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。
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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％）