油田注水开发效果评价方法
评价油田注水开发效果指标的计算
评价油田注水开发效果指标的计算(一)、见水井开井数：指已确定见水的油井中，当月生产出水的井，堵水后生产不出水的井不算在内。
(二)、产水量：表示油田出水的多少。
包括日产水量和累计产水量。
年核实水量为当年各月核实水量之和；核实累积产水量：为历年核实水量之和。
－计量综合误差）（井口产水量核实月产水量1⨯=(三)、综合含水率：表示油田出水或水淹程度。
(四)、水油比：从地下采出一吨油同时要采出多少水。
它同含水率一样，也是表示油田出水程度的一个指标。
(五)、含水上升率：每采出1%地质储量含水上升的百分数。
(六)、含水上升速度：每月（或每季、每年）含水率上升的多少，这个数值叫做含水上升的月（或季、年）速度。
当油田中油井见水之后，含水将随油田采出程度的增大而不断上升，含水上升速度和含水上升率就是表示油田含水上升快慢的一个重要指标。
(七)、注入量：是单位时间内往油层注入的水量。
注入量的多少表示注水的快慢程度。
包括日注入量、月注入量、年注入量和累计注入量。
12(八)注入速度(十)注采比：注入剂所占的地下体积与采出物所占地下体积之比。
包括月注采比和累计注采比。
注采比是油田生产中极为重要的指标之一，用它来衡量地下能量补充程度和地下亏空弥补程度。
注采比、油层压力变化和含水上升速度等指标有着极为密切的关系，因此合理控制注采比是油田开发中极为重要的工作。
(十一)、注采平衡：注入油藏水量和采出液量的地下体积相等(注采比为1)叫注采平衡。
在这种情况下生产，就能保证油层始维持一定的压力。
(十二)地下亏空：注入剂的体积少于采出剂的地下体积，叫地下亏空。
是注采不平衡的表现。
(十三)累积亏空体积：指累计注入量所占地下体积与采出物所占地下体积之差。
(十四)注水利用率用注水利用率衡量油田的注水效果。
注水初期的油田不含水，注入1立方米的水就推出1立方米的油。
注水利率就是指注入水中有多少留在地下起着驱油作用。
注水利用率随注水开发油田的生产时间加长而不断下降。
注水开发效果评价类指标
注水开发效果评价类指标1、含水上升率，2、含水上升速度，3、综合递减率，4、自然递减率，5、水驱储量控制程度6、水驱储量动用程度，7、水驱指数，8、存水率，9、水驱油效率，10、累积亏空体积存水率、注入倍数增长率、水驱指数、注水利用率、吨油耗水量分析、吸水指数（注水强度(相对吸水指数）、地层吸水能力现场分析法----视吸水指数分析）、无因次采液油曲线、油田含水变化规律等。
第三章油田开发基础油田开发基础知识是采油工进行油水井管理和动态分析所必备的。
本窜主要包括油田开发和油田动态分析方面的基础知识，介绍了采油工在油水瞬管理中经常遇到的油田开发主要技术指标、动态分析的基础概念以及油田并发常用图幅的编制和应用。
第一节名词术语1．什么叫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。
2．什么叫开发方式可分哪两大类开发方式指依靠哪种能量驱油开发油田。
开发方式分依靠天然能量驱油和人工补充能量驱油两种。
3．什么叫井网油、水、气井在油气田上的排列和分布称为井网。
4．什么叫井网布署油气田的油、水、气井排列分布方式、井数的多少、井距排距的大小等称为井网布署。
5．井网的分布方式分哪两大类井网的分布方式分为行列井网和面积井网两大类。
6．油田注水方式分为哪两大类油田注水方式分为边外注水和边内注水两大类。
7．什么叫边内注水在油田含油范围内，按一定的方式布置注水井进行注水开发叫边内注水。
8．边内注水可分为哪几种方式边内注水按不同布井方式可分为：行列式内部切割注水、面积注水、腰部注水、顶部注水等。
9．什么叫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，确定其合理产量和合理注水量叫配产配注。
lO．什么叫注采平衡注入油藏水量与采出液量的地下体积相等(注采比为1)叫注采平衡。
11．什么叫油田开发方案主要包括鄢些内容油田开发方法的设计叫油田开发方案。
南八仙油田试注水效果评价及改善开发效果调整
四吸 水 比 固吸 水 强度
２１ 试 注水 井吸水 能 力强 。 ． 吸水状 况基本 稳 定 油 田注水 开发 初期 ， 了满足 水井 配注 要求 ， 注 为 将 水井井 口注 水 压 力 由初 期 的 １ ． Ｐ １６Ｍ ａ上 提 到 １ ． ４７ Ｍ ａ 日注水 量 基本 保 持 在 ３ ｄ左右 ， 米 吸水 指 Ｐ， ０Ｉ ／ ｎ 视 数 由 ０３ ０ｄＭＰ ． ．４ｍ ／ ． ａｍ下 降 到 ０ ２ ｄＭＰ ． 。 ．４ｍ ／ ． ａｍ
２４ 流体 相态 转化 、 ． 气体 反凝 析 产 生储 层 伤 害 ， 致 导 注水 不见 效 通过 对南 八仙 油 田高压 物性取 样分 析 ， 八仙 油 南
表 １ 正 常 注 水 井对 应 油 井产 状 变化 表
田属 于凝 析油气 藏 。对 于凝 析 气 而言 ， 随着 地 层 压 力
对 于边 底水 驱动 能量评 价 ， 次采 用 了三种方 法 。 本
３． ／ ０ ｔ ｄ。
１首先采用容积法 ： ＝１０ Ａ ） ０ ￣ Ｈ—Ｖ 计算 了水 ｂ ｏ 油体积 比为 １３ ． ， ６０４ 反映南八仙油田水体较大。
稳 态流 法 ：尺 ： （ 二 ／ — — ｔ ＋Ｒ ） ３Ｐ Ｃ 。 。 —
Ｊ １ 日 产量比１ 井数比ｌ
４ ． ７：
南八仙油田先后投入试采井 ７ ３口， 年产油 ３ ３ ．×
南八 仙 油 田产 量 分 级 柱状 图
蚕 ７ １ ４ ● ５ ． ７ ｛３．２ ｓ ２
＜ ． Ｏ５ ０． １０ ５． ． １０ ２． ．． ０
Ｉ ｌ 目 井数比例ｌ 产量比例ｌ
通过 ５年多 的试 注水 工 作 ， 目前 的 ７口注水 井 中只 有 ５口井 能够正 常注 水 ， ２口井 由于注水 压力 逐渐升 高 而 注不 进去 水 。通 过 分 析 ， 层 物 性 差 是 导 致 仙 １ 、 储 ３ 仙 中１ ３井注 不进 水 的主要原 因 。
胡尖山油田胡154区长4+5油藏注水开发效果评价
１ 油 藏 地质 特 征
１ ． １ 地 层 特 征
鄂尔 多斯 盆地延 长组 根据油 气层纵 向分 布规 律至 上而下 将其 划分 为 １ ０个 油层 组 ，即 长 １ ～长 １ ０油 层组 。其 中长 ７油层 组是 主要生 油层 ，长 ６ 、长 ４ ＋５ 、长 ２油层组 是 主要 储集 层 ；长 ３ 、长 １ 油 层组 为
第３ ５卷 第 ３期
郑 奎 ：胡 尖 山 油 田 胡 １ ５ ４区 长 ４ ＋ ５油 藏 注 水 开 发 效 果 评 价
表 现 出尖峰 状 吸水 、个别 层段 不 吸水 或 吸水不 均 等现象 。对 历年 吸水 剖面 测试 资料 研究 发现 ，该 区有
６ ２口注水 井涉 及 ｌ １ ７ 个 注 水层 段存 在不 吸水 或 吸水不 均 的问题 。如安 １ ６ ０ － ５ ５ 井长 ４ ＋５ 油层不 吸水 。
石油天然气学报 （ 江 汉石 油学 院学 报 ）２ ０ １ ３ 年３ 月 第３ ５ 卷 第３ 期
Ｊ ｏ ｕ ｒ ｎ ａ ｌ ｏ ｆ Ｏｉ ｌ ａ ｎ ｄ Ｇ ａ ｓ Ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ（ Ｊ ． Ｊ Ｐ Ｉ ）Ｍａ ｒ ． ２ ０ １ ３ Ｖ ｏ １ ． ３ ５ Ｎ ｏ ． ３
盖层 １ ］ 】 。胡 尖 山 油 田延 长 组 长 ４ ＋５油 层 组 可 划 分 为 长 ４ ＋５ 、长 ４ ＋５ 油 层 ，其 中长 ４ ＋５ 油 层 可 继 续
细分 为 长 ４ ＋５ 、长 ４ ＋５ 、长 ４ ＋５ ； 小层 ，均 有含油 砂体 ，隔 夹层发 育相对 稳定 。
１ ． ２ 构 造 特 征
胡尖 山油 田长 ４ ＋５油层组 顶 面构造整 体呈 现 出东高 西低 的特点 ，与 区域上 西 倾单 斜 的构 造 背景 相
延长油田X区块注水开发效果评价
延长油田X区块注水开发效果评价发布时间：2021-09-30T02:22:52.116Z 来源：《建筑实践》2021年19期作者：代刚盖思明[导读] 本次研究主要通过建立综合评价特征模型的方式建立延长油田X区块低渗透油藏注水开发效果评价分级方法。
代刚盖思明延长油田股份有限公司质量监督中心陕西延安 716000摘要：本次研究主要通过建立综合评价特征模型的方式建立延长油田X区块低渗透油藏注水开发效果评价分级方法。
首先，通过从30项参考评价指标中筛选确定5注水评价指标，利用现场数据结合经济评价指标、地质静态数据的方法，确定各项指标权重，最终利用专家评价法建立综合评价分级标准。
该方法现场应用效果较佳，耦合性较好可较好解决高含水区注水效率较低问题，从而提高油田综合开发效益。
关键词：定量综合评价；注水开发效果；效果评价；开发效果评价0.问题提出X区块属于延长油田，位于我国黄土高原，资源匮乏，地面开发条件及环境恶劣[1]。
该油田主要开发层系为侏罗系延安组的延9低渗透油气藏[2]，油井产量低，投产后稳产期短[3]，目前油藏开发主要以注水开发为主[4]，经过长时间的开采，油藏天然能量严重不足。
2015年后，X区块通过整体补救性注水开发，取得一定增油效果，但区块内不同井组开发动用情况差异性较大，地下有效动用情况以及如何利用生产资料快速有效评价注水开发层系开发效果亟待进一步落实。
1.参考评价指标虽然单项指标的评价实用、可靠[5]，但是多指标综合评价更能反映油藏注水开发系统性的特征，是注水开发效果评价技术的发展趋势[6]。
本次研究首先综合筛选30项注水开发相关评价指标[7]。
1.1表征注水质与量的特征指标本次研究选取可表征注入水质与量特征标志包括；水质达标率、腐蚀速率、资料保全率、洗井周期、注水压损、检管周期、压力保持率、注采比、开井率、注水时率、措施有效率、注配率、重补等增注措施。
1.2表征“有效及精细注水”指标本次研究选取可表征注入水质与量特征标志包括：分注合格率、水驱采收率、分注率、自然递减率、水驱控制程度、单井日产稳率、注水系统效率、水驱指数、剩余可采储量采油速度、综合递减率、耗水率、存水率、监测完成率、油层利用率、含水上升率、油层动用程度、多向受益率、注采对应率。
低渗区块增压注水技术的应用及效果评价
低渗区块增压注水技术的应用及效果评价一、注水井启动压力逐渐上升,储层吸水及供液能力下降,层间矛盾加剧(1)水井启动压力不断上升。
油田注水井井口注入压力由初期的7.9 MPa上已升至13.5 MPa,水井地层压力由初期的17.2 MPa逐渐上升至2000年的23.2 MPa,注水井吸水时的启动压力由初期的8.3 MPa逐渐上升至13.5 MPa。
(2)油层吸水能力大幅下降。
据监测资料表明,该地区注水水质由于各种因素长期不达标,其污染的主要因素是悬浮固体颗粒;其次是乳化油,乳化油粘合悬浮固体颗粒是损害储层的主要形式;在一定条件下,细菌腐蚀产物和结垢也是对储层产生损害的重要因素。
经统计12口水井吸水指数由1998年的0.65m3/MPa下降到2000年的0.43m3/MPa,下降了33.8% ,吸水能力大幅下降。
(3)分层动用差异大,欠注层、低压层占的比例较大。
2000年12月T233地区注水井欠注层共27个,占统计层数的43%。
针对欠注层,逐一进行了原因分析,其中物性差的有10层,受污染的有15层,层间矛盾完不成配注2层。
对增注措施有效率的统计,发现有34%的欠注层有效增注时间短。
鉴于以上因素,改造地面注水系统,提高井口注水压力可以有效的改善油田开发效果。
二、增压注水的可行性(1)油层条件。
T233地区储油层岩性主要由粉砂-细砂岩组成,粒度中值0.146mm,平均孔隙半径5.59um,空气渗透率为215*103um2,有效厚度大于2m的层段平均渗透率235*103um2,有效厚度小于2m的层段平均渗透率只有70*103um2。
室内实验表明,水驱压力在一定的条件下对低渗透储层岩心驱油效率有显著影响,对于空气渗透率大于1 *10-3um2的岩心,水驱压力的提高使水相相对渗透率大幅上升。
(2)增压注水压力界限。
确定增压注水压力以近油层破裂压力为限而不超破裂压力为标准。
油层中产生裂缝的条件是:流体的压力超过外界岩压和岩石强度极限之和。
流线模拟及其在油气田开发中的应用
二、流线模拟在注水开发效果评价中的应用
（1）井组注采关系定量研究
流线模拟再现了地下流体的历史动态，流线显示了流体从
注水井流向采油井的方向和流量，准确地确定了注水井和采油
井之间的注采分配情况。
分配系数：
分配系数是描述油井、水井以及边界之间相互关系的重要参数，
包括水井对油井的分配系数与 f I P 油井对水井的分配系数 f P I。水井
0.23 34.4 7.91
fP5I6
0.21 49.6 10.42
e I6 Q Q I Io w 6 6 3 .4 1 5 .4 8 9 0 7 .9 1 1 0 .4 2 1 0 0 % = 3 0 .2 4 %
对于注水井I6，注水效率表明每注入100方水，约30方水留在地下对原油具有驱替作用， 而其余70方水，从与其相连通的生产井产出，造成注入水的无效循环。
模拟三维优势流场分布图：流场是通过流线体现出来的，流线越密，表明流场越 强。从流线波及区域可识别流体运动所经过的区域。优势流场是局部多孔介质体 内流场的强度明显优于与之体积相当的邻近介质体内的流场强度。
模拟三维剩余油饱和度：用三维流线模型模拟剩余油饱和度分布图 ，在众多时 间飞片的一维传导下，以一定时间步长动态演变含油饱和度的变化过程，能充分 体现精细地质模型对流体动态和流体特征的影响，达到精细描述注水开发过程中 油藏高含水期剩余油在三维空间分布的目的。
二、流线模拟在注水开发效果评价中的应用
（1）井组注采关系定量研究
流线模拟再现了地下流体的历史动态，流线显示了流体 从注水井流向采油井的方向和流量，准确地确定了注水井和 采油井之间的注采分配情况。
同样可以定义油井P对水井I的分配系数：
fPI
QP I QP
高含水后期油田区块注采适应性定量评价方法及调整对策
收稿日期:2005208217作者简介:王志军(1964-),男,黑龙江五常人,工程师,从事油田开发研究工作。
文章编号:100023754(2005)0620051203高含水后期油田区块注采适应性定量评价方法及调整对策王志军,刘秀航,董 静,舒通燕,梁玉波,杜春娟(大庆油田有限责任公司第四采油厂,黑龙江大庆 163511)摘要:为解决目前不能定量评价油田注采适应性的问题,通过引入地饱比、注采强度比等概念,研制地饱比2注采比、注采强度比2开井油水井数比两个关系图版,将两个图版划分为五个区,对两个图版进行交汇,制定25种注采状况相应的调整对策。
根据各区块的实际注采状况,明确调整对策,在动态调整过程中有针对性地制定下一步具体的调整措施。
利用该方法实现区块注采适应状况的定量评价,使油田开发调整更加有章可循,在杏北油田123区应用取得了较好效果。
关键词:高含水后期;注采适应性;定量评价方法;调整对策中图分类号:TE33+1 文献标识码:A 目前,评价油田注采状况的主要开发指标有地层压力(总压差)、注采比、注水强度(吸水指数)、产液强度(产液指数)、油水井数比等,都是定量评价注采状况的某一方面,存在较大的局限性:①应用总压差评价地层压力水平的局限性。
一般认为,依靠注水保持地层压力的油田,油田保持总体注采平衡,地层压力保持在原始饱和压力与原始地层压力之间较合理[1]。
但同一油藏内不同区块间埋深差异较小,原始地层压力差异不大,而原始饱和压力可能差异较大。
因此,以地层压力、总压差高低评价地层压力水平在区块间有时存在不可比性。
②应用注水、产液强度评价注采状况的局限性。
采液强度、注水强度受油层平面发育、渗流特性的影响较大,要使油田注采状况合理,必须保持合适的产液、注水强度[2],因此,单纯以产液、注水强度的大小不能综合评价区块间的注采状况。
1 注采适应性评价图版编制基于上述分析,引入地饱比、注采强度比的概念,并结合注采比、油水井数比编制两个图版来定量评价区块的注采适应性。
注水开发效果评价方法
注水开发效果评价方法
注水开发是一种提高油田采收率的有效方法，但是如何评价注水开发的效果呢？以下是一些评价方法：
1. 油井生产率
注水开发后，油井的生产率应该有所提高。
可以通过计算油井在注水前后的产油量来评价注水开发的效果。
如果注水开发后的产油量有明显提高，则说明注水开发的效果比较好。
2. 油藏压力
注水开发会增加油藏的压力，提高原油采收率。
可以通过地面监测或者井下测压的方法来评价注水开发的效果。
如果油藏的压力有明显提高，则说明注水开发的效果比较好。
3. 水油比
水油比是指油井每产出一桶原油所需要注入的水量。
如果注水开发后，水油比有所下降，则说明注水开发的效果比较好。
因为水油比越低，说明注水开发对于提高采收率的效果就越好。
4. 经济效益
注水开发的目的是提高采收率，从而增加油田的经济效益。
因此，通过计算注水开发前后的经济效益来评价注水开发的效果。
如果注水开发后，油田的经济效益有所提高，则说明注水开发的效果比较好。
综上所述，以上是评价注水开发效果的几种方法。
需要注意的是，不同的油田、不同的地质条件、不同的注水方案，其效果评价可能会有所不同。
因此，在评价注水开发效果时，需要结合具体情况进行综
合评价。
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注水开发油藏调整是指在油田开发过程中，为了提高油井的产能，将水注入到油藏中以增加油藏的压力和驱替效果。
在实际操作中，由于油藏的特性、注水参数的选择以及油藏的物理化学变化等原因，注水开发油藏的效果可能存在一定的差异。
对注水开发油藏的调整潜力进行分析与评价是十分必要的。
1. 油藏物性的评价：对油藏的物性进行评价是油藏调整潜力分析的基础。
通过地质勘探等手段获取到的油藏物性数据可以用于分析油藏的渗透率、孔隙度、饱和度等参数，这些参数对注水开发的效果有重要影响。
通过对油藏物性的评价，可以初步判断注水开发的可行性。
2. 油藏驱替效果分析：油藏驱替效果是指注入的水能够将原有的油推出油藏并提高采收率的能力。
影响油藏驱替效果的因素有很多，如注水速度、注水压力、注水层位选择等。
通过对注水井的产能测试以及地质资料的分析，可以评估注水开发的驱替效果。
3. 油藏化学变化评价：注水开发过程中，油藏中的化学物质可能发生变化，从而影响油藏的渗透率、黏度等性质。
对油藏的化学变化进行评价是非常重要的。
通过化验实验和油样分析，可以预测注水开发后油藏的化学变化及其对油井产能的影响。
4. 数值模拟分析：利用数值模拟软件对注水开发油藏进行模拟分析，可以评估不同注水参数对油藏开发的影响。
通过调整注入水的流量、压力等参数，可以得到不同场景下的注水开发效果，从而指导实际操作。
5. 经济评价：对注水开发油藏的经济效益进行评价是十分重要的。
通过对开发成本、投资回收期、预测年产油量等参数的评估，可以从经济角度对注水开发油藏的调整潜力进行分析与评价。
注水开发油藏调整潜力的分析与评价涉及到多个方面的因素，需要综合考虑地质勘探、物性评价、化学变化、数值模拟和经济评价等各个方面的信息。
通过对这些信息的综合分析，可以得出更为准确的注水开发油藏调整潜力的评价结果，为油田开发的决策提供科学依据。
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。
砂岩油藏注水开发效果评价
砂岩油田注水开发效果评价目次一、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）自然递减率和剩余可采储量采油速度评价（五）注入水波及体积大小评价（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（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高低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：式中： Rc —水驱储量控制程度，％；h—与注水井连通的采油井射开有效厚度，m；H—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波及系数的反映。
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％1985 16.7354 2.08 71.231989 11.1564 1.95 82.641992 9.4665 1.91 84.80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：或式中：Rp—水驱储量动用程度，％；hi、ho—注水井总吸水厚度、油井总产液厚度，m；Hi、Ho—注水井、油井总射开连通厚度，m。
水井调剖效果评价及建议
Ｓ ｕ ｎ Ｂ ａ ＠ｎ ｇ ． Ｓ ｔ ａ ｔ ｉ ｓ ｔ ｉ ｃ ａ ｌ Ａ ｎ ａ ｌ ｙ ｓ ｉ ｓ ｏ ｉ ｌ Ｅ ｆ ｅ ｃ ｔ ｏ ｆ Ｐ ｒ ｏ ｉ ｆ ｌ ｅ Ｃ ｏ ｎ ｔ ｒ ｏ ｌ ｆ ｏ ｒ
口 开 裂 原 因分 析 及 改 进 措 施 ［ Ｊ ］ ． 新 疆 石 油科 技 ， ２ ０ ０ ８ ， １
（ １ ８ ） ： ３ ５ —３ ６ ．
Ｄｅ ｖ ｉ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｎ ｄ ｉ ｔ ｓ Ｅ ｆ ｅ ｃ ｔ ｏ ｎ Ｗｅ ｌ ｄ ｉ ｎ ｇ Ｑｕ ａ ｌ ｉ ｔ ｙ［ Ｊ ］ ． Ｎａ ｔ ｕ ｒ ａ ｌ Ｇａ ｓ
Ｏ． Ｌ ＡＮＤ ＧＡＳ Ｆ 。 。 Ｅ ＶＥＬ ＯＰ Ｍ ＥＮＴ
ｌ Ｉ Ｅ Ｌ Ｄ Ｄ Ｉ 油 与 田 开 发 Ｉ ｌ ５ ７ ，
３－卷
第 ３期
水井调剖效果评价及建议
宋刚祥 曹勋 臣 张远 弟
武汉 ４ ３ ０ １ ０ ０ 长 江 大学 石油 工 程学 院 ， 湖北
程度 。 １ ． １ 用劳 伦 兹 曲线 分析 调剖 措施 效果
题 在非 均 质性 严 重 的 油藏 尤 为 明显 ， 注入 水 沿 高 渗透 突 进 系数 ，定 量 刻 画调 剖措 施 改 善 吸水 剖 进 行 调 剖 ， 通 过 水 井 调 剖 改 善
ａ ｎ ｄＯｉ ｌ ， ２ ０ ０ ８， ２ ６ （ ２ ） ： ２ ４ — ２ ７ ．
Ｚ ｈ ｏ ｕ Ｑｕ ｎ ， Ｚ ｈ ａ ｎ ｇ Ｊ ｉ ａ ｎ ｃ ｈ ｅ ｎ ｇ ， Ｎａ Ｌ ｉ ａ ｎ ｚ ｈ ｏ ｎ ｇ ．Ｃｒ ａ ｃ ｋ Ｒｅ ａ ｓ ｏ ｎ
［ ９ ］ 龙婷婷 ， 尹 恒 ， 李 渡 ， 等． 某集 输 气 管道 工程 焊 缝 裂 纹 分
埕岛油田温和注水开发效果评价
温和注水技术政策
埕岛油田位于渤海湾南部 的极浅海水域 ， 是在 前第三系潜 山背景上发育起来 的大型披覆 背斜构 造， 主力含油层系馆陶组 （ ｇ 属于河流相沉积 ， Ｎ） 为 非均质性 严 重 的稠 油及 岩性 一构 造 层 状砂 岩 油 藏 。该油藏于 １９ Ｊ ９５年一套层系开发 ， 采用不规则 三角形和大井距丛式定向斜井 ， 按油砂体形态布井， 井距约为 ２０— ０ ｍ， ５ ５０ 有别于陆上油 田的密井 网开
８ ８ ３ ０， —ｍａｌｎ ｅ ｓｏ． Ｏｌｏ ５７ ５ Ｅ ｉ： ｉ ＠ ｌｆ ￣ｌ ｎ ｌ
维普资讯
油
气
地
质
与
采
收
率
２０ ０ ６年 ５月
比。注水以来 ， 累积实施 注采调整 ７ 井 次， ３ 对应一
组为主） 井位相对均匀 ， ｇ ６砂层组储量控制程 Ｎ ４— 度高 ， Ｎ ｌ ２— 而 ｇ ＋ ３砂层组井距 极不均匀 ， 别是 特
对于河流相砂岩油藏来说 。 为提高采油速度和
开发效益 ， 油田应在初期进行注水以保持地层压力 。 油藏转注时机大都是在饱和压力以上 ， 采用 注采 比 大于 ｌ 的强注强采模式… ， 但对于 目前 中国最大的
浅海油 田——埕岛油 田来说 。 由于海上特 有的环境 和井网、 井距的限制 ， 不适宜采用陆地通用的强注强
水或边底水较活跃层采用 ０ ６一 ． ． Ｏ８的较低注采 比；
地 层压降较大的主力层采用 １Ｏ～ ． 的较高注采 ． １２
收稿 日期 ２０ ０ ０６－ ２—１ ； 回日期 ２ ０ ３改 ０ ６一ｏ ４—２ Ｏ。
作者简介 ： 牛明超 ， ， 程师 ，９７年毕 业于 石油 大学 （ 男 工 １９ 华东 ） 采油 工程 专业 ， 从事 海上 油气 田开 发 管 理 工作。联 系 电话 ：０４ ） 现 （５６
流线模拟及其在油气田开发中的应用
若油井P对某水井分配系数越大，则说明油井P在该水井方向上驱替效果越好。
以油井P1为例，流线分布及 分配系数饼状图如右图所示。可以
看出，注水井I1为P1油井贡献了
51%的产量，而注水井I6仅为P1井 贡献了8%的产量，导致剩余油在P1 与I6井间较富集。
二、流线模拟在注水开发效果评价中的应用
（2）注水效率评价
注水效率是指注水井注入水贡献的产油量与注水量的比值， 注入水贡献的产油量由模拟器提供的分配系数与油井的日产油量 计算得出。与m口油井相关联的注水井I的注水效率如下：
eI Q Q
o I w I
( f
j 1
m
Pj I
o qP ) j
注水井I注入水驱替的产油量 注水井I的注水量
qIw
注水效率可以间接的反映出注水井目前的生产状况，注水 效率越大，说明注水井生产状况越好，反之，越差。
流线模拟法计算波及体积的原理与实际油藏生产过程中向油藏中注入示踪剂，通过生产 井产出示踪剂的时间、浓度等特征计算注入流体波及体积的方法类似，该方法计算的是注入油 藏中的蒸汽沿着流线的飞行时间 （time of flight），飞行时间的计算公式如下：
孔隙度，小数 s为流动距离，m 达西流速，m/s
飞行时间越大，说
流线分布
注水量
单井注水效率>平均值，增加注水量； 注水井 单井注水效率<平均值，减小注水量； 以生产井为中心，分别计算与该生产
模拟 一定 时间
qP1 qI1 f I1 P1 qI2 f I2 P1 qI5 f I5P1 qI6 f I6 P1
new old qP1 qP1 qP1
精 细 地 质 模 型
流 线 数 值 模 拟
水驱效果评价
剩余油可采储量的采油速度评价标准表(%)
采出程度比 〈50% 50-80% >80%
好 >5 >7 >4
较好 中等 较差 4.5-5 4-4.5 3.5-4 6-7 5-6 4-5 3.5-4 3-3.5 2.5-3
差 <3.5 <4 <2.5
10、年产油量综合递减率 年产油量综合递减率反映了油田在某一阶段的地下油水运动 和分布状况及生产动态特征。由于扣除当年新井的年产油量， 老井的产量变化反映出原井网下地下油水分布状况。一般油田 处于稳产和中含水开采阶段，油田生产能力旺盛，原油产量呈 上升趋势。如果年产油量基本保持不变或呈上升趋势，年产油 量综合递减率较大，说明原油产量是靠新井产量接替，但对于 老井的开发效果没有得到改善，或是前期开发调整对老井没有 影响；如果年产油量基本保持不变或呈上升趋势，年产油量综 合递减率较小，说明原油产量部分是靠新井产量接替，老井的 递减率低可能是由于原开发层系或井网得到了调整后，开发效 果有所好转。当油田生产处于产量递减或高水期，油田产量不 可挽回地处于递减阶段，此时油田的各项工作都是以减缓递减 速度，进一步改善开发效果为主。年产油量综合递减率的下降 越小，说明开发效果越好。
5、含水率 A、含水～采出程度的实际曲线与理论曲线的比较
B、根据目前状况确定极限含水时采收率Rm与由油藏 地质特征参数评价出的油藏最终采出程度（油藏采收率） R gm 的比（采出程度比） 采出程度比评价标准
RR 评
>95% 语 好
95-90% 90-85% 85-80% <80% 较好 中等 较差 差
r
4 . 76
r
D 4 . 56 0 . 125 ln
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。
注水名词解释
含水率油井日产水量q w 与日产液量q L 之比叫含水率(f w ），亦叫含水百分数，可用下式计算； f w =%100⨯Lw q q 含水上升率每采出1%的地质储量含水率的上升值叫含水上升率。
它是评价油田开发效果的重要指标。
含水上升率越小,油田开发效果越好。
可按下式计算：I NW =%100⨯∆∆Rf W 式中：I NW -含水上升率，%;∆ f w —阶段末、初含水率之差；∆R —阶段末、初采出程度之差.存水率未采出的累积注水量与累积注水量之比叫存水率.它是衡量注入水利用率的指标,存水率越高，注入水的利用率越高。
计算公式为:W f =%100⨯-WiWp Wi 式中：W f -存水率，%；Wi —累积注水量，m 3;W p —累积产水量，m 3。
注水开发油田的三大矛盾非均质多油层油田注水开发时，由于油层性质存在层间、平面、层内三大差异，导致注入水在各油层各方向不均匀推进，使油水关系复杂化,影响油田开发效果，这就是所说的注水开发油田的三大矛盾——层间矛盾、平面矛盾及层内矛盾.解决三大矛盾的关键是认识油水运动的客观规律，因势利导，采取不均匀开采，接替稳产，以及不断进行调整挖潜等方法,使各类油层充分发挥作用。
层间矛盾指非均质多油层油田，由于各油层岩性、物性和储层流体性质不同,造成各油层在吸水能力、水线推进速度、地层压力、出油状况、水淹程度等方面的差异，形成相互制约和干扰,影响各油层、尤其是中低渗透率油层发挥作用，这就是所说的层间矛盾。
层间矛盾是影响油田开发效果的主要矛盾。
大庆油田在开发实践中创造的分层开采技术、油层压裂改造技术、层系及注采系统调整等，就是解决这个矛盾的有效方法。
平面矛盾由于油层性质在平面上的差异，引起注水后同一油层的各井之间地层压力有高有低，见水时间有早有晚,含水上升速度有快有慢，因而相互制约和干扰，影响油井生产能力的发挥，这就是平面矛盾。
解决平面矛盾除采用分层开采工艺技术外，打加密调整井进行注采系统调整，采取堵水、压裂等措施都是行之有效的方法。
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储量动用程度的评价标准
ROM >80% 75%-80% 70%-75% 65%-70% <65% 等 级 好 较好 中等 较差 差
地层压力保持水平
油田注水开发指标 及效果评价方法
2013年11月22日
提纲
一、注水开发术语及指标 二、注水效果综合评价
注水开发
✓ 通过注入井向油藏中注水，以部分或全部保持 地层能量的一种开发方式。（保持地层能量的 方式有多种）。
✓ 注入水在油田开发中的作用：一是作为驱替剂， 将原油驱扫到采油井，二是作为能量的载体， 向地层补充能量，将地层压力提高或保持在合 理的水平，使生产井保持较高的产液能力。
➢ 其他不规则井网注水，注采井数比随具体情况而 定。例如边内注水、边缘注水、边外注水。
注采比
➢ 指地层条件下注水量与产液量的比值，公式表示 为：
Rip
Qo
Qi
Bo
o
Qw
➢ 对于低于饱和压力开采的油藏，计算时应考虑采 取的自由气体。
➢ 有月注采比、季注采比、年注采比、累积注采比。 累计注采比＞1，=1，﹤1的意义。
水驱采收率
➢ 水驱采收率是指油藏注水开发结束时最大累积采 油量与地质储量的比值。反映注水开发油田水驱 开发效果好坏的综合指标。它的大小受地质条件 的限制，同时也是注入水体积波及系数和驱油效 率的综合作用结果。对某一具体油田，由于人为 控制因素不同，油田的采收率必定存在较大整等之后，油藏采收率的预测值也会相应 发生改变。
➢ 是评价注采平衡状况、调整注采关系、油田配产 配注的重要指标
水驱控制程度
➢ 是指开发过程中注入水能够影响到的油层储量占 油层总储量的百分比。
➢ 水驱控制程度=油水井联通厚度/油层总厚度 ×100%
➢ 水驱控制程度与井网密度的大小和注采系统的完 善程度有关，其大小直接影响采油速度、含水上 升率、最终采收率等开发指标的好坏。
➢ 油层非均质越严重，油水粘度比越大，直线段出 现和结束的含水阶段都高，油层单一，均质，油 水粘度比小的油田直线段出现和结束时的含水一 般较低。
➢ 水驱特征曲线可归纳为甲型、乙型、丙型和丁型。 如何用曲线求得水驱采收率？
水驱控制程度的评价标准
水驱控制 程度
>85%
80%-85% 75%-80% 70%-75% <70%
评 语 好 较好 中等 较差 差
水驱储量动用程度
➢ 指注水井总吸水厚度与注水井总射开连通厚度之比，也 可定义为生产井总产液厚度与生产井总射开连通厚度之 比。计算时，按年度所有测试水井的吸水剖面和全部测 试油井的产液剖面资料进行计算。
地层压力保持水平
➢ 地层压力保持水平分为下列三类： ➢ 地层压力/原始地层压力≥0.85，且高于油藏饱和
压力，地层能量能避免地层原油大量脱气、能充 分满足不断提高排液量的需求。 ➢ 地层压力/原始地层压力处于0.6-0.5之间，且高 于油藏饱和压力，地层能量基本满足油井排液量 的需求。 ➢ 地层压力/原始地层压力<0.6，地层能量不足以满 足油井排液量的需求。
注水时机
➢ 指油田转注水开发的时间。注水时机的把握是 比较复杂的问题，既要考虑油田开发初期的效 果，利用天然能量，减少初期投入；又要考虑 油田开发中后期的效果，实现长时间的高产稳 产和提高采收率。
➢ 注水时机大致分为三种类型：超前注水、早期 注水、晚期注水。
➢ 确定注水时机的主要因素有三：油田天然能量 的大小、油田的大小和配产要求、油田的开采 特点和采油方式。
✓ 注水开发是二十世纪三四十年代发展起来的， 又称二次采油，是油田开发的“历史性革命”。 （不是所有的油田都适合注水开发）
注水开发系统
➢ 现代注水开发系统包括油藏工程、钻采工程、 地面工程和管理工程。是多学科、多专业相结 合的复杂系统。
➢ 油藏工程： ➢ 钻采工程： ➢ 地面工程： ➢ 管理工程：
➢ 内部切割行列式注水，其注采井数比随切割区内 生产井排数而定。当切割区内为一排生产井时， 注采井数比为1:1；切割区内为三排生产井时，注 采井数比为1:3。
➢ 面积注水方式中，线状或排状面积注水的井数比 为1:1；四点法（也称反七点法）面积注水为1:2； 五点发面积注水为1:1；七点法面积注水为2:1； 九点法为3:1、反九点法为1:3。
注水方式
➢ 国内外油田注水方式归纳起来有四种：面积注 水、内部切割注水、边部注水、不规则井网注 水。
➢ 注水方式的选择要根据油田的具体特点和油田 开发经验确定，不同的油田地质条件采用不同 的注水方式。注水方式的选择会影响油田的采 油速度、稳产年限、水驱效果、最终采收率。
注采井数比
➢ 指注水开发油田中，注水井与生产井的井数比。 可以细分为全油田注采井数比、该油田xx开发层 系注采井数比、该油田xx断块注采井数比。不同 注水方式其注采井数比不同。
➢ 指当前地层压力与原始地层压力的百分比。 ➢ 地层压力的高低反映了地层能量的大小，较高的地层压力
能实现较高的产液量，高产稳产形势好。合理的地层压力 水平不仅可以取得较高的采收率，而且降低了注水开发的 难度。地层压力高，要求高的注入压力并且注水设备具有 高的承压能力。 ➢ 当地层压力保持在某一水平时，再增加地层压力对原油采 收率影响不大。保持该压力水平时，既能满足排液的需求， 同时又能满足注水量的需要。认为该地层压力属于合理的 压力保持水平。 ➢ 当地层压力低于饱和压力，进入溶解气驱，原油采收率将 降低。因此，要求地层压力不低于饱和压力。 ➢ 地层压力保持水平不宜高于原始地层压力。
➢ 采收率是反映油藏地质特征、流体性质和开采措 施的综合指标。
水驱采收率的预测-水驱特征曲线
➢ 注水开发油田累计产油量、累计产水量和累计产 液量之间的关系曲线称为水驱特征曲线，也叫驱 替特征曲线。利用水驱特征曲线的分析，可以预 测该油田的可采储量、采收率、动态储量、综合 含水等开发指标。
➢ 必要条件：全面注水开发并进入稳定生产以后， 含水达到一定程度（50％）