注水开发动态地质分析
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析随着石油资源的逐渐枯竭，石油地质工程中注水开发成为提高油田采收率的关键技术。
随着注水周期的延长和高含水期油田的出现，注水开发遇到了越来越多的挑战。
本文将针对高含水期油田注水开发中存在的问题，分析一些改善措施，并探讨其实施效果及未来发展方向。
一、高含水期油田注水开发存在的问题高含水期油田是指地质条件复杂，油层中含水率较高的油田。
这类油田注水开发存在以下问题：1. 采收率低：由于高含水期油田油层中含水率较高，注水前往往需要进行水驱或气驱开发，使得油层中的原油难以有效提取，采收率较低。
2. 地层压力不足：地层压力是维持油田正常开发和产出的重要条件，而高含水期油田往往地层压力不足，难以实现有效开发。
3. 油水混合物净化困难：高含水期油田中原油和水混合在一起，难以有效分离。
4. 能耗高：由于地层条件复杂，注水开发需要大量的能源支持，能耗较高。
以上问题严重影响了高含水期油田的注水开发效果和经济效益，因此需要采取一系列的改善措施。
二、改善措施的分析1. 优化注水方案采取合理的注水方案是提高高含水期油田注水开发效果的关键。
优化注水方案可以通过提高注水井的布置密度、调整注水层位、增加注入压力等方式来实现。
还可以通过精确的地层模拟和水驱试验来确定最佳的注水方案。
2. 加强地层改造地层改造是指通过在地层中注入化学剂、微生物或其他改造剂，改变地层物性和渗透性，从而提高地层的油水分离效率和原油采收率。
针对高含水期油田的特点，可以采用多种地层改造技术，如聚合物驱油技术、微生物改造技术等。
3. 提高注水效率提高注水效率是通过改善注水设备和技术来实现的。
可以通过更新注水设备，提高注水管道的输送能力，增加注水泵的压力等方式来提高注水效率。
还可以通过使用先进的注水技术，如水平井注水技术、自动调节注水技术等，提高注水效率。
4. 净化油水混合物针对高含水期油田中油水混合物难以净化的问题，可以采取一系列的油水分离措施。
第七章注采井组动态分析
第七章注采井组动态分析注采井组动态分析是在单井动态分析的基础上进行的。
单井动态分析基本上以生产动态分析为主。
而井组动态分析则是生产动态分析和油藏动态分析并重的分析内容。
注采井组的划分是以注水井为重心，平面上可划分为一个注采单元的一组油水井。
井组分析的核心问题是在井组范围内找出注水井合理的分层配水强度。
在一个井组中，注水井往往起主导作用，它是水驱油动力的源泉。
从油井的不同的变化可以对比出注水的效果。
因此，一般是先从注水井分析入手，最大限度地解决层间矛盾，在一定程度上调解平面矛盾，改善层内矛盾，也就是说井组分析以找出和解决三大矛盾为目标。
来改善油井的生产状况，提高油田的注采管理水平。
本章所要讲的主要内容是：油田注水开发的“三大矛盾”，注水井的分析，井组动态分析的内容、方法、步骤、及井组动态分析的案例。
第一节注水开发的三大矛盾当注水开发多油层非均质的油田时，由于油层渗透率在纵向上和平面上的非均一性，注入水就沿着高渗透层或高渗透区窜流。
而中低渗透层或中低渗透区却吸水很少，从而引起一系列矛盾，归纳起来主要有三大矛盾。
一、注水开发的三大矛盾1．层间矛盾层间矛盾就是高渗透性油层与中、底渗透性油层在吸水能力、水线(油水前缘)推进速度等方面存在的差异性，是影响开发效果的主要矛盾，也是注水开发初期的根本问题。
生产开发中，高渗透油层由于渗透率高，连通性好，注水效果明显，表现为产油能力高，担负全井产量的大部分。
中、底渗透性油层则由于渗透率底，连通性差，表现为产油量底，生产能力不能充分发挥。
这样在油井中出现了层间压差。
图7-1层间矛盾示意256257在注水井中，高渗透层吸水能力强，可占全井吸水量的30%~70%以上。
水线前缘很快向生产井突进，形成单层突进，如图7-1所示。
因此，渗透率高、连通好的油层，由于注得多，采的多，生产井很快见到注水效果，含水很快上升。
高渗透油层见效及见水后，地层压力和流动压力明显上升，形成高压层，严重的干扰中、低渗透层的工作，致使这些层少出油或不出油，全井产量递减很快，含水上升。
油田开发动态分析主要技术指标及计算方法
指标及计算方法1.井网密度油田（或区块）单位面积已投入开发的总井数即为井网密度。
f=n/A02.注采井数比注采井数比是指水驱开发油田（或区块）注水井总数和采油井总数之比。
3.水驱控制程度注水井注水能够影响到的油层储量占油层总储量的百分数。
水驱控制程度=注水井联通的厚度/油层的总厚度*100%由于面积注水井网的生产井往往受多口注水井的影响，因此，在统计井网对油层的水驱控制程度时还要考虑联通方向。
不同注水方式，其注采井数比不同，因而注水井对油层的水驱控制程度也不同。
一些分布不稳定，形态不规则，呈透镜状分布的油层，在选择注水方式时，应选择注水井数比较大的注水方式，以取得较高的水驱储量控制程度。
该指标的大小，直接影响着采油速度，含水上升率，最终采收率。
中高渗透油藏（空气渗透率大于50*10-3 um2）一般要达到80%，特高含水期达到90%以上；低渗透油藏（空气渗透率小于50*10-3 um2）达到70%以上；断块油藏达到60%以上。
4.平均单井有效厚度油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井有效厚度之和与油水井总井数的比值为平均单井有效厚度。
5.平均单井射开厚度油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井射孔总厚度与油水井总井数的比值为平均单井射开厚度。
6.核实产油量核实产油量由中转站、联合站、油库对管辖范围内的总日产油量进行计量，由此获得的产油量数据为核实产油量。
7.输差输差是指井口产油量和核实产油量之差与井口产油量之比。
K=（q ow-q or）/q ow8.核实产水量核实产水量用井口产水量和输差计算。
q wr=q ww(1-K)9.综合含水油田（或区块）的综合含水是指采出液体中水所占的质量百分数。
f w=(100*q wr)/(q wr+q or)-1- 低含水期（0<含水率<20%）:该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。
要根据油层发育状况，开展早期分层注水，保持油层能量开采。
注水开发过程中储层参数变化规律的测井地质评价
ｃ ａ ｇ ｂ ｉｕ ｌ． ｏ ｓｕ ｙｔ ｅ ｅｃ ａ ｇ ｓｉ ｅｙｉ ｏ ｔ ｔ ｏ ｎｏｄｏｌｅｄｔ ｌｃ ｅｓ ｎ ｂｅｍｅ ｓ ｅ Ｏ ｈ ｎ ｅ ｏ ｖｏ ｓｙ Ｔ ｔ ｄ ｓ ｈ ｎ ｅ ｖ ｒ ｄ ｈ ｓ ｍｐ ｒａ ｒａ ｌ ｉ ｌ Ｏ ｓ ｅｔｒａｏ ａ ｌ ａ ｕ ｓｔ ｎ ｆ ｉ ｆ ｅ ｒ ｉｃｅ ｓ ｔ ｒｄ ｃｉｎ ａ ｅ Ｎｏ ３ｚ ｎ ，Ｇａ ｇ ｉ ｅ ｅｏ ｍｅ ｔａｅ ｅｄ ｇ ｎ ｌｅｄｆｒｅ ａ ｌ，ｃ ａ ｇ ｓ ｎ ｒ ｅｉ ｐ ｏ ｕ ｔ ．Ｔ ｋ ． ｏ ｅ ａ ｓ ｏ ｎ ｘ ｖ ｌｐ ｎ ｒ ｉ Ｂ ｉａ ａ Ｏｉ ｉｌ ｘ ｍｐｅ ｈ ｎ ｅ ｄ ａ ｎ ｇ ｆ ｏ ｏ ｅ ｒ ｏｒｐ ｏ ｒｉｓｏ ｉ ｅｄｗｉ ｏ ｌｘ ｆｕｔｂｏ ｋ ｅｓｕ ｉ ｈ ｏ ｇ ｇ ｉｇ ｇ ｏｏ ｉ ｖ ｌａｉｎ ｏ ｆｒ ｓｖ ｉ ｒ ｐ ｔｅ ｆｏｌ ｌ ｔ ｃ ｍｐｅ ａ ｌ ｌ ｓａ ｔ ｄｅ ｔ ｒ ｕ ｈ ｌ ｇｎ － ｅ ｌｇｃｅ ａｕ ｔ ｎ ｅ ｅ ｉ ｆ ｈ ｃ ｒ ｄ ｏ ｏ ｔ ｅｂ ｓｓｏ ｒ ｎ ｌｓ ｅｏｅ ａ ｄ ａｔｒｗａｅ ｓ ｉｇ Ｔｈ ｎ，ｒｍａｎｎ ｉ ｄｓｒ ｕｉｎ ｎ ｕ ｇ ｓｉｎ ｈ ａ ｉ ｆｃ ｅａ ａｙ ｉ ｂ ｆ ｒ ｎ ｆｅ ｔｒｗａ ｈｎ ． ｏ ｓ ｅ ｅ ｉｉ ｏ ｌ ｔ ｂ ｔ ｓａ ｄ ｓ ｇ ｅ ｔ ｓ ｇ ｉ ｉ ｏ ｏ
开发 区位 于黄骅坳 陷 中部 ， １６ 于 ９５年 ３ 发现 ， ９ ２年 月 １７
引 言
目前 我 国东部 大 多 数油 田 已进 入 高含 水 后 期 开采 阶段 ， 藏的储 层 性 质 ， 胶 结 类 型 、 层 物 性 、 喉 大 油 如 储 孔
２月 开始 以不规 则 的点状 面积 注水 方 式 开发 ，９ ９年 开 １７ 始 实 施 大 规 模 调 整 ， 止 到 １９ 截 ９ ９年 底 ， 出 程 度 采 ２ ． ９／， 采 储 量 采 出 程 度 ８ ． １／， 合 含 水 ４８ 可 ９ ６ ２ １９ 综 ６ ８ ． ５／， ９ ３ 自然 递 减 １． ４ ／ 综合 递 减 ３ ２ ９ 。主 力含 ９ ６ １１ ９， ６ ．４ ／ ６
《油气田开发地质学》 第三章 油藏动态地质特征
5
外来补给的驱动方式 内能消耗的驱动方式
水压驱动 气压驱动 弹性驱动
溶解气驱动
重力驱动
6
第一节 注水过程的地质因素分析
一、油田开发方式 二、油田注水应考虑的地质因素
7
二、注水应考虑地质因素
油田注水是把水注入油层并将原油驱替到生产井，这一过 程是在油层内进行，油层性质和结构必然要对油田注水产 生重要影响，甚至是决定性的影响。
9
2、断层和裂缝 若断层是封闭的或放射状的，则适合注水和
控制，可按断块进行注采设计。 若断层是敞开的，会破坏注水效果，特别是
出现连续敞开雁列式断层对注水效果的影响更 为严重，甚至会完全破坏注水效果。
10
在裂缝性储集层与单 孔隙储层驱油机理不 同。裂缝中是水驱油 过程。裂缝中的水与 基质孔隙中的油是水 油交换过程。
层位 S2下3
濮65井产液剖面成果（1987年）
射孔层数
射孔厚度 m
产液量 m3/d
产油量 产水量 m3/d m3/d
含水 %
流压 MPa
8
8.6
0
0
0
S2下4
6
10.6
0
0
0
S2下51＋2
4
7.6
8.72
0.8
7.92 90.8 30.4
S2下53＋5
3
6
104.17 7.17 97.0 93.1 30.8
38
（4）注入水水质的影响 注入水水质对油层吸水能力影响很大，应防注入 水中杂质、微生物细菌类化学物质污染油层，造 成油层吸水能力下降，损害油层产能。
不同类型油藏注水开发状况分析及下步开发措施
不同类型油藏注水开发状况分析及下步开发措施注水开发是一种常用的油藏开发方法，通过向油藏注入水来维持油井的压力，提高原油的采收率。
不同类型的油藏在注水开发中存在着不同的状况和挑战。
本文将分析不同类型油藏的注水开发状况，并提出相应的下步开发措施。
一、常规油藏的注水开发状况常规油藏是指地质构造相对简单、岩石孔隙中有一定的连通性且流动主要以原油为主的油藏。
常规油藏的注水开发相对较为简单和成熟。
在常规油藏中，注水可以有效提高油井的采收率，延缓油井的老化速度，同时保持油井的较高产能。
目前常规油藏的注水开发已经广泛应用。
下步开发措施：1. 优化注水井布置：通过合理布置注水井，提高注入水的覆盖范围，提高注入水与原油的混合效果，提高采收率。
2. 注水井井间距优化：合理控制注水井间的距离，避免井间交叉干扰，提高注水效果。
3. 注水剂优化：选择适合油藏特征的注水剂，改善油井注水的效果。
二、致密油藏的注水开发状况致密油藏是指孔隙度低、储层渗透率小的油藏。
由于其储层性质的特殊性，致密油藏的注水开发面临着一些问题和挑战。
例如，注入水在油藏中的渗流速度较低，注水剂与岩石的接触面积较小，注水剂的流动性差等问题。
因此，致密油藏的注水开发相对较为困难。
下步开发措施：1. 酸化处理：通过注入酸性溶液或选择性酸浸剂，溶解致密油藏储层中的碳酸盐矿物质和粘土，提高油藏孔隙的连通性，改善注水效果。
2. 水平井技术：通过水平井技术增大油井的垂直排水半径，提高油井的产能，改善注水效果。
3. 增加注入压力：通过增加注入水的压力，提高注水剂在油藏中的渗流速度，改善注水效果。
三、页岩油藏的注水开发状况页岩油藏是指储层以页岩为主的油藏，储层渗透率极低。
注水开发页岩油藏是一种新的探索和挑战。
目前，页岩油藏的注水开发状况较为有限，还需要进一步的研究和实践。
下步开发措施：1. 试验性注水：在页岩油藏中进行试验性注水，研究注水对于页岩储层渗透率和油井产能的影响。
注水开发油藏调整潜力分析与评价
注水开发油藏调整潜力分析与评价随着石油资源的日益枯竭，开发和利用油藏中非常规油藏(如注水开发油藏)具有重要的战略意义。
注水开发油藏是指通过注水来改变油藏内部流体分布、改善油藏的物理性质和改变原油的流动规律，以提高油田开发效果的一种开发方法。
本文将围绕注水开发油藏的调整潜力进行分析与评价。
注水开发油藏的调整潜力分析需要从油藏物性、地质构造和开发难度等方面综合考虑。
油藏物性是指油藏岩石的孔隙度、渗透率、饱和度等特性，是决定油藏开发潜力的关键因素。
具有高孔隙度、高渗透率和高饱和度的油藏更具有注水调整潜力。
地质构造是指油藏的构造型式和地层特点，对注水调整潜力有着直接影响。
如构造简单的断块油藏、透水性好的河流沉积油藏和背斜形油藏等更具有注水调整潜力。
开发难度也是评价注水调整潜力的重要指标，开发难度越大，注水调整潜力越高。
注水开发油藏调整潜力的评价需要从技术和经济角度进行综合分析。
技术评价主要包括注水井的选择和注水方案的制定。
注水井的选择需要考虑井距、井网格布局和井筒形态等因素，以确保注水液在油藏中的分布均匀性。
注水方案的制定需综合考虑注水剂的选择、注水量和注入压力等参数，以满足油藏的物理性质和流动规律的要求。
经济评价主要包括投资和产量分析。
投资分析需要考虑注水设备的采购和安装成本，以及注水操作和维护的费用。
产量分析需要考虑油田注水后的增产效果和增产效益，以及注水后的油田寿命周期等因素。
注水开发油藏调整潜力评价还需要从环境影响和可持续性角度进行综合研究。
注水开发油藏可能导致地下水资源的污染和地质灾害的发生，对环境造成一定的影响。
在评价注水调整潜力时需要充分考虑环境保护和可持续性发展的要求，制定相应的规划和管理措施，以减少油田开发对环境的不利影响，并确保油田开发的可持续性。
注水开发油藏的调整潜力分析与评价涉及到油藏物性、地质构造、开发难度、技术和经济等多个方面的因素。
通过综合考虑这些因素，可以对注水开发油藏的调整潜力进行科学合理的评价和分析，为油田开发提供重要的决策依据。
《2024年大庆外围典型区块分段压裂水平井注水开发方法研究》范文
《大庆外围典型区块分段压裂水平井注水开发方法研究》篇一一、引言随着中国石油工业的快速发展，大庆油田作为我国重要的油气田之一，其开发技术不断更新与进步。
其中，外围典型区块的油气开发成为了研究的重点。
本文针对大庆外围典型区块的油气藏特点，对分段压裂水平井注水开发方法进行研究，旨在提高油田采收率，优化开发效果。
二、研究区域概况大庆油田外围典型区块具有地质条件复杂、储层非均质性强等特点。
该区域油层多、厚度大，但单井产量低，储量动用程度不均衡。
因此，需要采用有效的开发方法，提高采收率。
三、分段压裂水平井技术分段压裂水平井技术是一种有效的油气藏开发技术，能够有效地提高油井的产量和采收率。
本文所研究的大庆外围典型区块采用分段压裂水平井技术，通过分段压裂的方式，使油层得到更好的开发。
四、注水开发方法注水开发是一种常见的油田开发方式，通过向油层注入水，使油层压力得到维持和补充，从而达到提高采收率的目的。
在大庆外围典型区块，采用分段压裂水平井注水开发方法，能够有效解决储层非均质性强、油层厚度大但单井产量低的问题。
五、方法研究（一）地质工程分析根据大庆外围典型区块的地质特征和储层情况，进行地质工程分析。
通过对油藏的静态和动态参数进行计算和分析，确定分段压裂的水平井的布井方案和压裂参数。
（二）注水方案制定根据地质工程分析结果，制定注水方案。
通过确定注水时机、注水量、注水压力等参数，确保注水开发的顺利进行。
同时，采用模拟软件对注水效果进行预测和分析，确保方案的科学性和有效性。
（三）现场试验及效果评估在制定的注水方案的基础上，进行现场试验。
通过收集和分析现场数据，对注水效果进行评估。
同时，根据现场情况对方案进行优化和调整，以达到更好的开发效果。
六、结论通过对大庆外围典型区块的分段压裂水平井注水开发方法进行研究，可以有效提高油田的采收率，优化开发效果。
同时，该方法对于类似地质条件和储层条件的油田具有一定的借鉴意义。
在未来的油田开发中，应继续深入研究该技术，提高其应用范围和效果。
井组动态分析
死油区的形成： 因流线特征而形成的死油区。在水驱油的过程中，水的推进 沿着阻力最小的路线进行，服从于一般水动力学的规律，在流动 路线上遇着阻力较大的地方，水的流线要发生改变或弯曲。由于 流线改变而形成的死油区叫做因流线特征而形成的死油区。 底水油藏的死油区。底水油藏投入开发后，油水界面向上推 进的同时，由于压力漏斗的影响，近井地带产生水的锥进，水的 锥进比整个油水界面上升的速度要快得多，当油井被底水锥进所 淹没时，在地层中留下了大量的死油区。 中央井排各井之间形成的死油区。边水或注入水在驱赶石油 时，有个显著的特点，就是在没着到油井最短的距离线上水线的 推进速度最快，一旦当水进入油井以后，便会因油井压力漏斗的 关系将油井淹没，其淹没的速度决定于压力漏斗的压降幅度，压 降越多，淹没的越快。而当油井水淹以后，油井原产出的油水所 代替，则会在油井没井排方向和井间留下一个死油区。井距越大 死油区越大。这个井排若处于油田的边部或翼部，由于边水推进 的总趋势，死油区是比较容易处理的，若井排是中央井排，则两 侧的水驱效应一致，留下的死油区是不好处理的。
对油井来讲： 压力：上升--注水见效、注采比加大、新层参 加生产、储层改造措施。 平稳--注采平衡生产稳定。 下降--注水量降低、注采比降低、卡堵高压层段。 产量：上升--注水见效、工作制度（生产压差）加大、措施 作业有效、注采比可能增加、邻井控制生产。 平稳--注采平衡、工作制度稳定、没有采取措施作业。 下降—注采比降低、注水量降低、泵工作不正常、卡 堵生产层段、措施无效、结蜡、出砂、结垢、井底污染。
层间矛盾：由于油层垂向上的非均质性，在 笼统注水、合层采油过程中，构成了单层与单层 之间的差异，即层间矛盾。表现在各单层间的渗 透率相差很大，连通状况不一；在注水井内各单 层吸水能力不同，形成单层突进；在油井内高渗 透层出油多、见水快，低渗透层不能充分发挥作 用。 分析层间矛盾以井为单元，分析内容如下： 分析单层突进油层的特点及其对其他层的干扰程度； 分析不同开采阶段层间矛盾的变化特征； 对比不同井距、层系条件下的层间矛盾； 检查分层配水、分层配产对层间矛盾的调整程度； 分析各单层注采系统不同时对层间矛盾的影响
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析石油地质工程中，高含水期油田注水开发面临着地质条件较差、开采难度大、生产成本高等问题。
为了改善注水开发的效果，可以采取以下措施：1.地质勘探优化：进行地质勘探，准确了解油田的地质构造、储层特征、水体分布等信息。
通过对地质勘探结果的分析，找出不同地层、不同含水层的分布规律，以此来指导注水开发的设计和施工。
2.注水井的合理布置：根据油田的地质结构和水体分布情况，合理布置注水井的位置。
通过调整注水井的布置密度和间距，使得注水过程中的水浸范围最大化，以增加油井受水程度，提高注水效果。
3.注水参数的优化：包括注入水的水质、注入流量、注入压力等。
优化注入水的水质，确保水质符合相关标准，以避免垃圾注水对地层带来不良影响。
根据油田的地质条件和含水层的特征，合理确定注入流量和注入压力，使其与地层的渗透性和孔隙度相匹配，以提高注水的强度和效果。
4.注水井的防堵措施：在注水过程中，由于地层和井壁的渗透性差异，可能会导致注水井堵塞的问题。
采取合理的堵塞防治措施，如注入适量的防堵剂，定期进行井筒清洗等，以保持注水井的通透性，确保注水效果。
5.注水开发模式优化：针对高含水期油田的特点，根据不同的地质构造、储层特征和含水层分布情况，选择合适的注水开发模式。
可以采用多井复合注水、水驱注入、地层改造等方式，以增加地层驱替效应，提高油井的产能和采收率。
针对高含水期油田注水开发的改善措施分析中，地质勘探优化、注水井的合理布置、注水参数的优化、注水井的防堵措施和注水开发模式的优化等是关键的方面。
通过综合运用这些措施，可有效提高高含水期油田注水开发的效果，降低生产成本，实现可持续开发。
注水开发油藏调整潜力分析与评价
注水开发油藏调整潜力分析与评价1. 引言1.1 研究背景石油是世界上最重要的能源资源之一，但随着石油资源的逐渐枯竭，石油开采难度和成本也逐渐增加。
为了更有效地开发利用石油资源，注水开发油藏技术应运而生。
注水开发油藏是指通过向油藏注入水来提高油井生产效率的一种开发方式。
通过注入水可以增加油藏压力，推动原油向井口运移，从而提高采油率。
随着注水开发油藏技术的不断进步和完善，其应用范围也日益扩大。
在实际的注水开发油藏过程中，需要对油藏进行调整以提高开采效率。
调整潜力分析是对注水开发油藏进行潜力评估的重要步骤，需要通过对油藏地质特征、水驱和油水层分布等因素进行分析，确定油藏调整的潜力。
而调整潜力评价则是对调整效果进行综合评价，从而为油藏的优化开发提供指导。
本文将对注水开发油藏调整潜力分析与评价进行深入探讨，通过案例分析来验证调整潜力分析的有效性，并总结研究成果并展望未来的发展方向。
1.2 研究目的研究目的是为了探讨注水开发油藏调整潜力的分析与评价方法，进一步优化注水开发技术，提高油藏开发效率和产量。
通过研究不同的调整方法和评价指标，可以更好地指导油田开发管理决策，准确评估油藏调整潜力，提高油田开发效益。
通过实地案例分析，探讨不同油藏类型在注水开发过程中的调整潜力，为油田开发提供更科学的理论依据。
研究目的还在于为油田开发领域提供新的思路和方法，推动注水开发油藏调整潜力的研究与应用，促进油田勘探开发工作的进一步发展和完善。
通过这些研究成果，为我国油气资源的开发利用提供可靠的技术支持，促进油田产能的提升，实现资源的合理开发与利用。
2. 正文2.1 注水开发油藏的概念注水开发油藏是一种常用的油田开发方式，通常用于提高原油采收率和延长油田生产周期。
在油藏开发过程中，由于地下岩石孔隙结构的不均匀性，部分油区可能存在油藏压力不足、含油层疏松等问题，导致原油开采困难或效率低下。
注水开发油藏的概念即是通过将高压水或其他液体注入井下油层，增加井底压力，促进原油的流动，提高采收率。
油水井动态分析方法与步骤
渤海石油职业学院石油工程系
陈国强
让我们一起学习，共同提高
主要内容
• 第一部分 概述 • 第二部分 动态有关指标分析、计算 • 第三部分 动态分析方法、步骤 • 第四部分 单井动态分析及实例 • 第五部分 井组动态分析及实例
第一部分 概 述
• 油田投入开发后，油层中的流体在压力的作用下流 动和重新分布，并处于不停地变化之中。影响流动 状态的因素有：地质条件、流体性质、人为因素等。 动态变化体现在: 储量、压力、驱油能量、油气水分 布状况、流体性质变化等方面。油层里的各种动态 通过同一口井不同时间，同一地区不同井上的生产 变化（即生产中收集到的资料数据）表现出来。
第四部分 动态分析的方法
动态分析的方法有：物质平衡法、统计法、作图法、水力学计算、 水力学试井法、模拟实验法等。现场是把各种资料进行统计、整 理成图表来进行综合分析。一般方法为：掌握基本资料、数据； 联系历史；揭露矛盾；分析原因；提出措施。具体分析程序步骤：
一、资料的收集和整理，了解井及井组的基本概况。
3、层内矛盾。在一个油层的内部，上下部位有差异， 渗透率大小不均匀，高渗透层中有低渗透条带，低渗 透层中有高渗透条带，注入水沿阻力小的高渗条带突 进。用层内水驱油效率表示层内矛盾的大小((单层水 淹区总注入体-采出水体积)/单层水淹区原始含油体积)。 或用水淹厚度系数来衡量（见水层水淹厚度/见水层有 效厚度）。效率（系数）越大，矛盾越小。
主产液层干扰差油层的生产。解决时就得从增大差油层的生产压 差入手。有效办法是分层注水。
• 1）分层注水，分层采油。 • 2）对低渗层，注水井加强注水，油井加强采油。 • 3）有必要时可对生产能力较低的油层进行酸化、压裂
改造，以提高产能。
注水井动态分析.2doc
注水开发的油田，开发效果的好坏在很大程度上取决于分层配水方案。
一个好的分层配水方案，是实现合理、有效注水的基础条件之一，甚至可以说是前提条件，务必慎之又慎。
（1）注水压力要控制在油层破裂压力以下，防止注入水水窜及油井暴性水淹。
（2）有适应油藏地质特点的井网和注水方式，能充分发挥水驱效率、控制产量递减，并能使注采压力系统处于合理状态。
（3）注入水利用率高。
能实现有效驱油，达到理想的注水采收率，而耗费的水量相对较少。
（4）对储层及井下管柱无伤害或伤害最小。
（5）按照技术政策要求，地层压力均衡、合理地上升或得到保持。
在井网已确定的条件下，实现有效注水应具体：体现出四个合理。
即一是注水压力控制的要合理；二是注水总量控制的要合理，使油藏年压升及含水上升率注水速度处在合理范围内；三是层段配水要合理，依分层认识为依据，该加强的层段得到加强，该控制的层段得到控制。
而且“加强”或“控制”都应在合理范围内；四是平面关系处理要合理，该加强的方向要加强，该减弱的方向要减弱，充分发挥面积井网利于平面调整的优势。
实现上述合理的有效手段，是注水井实行分注并编制科学的分层配水方案的基础，同时要配之以“调剖”。
1、注水井为什么必须调剖？从根上说，就是因为储层普遍存在着“层间”，“层内”及“平面”三大矛盾。
对于混注井实行调剖的道理是不言而喻的。
那么分注井为什么也要调剖呢？众所周知，我们说的分层注水，由于受到地质和工艺技术条件限制，实际都是分段注水。
一个注水层段内有几个小层，有的甚至跨二个砂岩组，每个注水层段内仍存在着层间矛盾。
既便将来技术发展了，可以实现按小层分注的时候，那么层内物性的纵向差异及平面上物性的各向异性，靠分注技术来解决也是无能为力的，必须依靠“调剖”来解决。
由此看来，“调剖”是注水开发油田一项不可缺的基础性措施。
它能解决分注技术解决不了的问题，它能使分注技术得到完善和提高。
一句话：分注技术，附之以有效的调剖技术，才能更有利于实现有效注水。
油田动态分析
1、含水率与采出程度
影响含水率与采出程度关系曲线形态的理 论因素有：孔隙结构、润湿性、原油粘度等。 实际生产过程中影响因素除理论因素外还包 括油藏平面和层间非均质影响。
1、含水率与采出程度
孔隙结构、润湿性、原油粘度影响的是水 驱油效率。
油藏平面非均质、层间非均质影响的是波 及系数。
含水与采出程度的形态反映的是水驱油效 率和波及系数的综合效果。
导数曲线反映的是累计产量与生产水油比的关系
2、水驱特征曲线
驱替特征曲线有六种表达式
（c）西帕切夫水驱曲线
Lp
Np
a bLp
Npb 11 a(1fw)
导数曲线反映的是累计产量与含油率的关系
一、注2、水水开驱发特指征标曲宏线观分析
驱替特征曲线有六种表达式 （d）卓诺夫水驱曲线
LgpLabNp
1、含水率与采出程度
给出不同的ER可以求a、c值
不同采收率对应的校正系数值
ER
20
25
30
35
40
45
50
55
60
c 1.60012 0.66226 0.27711 0.11647 0.04905 0.02067 0.00872 0.00367 0.00155
a 0.01415 0.00603 0.00265 0.00123 0.00063 0.00038 0.00027 0.00023 0.00021
一、注水开发指标宏观分析
2、水驱特征曲线
驱替特征曲线有六种表达式
（a）纳札洛夫水驱曲线
Lp Np
a bWb
Np
11
b
(a1)1(fw) fw
导数曲线反映的是累计产量与生产油水比的关系
油藏的开发规律分析及注水探讨
油藏的开发规律分析及注水探讨摘要：在油田的开发过程中会逐步呈现出现相关问题，本文主要是从油藏的开发规律出发，对其进行分析，探讨对应的调整方案来提升油田开发效果，为相关人员提供理论参考。
关键词：油藏；开发规律；采油指数1、注水开发动态分析技术1. 1应用示踪荆监浏技术示踪剂是指易溶、在极低浓度下仍可检出、能指示溶解它的液体在多孔介质中的存在、流动方向和渗透速度的物质。
示踪剂监测指加入与被示踪流体性态同步的物质，通过见剂时间、见剂量、水驱速度等情况分析，监测被示踪流体的运动状况，从而完成井间参数分析与解释。
应用示踪剂监测技术可评价注水开发油藏井间动态连通性、注入水流动方向，以及油藏剩余油分布规律，评价油田注水开发效果，同时对监测结果应用综合解释技术进行数值模拟分析，得出储层井间连通状况，物性分布特征等参数，为油藏的注采调整提供重要的依据。
1. 2注水井分层动态分析分层注水是二次采油的普遍措施。
注水井问题已经成为各个油田关注的焦点问题。
通过对注水井分层动态的分析，可以得到分层注水指示曲线，这不但克服了多层合采时指示曲线斜率为负的不足，且还能根据分层指示曲线反演地层动态参数，利用现代计算机技术作出不同时期不同层位的吸水剖面图。
注水井的分层动态分析结果有助于采油工程师采取及时准确的措施，控制高渗透层的注水量，增加中、低渗透层的注水量，进行注水量分配调整。
1.3水淹图辅助分析法根据单元目前油井含水率，做出各小层水淹状况图，直观反映油层平面上各部位含水率的高低.由于大多数生产井是多层合采，其含水率反映的是主要出力层的含水，因此在做各小层的水淹图时，首先需要判断各小层的含水状况。
一是通过附近单采井的资料，二是通过动态监测资料，如对应水井的吸水剖面资料、饱和度测井资料、RFT测压资料等综合判断。
1.4不稳定注水技术不稳定注水技术主要指改变注水方式、注水周期以及注水量波动幅度的注水开发技术。
不稳定注水技术可以改善非均质油藏储量动用状况，提高储量动用程度，改善油藏水驱效果，提高油藏采收率；利用开发侧井、生产测井、试井分析、检查井取心资料分析等方法，可以半定量、定量描述油藏水驱动用状况及剩余汕分布的阶段动态变化，为不稳定注水工程参数的进一步优化提供依据。
动态分析基本方法
（一）注水井动态分析调整
注水井分析调整的目的，就是要管好注水井，使井组 内做到分层注采平衡，压力平衡，水线推进比较均匀，保 证油井长期高产稳产。 注水井分析调整的方法： 1、整理注水井基础资料，根据井史、分层情况、测试成 果等资料对油水井管柱结构、连通性况、渗透率、有效厚 度、配水方案（层段、层段性质、水嘴、压力）、分层水 量、全井水量（注水时间及压力、全井及分层累计注水量 等）搞清楚、绘制出曲线与图表。 2、检查配注任务完成情况，对比配注和实注情况，掌握 哪些层符合配注方案要求，哪些层超注或未完成配注。
16-33
1
0.8 0.5
2
2.8 1.9
3
0.4 0.4
4
0.6 0.6
4
1.3 1.1
6
2.7 2.4
8
3.7 3.0
9
2.4 2.4
10 1.7 1.3
11 0.3 0.3
11 0.3 0.3
1 0.5 2 1.6 3 0.5 4 1.6 1.3 5 1.0 1.0 6 0.9
9 0.5 9 0.3 0.3 10 0.3 0.3 11 0.8 0.8
2、井网或层系调整措施
1）钻加密调整井。根据调整井所起的 作用不同可分为，补充开发井，层系调整 井，加密调整井，更新调整井。
2）注水方式的调整，为了提高所采用 的注水系统的效果，油田开发过程中，必 须及时地分析和采取一些调整措施完善注 采系统。
3）层系调整
三、注水分析调整方法及措施井 选井选层方法
（二）油田动态分析的主要方法 1、 统计法，图表法，物质平衡法、水
动力学法四种。 2、 理论分析法，经验分析法，模拟分
析法，系统分析法，类比分析法。
油水井动态分析内容及方法
油水井动态分析（地质部分）油水井动态分析基础知识1、地质油藏基础知识（1）油田地质基本知识包括地质构造、储层特性、流体性质、油藏驱动类型、储量等基本概念和应用，具体可参考石油工人技术等级培训教材。
（2）油田开发基本知识包括开发方式、注水方法、配产配注、试井、注水开发三大矛盾等基本概念和应用。
（3）油水井资料录取标准①油井的油压、套压、流压、静压、产量、气油比、含水、分层产量和分层压力录取标准；②水井的注水量、油压、套压、泵压、分层注水量、洗井录取标准；③油水井地层压力、生产测井、聚合物浓度监测、示踪剂检测、水质化验等资料录取方法和应用。
2、有关指标的计算包括日产液量、日产油量、油气比、综合含水率、日注水量、注采比、采油速度、采出程度、自然递减率、综合递减率、含水上升率、油（水）井资料全准率等指标的计算方法和具体意义。
3、配套图表绘制与应用常用的图表有：构造井位图、油水井连通图、单层平面图、开发现状图、油井生产数据表、注水井生产数据表、动态监测及分析化验数据表、水质分析化验数据表、单井开采曲线、井组注采曲线。
二、油水井动态分析思路方法1、油水井动态分析思路油水井动态分析的原则是立足于单井、着眼于注采井组，围绕注水开发存在的三大矛盾，明确开发中存在的问题，提出针对性的开发对策。
油水井动态分析的程序是先收集资料，并将其整理填入表格，绘制曲线，进行对比，分析变化原因，最后找出存在问题，并提出下一步的调整措施。
2、油水井动态分析方法（1）资料的收集和整理①静态资料所处油藏的地质特征、油井的生产层位和水井的注水层位②动态资料油井动态资料：产能资料，包括油井的日产液量、日产油量和日产水量，这些资料可以直接反映油井的生产能力。
压力资料，现在一般用动液面和静液面表示，它们可以反映油层内的驱油能量。
水淹状况资料，指油井所产原油的含水率和分层的含水率，它可直接反映剩余油的分布及储量动用状况。
原油和水的物性资料，是指原油的相对密度和粘度、油田水的氯离子、总矿化度和水型。
注水井措施施工作业问题与对策分析
注水井措施施工作业问题与对策分析注水井是石油勘探和开发中常见的一种作业措施，通过向地下储层注入水或其他液体，可以提高油田的产能和采收率。
在实际的施工作业过程中，注水井也面临着诸多问题，如地质条件复杂、施工技术难度大、环境保护压力增大等。
本文将对注水井施工作业中存在的问题进行分析，并提出相应的对策措施，以期能够提高注水井的施工效率和产品质量。
一、地质条件复杂导致施工难度大地质条件是影响注水井施工作业的重要因素之一。
在一些地质复杂的区域，如山区、盆地等，地下水文地质条件较为复杂，地下水位、渗透系数、孔隙度等会有很大的变化，这就给注水井的选址和施工带来了很大的困难。
地质条件复杂还会导致井筒不稳定、钻井难度大、井下工作受阻等问题。
对策：在地质条件复杂的区域进行注水井施工作业时，应该针对具体情况采取不同的对策。
首先要做好充分的前期勘探工作，了解地下水文地质条件，选择合适的注水井选址，减少井筒不稳定的风险。
在钻井作业中，应该采用先进的钻井设备和技术，提高钻井效率，降低施工难度。
在井下作业时，要加强对地层岩性、断层构造等的认识，做好井下工作的防范措施，保证施工的安全和顺利进行。
二、注水压力控制难度大在注水井施工作业过程中，注水压力的控制是一个非常关键的问题。
过高或者过低的注水压力都会对地下储层的渗透性和稳定性产生不利影响，影响注水效果和产能提高。
由于地下储层的非均质性和复杂性，注水压力的控制难度较大，容易出现过量注水或者注水不足的情况。
对策：提高注水井施工工程师的技术水平和素质，增强对地下储层的认识和理解。
通过地质勘探、储层压力测试等手段，获取地下储层的基本参数，为注水压力的控制提供科学依据。
应该采用先进的注水设备和技术，如智能注水井控制系统、实时数据采集系统等，提高注水过程的自动化水平，加强对注水压力的实时监测和控制。
三、环境保护压力增大随着社会的进步和环保意识的增强，对于油田开发和注水井施工作业所带来的环境影响也越来越受到重视。
非均质油藏注水开发流体动力地质作用研究
非均质油藏注水开发流体动力地质作用研究【摘要】针对非均质严重油藏，采用室内实验对注水前后实际岩心样品进行对比分析，研究了注水开发过程中的流体动力地质作用。
结果表明，酸性介质条件的化学动力作用加速了碎屑组分中的长石类矿物尤其是斜长石的溶蚀，同时生成了新的高岭石晶体并分布于细小孔喉，但对碳酸盐类矿物的影响较小。
注水冲刷等物理动力地质作用造成了储集层泥质矿物总量的降低和粉砂—极细砂级石英颗粒的缺失，且主要发生在物性较好且优势渗流通道较发育的层段。
在储集层孔喉变化方面，注水开发既使相对较大孔喉增加，改善了储集层的渗滤条件，也使孔喉分选程度降低，加剧了储集层微观非均质性。
从储集层孔隙度、渗透率等宏观参数变化看，注水开发致使储集层总体平均有效孔隙度降低4.63%，而总体平均有效渗透率上升8.93%，原始物性不同的储集层注水后物性变化呈现出明显的“马太效应”。
【关键词】严重非均质注水开发流体动力地质作用马太效应在长期注水开发过程中，储集层各项微观特征持续发生变化，包括储集层岩石颗粒和胶结物的成分及含量、粒度等指标，其主要原因在于储集层中的地层水、不同性质的注入水及油等流体长期对储集层浸泡、驱动和改造。
孔隙度、渗透率等宏观参数的变化是储集层微观内在因素改变的综合反映。
岩心样品进行对比分析，从储集层岩石组分、粒度、孔喉分布、孔喉结构和主要物性参数的变化等方面研究了注水开发过程中的流体动力地质作用。
1 流体动力地质作用的物质基础储集层的岩石类型多为长石砂岩、岩屑砂岩之间的过渡类型，岩石成分主要特征为：（1）碎屑中岩屑和长石含量较高，其平均含量分别为15.6%和10.7%，两者之和已超过26%，石英含量与岩屑和长石含量之和的比值为1.7～4.3，平均值为3.0；（2）岩屑中含量最高的是泥岩岩屑和碳酸盐岩岩屑，其平均含量分别为8.5%和3.9%，两者之和已超过12%，占岩屑总量的约80%。
以上特征说明岩石的成分成熟度极低，是快速风化、快速与短距离搬运、快速堆积与埋藏条件下的产物。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
3.夹层产状对油水运动的影响
夹层存在倾角情况下，油水的运动不是平行于层面，而是平行于夹层面
大庆葡萄花油田厚油层夹层发育情况和水淹特征表面：
① 夹层不发育的层比发育的地层更容易水淹； ② 夹层发育的厚油层水淹段的水淹程度往往比较高
③ 没有夹层发育的厚油层以下部水淹为主
④ 有夹层发育的厚油层，下部水淹常见，也容易出现多段水淹
剩余油的形成与分布
层内渗透率极差很多且有较稳定夹层------上部水淹严重，产液多 层内渗透率极差不大 ------全层驱油效率接近，均匀水淹
层内渗透率极差很小-------水淹厚度系数大，底部见水且水洗更强
第二节
复合韵律：
复合正韵律 复合反韵律
剩余油的形成与分布
水洗厚度较正韵律大
2.储层非均质性：受控于沉积微相，是控制剩余油分布的最重要因素。
不同沉积微相单元有不同的孔渗性、孔隙结构和渗流特征，也具有不同的水驱 油效率和剩余油特征
4-22
▲ 流水沿着河道物性好的下游方向突进， 然后才向河道上游和两侧扩展——非河道储 层水驱效果差，剩余油饱和度较高
1 .6 m /d 203 0 .2 m /d
二 层间油水运动规律
对层间油层运动起主要作用的是层间储层物性和压力状态的差异
（一）注水井中的层间差异和层间干扰 1.层间吸水差异
的差异，地层系数大，吸水能力大。层间地层系数差异主要受控于渗透率差异
层间吸水的差异程度受控于层系内层间的地层系数（有效厚度×有效渗透率）
某油田不同单层间油水吸水差异
第一节
工作者的重要任务。
第二节
（一）剩余油的概念
剩余油的形成与分布
一 剩余油形成机理和分布控制因素
剩余油：油田开发过程中尚未采出而滞留在地下油藏中的原油，通常指注水 开发油田中处于中高含水期时剩余在油藏中的原油
按存在方式分为：残余油和可动剩余油
剩余油地质储量：指油藏投入开发后地下油藏中尚未采出的油气地质储量。 剩余油饱和度：指二次采油末期，油田处于高含水期时剩余在储层中的流体
第一节
斜层理
油水运动规律
顺层理方向注水：注入水容易窜进，驱油效果差 逆层理方向注水：驱油状况显著改善，驱油效率提高 垂直层理方向注水：驱油效果最好
斜层理砂岩不同注水方向的驱油效率
注水倾向 顺层理倾向 逆层理倾向 平行层理走向 无水采收率 2.84% 19.4% 34.6% 最终采收率 21.3% 48.5% 53.2%
第一节
油水运动规律
（三）层内夹层对油水运动的影响
1.夹层发育部位对油水运动的影响
中部夹层：分隔作用强，对流体重力分异作用抑制作用强
底部夹层：对油水运动影响小 顶部夹层：开发早期，夹层之上不水淹，开发后期，剩余油潜力层段
2.夹层规模对油水运动的影响
夹层规模：夹层规模越大，分隔作用效果就越好 夹层延伸范围：夹层延伸越远，其分隔作用影响越大
第十章
第一节
注水开发动态地质分析
油水运动规律
第二节
剩余油的形成与分布
第三节
储层与流体性质的动态变化
第二节
剩余油的形成与分布
油藏投产后，由于钻井、注水、采油等开发工程措施使得油 藏变为非平衡系统，油气的采出状况也具有严重的不均一性，一 些地区驱替程度低，油气采出程度低，从而形成剩余油的分布
在油田开发过程中，正确评价已开发油藏的剩余油分布，是 科学、合理制定提高采收率措施方案的基础，也是油田开发地质
1.水淹层微观规模的剩余油 水湿岩石中，剩余油有三种：①不规则油滴；②索状油；③簇状油
油湿岩石中，剩余油有三种：①油滴；②油膜；③簇状油块 2.孔隙系统中微观水驱机理
滞留油气的营力：毛细管力，表现在油湿的岩石中；粘滞力；重力 驱替原油的动力：驱替力，从孔隙中注入剂施加的外力；毛细管力，表
（三）层间差异对开发效果影响 降低油层动用层数和水淹厚度 层间差异使得高吸水层开发程度高，低吸水层或不吸水层的开 发程度低，降低了总体合采水淹厚度，也就降低了开发效果
三 平面油水运动规律 （一）注入水平面舌进
注入水平面舌进受砂体几何形体以及高渗带等平面非均质性控制
1.砂体几何形态
砂体几何形体受沉积相控制，沿砂岩的长轴方向容易形成注入水的平面舌进
油层纵向上分段水洗
水洗特征与反韵律相似，水洗均匀 ------水洗效果好
均匀韵律：
油层厚度薄 油层厚度大且不夹层 ------ 水洗效果一般较差
在条件相似情况下，反韵律油层开发效果好于复合韵律，复合 韵律又好于正韵律
第二节
2.夹层的影响
剩余油的形成与分布
厚油层内相对稳定的夹层抑制厚层内的纵向串流，有利于水驱油效果，
低 高 中
异越大、单井产液量越高→层间干扰
越严重 ● 高渗油层：水驱启动压力低，易 水驱； ● 较低渗储层：水驱启动压力高， 水驱弱甚至未水驱； 井网控制不住及层间干扰 形成的剩余油示意图
第二节
3.污染损害严重的油层
剩余油的形成与分布
钻井、完井、开采过程中施工作业及外来流体对井底附近油层造成的污染 损害，油层产能降低，甚至堵死油层 4.未射孔的油层 ① 原来不能开发，由于技术发展变为可能开放的油层；
第二节
剩余油的形成与分布
（三）已动用油层内未动用的厚度
由于油层层内非均质性和流体非均质性，造成油层内部的水洗差异，一 部分储量动用很好，一部分动用很差，造成垂向上形成的剩余油富集段。 1.渗透率韵律性及其非均质性程度的影响 正韵律 底部突进，中上部水洗程度弱， 形成剩余油
第二节
反韵律：渗透率上高下低
② 开发前测井未解释而后来重新解释的油层；
③ 不属于原开发层系但在采油井存在的油层
（二）已动用油层的平面剩余油区
对于已动用的油层，由于平面矛盾和层间矛盾的存在，油层在平面上动 用情况差别较大，一些地区动用得好，另一些地区未动用或动用不好，从而 形成剩余油滞留区
第二节
剩余油的形成与分布
1.注采系统不完善造成的剩余油区
2.平面高渗带
平面高渗带是影响流体平面运动的最直接因素。油井过早见水，无水采收率 低，含水上升过快。
（二）渗透率的方向性与平面油水运动
1.常规储层渗透率方向性
垂直渗透率和水平渗透率存在差异；同一水平渗透层，不同方向渗透率不同 这是因为不同水流环境下沉积，加上后期成岩作用影响造成渗透率的各向异性
2.断层和裂缝方向性
井距越小，井间干扰越严重；新井投产或投注，导致老井产量或注水量下降
必须选择合适的井距和工作制度，才能使井间干扰的程度降到最低
（四）井网控制程度与平面油水运动
井网控制程度好坏判断：1.油藏内井网的分布均匀程度 2.井网密度
井网密度可用两个参数表示：1.油藏上平均每口井所控制的油藏面积 单位面积上的井数 2.油藏
稳定性差的夹层在油层内构造复杂的渗流屏障 水驱效果差
3.层理构造对水驱效果的影响 交错层理 平行层理 斜层理 渗透率低 渗透率高 顺层理倾向 逆层理倾向 平行纹层 水淹均匀 水淹均匀 水淹快 水淹较慢 水淹均匀 采收率高 采收率较高 采收率低 采收率较高 采收率高
4.粘度差和密度差造成的剩余油分布
（二）层理类型与层内油水运动 1.不同类型层理的优势渗透率方向
单向斜层理渗透率受颗粒排列方式控制，油水优势运动方向沿着纹层流动，
纹层界面和层系界面对油水运动起一定的阻碍作用。
交错层理纹层在各部位倾向不同，各层系间渗透率的方向上存在差别， 槽状层理在纵剖面上渗透率受颗粒排列的影响，基本平行于古水道，横剖面
第二节
剩余油的形成与分布
2.平面水窜造成的剩余油区 注水开发过程中，注入水优先沿一个方向驱油，而在其他方向水洗程 度弱甚至未水洗，造成剩余油滞留 ① 条带状高渗带与低渗区共存
第二节
剩余油的形成与分布
② 裂缝水窜造成的剩余油滞留区 注水井开发区存在若干延伸较远的大裂缝时，注入水沿裂缝串流， 油井迅速水淹，从而使基质和微裂缝中的原油无法采出，形成滞留区。 ③ 平面注入水失调 一口井或一个井排受多方向注水影响，其中一两个方向注水强度大、注 水量高，造成注水平面失调。 3.构造高部位的水动力滞留区 由于注入水在低处绕流，构造高部位如果无井控制则可形成水动力滞 留区，注入水驱替不到，从而形成剩余油区 4.封闭性断层附近的水动力滞留区 在封闭性断层附近，往往会形成注入水驱替不到或水驱很差的水动力 滞留区，形成剩余油分布区
第十章
注水开发动态地质分析
油藏一经开采，一部分油气被采出，一部分成为
剩余油气，储层岩石和流体与外来流体接触，发生各
种物理化学作用，对开发过程中的油水运动产生影响
开发动态地质分析就是阐明开发过程中的油藏流 体运动规律及剩余油分布，分析储层与流体性质在开 发过程中的动态变化及其对开发的影响，为开发方案 和提高油气采收率提供必要的地质依据。
第十章
第一节
注水开发动态地质分析
油水运动规律
第二节
剩余油的形成与分布
第三节
储层与流体性质的动态变化
第一节
油水运动规律
在注水开发过程中，地下油水分布会发生很多变化。下面 从层内、层间和平面介绍地下油水运动的控制因素及分布规律。 一 层内油水运动规律 层内油水运动受储层层内非均质性的控制，即主要受储层的 韵律性、层理类型以及夹层分布等影响。 （一）不同韵律性油层的水驱油特征 1.正韵律
油水密度差及粘度差造成水驱油前缘沿油层底部突进，从而使油层一部
分动用程度低，影响水淹层厚系数，形成剩余油
5.气锥和水锥
具底水或气顶的油田，由于水锥和气锥的形成，使得油层内的油采不出
（四）水淹层中微观规模的剩余油
在注入水波及的水淹区，受微观驱替效率影响，仍有油滴和残余油。微
观驱替效率与微观孔隙结构、润湿性和流体性质有关。