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中图分类号：TE933 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）38-0027-01
一、砂岩油藏注水开发效果评价的目的
砂岩油藏注水开发效果评价的主要目的是研究砂岩油藏内油水运动规律，揭示油藏注水开发的主要矛盾和潜力，为编制油藏年度开发规划、长远开发规划和综合调整方案制定科学合理的技术方法和技术措施，确保砂岩油藏获得最高的、经济合理的水驱采收率。
二、砂岩油藏注水开发效果评价的主要内容
1、注水方式和注采井网的适应性评价
2、注采压力系统的适应性评价
3、综合含水率及耗水量大小的分析评价
4、注水利用率分析
5、注入水波及体积大小的评价
6、自然递减率和剩余可采储量采油速度评价
7、可采储量评价
8、注水开发效果综合评价
三、砂岩油藏注水开发效果评价的方法
1、注水方式和注采井网适应性评价
注水方式和注采井网适应性是衡量油藏所采取的技术方法和技术措施是否得当，油藏潜力是否得到充分发挥的一项重要内容。通常从以下几个方面进行分析评价：
（1）从水驱储量控制程度和水驱储量动用程度高低分析评价注水方式和注采井网的适应性
水驱储量动用程度直接反映注水开发油藏的水驱效果。一般情况下，水驱储量动用程度随着开发程度的加深而提高，其值越大，说明水驱油藏的注水开发效果越好；反之，则说明注水开发效果越差。通常用丙型水驱曲线计算出来的水驱储量动用程度值应小于1。但有时也可能大于1，这除了反应水驱效果较好外，主要是地质储量偏小所至。
（2）从产能大小和采油速度高低分析评价注水方式和注采井网的适应性
a.油井产能和注水井吸水能力变化规律。油井产能的变化主要指采油、采液指数的变化规律。通常用本油藏的实际资料作出无因次采油指数和无因次采液指数随含水而变化的关系曲线（用相对渗透率曲线作理论曲线，用单井的采出指数资料作实际曲线）。
当作出无因次采油指数和无因次采液指数随含水而变化的关系曲线后，应确定油藏有代表性的采油指数初始值。初始值确定后就可以确定不同含水條件下的采油指数、采液指数。
再通过压力系统分析，确定不同含水下的合理生产压差，进而确定不同含水下合理的单井产油量和产液量。当实际值低于确定值时，则认为油井的潜力没有得到充分发挥；当接近实际值时则认为油井利用较好。
注水井吸水能力变化规律通常是作注水井的吸水指数或视吸水指数随含水而变化的规律。根据不同含水阶段确定的合理注水压差和吸水指数确定单井注入量，以此与实际的平均单井注入量对比，分析评价注水井的利用情况。在进行注水井的对比时，应注意高渗透层水淹后控制注水的情况，以控制注水量的大小校正对比值。
b.采油速度变化情况的分析。根据油井产能变化规律的分析，确定出不同阶段合理的单井产量后，在注采系统不变的情况下，也就相应地确定了油田或区块应达到的采油速度，以此和实际的采油速度对比，分析评价油藏开发的好坏。同时，说明各种措施是否得当。
2、注采压力系统评价
（1）合理注采井数比。合理注采井数比有多种计算方法。评价时分别计算出油藏不同含水阶段的合理注采井数比和实际注采井数比，将实际值与合理值进行比较，若一致或接近说明油藏的注采井数比是合理的，若差距较大则说明实际注采井数比不合理，需要进行调整。
（2）合理的地层压力保存水平。注水开发油田的主要目的是为了保持油层的潜在势能，保持足够的驱动压差以便获得一定的产量，降低产量的递减速度，提高石油采收率。因此，注水开发油田应当将油层压力保持在合理的水平。在合理的压力水平下，再增加地层压力对石油采收率的提高作用不大。合理的压力水平，既能满足排液的要求，又能满足对注水量的需要。
（3）注采压力系统评价。注采压力系统是否合理通常用注采压力系统评价图和注采体积平衡交汇图来评价。由于绘制注采压力系统评价图比较繁琐，这里推荐用注采体积平衡交汇图来进行评价。注采体积平衡交汇图的原理和作法如下：
在一定的井网和注采压力系统下，当注水压力和油井流压确定之后，地层压力就被唯一地确定了。
在不同的地层压力下，利用上式分别求出等号两端的数值，以地层压力为横坐标，地下体积为纵坐标，即可作出注采体积平衡交汇图，从图中即可找到注采平衡的交点。此交点对应的地层压力即为注采平衡时的地层压力。这样，从注水井注入压力到油井地层压力、流动压力之间便形成了稳定的压力系统，在一定的压力系统下只对应一定的产液量，根据产液量的要求可以利用该图对注采压力系统进行调整。
3、综合含水率及耗水量大小的分析评价
油藏含水上升的快慢直接影响着油藏稳产指标的好坏以及最终采收率的大小。因此，含水上升的快慢、耗水量的多少，就成为评价注水开发油藏开发效果好坏的一项重要指标。
（1）综合含水与采出程度关系曲线法。这种方法主要用来评价油藏在目前条件下含水上升是否正常。通常采用油藏的实际资料与理论计算结果进行对比以及和同类油藏在采出程度相同的条件下进行对比的方法来分析评价该油藏含水上升是否正常。
a.与本油藏理论曲线和标准曲线对比。用相对渗透率曲线资料绘制出的含水率与采出程度关系曲线作为理论曲线，将油藏实际的综合含水和采出程度关系曲线与理论曲线绘制在同一坐标系下，将二者进行比较。实际曲线与理论曲线重合或接近说明油藏的含水上升正常，若实际曲线在理论曲线上方，则说明含水上升不正常。
（2）无因次注入曲线、无因次采出曲线法。无因次注入曲线指累积注水量与累积采油量之比（重量比）和采出程度的关系曲线。无因次采出曲线指累积采水量与累积采油量之比（重量比）和采出程度的关系曲线。当油田进入中高含水采油期后，这两条曲线在半对数坐标上呈直线关系。依照标定的位量即可评价油藏开发效果。
4、注水利用率分析
注水利用率是评价水驱油藏开发效果的又一项重要指标。它不仅影响着水驱开发效果的好坏，而且直接影响着水驱油藏经济效益的高低。注水利用率的高低通常从两个方面进行评价：一是地下存水率的大小，二是在相同注入孔隙体积倍数下采收率的高低。
5、注入水波及体积大小评价
注入水波及体积大小用注入水波及体积系数表示。注入水波及体积系数可采用矿场资料统计法和实验室资料统计法来确定。
（1）矿场资料统计法。通常用加密调整井水淹层厚度占总厚度的比值来表示注入水波及体积系数。
使用这种方法的前提是调整井全区分布。如此，才能以厚度比作为体积比。但是由于加密调整井一般都分布在剩余油富集区，因此水淹层厚度一般都偏低，由此得出的波及体积系数偏小。
（2）实验室资料统计法。确定不同注入倍数下的注入水波及体积系数，可用当时的采出程度（地下体积）除以当时水淹层的平均驱油效率。由于油层渗透率、润湿性、地层油粘度等对水驱油效率都有影响，而以地层油粘度的影响最大，因而可以用油水粘度比与驱油效率的关系对渗透率和润湿性进行校正，从而确定不同注入倍数下的驱油效率。
6、自然递减率和剩余可采储量采油速度评价
（1）自然递减率评价。评价一个油藏产量自然递减率的大小是否合理可以将实际自然递减率标到理论自然递减率图版上进行对比。若实际值接近或低于理论值，则是合理的，反之，则不合理。
（2）剩余可采储量采油速度评价。剩余可采储量采油速度综合反映了目前开发系统下油藏开发效果的好坏。剩余可采储量采油速度的高低不仅受人为因数的影响，而且与开发阶段有关。
7、可采储量评价
可采储量是反映注水开发油藏水驱开发效果好坏的综合指标。由于股份公司要定期进行标定。因此，在进行注水开发效果评价时，应按行业标准《石油可采储量计算方法》（SY/T5367-1998）计算本油藏目前条件下的水驱可采储量值并与标定值进行对比分析，评价综合治理措施是否得当，制定提高本油藏水驱采收率、进一步改善开发效果的新的技术方法和技术措施。
一、砂岩油藏注水开发效果评价的目的
砂岩油藏注水开发效果评价的主要目的是研究砂岩油藏内油水运动规律，揭示油藏注水开发的主要矛盾和潜力，为编制油藏年度开发规划、长远开发规划和综合调整方案制定科学合理的技术方法和技术措施，确保砂岩油藏获得最高的、经济合理的水驱采收率。
二、砂岩油藏注水开发效果评价的主要内容
1、注水方式和注采井网的适应性评价
2、注采压力系统的适应性评价
3、综合含水率及耗水量大小的分析评价
4、注水利用率分析
5、注入水波及体积大小的评价
6、自然递减率和剩余可采储量采油速度评价
7、可采储量评价
8、注水开发效果综合评价
三、砂岩油藏注水开发效果评价的方法
1、注水方式和注采井网适应性评价
注水方式和注采井网适应性是衡量油藏所采取的技术方法和技术措施是否得当，油藏潜力是否得到充分发挥的一项重要内容。通常从以下几个方面进行分析评价：
（1）从水驱储量控制程度和水驱储量动用程度高低分析评价注水方式和注采井网的适应性
水驱储量动用程度直接反映注水开发油藏的水驱效果。一般情况下，水驱储量动用程度随着开发程度的加深而提高，其值越大，说明水驱油藏的注水开发效果越好；反之，则说明注水开发效果越差。通常用丙型水驱曲线计算出来的水驱储量动用程度值应小于1。但有时也可能大于1，这除了反应水驱效果较好外，主要是地质储量偏小所至。
（2）从产能大小和采油速度高低分析评价注水方式和注采井网的适应性
a.油井产能和注水井吸水能力变化规律。油井产能的变化主要指采油、采液指数的变化规律。通常用本油藏的实际资料作出无因次采油指数和无因次采液指数随含水而变化的关系曲线（用相对渗透率曲线作理论曲线，用单井的采出指数资料作实际曲线）。
当作出无因次采油指数和无因次采液指数随含水而变化的关系曲线后，应确定油藏有代表性的采油指数初始值。初始值确定后就可以确定不同含水條件下的采油指数、采液指数。
再通过压力系统分析，确定不同含水下的合理生产压差，进而确定不同含水下合理的单井产油量和产液量。当实际值低于确定值时，则认为油井的潜力没有得到充分发挥；当接近实际值时则认为油井利用较好。
注水井吸水能力变化规律通常是作注水井的吸水指数或视吸水指数随含水而变化的规律。根据不同含水阶段确定的合理注水压差和吸水指数确定单井注入量，以此与实际的平均单井注入量对比，分析评价注水井的利用情况。在进行注水井的对比时，应注意高渗透层水淹后控制注水的情况，以控制注水量的大小校正对比值。
b.采油速度变化情况的分析。根据油井产能变化规律的分析，确定出不同阶段合理的单井产量后，在注采系统不变的情况下，也就相应地确定了油田或区块应达到的采油速度，以此和实际的采油速度对比，分析评价油藏开发的好坏。同时，说明各种措施是否得当。
2、注采压力系统评价
（1）合理注采井数比。合理注采井数比有多种计算方法。评价时分别计算出油藏不同含水阶段的合理注采井数比和实际注采井数比，将实际值与合理值进行比较，若一致或接近说明油藏的注采井数比是合理的，若差距较大则说明实际注采井数比不合理，需要进行调整。
（2）合理的地层压力保存水平。注水开发油田的主要目的是为了保持油层的潜在势能，保持足够的驱动压差以便获得一定的产量，降低产量的递减速度，提高石油采收率。因此，注水开发油田应当将油层压力保持在合理的水平。在合理的压力水平下，再增加地层压力对石油采收率的提高作用不大。合理的压力水平，既能满足排液的要求，又能满足对注水量的需要。
（3）注采压力系统评价。注采压力系统是否合理通常用注采压力系统评价图和注采体积平衡交汇图来评价。由于绘制注采压力系统评价图比较繁琐，这里推荐用注采体积平衡交汇图来进行评价。注采体积平衡交汇图的原理和作法如下：
在一定的井网和注采压力系统下，当注水压力和油井流压确定之后，地层压力就被唯一地确定了。
在不同的地层压力下，利用上式分别求出等号两端的数值，以地层压力为横坐标，地下体积为纵坐标，即可作出注采体积平衡交汇图，从图中即可找到注采平衡的交点。此交点对应的地层压力即为注采平衡时的地层压力。这样，从注水井注入压力到油井地层压力、流动压力之间便形成了稳定的压力系统，在一定的压力系统下只对应一定的产液量，根据产液量的要求可以利用该图对注采压力系统进行调整。
3、综合含水率及耗水量大小的分析评价
油藏含水上升的快慢直接影响着油藏稳产指标的好坏以及最终采收率的大小。因此，含水上升的快慢、耗水量的多少，就成为评价注水开发油藏开发效果好坏的一项重要指标。
（1）综合含水与采出程度关系曲线法。这种方法主要用来评价油藏在目前条件下含水上升是否正常。通常采用油藏的实际资料与理论计算结果进行对比以及和同类油藏在采出程度相同的条件下进行对比的方法来分析评价该油藏含水上升是否正常。
a.与本油藏理论曲线和标准曲线对比。用相对渗透率曲线资料绘制出的含水率与采出程度关系曲线作为理论曲线，将油藏实际的综合含水和采出程度关系曲线与理论曲线绘制在同一坐标系下，将二者进行比较。实际曲线与理论曲线重合或接近说明油藏的含水上升正常，若实际曲线在理论曲线上方，则说明含水上升不正常。
（2）无因次注入曲线、无因次采出曲线法。无因次注入曲线指累积注水量与累积采油量之比（重量比）和采出程度的关系曲线。无因次采出曲线指累积采水量与累积采油量之比（重量比）和采出程度的关系曲线。当油田进入中高含水采油期后，这两条曲线在半对数坐标上呈直线关系。依照标定的位量即可评价油藏开发效果。
4、注水利用率分析
注水利用率是评价水驱油藏开发效果的又一项重要指标。它不仅影响着水驱开发效果的好坏，而且直接影响着水驱油藏经济效益的高低。注水利用率的高低通常从两个方面进行评价：一是地下存水率的大小，二是在相同注入孔隙体积倍数下采收率的高低。
5、注入水波及体积大小评价
注入水波及体积大小用注入水波及体积系数表示。注入水波及体积系数可采用矿场资料统计法和实验室资料统计法来确定。
（1）矿场资料统计法。通常用加密调整井水淹层厚度占总厚度的比值来表示注入水波及体积系数。
使用这种方法的前提是调整井全区分布。如此，才能以厚度比作为体积比。但是由于加密调整井一般都分布在剩余油富集区，因此水淹层厚度一般都偏低，由此得出的波及体积系数偏小。
（2）实验室资料统计法。确定不同注入倍数下的注入水波及体积系数，可用当时的采出程度（地下体积）除以当时水淹层的平均驱油效率。由于油层渗透率、润湿性、地层油粘度等对水驱油效率都有影响，而以地层油粘度的影响最大，因而可以用油水粘度比与驱油效率的关系对渗透率和润湿性进行校正，从而确定不同注入倍数下的驱油效率。
6、自然递减率和剩余可采储量采油速度评价
（1）自然递减率评价。评价一个油藏产量自然递减率的大小是否合理可以将实际自然递减率标到理论自然递减率图版上进行对比。若实际值接近或低于理论值，则是合理的，反之，则不合理。
（2）剩余可采储量采油速度评价。剩余可采储量采油速度综合反映了目前开发系统下油藏开发效果的好坏。剩余可采储量采油速度的高低不仅受人为因数的影响，而且与开发阶段有关。
7、可采储量评价
可采储量是反映注水开发油藏水驱开发效果好坏的综合指标。由于股份公司要定期进行标定。因此，在进行注水开发效果评价时，应按行业标准《石油可采储量计算方法》（SY/T5367-1998）计算本油藏目前条件下的水驱可采储量值并与标定值进行对比分析，评价综合治理措施是否得当，制定提高本油藏水驱采收率、进一步改善开发效果的新的技术方法和技术措施。