
因此，塔木察格19区块油藏最终水驱采收率究竟有多高，还得参考数值模拟计算结果，并进行全面分析，以上经验公式的计算结果只作为参考。
塔木察格19区块油藏不同经验公式计算采收率表
方法
井网密度
采收率％
1、中国储量规范中水驱砂岩油田采收率经验公式1
11.1
23.03
2、中国储量规范中水驱砂岩油田采收率经验公式2
11.1
20.31
3、中国不同井网密度与采收率的经验公式法
11.1
19.96
4、美国水驱油藏经验公式
/
17.18
5、中国水驱砂岩油藏经验公式
/
26.58
综合取值
/
22.40
井网井距
1、井网部署的基本思路
在制定油田开发方案时，根据油田地质、流体性质和合理经济评价确定合理的井网井距是十分重要的问题。
国内外油田开发证实，井距、油田初期开发最佳井网型式取决于储层特征和开采特征，注采井网对油田采油速度和采收率有着直接重要的影响。
对于油水分布较为简单的多油层油田，一般在油田开发初期部署基础井网，基础井网以控制主力油层为主，通过基础井网研究认识非主力油层，然后在开发中或后期根据开发动态、剩余油的分布特征和对非主力油层研究结果，钻加密井动用未动用和动用不好的非主力油层，从而提高采收率，大庆油田和国内其它相同油田开发一般采用了这种部署方式。
对于塔木察格19区块，由于油层纵向跨度大，只能根据各类油层发育规模采用主力层兼顾非主力层一步到位的部署方式。
2、井网密度
井网密度是直接影响油田开发技术和经济指标的主要因素。
井网密度选择的基本原则是：
①有效地控制和动用绝大多数油层和储量；②能满足国家对原油产量的要求；③具有较好的经济效益。
（1）技术合理井网密度
所谓技术合理井网密度，是指它对砂体有较高的控制程度，其储量损失小，水驱控制程度较高，因而可以使油田获得较好的开发效果，取得较高的采收率。
下面从技术角度对注采系统的完善程度（包括井网控制程度和水驱控制程度）进行评价。
①给定单井产能法
给定单井产量来计算井网密度的方法适用于开发新区。
根据采油速度和油井的单井产能，计算出所需的油井数，由油井数与总井数的关系，可确定出总井数，进而求出井网密度。
式中：
A—含油面积，km2；
N—地质储量，t；
Vo—采油速度，f；
η—油井综合利用率，f；
qo—油井单井产能，t/d；
Rot—油井数与总井数之比。
给定塔木察格19区块各断块的单井产量，考虑油井综合利用率取0.93，采油井与总井数比值取0.75，利用该方法计算技术合理井网密度和井距，计算结果如下：
区块
含油面积
储量
初期产能
油井利用率
油井与总井数比
采油速度
井网密度
井距
（km2）
（104t）
（t/d）
（%）
（%）
（well/km2）
（m）
19-3
0.61
101
6.5
0.93
0.75
1.5
16.5
246
19-28
1.45
246
9.7
0.93
0.75
1.5
11.5
295
19-13
1.96
334
6.3
0.93
0.75
1.5
17.7
238
19-14
0.64
157
7.7
0.93
0.75
1.5
20.7
220
19-10
2.31
822
10.6
0.93
0.75
1.5
21.8
214
19-34
1.29
531
14.5
0.93
0.75
1.5
18.5
233
19-40
1.06
358
9.6
0.93
0.75
1.5
22.8
209
平均
9.32
2549
9.3
0.93
0.75
1.5
19.2
228
塔木察格盆地铜钵庙组油层从技术上应该保证的井距为209m~295m。
②谢尔卡乔夫公式
根据华北油田二连盆地实际资料并结合谢尔卡乔夫公式的推导，得出了储层物性和原油粘度与井网密度的定量化公式。
关系式如下：
式中：
n—井网密度，口/km2；
Ev—体积波及系数，f；
K—有效渗透率，μm2；
μo—地层原油粘度，mPa·s。
油藏储层物性、原油性质及计算结果见表××：
区块
空气渗透率um2
地层原油粘度
体积波及系数
井网密度（口/km2）
井距m
19-3
3.66
2.70
0.80
26.67
194
19-14
18
2.70
0.80
17.82
237
19-10
4.7
2.70
0.80
25.04
200
19-40
10
2.70
0.80
20.68
220
19-34
50
4.70
0.80
15.83
251
19-13
16.67
2.70
0.80
18.17
235
19-28
4.45
2.70
0.80
25.39
198
平均
15.35
2.99
0.80
19.03
229
谢尔卡乔夫公式计算结果表明，技术合理井距在194－251m之间。
（2）经济极限井网密度和经济合理井网密度
以上从技术角度分析了井距或井网密度的合理性。
分析表明，随着井距缩小、井网密度加大，水驱控制程度和最终采收率增加，开发效果变好；但是，随着井网密度加大，经济上总投入增加，其经济效益变差。
因而，在确定合理井网密度时，既要考虑开发效果，又要考虑经济效益，才能确定出既经济、又合理的井网密度。
影响经济极限井网密度的主要因素有储层砂体的分层性、连续性及宏观非均质性，储层流体流度，油藏储量丰度及构成等。
①经济极限井网密度
塔木察格19区块自1998年陆续投产以来，部分断块油藏采出程度较高，其中19-3断块19-3井单井产量已达4.1万吨，断块总产4.2万吨，地质储量采出程度达5％左右。
因此在制定开发方案时，须考虑目前采出程度及已有油井的数量进行经济极限井网密度的计算。
油田开发（调整）方案极限井网密度、井距的确定有利于优化井数，高效布井。
定义销售收入与钻井投资、地面投资、作业费、操作费以及税收等支出达到平衡时的单井累计产量为极限单井累计产量，经推导其计算式可表示为：
根据可采储量（剩余可采储量）和极限单井累计产量，可导出极限油井井数为：
式中：
（∑Qo）lim—油井单井累计产量，m3；
ID—钻井投资，元；
Rinj—注采井数比；
RDM—地面建设投资与钻井投资之比；
Cwo—油水井作业费，元/a；
t—预测生产时间，a；
Coil—油价，元/m3；
Cc—操作费，元/m3；
Ctax—税收与管理费，元/m3；
Rsp—原油商品率，f；
OOIP—原油地质储量，m3；
ER—原油最终采收率，%；
Ro—原油采出程度，%；
noil—油井井数，口。
结合含油面积和已有井数，即可计算出极限井网密度和井距。
对比不同开发方式下的极限经济指标，有助于优化开发方式和开发井网，更经济有效地挖掘油田的潜力。
区块
水驱采收率
采出程度
衰竭式开采
注水开发
单井极限产量吨
极限井数口
井网密度口/km2
井距（m）
单井极限产量吨
极限井数口
井网密度口/km2
井距（m）
19-3
0.22
0.04
4995
16
26
197
3746
49
81
111
19-14
0.22
0.01
4697
40
62
127
3523
95
148
82
19-10
0.22
0.00
4911
213
92
104
3683
490
212
69
19-40
0.22
0.00
4331
110
104
98
3248
247
233
66
19-34
0.22
0.00
4409
156
121
91
3306
355
275
60
19-13
0.22
0.01
4681
90
46
147
3511
209
106
97
19-28
0.22
0.00
4858
67
46
147
3644
151
104
98
单井控制经济极限储量法：
式中：
—单井平均日产油量经济极限，t/d；
—单井初期平均日产油量经济极限，t/d；
—单井控制可采储量经济极限，104t；
—单井控制地质储量经济极限，104t；
—井网密度经济极限，口/km2；
—经济极限井距，m；
—投资贷款利率，f；
—平均一口井的钻井投资（包括射孔、压裂等），万元/井；
—平均一口井的地面投资（包括系统工程和矿建等），万元/井；
—开发评价年限，年；
—油井系数，即油水井总数与油井数的比值，f；
—采油时率，f；
—原油商品率，f；
—原油销售价格，元/t;
—原油成本，元/t；
0.0365—年时间单位换算；
—油田年综合递减率，f；
—开发评价年限内可采原油储量采出程度，f；
—原油采收率；
N—原油地质储量，t；
Ao—含油面积，km2。
由上式计算，油价按54美元/桶测算,经济极限井距为84m。
区块
单井极限产量吨
单井极限平均产能t/d
单井极限初始产能t/d
单井极限控制可采储量t
单井极限控制地质储量t
极限井网密度口/km2
极限井距m
19-3
4995
0.77
2.22
4781
21342
79.0
113
19-14
4697
0.73
2.09
4495
20069
145.4
83
19-10
4911
0.76
2.18
4700
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