砂岩油藏注水开发效果评价

砂岩油田注水开发效果评价一、砂岩油藏注水开发效果评价的目的二、砂岩油藏注水开发效果评价的主要内容三、砂岩油藏注水开发效果评价的方法一注水水方式和注采井网适应性评价二注采压力系统适应性评价三综合含水率及耗水量大小的分析评价四注水利用率分析六白然递减率和剩余可米储量米油速度评价五注入水涉及体积大小评价七可采储量评价八注水开发效果综合评价一、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 驱米收率。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、注入水涉及体积大小的评价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(一) 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上下分析评价注水方式和注采井网的 适应性水驱储量控制程度用现井网下和注水井连通的采油井射开有效厚度与采油井射开 总有效厚度之比值来表示：hRc = 一H式中：Rc 一水驱储量控制程度，%;h一与注水井连通的采油井射开有效厚度，m；H一采油井射开总有效厚度，m。水驱储量控制程度本质上是注入水体涉及系数的反映。水驱储量控制程度与井网密度的大小和注采系统的完善程度有关。如欢26断块兴隆台油层水驱储量控制程度随着井网密度的增加和注采系统的完善而提高：欢26断块水驱储量控制程度变化情况表年度井网密度ha/well油水井 数比水驱储量 控制程度198516.73542.0871.23198911.15641.9582.6419929.46651.9184.80水驱储量动用程度用注水井总的吸水厚度与总的射开连通厚度之比值或油井的总 产液厚度与总的射开连通厚度之比值来表示：RP =hiHiRP =hoHo式中：Rp水驱储量动用程度，%;hi、ho一注水井总吸水厚度、油井总产液厚度，m；Hi、Ho一注水井、油井总射开连通厚度， m。水驱储量动用程度还可以用丙型西帕切夫水驱特征曲线来确定:LpNP=A BLpNmoRmo式中：Lp一累积产液量，104t；Np一累积产油量，104t;Nmo一水驱动用储量可动油储量,104t；N一石油地质储量，10%;Er由油藏地质特征参数评价出的油藏最终采收率，f。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，那么说明注水开发效果越差。以下图为锦16断块西部丙型水驱曲线。由两个直线段的斜率和上述公式可以得到2002年末断块的水驱储量动用程度为98.65%锦16断块西部丙型水驱曲线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丁1。但有时也可能大丁 1,这除了反响水驱效果较好外，主要是地质储量偏小所至。计算出油藏的水驱储量控制程度和水驱储量动用程度后，参照行业标准( SY/T 62191996)即可衡量该油田或区块的这两个指标在油田开发水平分级表中届丁哪一 类。水驱储量控制程度和动用程度评价标准项目中高渗透率层状砂岩油藏低渗透孕砂岩油藏一类二类三类一类二类三类水驱储量控制程度 85 70 70 60 75 60 70 50 50(2) 从产能大小和采油速度上下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条件下的采油指数、 米液指数。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。当实际值低丁确定值时，那么认为油井的潜力没有得到充分 发挥；当接近实际值时那么认为油井利用较好。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比照，分析评价注水井的利用情况。在进行注水井的比照时， 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比照值。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到达的采油速度 ，以此和实际的采油速度 比照,分析评价油藏开发的好坏。同时，说明各种措施是否得当。1、 注米压力系统评价(1)合理注采井数比合理注采井数比有多种计算方法。这里推荐两种根底资料容易获取的方法：a.流度比法油层的非均质性和油、水流度比不同时，面积注水方式下强度最大的采注井数比 为：C =金上MJl式中：C一合理采注井数比，f;I w一注水地下井吸水指数，m3/d.MPa;Jl采油井地下采液指数，m3/d.MP；M一水、油流度比，f。当I w =Jl时，c =JM 。b.采注指数比法计算公式为：C = Jl P 我 lw式中：C一合理注采井数比，f;J L一采油井地下采液指数，m3/d.MPa;I wl注水井地下吸水指数，m3/d.MPa;IPR一注采比，f。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拟，假设一致或接近说明油藏的注采井数比是合理的，假设差距较大 那么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，乂能满足对注水量的需要根据地层压力保持程度和提高排液量的要求，地层压力保持水平可以分为三类：一类：地层压力为饱和压力的85%以上，能满足油井不断提高排液量的需要，也 不会造成油层脱气；二类：虽未造成油层脱气，但不能满足油井提高排液量的需要；三类：既造成油层脱气，也不能满足油井提高排液量的需要。各油藏可以根据实际情况制定各个开发阶段的地层压力保持水平，并按照上述三 类地层压力保持水平进行分类评价。(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。由丁绘制注采压力系统评价图比拟繁琐，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。在地层压力和油井流动压力均高丁饱和压力的条件下，采出地下体 积Vl由以下关系式确定：Vl =n(QofwQL).oBO rVl =no(PR - Pwf )(JowJl).o在地层压力高丁饱和压力、油井流动压力低丁饱和压力的条件下，采出地下体积 Vl由下式确定：Vl =n(PR 一已)(Pb -Pwf)Fv(BJofwL)o式中：Vl采出地下体积，m3/d ；n。一油井数，口 ；Bo原油体积系数，f ;P o原油密度，t/m3；Ql采出油量，t/d ；Q采出液量，t/d ；f w 综合含水， ；Pr一地层压力，MPa；Pb一饱和压力，MPa；Pwf一油井流动压力，MPa；Fl Vogel 系数,f ;Jl采油指数，t/(d - MPa)；Jl一采液指数，t/(d - MPa。而注入体积V那么由下式确定：V = n w I i ( P wfi - P r )式中：Vi注入体积，m/d ；nw一注水井数，口 ；Ii-(视)吸水指数,m7(d ?MPa)；Pwfi一注水井流动压力,MPa ;Pr一地层压力，MPa。在注采平衡条件下，VL=Vi,即Bo , 、_no(PR -Pwf )(_0fwJL)= nw I i ( iRvf - P R ) o或n(PR-Pb)(Pb-%)Fv(J。fwJL) =(%i-Pr)Iinw.o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。例如，2002年6月锦16断块西部开油井101 口，开注水井45 口，根据上式和有 关根底数据可得注采平衡表达式如下：101 (PR -12.4) (12.4-11.605) 0.96453 80.96 = (20.79 - PR) 17.8 45即 8177X (Pr - 11.633) =801X (20.79- Pr)注采平衡交汇图如以下图所示：地层压力，MPa.d/3m ,积体下地锦16断块西部注采平衡交汇图(f w=90.63%)由注采平衡交汇图可以看出，在目前地层压力12.61MPa、油井流动压力 11.605MPa注水井流动压力20.79MPa的注采压力系统下，采出体积位丁 A点而注入 体积位丁 B点，注采体积不平衡。在目前注采系统下要实现注采平衡只有调整压力系 统,将注水井流压提高到 22.09MPa ,但现有工艺技术条件不允许。当将注采井数比 由目前的1: 2.24调整为1: 1.58后，注水井流压只要20.13MPa ,就可实现注采平衡， 此时注采体积交汇丁图中的 A点。可见，锦16断块西部目前注采压力系统不适应特高含水期油田开发注采平衡的需 要，必须将注采井数比由目前的1 : 2.24调整为1: 1.58,形成注水井流动压力20.13MPa、地层压力12.61MPa、油井流动压力11.46MPa的注采压力系统才能适应 目前合理开发油田的需要。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比照以及和同类油藏在采出程度相同的条件下进行比照的 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比照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，将二者进行比拟。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，假设实际曲线在理论 曲线上方，那么说明含水上升不正常。以下图为欢26断块综合含水与采出程度关系曲线。由图可见，在含水 40%以前和 含水60%70%期间，实际曲线与理论曲线比拟接近，说明该断块含水上升比拟正常；含水40%60%和70%80%期间实际曲线均局丁理论曲线，说明断块综合含水上升 过快，水驱开发效果显著变差。00.10.20.30.40.50.6采出程度，9-10欢26断块兴隆台油层含水与采出程度关系曲线含水上升率与含水关系的标准曲线用含水与采出程度关系的微分形式作出。研究认为,水驱油田含水与采出程度关系曲线大体上有 7中形式，见下表：水驱油田含水与采出程度关系曲线表丁与曲线形态fwRdfw/dR1凸lnR=A+Bln(1-f w)-(1-fw)/BR2凸R=A+Bln(1-f w)-(1-fw)/B3凸S过渡ln(1-R)=A+Bln(1-f w)(1-fw)/B(1-R)4SR=A+Blnf w/(1-fw)fw(1-fw)/B5S凹过渡lnR=A+Bf w1/BR6凹lnR=A+Blnf wfw/BR15 715凹ln(1-R)=A+Blnf wfw/B(1-R)欢26断块念水与采出程度关系曲线为 S型。其含水上升率与含水关系曲线为典型 的抛物线，见以下图!由图可见，在综合含水60%左右和70%80%期间断块的综合含55欢26块含水上升率与综合含水关系曲线1510 b%，率升上水，率升fw = -0.0018fw2 + 0.183fw - 5E-14 f2 = f2 = 12030 405060 708090100304050607080901002综合含水F2 = 13020 O405060708090100水上升率都高丁标准曲线，说明综合含水上升过快。b. 与同类型标准曲线比照根据童宪章公式作标准曲线:lg 。=7.5 R- Er 1.691w式中：fw综合含水率,f；R采出程度，f;Er水驱采收率，f。将油藏实际的综合含水采出程度关系曲线与标准曲线比照见以下图，并分别计算出不同含水阶段含水上升率指标进行比照评价。R , %锦16断块西部采出程度与含水关系曲线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。在实际评价时仍 然采取与理论曲线和与同类型油藏比照的方法：与理论曲线比照用油藏生产资料绘制无因次注入曲线和无因次采出曲线与流管法计算的指标所绘制 的理论曲线进行比照评价。2210-1-2-3ln(Wi/Np) = 0.0336R + 0.0675ln(Wp/Np) = 0.1143R - 3.1936 R2 = 0.9863-4101520253035欢26断块兴隆台油层无因次注入、采出曲线与同类型油藏比照为了与同类型油藏比照首先要绘制比照图版。绘制比照图版的步骤如下: 用油藏实际资料求出无因次注入、采出曲线直线段的表达式： Wi一lna bRnpWp ln a? b2 R Np式中：Wi、Wp、Np累计注入量、累积产水量、累积采油量，104t;R-采出程度，%;油、a2、bb2统计常数。应用下式预测不同采出程度如40%、60%、80%等下的累积采出比Wp/Np:WpWp()2 =(-N pWp)1et2(R2R1)式中Wp / Np 1和R1为，当确定了 R2之后，即可求出Wp /Np 2 由丁 R2为地质储量的采出程度，因而预测出的 Wp小p需按下式进行换算：_ a2 - a1 ER式中：Er一无因次注入、采出曲线所预测的水驱采收率。在求出不同可采储量采出程度下的Wp / Np后，即可根据以下统计公式绘制出 Wp小p1 R比照图版=Ar Br lnrWpN式中：t%一对应于源累积采出比;11 R一油水粘度比；Ar、Br统计常数。将所评价油藏不同R下的Wp / Np值根据r的大小标定在比照图版上。这样, 依照标定的位量即可评价油藏开发效果。当油藏实际值大丁比照值时，油藏开发效果 较差如欢2 6断块兴隆台油层，见以下图。接近比照值时开发效果较好。欢26块Wp/N p与u r关系曲线同样，对丁所评价的油藏按上述关系式计算出不同 R下的Wp / Np值后，再 按其 呻的大小计算出不同R下的Wp小p作为比照值，用油藏实际值与之比照， 即可评价油藏开发效果的好坏。以上比照曲线还可以转变为另一种形式，即对不同类型的油藏油水粘度比不同， 在一定累积米出条件下，比照米出程度的大小，其相关公式如下：RR = Ar Br Inr式中：Rr可采储量采出程度，；诉R一油水粘度比；Ar、Br 统计常数。应用比照曲线和统计公式即可对所确定的油藏进行评价。评价时分别代入不同的Ar、Br值即可计算出对应丁 Wp小p的Rr值，以此和油藏实际值比照，评价油藏 开发效果。欢2 6断块兴隆台油层在相同 Wp小p时的Rr值都远低丁同类油藏， 说明其水驱开发效果较差，见以下图：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乂一项重要指标。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上下。注水利用率的上下通常从两 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 上下。(1)地下存水率统计法地下存水率是地下存水量与累积注水量之比：Wi -WpWpEj = =1 -WiWi式中：Ej地下存水率，f;W累计注水量，104m3;W一累积采水量，104m3 。由前述无因次注入曲线、无因次采出曲线表达式可推导出:In p = A Bj RWijA = a? - aBi = b2 - b1式中：叫zw一排水率，f;a、b、&、b2无因次注入曲线、无因次采出曲线中的统计常数。a.根据上列关系式绘制排出曲线(排水率 Wp/W与采出程度R关系曲线)。油藏 进入中高含水期后，用实际资料绘制In(WZWi)R关系曲线，并以此与流管法计算指 标所绘制的排出曲线进行比照评价。0.010.033.948.1713.0318.6223.5527.2129.1130.8635.8540.66采出程度，排出曲线fwpwb.绘制存水率曲线(Es与R关系曲线)。为了评价油藏在目前阶段存水率是否 正常，油藏开发过程中存水率变化趋势是否合理，应作出不同类型油藏存水率的标准 曲线以供比照。该标准曲线可由下式确定：一 RAs DsEs=1-eRms式中：Es一累计存水率,f;As、Ds一丁油水粘度比相关的统计常数，f;R采出程度，f;Rm最终采出程度，f。将实际存水率曲线与标准曲线比照，分析注水利用率的上下，评价水驱开发效果 的好坏。c. 与同类油藏比照根据以下统计公式绘制相同采出程度下Ei从R比照图版Ej = A-0.127lnR式中：Ei一累计存水率，f;p R 一由式粘度比 ；A 统计常数：将所评价油藏的实际值与比照值进行比拟，并将实际值标在图版上即可评价油藏的水驱开发效果。如以下图所示：1.41.2采出程度40%60%I% 80率水存10(0.1110油水粘度比存水率油水粘度比关系曲线2相同注入倍数下采收率比照法由丁油藏地质特征千差万别，因而在相同注入倍数下，采收率往往差异很大。所 以，比照相同注入倍数下的采收率只能在同类型油藏之间进行。研究说明，流度的大 小是影响水驱油藏采收率的主要因数，因此推荐和相同流度的油藏进行比照。具体做 法如下：a. 用油藏实际资料绘制RlnVi关系曲线Vi为注入孔隙体积倍数。当出现直 线段后，预测不同注入倍数下的采出程度。b. 与同类型油藏比照按照以下统计公式绘制比照曲线以下图：KR = A B lnP式中：R采出程度，%;K一空气渗透率，10% m211 地层油粘度，mPa.S;A、B 统计常数。将所评价油藏相同注入倍数下采出程度的实际值或预测值标在比照曲线图版上， 即可评价油藏的注水开发效果。度程出采o00。 o o O6 5 4 3 2 1101001000流度K/ n , 10-3 M 宿/mPa.S采出程度与流度关系曲线5、注入水涉及体积大小评价注入水涉及体积大小用注入水涉及体积系数表示。注入水涉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涉及体积系数。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 由丁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 的涉及体积系数偏小。此外，还可以用密闭取芯井水淹层资料统计以及各种测井资料如测-注-测资 料、碳氧比测井资料、多功能测井资料等方法来评价。这些方法的共同特点都是用厚度的涉及数值作为体积涉及数值。因此，统计井的位置和数量直接影响统计结果， 要应用这些资料进行相互验证，从分析中得出正确的结论。2 实验室资料统计法确定不同注入倍数下的注入水涉及体积系数，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。由丁油层渗透率、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。 具体步骤如下:a.绘制相同注入倍数下油水粘度比r与驱油效率Ed的关系曲线。按照下述统计公式绘制中高渗透率、亲油油层 Ed诉R关系曲线以下图：Ed = A-5.5lnRA =58.4 7.38 lnVj式中：Ed一驱油效率，%;注入倍数2.5110100油水粘度比Vi注入孔隙体积倍数。1000驱油效率与油水粘度比关系曲线将所评价油藏的油水粘度比从R和注入孔隙体积倍数 Vi代入上式，即可确定当 时注入状况下水淹层平均驱油效率。如所评价油藏的油层为亲水性、中低渗透率油层, 那么所确定的驱油效率需进行校正。b.校正驱油效率经研究，一般无后生成岩作用的油藏驱油效率的大小与其渗透率的上下有关：Ed = A 2.35ln KA =23.24 6.54lnV式中：K一空气渗透率，10七m2;其余参数、符号同前。根据上述统计公式即可求出某一注入倍数下，所评价油藏的驱油效率与2000X10-3 m2油层驱油效率之比值，这一比值可以作为校正系数。如注入一倍孔隙体积时， 2000X 10-3 m2油层平均驱油效率为41.1%，当评价油藏的平均渗透率为500X 10-3m2时，在相同注入倍数下的平均驱油效率为37.8%，贝U校正系数为0.92。由丁储层的润湿性对驱油效率也有较大的影响，故前述亲油油层Edh r关系式所确定的驱油效率，对丁弱亲水油层应在此根底上增加5.0%6.0%，强亲水油层应在此根底上增加9.0%10.0%。6、自然递减率和剩余可米储量米油速度评价(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比照。假设实际值接近或低丁理论值，那么是合理的，反之，那么不合 理。理论自然递减率图版制作方法如下：首先作出该油藏的无因次采液、采油曲线，然后按下式计算理论自然递减率，并作出理论自然递减率图版：JDLiJ D0i - J DOi 1DTHi =D-1 100%式中：DTHi第i点的理论自然递减率，%;JDOi、JDOi+1 第i点和i + 1点无因次米油指数，f；JDLi、JDLi+1 第i点和i + 1点无因次米液指数,f。以下图为锦1 6断块西部自然递减率比照图版。由图可明显看出，在高含水阶段断 块的实际自然递减率低丁理论自然递减率，说明断块产油量的自然递减是合理的。0102030405060708090100综合含水，锦16断块西部实际自然递减与理论自然递减比照图(2 )剩余可米储量米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 采储量采油速度的上下不仅受人为因数的影响，而且与开发阶段有关。通常按以下标 准来评价剩余可采储量采油速度的上下：剩余可米储量米油速度分类评价标准表口米倡里米出程度%中高渗透率层状砂岩油藏低渗透率砂岩油藏次一类二类三类一类二类三类 5 5彳 5 50 4 50 7 7 A 56 6泊55注：含裂缝性低渗透砂岩油藏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。由丁股份公司要定 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 比照分析，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。8、注水开发效果综合评价在上述分析评价的根底上，可以按下述标准(SY/T6219- 1996)对油藏整体开 发水平进行分类评价：中高渗透率层状砂岩油藏开发水平分类指标表序号中国石油天然气行业标准项目类别一二三1水驱储量控制程度 M 8585M 70702水驱储量动用程度 M 7575M 600.85Pb*4年产油量综合递减率采出程度50%前5 7采出程度M 50%后7 95水 驱 状 况 *6注水井分注率 8060 7060 9590909操作费控制情况*注：上述指标中有8项达标方可划入该类低渗透率(含裂缝型低渗透)砂岩油藏开发水平分类指标表序号中国石油天然气行业标准项目类别一二三1水驱储量控制程度 M 7070M 60602水驱储量动用程度 M 70，70M 500.85Pb*4年产油量综合递减率采出程度50%前6 10采出程度M 50%后8 125水 驱 状 况 *6注水井分注率 8070 6555 9590909操作费控制情况*注：上述指标中有8项达标方可划入该类*能量保持水平和能量利用程燃标准地层压力为饱和压力的8 5 %以上，油 井平均生产压差逐年增大；二类为虽未造成脱气，但不能满足油井提高排液量 的需要，油井平均生产压差根本稳定土 1 0%芨粪为既造成油层脱气 也不能满足油井提高排量的需要，油井平均生产压差逐年缩小。*水驱状况的一类标准为油藏应在已经到达开发方案设计的综合含水和采出程度 曲线以上运行，向提高采收率方向开展；二类为油藏的实际开发曲线接近开发 方案设计的综合含水和采出程度曲线；三类为油藏未到达方案设计的采收率，向 降低采收率方向开展。*操作费控制状况：在扣除物价上涨因素后，年度油田实际生产操作费分为三类： 一类油藏的操作费比上一年有所下降；二类油藏的操作费增加值小丁上成的三类油藏的操作费大丁上一例勺