水驱稀油油藏基本知识.

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水驱开发油藏提液稳产办法应用

水驱开发油藏提液稳产办法应用水驱开发是一种常见的油藏开发方式，它通过注入水来推动原油的流动，从而提高油井的产量。

在水驱开发过程中，由于油藏的特性以及注入水的影响，往往会出现提液稳产困难的问题。

针对这一问题，科研人员和工程师们不断探索和总结提液稳产的办法，并将其应用于实际生产中，取得了一定的成效。

本文将从水驱开发油藏提液稳产的背景、困难及应对办法等方面进行探讨。

一、水驱开发油藏提液稳产的背景1. 油藏地质条件复杂。

部分油藏地质条件较为复杂，如渗透率差异大、水驱层位错杂等，这些都会对水驱油藏的提液稳定性产生不利影响。

2. 水驱油藏开发方式不当。

有些油田在水驱开发过程中，注入水量不够、周期不合理、注水井距离不当，都会导致油藏提液不稳。

3. 水化学效应导致提液不稳。

注入的水中可能含有溶解离子，与岩石发生化学反应，导致油藏孔隙度变化，从而引起提液不稳。

以上种种原因都导致了水驱开发油藏提液稳产的困难，为了解决这一问题，科研人员和工程师们积极探索和研究提液稳产的办法，并将其应用于实际生产中。

二、提液稳产的办法及应用1. 合理调整注水井的位置和周期合理调整注水井的位置和周期对提液稳产具有重要的意义。

科研人员和工程师们通过对水驱开发油藏的地质条件进行综合分析，结合地层压力、水驱层位等因素，调整注水井的位置和周期，从而达到提液稳产的目的。

目前，这一办法在不少油田得到了广泛的应用。

2. 注入调节剂注入调节剂是一种常用的提液稳产办法。

它主要是通过在注入水中加入特定的化学品，改变油藏孔隙结构，增加油井的产液能力，进而达到提液稳产的目的。

目前，注入调节剂已经在不少油田得到了应用，并取得了一定的成效。

3. 优化注水工艺优化注水工艺也是一种提液稳产的有效办法。

科研人员和工程师们通过对注水工艺的优化，如增加注水井的数量和深度、改善注水井的井筒完整性等，改善了水驱开发油藏的提液稳定性，取得了不错的效果。

4. 考虑地层渗透率分布考虑地层渗透率分布对提液稳产也具有重要的意义。

水驱稀油油藏热采提高采收率技术资料.

37.2
45.7
200℃蒸汽驱
μ0 mPas
Sor %
驱油效 %
6.3
9.7
79.2
174(25℃)
29.1
60.4
2.9
8.5
85.0
40.1(55℃)
27.8
56.2
2.1
6.0
89.5
水驱稀油油藏热采提高采收率技术研究
3. 常规水驱与蒸汽驱采收率差异的初步认识:
2、国内实例4：大庆油田朝阳沟142-69井
油藏基本情况
油层 D = 1080-1100 m h = 11 m = 0.16 k = 5 md
砂岩厚度：26.6 m 0 = 40 cp
试验简况及结果
吞吐前水驱开发，采出程度12%，平均日产油1.9t，产水较低；
2002年9月25日开始注汽，注汽1500方，已吞吐220天，累产油866吨，阶段平均日产油3.9吨，净增油448吨，生产油汽比0.58；
2、国内实例1：胜利油田渤21块
油藏基本情况油层 D = 1230-1300 m
h = 12.7 m = 0.31 k = 200-950 md 0 = 95 cp
试验简况及结果
1975年投入开采，水驱； 1995年水驱20年，采收率为13%； 1996年投入蒸汽吞吐开发；早期平均单井日产油8-10t/d，比同期水驱开发井高2-4t/d，预计吞吐可提高采出程度10％。
水驱稀油油藏热采提高采收率技术研究
一、水驱油藏注蒸汽热采成功实例简介
2、国内实例3：大庆油田萨北过渡带北2-5-丙116井
油藏基本情况
油层 D = 1182-1203 m h = 8.3 m = 0.24 k = 40-800 md

水驱开发油藏提液稳产办法应用

水驱开发油藏提液稳产办法应用水驱开发油藏是一种常见的油藏开发方式，通过注入水来增加油藏中的压力，促进油的流动并提高采收率。

但是，水驱开发油藏也存在着一些问题，例如注入水量控制不当、沉积物阻塞等，这些问题会导致生产受阻、采收率下降等问题。

因此，为保证水驱开发油藏的稳定生产，需采取有效措施。

一、注入水量控制注入水量控制是保证水驱开发油藏稳产的重要手段，一般来说，合理的注水量应该是油井的产出量的1.5～2.0倍。

在注入水量的控制上，可以采取人工控制和自动控制两种方法。

人工控制是指通过手工方式控制注入水量，长度时间较长效率较低。

自动控制是指采用传感器、计算机等自动设备实现对注入水量的自动控制，可有效提高控制效率，提高水驱油藏的采收率。

二、适当选择水质适当选择注入的水质，对于水驱开发油藏的稳定生产至关重要。

一般来说，井口水的含盐量应低于3000毫克/升，这样可以减小沉积物的生成，并避免钙镁盐等物质的破坏性作用。

同时，在选择注入水质时，应当考虑到油藏中已经有的油和溶解有机物的含量。

如果注入水的含有过多的悬浮物和微生物，会导致储层孔隙被堵塞，从而导致油井套管破裂等损坏。

三、防止沉积物的堵塞沉积物的生成是水驱开发油藏产生问题的重要原因之一，沉积物一旦堵塞油井及油藏孔隙，会导致油井产量下降，影响其稳定生产。

因此，在水驱开发油藏中，防止沉积物的堵塞是非常重要的。

可以采用多种方法防止沉积物的堵塞，如注入适量的界面活性剂、采用筛式滤网、定期进行油井清洗等方法。

其中，注入适量的界面活性剂可有效地防止油井着生物附着在内壁，缓和沉积物和水和土壤之间的极性作用。

四、控制油井温度油井温度的控制对于水驱开发油藏的稳定生产具有非常重要的意义。

一般来说，油井的温度应维持在40℃～55℃之间，这样可以减少沉积物的积聚，同时也可以减小油与水在地下流动中的黏度。

在控制油井温度时，可以采用多种方法，如通过散热扇的安装、表层火烧等方法来控制油井温度。

水驱开发油藏提液稳产办法应用

水驱开发油藏提液稳产办法应用随着油藏开采程度的不断加深，油藏压力持续下降，其产能也会随之减弱。

提高油藏的采收率，具有极其重要的意义。

提液稳产是指在油藏开发生产的过程中，通过一系列措施，使油气井在满足开采产量的基础上，尽量减少液体回流，保证石油开采的持续性和稳定性。

本文主要介绍水驱开发油藏提液稳产办法的应用。

1.水驱开发油藏简介水驱开发是一种先注水后采油的方法。

在注水压力的作用下，石油形成一个水驱岩层，在这个水驱岩层中，油和水层会形成轻重分异接触带。

在岩石的胶结和过滤作用下，水向上渗出，油向水层下部渗出，从而形成了一个油水两层。

水驱油藏具有采油效率高、采收率稳定等特点。

但同时也在顺行注水的过程中，可能产生液体回流现象，影响油藏的开采效益。

（1）提高油井的出油比和水井的注水比在油水两层的接触带处，产生了一定的含油率，但出现液体回流后，其含油率会逐渐降低。

为了提高油井的出油比，可以采用钻井方式，将吸油带拓宽，加大油井产能。

同时，在生产中加强油井的管理，确保油井出油率的提高。

对于水井，采用合适的注水比，可以减少液体回流的情况。

通过分析地层渗透率、岩性等因素，选用适当的注水井距离、注水压力、注水量等控制注水液体，从而减少液体回流。

（2）使用适当的排水装置在开发水驱油藏过程中，应用适当的排水装置，加强油藏的排水能力，缓解液体回流的状况。

具体可以采用下沉式管式水封排水装置等，使其与石油工艺向配合，从而有效提高油藏的提液稳产能力。

（3）运用卫星监测技术卫星监测技术是一种高效、精准的提液稳产方法。

通过对油井、水井等生产信息、生产概况等进行实时监测和跟踪，及时调整生产措施，如调整注水量、调整压力等，解决液体回流等问题。

从而实现油井、水井合理利用，提高油藏的采收率。

3.总结水驱开发油藏提液稳产办法是保障油藏开采可持续性和稳定性的有效措施。

在实际生产中，可采用提高油井的出油比和水井的注水比、使用适当的排水装置和运用卫星监测技术等方法，实现油藏提液稳产能力的提高和液体回流问题的解决。

水驱油机理

Po是油水界面上一点的油相压力，Pw是界面下水相的压力，产生的力平衡如下：
Po=Pa+ρogh1 和 Pw=Pa+ρog（h1+h）- ρwgh 式中，Pa：为大气压，dynes/cm2；
(1.6) (1.7)
h1、h：为图中液体的高度，cm；
ρo、ρw：分别为油水密度， g/cm3；
Patm
h1 po
(1.8）
毛细管压力可能是正值，也可能是负值，主要依优先润湿性而定，
非润湿相中的压力较大。在前面已了解油水的界面张力，通过换算毛管
压力为：
Pc
2 ow cos
r
(1.11）
毛管压力与液/液界面张力、流体的润湿性、毛管大小有关。毛管压
力可以是正值，也可以是负值；符号仅仅表示毛管中相压力较低。具有
较低压力的一相总是优先润湿毛管。作为毛管半径和润湿性的函数，当毛管半径和岩石表面润湿相的亲合力增加时，毛管压力Pc减小，这一点非常重要。
力不足以将孤立油滴从驱替速度较低的孔隙中驱替出来的话，
油相就会俘留。
l
qo
pA
p1 p2
q1 q2
r1 r2
（a）
pB
q2
（b）
（c）
图1.9 并联毛管中的水驱油
并联孔隙模型中的捕获作用，可依据渗流的元体模型，估算每一个
孔隙中的水的流速和毛细管力来模拟。如果两相的密度都不变，各相的渗流都是稳定的，而且可依据表达圆管中层流的Poiseuille方程式计算流速。若v1为孔隙1中的流速，那么，由渗流流体和孔隙壁之间的粘滞力引起的压力降就可由以下方程式求出：
三.粘滞力
孔隙介质中的粘滞力是以流体流过介质时所出现的压降大小反映出的。计算粘滞力大小的最简单近似方法是考虑把一束平行毛管作为多孔介质，则以层流的方式通过单根毛管的压降可由 Poiseuille定律给出：

水驱稀油油藏动态分析

C 75-4 C75 C 75-X8
C6 7- 5
C6 7- 3
C75-1 C75-5 C 75-X6
C75-10 C7 5- 7
C7 5- 9
C22 c6 8- 3c95Fra bibliotekC91
C33 C 91-X1
20 59 9 00 0
2 0 60 00 0 0
2 0 60 10 0 0
20 60 2 00 0
二、指标对比
1、统计对比
统计对比也是油水井动态分析中的一个重要内容。在现场分析中的对比指标主要包括：日产液量、日产油量、含水率和动液面，有时还要进行原油物性和水性的对比。这种对比有单井的，井区的和注采井组的，根据分析的需要来确定。
2、对比结果
(1) 各项指标均为稳定； (2) 含水和日产液量同步上升，产量变化不大； (3) 含水稳定，日产液量下降或上升，引起日产油量的下降或上升。 (4) 日产液量稳定，含水上升或下降，引起日产油量的下降或上升。 (5) 含水上升，日产液量下降，使日产油量大幅度地下降。
一、了解注采井组的基本概况
1、井组在区块（断块）所处的位置和所属的开发单元。
2、注采井组内有几口油井和注水井，它们的排列方式和井距。
3、油井的生产层位和注水井的注水层段，以及它们的连通情况。
4、注采井组目前的生产状况，包括井组目前的日产液量、日产油量、含水率以及平均动液面深度和日注水平、井组注采比。
对比和分析
通过对比，可以对井组某一阶段的生产有一个总体的认识，并找出影响产量变化的主要原因，为进一步的分析奠定了基础。
3、对比阶段的划分
(1) 根据日产油量波动趋势划分为：产量上升阶段、产量下降阶段和产量稳定阶段。

6.水驱油理论基础（完）

第六章水驱油理论基础我们已经相当详细的研究了单相流体的渗流规律，大家知道，由于自然和人工因素，油藏总会发生两相或三相流动。

世界上许多油藏具有天然水驱能力，更多的油藏则是利用便宜有效的人工注水开采方法。

在我国，所有主要的油田均采用人工注水保持压力的方式开发，因此在油藏内部出现油水两相流动是不可避免的，只有在一个相当短的时期内才可以把井附近的流动看作是单相的。

所以，研究油水两相渗流就成为非常必要的实际问题。

在天然水驱和人工注水方式下开发油田，油藏中发生了水驱油的过程。

油田开发开始，水就进入了含油区，然后逐渐向生产井底逼近。

由于油藏孔隙结构的高度非均质性，水不能将它经过的地区的油驱除干净，即还有剩余油。

在原始油水界面和水的前缘（目前油水界面）之间油水两相同时流动，只是含水饱和度逐渐升高。

在实验室做水驱油实验和实际生产过程中都证明了有一个较纯油生产期长的多的含水生产期。

在边水驱动的条件下，油藏内部有三个渗流区，第一区是从供给边线到原始油水界面，其中只有水在运动。

当然对于边内注水或面积注水时，这一区域就不存在了。

第二区域是从原始油水界面到目前含油边界（一般为油水前缘），其中油水两相流动。

第三区域是从油水前缘到生产井井底属于纯油流动。

参见图6.1。

油水两相驱的运动规律比较复杂，数学处理也比较麻烦，虽然早在1942年就已经获得平面一维和平面径向两相流的精确解，但广为人知的则是50年代以后的事了。

所以我们开始先假设油水两相区不存在，水的渗流区和油的渗流区直接相衔接。

这就等于假设了油水界面像活塞式的向前推进，一经扫过，全部油（至少是全部可动油）被驱除干净。

习惯上称水作活塞式驱动。

活塞式驱油的假设是不符合实际的，但作了这个假设以后，省去了处理油水两相区的麻烦，所以得结果在已经意义上也就揭露了水驱油的特点，所以至今在文献上仍能见到。

第一节活塞式水驱油在水驱油是活塞式的假设下，一般要讨论水驱油问题，其难度也是很大的。

稀油油藏水驱后转蒸汽驱油机理研究

（）２模型结构描述。采用Ｃ软件的ＳＡＴ模块进行模拟。ＭＧＴＲＳ首先，对岩石、流体特性以及油藏初始条件进行描述：采用九点法的八分之一井网。所用岩石数据及流体数据均来自油藏模拟资料。流体组分分为轻质（、中等（、重质（ｚ）ｚ）ｚ）烃类和水。通过重油组分分
油藏适合蒸汽驱开采
低。给定的饱和度下，油的相对渗透率升高，水的相对渗透率降低，水的相对渗透率与油的相对渗透率比值降低，如示意图２示。所在低界面张力体系下，温度对油水相对渗透率曲线影响更为显
著。在较高温度下，残余油饱和度降低显著。但束缚水饱和度改变很小，其数值都低于相同温度下的高张力体系的束缚水饱和的值。在某饱和度下，油的相对渗透率增加幅度较大，水的相对渗透率降低。油水相对渗透率向右偏移。随着温度的升高，油、、水岩石的接触角
程中一种重要的驱油作用．．
组分２中）ｆ（
１８３０７８
１９５３９
１９５０４
９６ｉ０
６７５７
１
Ｉ
１８３０
Ｉ７８
１１０４３
０８８９６
５１３８
４０４４３
用油湿油藏与水湿油藏相比较．更适合水驱后转为蒸汽驱开发
关键词
稀油
水驱后蒸汽驱驱油机理
综合分析国内外研究成果，水驱油藏注蒸汽提高采收率技术的开采机理与常规的稠油注蒸汽提高采收率的开采机理有所不同，常规的桐油注蒸汽热采的机理主要为原油热降粘作用、热膨胀作用、蒸汽蒸馏作用、脱气作用、混相驱作用等等… Ｈ。Ｃｕ利用数值模拟技术对水驱油藏转蒸汽驱效果进行了综合研究，结果表明，对３。ＡＩ０Ｐ（０）可蒸馏的原油来说，蒸汽驱采油机理主要为：蒸汽蒸馏作用６％占３％；原油粘度降低作片占１％；温度对相对渗透率的影响占７｛２２％；而Ｈｆａ和Ｋｖｅ裂缝性、渗透稀油油藏蒸汽驱的机０ｏｍｎｏｓｋ对ｃ低理进行了研究，其结果如图１所示。图１简要地表示出不同粘度的原油的不同驱油机理他认为，榈油油藏的主要目的是降低原油粘度，从而提高采油速度，增加原油产量。相反，轻质油藏的主要目的是降低水驱后的残余油饱和度稀油油藏蒸汽驱油机理依次为原油的热膨胀作用、蒸馏作用、降粘作用未提及温度对相对渗透率的影响。稀油油藏水驱后转蒸汽驱的驱油机理，国内外还未达成一致的结论因此，有必要了解稀油油藏的主要的驱油机理，以确定什么样的．

油藏基本知识及油水井动态分析218页PPT

油藏基本知识及油水井动态分析
16、自己选择的路、跪着也要把它走完。 17、一般情况下)不想三年以后的事，只想现在的事。现在有成就，以后才能更辉煌。
18、敢于向黑暗宣战的人，心里必须充满光明。 19、学习的关键--重复。
20、懦弱的人只会裹足不前，莽撞的人只能引为烧身，只有真正勇敢的人才能富你的人生
71、既然我已经踏上这条道路，那么，任何东西都不应妨碍我沿着这条路走下去。——康德 72、家庭成为快乐的种子在外也不致成为障碍物但在旅行之际却是夜间的伴侣。——西塞罗 73、坚持意志伟大的事业需要始终不渝的精神。——伏尔泰 74、路漫漫其修道远，吾将上下而求索。——屈原 75、内外相应，言行相称。——韩非
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水驱开发油藏提液稳产办法应用

水驱开发油藏提液稳产办法应用随着油田的开发，很多油田进入了高含水期，使得油井开采的困难度加大，如何稳定提液产量成为了一项关键的问题。

目前，水驱开发油藏提液稳产的办法，得到了广泛的应用，本文就对这种办法进行详细的探讨。

水驱开发油藏提液稳产的原理是通过注入水来提高油藏的压力，促进原油往油井内部运移，从而提高油井的产量。

同时，水是一种较为便宜的驱油剂，可以在一定程度上降低开发成本，提高经济效益。

(1)水驱轴心水驱轴心是一种利用水来推动油井提液的方法。

通过将注入的水注入到油井的轴心位置，从而推动原油往上运移，提高油井产量。

这种方法适用于水驱油藏缓慢稳定生产的情况。

(2)水平井注水水平井注水是一种沿着油层方向注入水，并通过增加油层内的水压来提高油井的产量。

这种方法适用于有连通性的油藏。

(3)垂向注水水驱开发油藏提液稳产的关键技术有以下几点：(1)合理的水井设计合理的水井设计是保证水驱开发油藏提液稳产的关键之一。

要根据油藏的实际情况进行水井的位置、深度和数量的确定，并且注入的水量要逐渐递增，不能太过急促。

(2)科学的水井生产管理科学的水井生产管理可以保证产水量和水质的合理控制。

应根据油井的实际情况制定合理的生产计划，以确保注入的水量和注入时间的控制。

(3)优化的注水方式优化的注水方式是保证水驱开发油藏提液稳产的关键之一。

应根据油藏的特点和生产的需要，选择合适的注水方式和注水量，以充分发挥注水效果。

优点：(1)水是一种较为便宜的驱油剂，可以降低工业成本。

(2)水驱开发油藏提液稳产可以提高油井产量，从而增加利润。

(1)由于需要注入大量的水，油井产水量会增加，这样会增加处理水量和处理成本。

(2)注入的水要占用部分储层空间，从而降低原油的终点采收率。

(3)在注水期间，油井可能会被污染，从而影响油井的生产。

随着人们对油田的开发的需求不断增加，水驱开发油藏提液稳产办法的应用前景十分广阔。

未来，随着技术的不断提高和优化，水驱开发油藏提液稳产办法的经济性和效率会不断提高，也有望成为未来油田开发的主要方式之一。

水驱稀油油藏井组动态分析

水驱稀油油藏井组动态分析(教案)第一章井组动态分析常用名词解释第二章油田动态分析的基本常识第三章单井动态分析第四章井组动态分析第一章井组动态分析常用名词解释在油田开发过程中,根据油田实际生产资料,可以统计、整理出一系列能说明油田开发情况的数据,叫做开发指标。

从开发指标的大小和变化情况，可以对油田开发效果进行分析。

在进行井组动态分析过程中要经常用到这些开发指标。

一、油田产量指标1、产油量：在开发过程中，表示油田（区块、井组、单井）实际产量大小。

在动态分析中，为了对比不同阶段、不同区块或不同井组的开采状况和水平，常常采用折算产量，当我们知道日产油量或月产油量，就可以计算年产油量，即：折算年产油量＝日产油量×365折算年产油量＝月产油量×122、油田产量递减幅度递减幅度是表示油田产量下降速度的一个指标，它是指下一阶段产量与上一阶段产量相比的百分数。

月产量之比叫做月递减幅度，年产量之比叫做年递减幅度。

B=Q1／Q0＊100％式中B—递减幅度；Q0—上阶段产量，t/d或t/年；Q1—下阶段产量，t/d或t/年。

3、采油速度和采出程度采油速度和采出程度是衡量一个油田开发水平的重要指标。

1）采油速度表示每年采出的油量与总地质储量的比值，在数值上等于年采出油量除以油田地质储量，通常用百分数表示。

在实际工作中也常用折算采油速度。

年产油量×100％采油速度＝地质储量折算采油速度是表示按目前生产水平开采，所能达到的采油速度。

用它可以分析不同时期的采油速度是否达到开发要求。

如果达不到要求，就要分析原因，并采取相应的措施。

2）采出程度是指油田开采到某一时刻，总共从地下采出的油量（即这段时间的累计采油量）与地质储量的比值，用百分数表示。

累计采油量×100％采出程度＝地质储量采出程度反映油田储量的采出情况，可以理解为不同开发阶段所达到的采收率。

4、采油指数为了解油田不同开发时期油井生产能力的大小，我们采用采油指数这个指标。

水驱开发油藏提液稳产办法应用

水驱开发油藏提液稳产办法应用水驱开发油藏是一种常见的油田开发方法。

在这种开发过程中，需要采用一些方法来提高采油效率，稳定产量，特别是在前期开采阶段，为了避免采出过多的水，需要采取措施将水在地下留存，以减少影响油井产量的因素。

本文探讨水驱开发油藏提液稳产的方法及其实际应用。

1. 喷射泵技术喷射泵技术通常应用于采油后期，由于伴生水含量逐渐增多，油井的自然产量逐渐降低，采用定量加水的方法催化采出残留油。

在水驱开发油藏中，喷射泵的作用是将注入水分散在油层中，形成一定的压力，在压力的作用下，一些含水油层被压缩，提高了油井的产能。

在使用喷射泵的过程中，需要注意以下几点：1）应根据不同油井的情况设置不同的喷射数量，在保证注入水含量最大的同时，不会对油井安全造成威胁。

2）在喷射泵转速比较高的情况下，应进行防水固井，以保证油井的稳定性。

3）如采取间隔式喷射，要注意时间和注入深度的控制，不可过度注入，导致油气含量不足而降低产量。

4）在进行喷射泵操作时，应选择通透性较好的油层。

螺杆泵技术是一种常用的提液稳产技术，在水驱开发油藏中也有广泛应用。

它可以减少油井因流量受限而降低产量，提高油井的产量。

1）应根据油井的实际情况确定螺杆泵的参数，以保证其作用效果达到最优。

2）在螺杆泵安装时，应尽量避免泵体和井孔之间的直接触碰，以免泵转动引起井壁塌落。

3）螺杆泵为离心泵，其容积效率变化范围较大。

在使用时，应根据输送的介质，合理调整泵的容积效率，以达到最佳的输送效果。

4）在使用过程中，需要注意维护保养，及时更换磨损零件，以确保螺杆泵的正常运行。

3. 实际应用水驱开发油藏提液稳产的方法可以根据油井的不同情况进行选择和组合。

在实际应用中，需要根据油井的地质情况、开采工艺、采油液性质等因素综合考虑，确定最适合的提液稳产技术和方案。

例如，某油田张家口中，一个水驱油井由于生产压力下降，自然产量降到1t/d以下。

对于这种情况，采用螺杆泵配合间隔定量加固井水的方法，达到了提液稳产的目的，使其产量在1.5 t/d-2.5 t/d之间波动，有效提高采油效率。

水驱稀油油藏基本知识

(1) 砂岩碎屑颗粒对孔隙度如果砂岩粒度不均匀，则可能出现大颗粒中间充填小颗粒的现象，使孔隙度变小。如果颗粒直径大，孔道也大，孔隙度也就大。
储油层的主要特性
3、影响孔隙度大小的因素 (2) 胶结物对孔隙度的影响砂岩主要胶结物是泥质和灰质。灰质中主要是石灰质和白云质。通常用胶结物在岩石中的含量来表示岩石的胶结程度。胶结物较少，岩石就比较疏松，孔隙度相对较大；泥质胶结比灰质胶结疏松，孔隙度也较大。
储油层的主要特性
1、渗透率是指液体流过岩石的难易程度，是表示储油岩渗透性大小的指标。目前，国际上通用的渗透率单位是平方米，以符号m2来表示；或平方微米，以符号µm2来表示。它们与达西、毫达西的关系为： 1µm2=1.01325达西=1013.25毫达西。
储油层的主要特性
级别 1 2 3 4 5
储层渗透率评价
K×10-3μm2
储层评价
>1000
渗透性极好
1000～100
渗透性好
100～10
渗透性一般
10～1
渗透性差
＜1
渗透性极差
储油层的主要特性
2、绝对渗透率当一种流体通过岩石，所测出来的渗透率叫绝对渗透率。在岩心分析中，一般用气体测定绝对渗透率，因为气体对岩石孔隙的影响很小。
一种流体
储油层的主要特性
第三种为接触式胶结，胶结物含量更少，只分布在碎屑岩颗粒接触的地方，其颗粒之间的孔隙常无胶结物。
一般来说，接触式胶结孔隙度最大，孔隙胶结次之，基底胶结最差。
有效孔隙度储层岩石(砂岩)孔隙度评价孔隙度 ( % ) < 55 ～ 1 0 1 0 ～ 1 5 1 5 ～ 2 0 2 0 ～ 2 5 储层评价极差差一般好特好

油藏的基础知识

一、油藏基础知识：1、什么是开发层系，什么是开发方式，开发方式分哪两类？答：开发层系：把油田内性质相近的油层组合在一起，用同一套井网进行开发，叫开发层系。

开发方式：是指依靠哪种能量驱油开发油田。

开发方式的种类：有依靠天然能量驱油和人工补充能量驱油。

2、什么叫井网，什么叫井网部署，井网分布方式分哪两大类？答：井网：油、气、水井在油气田上的排列和分布称为井网。

井网部署：：油气田上油、气、水井排列分布方式，井数的多少，井距和排距的大小等称为井网部署。

井网分布方式：有行列井网，规则面积井网和不规则井网三大类。

3、油田注水方式分哪两大类？答：油田注水方式分边外注水和边内注水两大类。

4、何为边内注水，边内注水可分为几种方式？答：边内注水是指在油田含油范围内按一定的方式布置注水井进行油田开发，叫边内注水。

边内注水可分为行列式内部切割注水，面积注水，腰部注水，顶部注水，不规则注水5种。

5、油田开发过程中有关水的指标有哪些？答：油田开发过程中有关水的指标有：1）产水量：表示油田出水的多少。

2）综合含水率：产水量与油水混合总产量之比的百分数。

3）水油比：产水量与产油量之比。

4）含水上升率：指采出1%的地质储量含水上升的百分数。

5）含水上升速度：6）注水量：一天相油层中注入的水量叫日注水量，一个月相油层中注入的水量叫月注水量，从注水开始到目前累积注入的水量叫累积注水量。

7）注入速度：年注水量与地层总孔隙体积之比。

8）注入程度：累积注水量与油层总孔隙体积之比。

9）注采比：注入剂所占的地下体积与采出物所占的地下体积之比值。

10）注采平衡：当注采比为1时叫注采平衡。

11）地下亏空：当注采比小于1时叫地下亏空。

12）累积地下亏空：累积注入物的地下体积与累积采出物的地下体积之差。

13）注水利用率：指注入的水量有多少留在地下起者驱油的作用。

14）注水井吸水指数：单位注水压差下的日注水量。

6、名词解释：1）配产配注：对于注水开发的油田，为了保持地下流动处于合理状态，根据注采平衡，减缓含水率上升等，对油田、油层、油井、水井、确定其合理的产量与合理的注水量叫配产配注。

含水油藏水驱过程中油水相变规律分析

含水油藏水驱过程中油水相变规律分析含水油藏是指油藏中含有大量水分的油藏，又称为“水油两相油藏”。

在采油过程中，为了提高采收率和延长油田的生产寿命，常常会采取各种方法进行辅助采油。

其中，水驱采油是一种较为常见的辅助采油技术，可以通过注入水来增加油藏内的压力，使油藏中的油被迫流入井口，达到提高采收率的目的。

但是，在水驱过程中，油水相变的规律对采油效果有着重要的影响。

本文将分析含水油藏水驱过程中油水相变的规律。

一、水驱采油的基本原理在含水油藏中，水的注入会将油往外压，并且提高储层中的压力。

当压力提高到一定的程度时，油就会被强制流出油层，流入井口。

水驱采油的基本原理就是利用注入的水来增加油藏的压力，使油被驱动流向井口。

但是在注水过程中，油的产油速率会随着注水的增加而逐渐降低，因为随着水的注入，油粘度的降低和改变油藏毛细现象，致使大部分的水被油藏岩石吸附、屏蔽和滞留。

二、油水相变的规律及其影响因素在含水油藏中，油和水是以不同的形式分布在岩石孔隙中的。

因此，在采取水驱技术时，就需要研究油水相变的规律和影响因素。

油水相变的规律主要包括以下方面：1. 水含量的影响：当油藏中含水量增加时，油粘度会随之降低，油的流动性会增加，产油速率会提高。

但是，过高的含水量会导致岩石孔隙中的水将油排斥出去，造成产油速率的降低。

2. 压力的影响：在油水相变的过程中，当压力达到某一特定值时，油会开始流动。

随着压力的增加，油的产油速率会不断提高。

但是，当压力过高时，会导致岩石孔隙中的水溢出，从而影响油的产油速率。

3. 温度的影响：油的粘度随着温度的升高而降低，产油速率也会逐渐提高。

但是，过高的温度会导致油中的溶解气体逸出，从而降低油的产油速率。

三、油水相变对采油效果的影响在含水油藏中，油水相变对采油效果有着非常重要的影响。

其主要表现在以下几个方面：1. 产油速率的变化：随着水的注入，油的产油速率会逐渐变化。

在注水初期，油的产油速率会随着水的注入而增加。

第四章水驱油理论基础

S w
W t 1 Ax f wf
（4-20）
此时整个水洗区的平均含水饱和度 S w 等于束缚水饱和度加上注入水引起的饱和度升高值 S w ，即
S w S wi
1 f wf
（4-21）
自束缚水饱和度 Swi 向含水率曲线所做的切线的方程为：
f w f wf S w S wi
（4-1）
式中 K―岩石的绝对渗透率，10-3μm2； Krw―水的相对渗透率，10-3μm2； Kro―油的相对渗透率，10-3μm2；
w ―水的粘度，mPa·S；
79
o ―油的粘度，mPa·S；
A―地层的横截面积，m2。在这个横截面上的含水率 fw 为：
fw
qw q w qo K rw w K rw w K ro o
dp ，则该截面上水的渗流速度(percolation flow velocity)乘上截面 dx
积 A，就应等于水的流量 qw，根据达西定律有：
q w KA
K rw dp w dx
同一截面上不考虑毛管压力，油水两相的压力梯度是一样的，油的流量 qo 应为：
qo KA
K ro dp o dx
f wf f wf S wf S wi
（4-15）
这就是求前缘饱和度的方程式。方程（4-15）左端的几何意义是饱和度等于前缘饱和度处的含水率曲线的切线斜率。其右端表示含水率曲线上含水饱和度等于束缚水饱和度那一点与对应前缘饱和度那一点连线所构成的弦的斜率。如果从含水率
图 4-4 确定前缘含水饱和度的方法 82
84

流动相差很远。严格的理论分析已经证明，无论在什么样的渗流条件下，其前缘含水饱和度与平面一维流动求出的一样。

水驱稀油油藏基本知识.

(1) 岩石孔隙度的大小。岩石孔隙度大，则渗透率高,但是不存在函数关系。孔隙大小与组成岩石的颗粒大小有关，粒度中值越大渗透率越大，粗砂岩的渗透率比细砂岩的渗透率高。
渗透率
储油层的主要特性
孔隙度
储油层的主要特性
特例：某些低渗透砂岩虽然孔隙度很低，但由于存在微裂缝导致渗透率较高。
储油层的主要特性
储油层的主要特性
三、油层的含油性含油饱和度是指油层孔隙中的石油体积与油层有效孔隙体积的比值。含油饱和度=油层孔隙中的石油体积/油层有效孔隙体积×100% 在原始状况下，假如油层中没有游离的气体，则油层孔隙中必定充溢了油和水，也就是含油饱
其次部分油田的储量
1、地质储量：在地层原始状态下，具有产油、气实力的储集层中石油和自然气的总量。
某油藏原始地层压力25MPa，目前地层压力20 MPa，饱和压力15MPa，则地饱压差为25-15=10 Mpa。
油藏开发方面的相关概念
9、地层总压降：油藏原始平均地层压力与目前平均地层压力的差值。
ห้องสมุดไป่ตู้某油藏原始地层压力25MPa，目前地层压力 20 MPa，饱和压力15MPa，则地层总压降为 25-20=5 Mpa。
储层渗透率评价
K×10-3μm2
储层评价
>1000
渗透性极好
1000～100
渗透性好
100～10
渗透性一般
10～1
渗透性差
＜1
渗透性极差
储油层的主要特性
2、确定渗透率当一种流体通过岩石，所测出来的渗透率叫确定渗透率。在岩心分析中，一般用气体测定确定渗透率，因为气体对岩石孔隙的影响很小。
一种流体
采收率的凹凸除受油层条件、流体性质等客观条件的影响之外，还与工艺技术水平及开发投入有关。

水驱稀油油藏基本知识.

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水驱稀油油藏热采提高采收率技术资料.

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水驱油机理

水驱稀油油藏动态分析

6.水驱油理论基础（完）

稀油油藏水驱后转蒸汽驱油机理研究

油藏基本知识及油水井动态分析218页PPT

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第四章 水驱油理论基础

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