《表4 中高黏水驱砂岩油藏产油量递减率影响因素分解成果》
以渤海油田中高渗中高黏水驱砂岩油藏中含水期为例,共选择10个典型油藏开发单元,对其递减率影响因素进行分解,结果见表4。由表4可看出,不同样品数据点之间的综合含水率、含水上升率、产液量变化率、采油速度差异较大,产油量递减率相差也较大。其中,采油速度为1.7%~5.2%,平均值为2.7%;产油量递减率为14.3%~30.9%,平均值为19.5%;“单位采油速度递减率”为5.7%~10.1%,平均值为7.3%。以“单位采油速度递减率”平均值7.3%为基础,制定评价标准,见表5。当单位采油速度递减率小于等于6.0%时,表明递减率较低,处于合理范围内;当单位采油速度递减率大于6.0%、小于等于8.0%时,表明递减率基本合理,但仍有一定下降空间;当单位采油速度递减率大于8.0%时,表明递减率偏高,应及时采取有效挖潜增产措施,减缓油田产油量递减。同样,对低含水期、高含水期、特高含水期以及其他类型油藏分别制定“单位采油速度递减率”评价标准,指导递减率评价工作。
图表编号 | XD0058450000 严禁用于非法目的 |
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绘制时间 | 2019.02.01 |
作者 | 张宏友 |
绘制单位 | 中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院 |
更多格式 | 高清、无水印(增值服务) |