K井网和注水方式
【全文】油气田开发概论第2章、油藏工程基础
心井参数落实，精度>70% ——制定开发方案的依据
一级储量：探明储量（开发）：第一批生产井（基础井网） 参数落实，有生产资料，精度>90%）
——生产计划、调整方案的依据
五、油藏驱动方式及其开采特征
了解油藏特性，预测未来动态，必须掌握有关油藏驱动机理的相关知识。
（二）油田开发指标
——在油气田开发过程中，人们定义一系列说明油 田开发情况的数据。
1、采油速度：年采油量与地质储量的比值，％。衡 量油田开采快慢的指标。
2、采出程度：油田某时期累积产油与地质储量的比 值，％。衡量油田储量的采出情况。
3、采收率：油田开发结束时的累积产量与地质储量 的比值，％。衡量油田开发效果的指标。
六、井网与注水方式 正形井网系统 以正方形井网为基础，井距：a；井距＝排距
A、直线系统
M＝1：1 F＝2a2 S＝a2
六、井网与注水方式
B、五点井网 M＝1：1；F＝2a2；S＝a2 C、反九点井网 M＝3：1；F＝4a2；S＝a2 D、反七点井网 M＝2：1；F＝3a2；S＝a2
七、井网部署
1、划分开发层系的意义
(1)有利于发挥各个油层的作用，为油层比较均衡 开发打下基础，减少层间矛盾 (2)提高采油速度，缩短开发时间 (3)提高注水波及体积，提高最终采收率 (4)适应采油工艺技术发展的要求
（一）合理划分开发层系
2、划分开发层系的原则
(1)把特性相近的油层组合在同一开发层系，以保证各油 层对注水方式和井网具有共同的适应性，减少层间矛盾。
(2)一个独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油田 满足一定的采油速度，并有较长的稳产期。
油藏数值模拟基础培训(第一讲)
REALITY，INNOVATION,TRANSCENDENCY
油藏数值模拟的方法原理
vx x vy y
vz zz
vy yy
z
vx xx
y x
vz z
质量守恒方程/连续性方程：根据物
质平衡原理，流入单元体中的流体流量 减去流出单元体流体流量等于单元体流 体质量变化。
xvxyvyzvzq t
油藏数值模拟的作用
——有效的油田开发科学决策工具！
在理论上：探索多孔介质中各种复杂渗流问题的规律； 在工程上：作为开发方案设计、动态监测、开发调整、反求参数、提高
采收率的有效手段，能为油气田开发中的各种技术措施的制 定提供理论依据。
•渗流机理研究 •开发可行性评价 •参数敏感性分析 •开发方案优化
单/多相流公式
离散化
线性化
开采 过程
非线性偏 微分方程
非线性 代数方程
线性 代数方程
①建立数学模型
Ａ、通过质量/能量守恒方程、状 态方程、运动方程、辅助方程建立 基本方程组。 B、根据所研究的具体问题建立相 应的初始和边界条件。
②建立数值模型
A、通过离散化将偏微分方程组转换为有限差分方程组。 B、将非线性系数线形化，得到线形代数方程组。
油藏数值模拟的方法原理
——几点说明
●描述油藏流体渗流这一具体物理过程的完整的数学模型是非线性的偏微分方 程，不宜直接求解，需要通过离散转化成比较容易求解的代数方程组。离散方 法一般为有限差分法。
●离散后形成的代数方程组是非线性的差分方程组，还要采用某种线性化方法 将其线性化，然后求解。常用的线性化方法有显示方法、半隐式方法或全隐式 方法等。
求实 创新 超越
油田注水与注采井网
油田注水的原因： 补充保持地层的能量，补充能量，提高开采速度。 中国90%以上的油田需要注水开发，这与具体的沉积环境有关。天然能量充 足的只有1.3亿吨占2-3%，97%的需要注水开发。此外天然能量局限性大，发 挥不稳定，初期快，后期慢，采油速度小，采油效率低。 保护油层及流体性质。 提高驱替效率，降低生产成本。 便于开发调整。
特点： 适用的油藏范围广，油井见效快，采油速度高。井网不同，油藏的开发动态 以及最终的开发效果也不同。 主要分正方形井（美国，适用于强注强采）网和三角形井网两种（前苏联，驱 油效率高）。
根据油井和注水井相互位置的不同，面积注水可分为四点法面 积注水、五点法面积注水、七点法面积注水、九点法面积注水等。
局部密封局部开启 高压开启：在低压注水时是密封的，在高 压注水的情况下开启，即使地层压力再恢 复到原来的水平，此时的断层的性质是部 分开启或开启的。
切割方向最好不平行于断层,以及注水井排跨越断层的两边。
裂缝的存在与作用 1 裂缝的存在使一些本身不具备储集特性的岩石成为储集层。例如页岩、泥岩、花 岗岩等，由于构造作用的风化，可以形成裂缝，进而形成孔洞。例如四川的嘉陵江 统储气层即是这种性质。低渗透油藏也普遍存在裂缝。
0.403 0.402 0.401 0.399 0.398 0.396 0.395 0.395
0.526
0.523 0.522 0.52 0.518 0.516 0.515 0.513 0.513
0.384
0.382 0.381 0.38 0.379 0.377 0.376 0.375 0.375
0.604
kh 3) 边缘和内部的连通性能比较好，具有较高的流动系数 / 。
优点： 1) 无水采油期比较长，油水界面比较完整，水线推进比较均匀，无水采 收率比较高。 2) 比较容易进行调整，需要注水井少投资小。 缺点： 1) 注水利用率比较低。
《油藏工程》课后习题答案
油藏工程教材习题第一章：1. 一个油田的正规开发一般要经受那几个阶段？答：一个油田的正规开发一般要经受以下三个阶段：(1)开发前的预备阶段：包括详探、开发试验等。
(2)开发设计和投产：包括油层讨论和评价，全面部署开发井、制定射孔方案、注采方案和实施。
(3)开发方案的调整和完善。
2.合理的油田开发步骤通常包括那几个方面？答：合理的油田开发步骤通常包括以下几个方面：1.基础井网的布署。
2.确定生产井网和射孔方案。
3.编制注采方案。
3.油田开发方案的编制一般可分为那几个大的步骤？答：油田开发方案的编制一般可分为以下几个大的步骤：1、油气臧描述2、油气藏工程讨论3、采油工程讨论4、油田地面工程讨论5、油田开发方案的经济评价6、油田开发方案的综合评价与优选。
4.论述油气田开发设计的特别性。
答：一切工程实施之前，都有前期工程，要求有周密的设计。
有些工程在正式设计前还应有可行性讨论。
对于油气田开发来说，也不例外，但又有其不同的特点。
(1)油藏的熟悉不是短时间一次完成的，需经受长期的由粗到细、由浅入深、由表及里的熟悉过程。
(2)油气田是流体的矿藏，凡是有联系的油藏矿体，必需视作统一的整体来开发，不能像固体矿藏那样，可以简洁地分隔，独立地开发，而不影响相邻固体矿藏的隐藏条件及邻近地段的含矿比。
(3)必需充分重视和发挥每口井的双重作用一一生产与信息的效能，这是开发工作者时刻应当讨论及考虑的着眼点。
(4)油田开发工程是学问密集、技术密集、资金密集的工业。
油气田地域宽阔，地面地下条件简单、多样；各种井网、管网、集输系统星罗棋布；加之存在着多种因素的影响和干扰，使得油田开发工程必定是个学问密集、技术密集、资金密集的工业，是个综合运用多学科的巨大系统工程。
5.简述油藏开发设计的原则。
答：油藏开发设计的原则包含以下几个方面:（一）规定采油速度和稳产期限（二）规定开采方式和注水方式（三）确定开发层系（四）确定开发步骤6.油田开发设计的主要步骤。
注水井网与注水方式
LD10-1注水情况
A26h
旅大10-1油田开发井井位示意图
A25m
LD10-1注水情况
谢 谢 大 家
m=2:1
生产井数与注水井数比m 生产井
m=2:1
注水井
m=3:1
二、注水时间
注水时间：早期注水、中期注水、晚期注水。 早期注水；油田投产的同时进行注水，或者 在油层压力下降到饱和压力之前就及时进行 注水。
中期注水；当油层压力下降到饱和压力以后， 在生产气油比上升到最大值之前进行注水。
晚期注水；天然能量枯竭以后进行注水。 注水时机的选择要考虑以下几个方面： 1、油田天然能量的大小 2、油田的大小和对油田产量的要求 3、油田的开采特点和开采方式
井网与注水方式
井网与注水方式
注水方式
注水时间 水驱波及面积及模型 Ld10-1注水现状
一、注水方式
注水方式：
①边缘注水，其分为边外注水、边上注水和 边内注水三种； ②切割注水； ③面积注水，可分五点法注水，七点法注水， 反七点法注水，四点法注水及反九点法注水 等。
边缘注水
边缘注水：把注水井按一定的形式部署在油水过度带 附近进行注水
注水井油井ຫໍສະໝຸດ 注入水五点注水模拟
五点系统
流度比 (Mobility Ratio)
定义 : 注入流体的流度与被驱替流体流度的比值。
注入水流度 w kw w M 油流度 0 ko o
流度比与波及面积的关系
M>1
M=1
M<1
在油田开发过程中，由于油的粘度大于水的粘度，且在 水相渗透率大于油相渗透率，因此流度比通常是大于1 。即不利流度比
优点
早期注水
缺点
使油井有较高的产 注水工程投资较大， 能，有利于保持较 投资回收期长 高的采油速度和较 长的稳产期 初期投资少，经济 效益较好，可以保 持较长稳产期，且 不影响最终采收率 初期生产投资少， 采油指数不会有大 原油成本低 的提高
油气田开发注水相关讲座2(注水井吸水能力分析)
2.5、注水指示曲线的分析和应用
（3）配注准确程度和分配层段注水量检查
1. 检查配注准确程度
配注误差为正：实际注水量未达到设计注水量，称欠注； 配注误差为负：实际注水量超过配注量，为超注。 配注误差在某一规定范围内，则该层称为合格层；否则称为不合格 层。
2.5、注水指示曲线的分析和应用
现象： 曲线左移，斜率变大，地层吸水能力下降 原因： ①地层被污染而受到堵塞； ②水嘴堵塞。
2.5、注水指示曲线的分析和应用
2. 判断封隔器的密封性 ① 第（最上）一级封隔器失效的判断 正注井：油、套压平衡；或注水量突然增加， 油压相应下降（或稳定），套压上升。 合注井：油、套压平衡；改正注后，套压随油 压变化而变化。
真实流压：
pwfef phef ph
2.2、分层吸水能力测试方法
3. 浮子式流量计法 4. 井温测井法
2.3、影响吸水能力的因素
（1）与注水井井下作业及注水井管理操作等有关的因素 （2）与水质有关的因素（① 腐蚀与垢； ②微生物，如SRB菌、铁菌 等）；③ 泥砂等杂质；④不稳定盐类，如重碳酸盐） （3）组成油层的粘土矿物遇水后发生膨胀 （4）注水井地层压力上升
在同一注入压力下，某一层吸水量占全井吸水量的百分数。它表 示了各小层相对吸水能力的大小。
测吸水剖面 分层测试
同位素载体法 井温法
投球测试 浮子流量计
用各层的相对吸水量来表 示分层吸水能力的大小
用分层测试整理分层指示曲 线，并求得分层吸水指数来 表示分层吸水能力的好坏
2.2、分层吸水能力测试方法
1. 放射性同位素载体法测吸水剖面
注水开发的三大矛盾及调整方法
日产液 水平 （t）
日产油 水平 （t）
含水 （％）
见聚 浓度 （mg/l）
22-21
24-205
24N4
22N6.
42-53
33-44
24-6
23-3
42-63
25-3
22-507
中23-3井区井位图
2、关于平面矛盾的调整
典型井例2
3、关于层内矛盾的调整
层内矛盾的实质也是同一层内不同部位受效和水淹状况不同，高压高含水段干扰其他段，使其不能充分发挥作用。解决层内矛盾本质上就是要调整吸水剖面，扩大注水波及厚度，从而调整受效情况；同时调整出油剖面，以达到多出油少出水的目的。
A
B
C
图1-5层间矛盾示意图
单层突进
注水井
生产井
层间矛盾的本质是各层受效程度不同，造成各层油层压力和含水率相差悬殊，在全井同一流动压力的条件下，生产压差不同，使差油层出油状况越来越差，全井以致全开发区高产稳产受到威胁。
如何解决这一问题呢？
1、关于层间矛盾的调整
A
B
C
图1-5层间矛盾示意图
44层未测出
5.6
22-21
24-205
24N4
22N6.
42-53
33-44
24-6
23-3
42-63
25-3
22-507
中23-3井区井位图
23-3井区42小层平面调整：
24-205井生产曲线
日产液 水平 （t）
日产油 水平 （t）
含水 （％）
见聚 浓度 （mg/l）
动液 面 （m）
典型井例2
中二南注聚期间普遍利用的经验做法： 平面上控制高见聚井产液量，促进促进聚合物多方向均匀推进，促使不见效井见效。
3-3 油田注水方式的选择
3-3 油田注水方式的选择o一、注水的必要性n 1.油田依靠天然能量开采，存在一定的问题：（1）多数油田的天然能量不充足；（2）能量发挥不均衡，初期大，油井高产，后期小；（3）油田的调整和控制困难； （4）采收率较低。
n 2.注水开发油田的主要优点：（1）能保持高产； （2）驱油效率高；（3）容易控制和调整；（4）采收率高；（5）经济效果好。
3-3 油田注水方式的选择o二、油田注水时间油田合理的注水时间和压力保持水平是油田开发的基本 问题之一。
n（一）油田注水时间的类型及特点1.早期注水(early-stage waterflooding)早期注水是在地层压力还没有降到饱和压力之前就及 时进行注水，使地层压力始终保持在饱和压力以上。
优点：使油井有较高的产能，有利于长期的自喷开 采，有利于保持较高的采油速度和实现较长时间的稳产。
不足：油田初期注水工程投资较大，投资回收期长。
3-3 油田注水方式的选择o二、油田注水时间n（一）油田注水时间的类型及特点2.晚期注水天然能量枯竭，即溶解气驱之后注水，称为晚期注 水，或二次采油。
优点：初期生产投资少，原油成本低。
对原油性质较 好，面积不大，天然能量比较充足的中小油田可以采用。
不足：油田稳产期短，自喷开采期也短，采收率相对 较低。
3-3 油田注水方式的选择o二、油田注水时间n（一）油田注水时间的类型及特点3.中期注水投产初期依靠天然能量开采，当地层压力下降到低于 饱和压力后，在气油比上升到最大值之前注水。
初期利用天然能量开采，在一定时机及时注水开发的 方法、初期投资少，经济效益好，也可能保持较长的稳产 期，并不影响最终采收率。
对地饱压差较大，天然能量相 对丰富的油田较适用。
3-3 油田注水方式的选择o二、油田注水时间n（二）注水时机的确定1.考虑油田本身的特征●油田天然能量的大小 ；●油田的大小和对油田的产量要求；●油田的开采特点和开采方式。
2.考虑油田经营者所追求的目标●原油采收率最高； ●未来的纯收益最高；●投资回收期最短； ●油田的稳产期最长。
1.04井网与注水方式 姜汉桥 油藏工程
12
根据具体的情况可以选择不同的边缘注水方式
大港油田四区，70.8开发， 74.4转注
边外注水＋点状注水 产量从90吨上升到163吨
13
universityofpetroleumchina工程理与油藏工程原理与方法工院石油工程学院油藏程原与方法reservoirengineeringprinciplesandmethods油藏工程原理与方法reservoirengineeringprinciplesandmethods工院石油工程学院第一章油藏工程设计基础油第一章油藏工程设计基础第一节油田勘探开发程序第二节油藏评价第三节开发层系划分与组合第四节井网与注水方式第五节油田开发方案报告编写第六节复杂油田开发第七节油田开发调整?背景?我国已开发油田大部分是陆相沉积不具备形成大型天然水压驱动的条件砂体小侧向连续性差我国已开发油田大部分是陆相沉积不具备形成大型天然水压驱动的条件砂体小侧向连续性差?水压驱动采收率高与其它天然能量相比?水源广成本低工艺过程简单化学稳定性好?问题?何时补充能量注水时机?注水井点位置油水井相互排列关系4本节主要讨论注水时机以及各类注并采井网并就目前油田注水开发中的一些基本做法进行叙述
适用条件：油层分布不规则，延伸性差；油层渗透性差，流动系数低；油 田面积大，但构造不完整，断层分布复杂；面积注水方式亦适用于油田后期 强化开采。
对于油层具备切割注水或其他注水方式，但要求达到更高的采油速度时， 也可以考虑采用面积注水方式。
20
面积注水优点：全面开花，多方受效。 适应油层条件广泛，油井处于受效第一线，且具多向供水条件，采油速度
油藏工程复习题
第一章名词解释1.原油饱和压力：指在地层条件下，原油中的溶解气开始分离出来时的压力。
又称泡点压力。
2.溶解气油比（Rs）：在油藏温度和压力下地层油中溶解的气量，m3/m3 。
3.压缩系数（Co）：在温度一定的条件下，单位体积地层油随压力变化的体积变化率，1/MPa4.体积系数（Bo）：又称原油地下体积系数，是指原油在地下体积(即地层油体积Vf)与其在地面脱气后的体积(Vs)之比。
5.粘度（μ）：当速度梯度为1时单位面积上流体的内摩擦力，单位：mPa.s。
6.稠油：指在油层条件下，粘度大于50 mPa.s，相对密度大于0.90的原油。
7.压缩因子（Z）：一定温度和压力条件下，一定质量气体实际占有的体积与在相同条件下理想气体占有的体积之比。
8.地层水矿化度：单位体积地层水中所含各种离子、分子、盐类、胶体的总含量，称为地层水矿化度，以mg/L或mol/L表示。
9.地层水硬度：是指地层水中所含Ca2+、Mg2+的量。
通常以1L地层水中含10mg的CaO或7.2mg的MgO为一度。
10.孔隙度（φ）：是指岩石中孔隙体积与岩石总体积的比值。
11.岩石的渗透性：在一定的压差作用下，储层岩石让流体在其中流动的性质。
其大小用渗透率(permeability)表示。
（1）绝对渗透率：指单相流体在多孔介质中流动，不与之发生物理化学作用的渗透率。
（2）有效渗透率：当岩石中有两种以上流体共存时，岩石对某一相流体的通过能力，又称相渗透率。
（3）相对渗透率：当岩石中有多种流体共存时，每一种流体的有效渗透率与绝对渗透率的比值，以小数或百分数表示。
12.油藏含油（水、气）饱和度：油层孔隙里含油（水、气）的体积与孔隙体积的比值。
13.束缚水饱和度（Swi)（1）束缚水：是指分布和残存在岩石颗粒接触处角隅和微细孔隙中或吸附在岩石骨架颗粒表面，不可流动的水，称为束缚水。
（2）束缚水饱和度：单位孔隙体积中束缚水所占的比例称为束缚水饱和度。
KS油田水井分注工艺实施建议
开发层 位
总 井数 (口)
开井数 (口)
油 注水
注
井
井
气井
Obj-1 109 55
44
油 (t)
目前日产量
液
气
(t)
(千m3)
日注水 (m3)
含 水 (%)
累积 产油 (103t)
采出 程度 (%)
可采采出 程度(%)
239.5 24386.6
0.8
32368.9 99.0 16099.9 57.5
TJ9000-32×6 P:12.25MPa Q:1500m3/d South Kumkol
BKNS-SK
CNS-180-1050×4 HEAD:105bar FLOW RATE:180m3/h POWER:800kW
Kumkol South BKNS-1
Kumkol South BKNS-2
44VS×9 HEAD:120bar FLOW RATE:137.5m3/h POWER:600kW
18299 -
70880
44589
35939 -
60853
48396
5-6.46
5.82
5-6.5
5.75
5-6.5
5.75
5-6.5
5.75
1.038 -
1.04
1.04
1.011~1.05
1.03
1.011 -
1.05
1.03
1.025 -
1.043
1.034
一、KS油田注水概况
初步分析：目前平均单井日配注量在442-739m3/d，吸水动用不均衡，注采不 平衡、注采不对应、地质配注不合理现象严重，必须实施分注，但考虑的单层注 水量大，注入水水质严重不达标，需要选择一个稳定的、能满足单层注入量较大 的分注工艺方能满足。
K6-井网和注水方式
井网和注水方式
边缘注水优点： 边缘注水优点：
优点： 油水边界比较完整，水线推进均匀； 优点：①油水边界比较完整，水线推进均匀； ②控制比较容易，无水采收率和低含水采收率高； 控制比较容易，无水采收率和低含水采收率高； ③注水井少，注入设备投资少。 注水井少，注入设备投资少。
边缘注水局限性： 边缘注水局限性：
井网和注水方式
根据具体的情况可以选择不同的边缘注水方式
大港油田四区，70.8开发，74.4转注 大港油田四区，70.8开发，74.4转注 开发
边外注水＋ 边外注水＋环状注水 边外注水＋ 边外注水＋点状注水 产量从90吨上升到163吨 产量从90吨上升到163吨 90吨上升到163 0.4倍油藏半径 倍油藏半径
上次的作业题答题要点： 上次的作业题答题要点：
9. 设有一油田，既有边水，又有气顶，其中A,B,C分别为三口生产井,试分别画出 设有一油田，既有边水，又有气顶， A,B,C三井的开采特征曲线(包括压力、产量、生产气油比随时间变化的曲线),并说明 包括压力、产量、
原因。 原因。
答：关键是分清楚A,B,C三口井的驱动形式，从图中可以看出： 关键是分清楚A,B,C三口井的驱动形式，从图中可以看出： A,B,C三口井的驱动形式 A井：经过开发以后处于原始油气界面以下，目前的含油区以上，因此 经过开发以后处于原始油气界面以下，目前的含油区以上， 其主要的驱动能量来源于气顶和溶解气的分离 但是由于存在气顶 其主要的驱动能量来源于气顶和溶解气的分离，但是由于存在气顶，主要的 气顶和溶解气的分离， 气顶， 驱油能量为气顶的能量，所以体现为气顶驱动 气顶驱动。 驱油能量为气顶的能量，所以体现为气顶驱动。 B井：目前还处于含油区，其主要的能量来源于地层岩石和流体的弹性， 地层岩石和流体的弹性， 目前还处于含油区，其主要的能量来源于地层岩石和流体的弹性 属于弹性驱动为主； 属于弹性驱动为主； 弹性驱动为主 C井：目前已经处于原始油水界面以上，目前油水界面以下，所以主要 目前已经处于原始油水界面以上，目前油水界面以下， 的能量来自于边水 因此可以判断为水驱类型 的能量来自于边水，因此可以判断为水驱类型。 边水， 水驱类型。
油田开发动态分析主要技术指标及计算方法
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。
K6-井网和注水方式
井网和注水方式
2、井网与注水方式
• 注水方式
•
定义：注水井在油藏中所处部位和注水井与生产井之间比例及排列
关系。
•
1. 边缘注水
•
定义： 把注水井按一定形式布置在油水过渡带附近进行注水。
边缘注水分为三类：缘外注水、缘上注水和缘内注水。
• 适用条件：
•
（1）油田面积不大，中小型，油藏构造比较完整；
•
保护油层及流体性质。 提高驱替效率，降低生产成本。 便于开发调整。
注水也有缺点： 使油藏见水早，生产成本升高。
！为什么采用注水的方式：
1）一般都有可供利用的水资源，稳定性好。 2）注水是相对容易的，设备比较简单，因为在注水井中的水柱本身就 具有一定的水压， 3）水在油层中的波及能力较高， 4）水在驱油方面是有效的。
油藏工程原理与方法
第一章 油藏工程设计基础
第6讲 井网和注水方式
井网和注水方式
油田注水的原因：
补充保持地层的能量，补充能量，提高开采速度。 中国90%以上的油田需要注水开发，这与具体的沉积环境有关。天然能量充 足的只有1.3亿吨占2-3%，97%的需要注水开发。此外天然能量局限性大，发 挥不稳定，初期快，后期慢，采油速度小，采油效率低。
井网和注水方式
3、中期注水
• 特点： • (1)随注水压力恢复，地层压力略低于饱和压力，形成水驱混气油方
式；
• (2)注水后，地层压力恢复到饱和压力以上，可获得较高产量。
• 优点：初期投资少，经济效益好；可保持较长稳产期，不影响最终采收 率。
• 适用：地饱压差较大、天然能量相对较大的油田。
井网和注水方式
• 4、注水时机的确定
•
1. 油田天然能量大小
中东碳酸盐岩油藏注水开发思路与对策
中东碳酸盐岩油藏注水开发思路与对策宋新民;李勇【摘要】通过对多个中东已开发碳酸盐岩油藏的研究,厘清了不同类型碳酸盐岩油藏的基本特征,提出了一套高效注水开发方式及技术对策.确定了中东碳酸盐岩油藏多存在比较隐蔽的物性夹层的特征,明确了充分利用隔夹层的发育特点坚持分层系开发的原则.提出采用灵活多样的井型和简单适用的分层注水等剖面控制技术,提高对储集层的控制及动用程度.提出了适用于中东地区不同类型碳酸盐岩油藏的3种主体注水开发方式,包括顶部注气与边缘注水相结合、底注顶采(浮力托浮)和点弱面强面积井网等开发方式.明确了中东碳酸盐岩储集层泥质含量少、压力传播快且远的特征,宜采用大井距注采井网,制定了温和注水、保持合理生产压差及注采比的开发技术对策,以实现油藏无水和低含水期的最大采出程度.【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2018(045)004【总页数】11页(P679-689)【关键词】碳酸盐岩油藏;碳酸盐岩储集层;中东地区;注水开发;开发方式;开发对策;物性夹层;分层系开发【作者】宋新民;李勇【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE122.20 引言近年来，中国在中东地区油气业务快速发展，已经建成中国在海外最重要的油气生产基地。
中东地区主要为海相碳酸盐岩油藏，但与国内有很大区别[1-4]。
中东碳酸盐岩油藏以生物碎屑灰岩为主，构造期次少，以构造圈闭为主，局部有岩性尖灭，以中生界白垩系缓坡台地和镶边台地相灰岩及侏罗系潮坪相白云岩储集层为主，受沉积及成岩改造控制。
该类油藏规模大，储集层连通性好，但纵向上隔夹层和高渗层较多，以规则注采井网开发为主[5-8]。
中东地区已开发油藏以孔隙型碳酸盐岩油藏为主，物性相对较好，平均孔隙度为14%～25%。
总体发育边底水油藏，天然能量较弱。
其中，两伊地区油田开采程度较低，以衰竭式开采为主，衰竭开发采收率为 4.5%～7.0%。
注水井网、方式和时机
②低渗透油田注水开发生产特征
注水压力高，注水量小，补充地层能量困难； 油井产量低，递减快； 水驱控制程度低，采收率低； 采油速度低等。 泵效低，抽油系统机械效率低，采油成本高； 这些生产特征都与井网密度和布井方式有关。
（1）确定合理注采井距，提高注采压差，减小不易流动带，降低注水 压力，提高注水量，实现有效水驱。
（2）注重储层保护，防止各个工程环节入井流体对储层造成的伤害。 （3）早期注水，防止压力敏感性伤害，渗透率进一步降低，使注水更 加困难。 （4）渗透率不同，注水启动压力不同。严重非均质油藏应合理划分开 发层系，实施分层注水。确定不同的注水压力，提高注水波及效率。
适当减小注采井距，采用相对较密的井网，可以建立较大的驱替压力梯 度，能改善注水状况和采油状况，可以提高采油速度和最终采收率，取
。 得较好的开发效果和经济效益
11
3.2 低渗透油田注水开发的井网井距
（2）裂缝性低渗透油田井网方式
① 基本井网方式
井网是指开发井在油田上的分布与 排列形式。基本形式有两种：三角形井 网和四边形井网。
到1970年把注水压力提高到25～35Mpa。然而他们认为把注水压力 控制在12～25Mpa的范围内较为适宜。
②注水压力逐步升高，注水量逐渐减小
随着注水时间延长，大多数水井注水压力逐渐提高，注水压力升至 40MPa以上。但是注水量反而减小，甚至出现完全注不进水的情况。
有的油田注水开发初期，射开的油层中半数以上的层都能够吸水。 但随着时间的推移，吸水剖面变得越来越小，下降到不足1/3的层吸水。
油藏动态分析与动态预测方法
第一节 油藏动态监测方法
一、压力监测 二、产吸剖面监测 三、示踪监测 四、油水运动状况监测
一、压力监测
1、测压方法 1）.直接测压法
直接测压法是指选用合适的测压仪器(主要为各种压力计) 下入井底，直接测取关井后的恢复压力值。
2）.间接计算法 (1)利用压力恢复数据 求油井平均地层压力。
MBH法
Dietz方法
二、产吸剖面监测
(3)影响油层吸水能力的因素分析
①油层渗透率。
②注水压力和注采井距。 ③注水时间和油层含水饱和度。 在由多个吸水层组成的注水层段 内，随着注水时间的增长，主要吸水
层的吸水能力越来越高，而吸水差的
层吸水性能越来越差，造成吸水剖面 愈来愈不均匀。
④水质。
二、产吸剖面监测
2、产液剖面的测量与分析 （1）产液剖面的测量方法 ①找水流量计法。用流量计和含水率计组合使用，用电 缆将仪器下到预定测点，测量分层产液量和分层含水率，通常 也称为自喷井找水测试。
vt 1 erfc 2x Dt 2
推广到任意形状的管流，有
C C0
1 erfc 2
ss 2 2
三、示踪剂监测
(2)不同井网下的数学模型
k ( m) k2 ( m) a exp 2 (V pDbt ( ) V pD ) 2 4 k ( m ) k k '( m ) Y ( ) 4 0 Y () 2
1、油层岩石表面润湿性的变化
影响润湿性的因素主要有：岩石矿物成份，岩石表面的光滑度， 油水性质的差异及流体饱和度等。 在开发过程中随着地层含水饱和度的增加油藏岩石逐渐由亲油向亲 水转变，或者说其亲水性在逐渐增加，这对于油田开发应该说是比较 有利的。
4井网与注水方式1
1.4 井网和注水方式
1 油田的注水 2 注水时机的确定 3 注水方式 4 注采井网的面积波及系数 5 井网密度研究
1.4.3 注水方式
油田注水方式就是指注水井在油藏中所处的部位和注水井与生产井之间 的排列关系。
不同的油藏需要相应的注水方式，不同的注水方式下的开发效果也不相同。 不同的油藏需要相应的注水方式，不同的注水方式下的开发效果也不相同。
裂缝方向与井网 水驱方向垂直或 有一定的夹角
面积注水
面积注水是指将注水井和油井按一定的几何形状和密度均匀地布 置在整个开发区上进行注水和采油的系统。 适用的油层条件 油层分布不规则，延伸性差；油层渗透性差，流动系数低；油 田面积大，但构造不完整，断层分布复杂；面积注水方式亦适用于 油田后期强化开采。对于油层具备切割注水或其他注水方式，但要 求达到更高的采油速度时，也可以考虑采用面积注水方式。
1.4 井网和注水方式
1 油田的注水 2 注水时机的确定 3 注水方式 4 注采井网的面积波及系数 5 井网密度研究
1.4.2 油田注水的时间和时机
根据注水相对于开发的时间（饱和压力），分为早期、中期、晚期注水。 根据注水相对于开发的时间（饱和压力），分为早期、中期、晚期注水。 ），分为早期 早期注水 开采初期即注水，保持地层压力处于饱和压力以上。 开采初期即注水，保持地层压力处于饱和压力以上。 优点：能量足，产量高、不出气，调整余地大。 优点：能量足，产量高、不出气，调整余地大。 缺点：初期投资大，风险大，投资回收的时间比较长。 缺点：初期投资大，风险大，投资回收的时间比较长。 适用油藏：地饱压差小，粘度大，要求高速开发的油藏。 适用油藏：地饱压差小，粘度大，要求高速开发的油藏。 晚期注水 开发后期，利用天然能量以后注水，即在溶解气驱以后水驱。 开发后期，利用天然能量以后注水，即在溶解气驱以后水驱。 优点：初期投资小，天然能量利用的比较充分。 优点：初期投资小，天然能量利用的比较充分。 缺点：地层原油脱气以后，粘度升高，降低水驱开发的效果。采油速度低。 缺点：地层原油脱气以后，粘度升高，降低水驱开发的效果。采油速度低。 适用油藏：天然能量比较好，溶解气油比高，油藏比较小，注水受到限制。 适用油藏：天然能量比较好，溶解气油比高，油藏比较小，注水受到限制。
矿产
矿产资源开发利用方案编写内容要求及审查大纲
矿产资源开发利用方案编写内容要求及《矿产资源开发利用方案》审查大纲一、概述
㈠矿区位置、隶属关系和企业性质。
如为改扩建矿山, 应说明矿山现状、
特点及存在的主要问题。
㈡编制依据
(1简述项目前期工作进展情况及与有关方面对项目的意向性协议情况。
(2 列出开发利用方案编制所依据的主要基础性资料的名称。
如经储量管理部门认定的矿区地质勘探报告、选矿试验报告、加工利用试验报告、工程地质初评资料、矿区水文资料和供水资料等。
对改、扩建矿山应有生产实际资料, 如矿山总平面现状图、矿床开拓系统图、采场现状图和主要采选设备清单等。
二、矿产品需求现状和预测
㈠该矿产在国内需求情况和市场供应情况
1、矿产品现状及加工利用趋向。
2、国内近、远期的需求量及主要销向预测。
㈡产品价格分析
1、国内矿产品价格现状。
2、矿产品价格稳定性及变化趋势。
三、矿产资源概况
㈠矿区总体概况
1、矿区总体规划情况。
2、矿区矿产资源概况。
3、该设计与矿区总体开发的关系。
㈡该设计项目的资源概况
1、矿床地质及构造特征。
2、矿床开采技术条件及水文地质条件。
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井网和注水方式
When？ Where？效果？合理性-采收率
1 注水时机的确定 2 注水方式 3 注采井网的面积波及系数 4 井网密度研究
井网和注水方式
1、注水时机的确定
? 驱动方式可以进行有目的的干预和控制，所以，选择注水 时间或时机实际上是选择油藏驱动方式的时间。
? 影响因素：油藏的天然能量大小(边底水和气顶)、地饱压差 （反映弹性能量大小）。（大、足 -好）
上次的作业题答题要点：
9. 设有一油田，既有边水，又有气顶，其中A,B,C分别为三口生产井,试分别画出 A,B,C三井的开采特征曲线(包括压力、产量、生产气油比随时间变化的曲线),并说明 原因。
答：关键是分清楚A,B,C三口井的驱动形式，从图中可以看出： A井：经过开发以后处于原始油气界面以下，目前的含油区以上，因此 其主要的驱动能量来源于气顶和溶解气的分离，但是由于存在气顶，主要的 驱油能量为气顶的能量，所以体现为 气顶驱动。 B井：目前还处于含油区，其主要的能量来源于地层岩石和流体的弹性， 属于弹性驱动为主； C井：目前已经处于原始油水界面以上，目前油水界面以下，所以主要 的能量来自于边水，因此可以判断为 水驱类型。
（2）油层分布比较稳定，含油边界位置清楚；
?
（3）外部和内部连通性好，油层流动系数高。水线均匀推进。压
力有效传播。
井网和注水方式
边缘注水优பைடு நூலகம்：
优点：①油水边界比较完整，水线推进均匀； ②控制比较容易，无水采收率和低含水采收率高；
③注水井少，注入设备投资少。
边缘注水局限性：
1.要求不断移动注水线，形成油田多阶段开发，地面工程大； 2.注入水利用率不高，一部分注入水向边外四周扩散； 3.受到注水井排影响的生产井排不多，仅仅靠边缘注水只能影响构造 边部井，而要使构造顶部井生产，降低采油速度，延长开发年限。 4. 对于较大的油田，其顶部由于不能有效受到注入水能量补充，易形 成低压区，出现弹性驱或溶解气驱，需要在油藏顶部辅以顶部点状注水，或 采用环状注水。
保护油层及流体性质。 提高驱替效率，降低生产成本。 便于开发调整。
注水也有缺点： 使油藏见水早，生产成本升高。
！为什么采用注水的方式：
1）一般都有可供利用的水资源，稳定性好。 2）注水是相对容易的，设备比较简单，因为在注水井中的水柱本身就 具有一定的水压， 3）水在油层中的波及能力较高， 4）水在驱油方面是有效的。
井网和注水方式
3、中期注水
? 特点： ? (1)随注水压力恢复，地层压力略低于饱和压力，形成水驱混气油方
式；
? (2)注水后，地层压力恢复到饱和压力以上，可获得较高产量。
? 优点：初期投资少，经济效益好；可保持较长稳产期，不影响最终采收 率。
? 适用：地饱压差较大、天然能量相对较大的油田。
井网和注水方式
? 4、注水时机的确定
?
1. 油田天然能量大小
– 根据天然能量类型及大小，确定是否注水及注水时机，如边水充足、 地饱压差等。尽量利用天然能量，提高经济效益
?
2. 油田大小和对油田产量要求
– 根据油田地质条件及储量大小，确定相应产量规模，结合技术经济确 定注水时机。例如小断块、整装大油田。
?
3. 油田的开采特点和开采方式
? 分类：早期注水、晚期注水、中期注水。
井网和注水方式
1、早期注水
油藏压力降到泡点压力之前，保持地层压力处于饱和压力以上。即 天然能量较小的油藏，有弹性驱动阶段，直接通过人工注水，转入水压 驱动，而不经过溶解气驱。
注水时间不是一个绝对的概念：如果地饱压差较大时，可能保持弹性驱 动较长时间。
优点： (1)油层内不脱气，原油性质保持较好；压力稳定。 (2)油层内只是油、水二相流动，渗流特征清楚； (3)油井产能高——自喷期长 (4)采油速度高——较长的稳产期，
条件恶化 优点：开发初期投资少，原油成本低。天然能量利用的比较充分。 缺点：地层原油脱气以后，粘度升高，降低水驱开发的效果。采油速度
低。 适用：原油性质好，天然能量足，中、小型油田，注水受到限制。
井网和注水方式
3、中期注水
?注水时间：油藏压力降到泡点压力之后，生产气油比达到峰值之前。
在中期注水，油层压力保持的水平可能有两种情形： （1）使油层压力保持在饱和压力或略低于饱和压力，在油层压力稳定
井网和注水方式
2、井网与注水方式
? 注水方式
?
定义：注水井在油藏中所处部位和注水井与生产井之间比例及排列
关系。
?
1. 边缘注水
?
定义： 把注水井按一定形式布置在油水过渡带附近进行注水。
边缘注水分为三类：缘外注水、缘上注水和缘内注水。
? 适用条件：
?
（1）油田面积不大，中小型，油藏构造比较完整；
?
条件下形成水驱和混气驱油方式。如果保持在饱和压力，此时 原油粘度低， 对开发有利；如果油层压力略低于饱和压力（一般为 15% 以内），此时从 原油中析出的气体尚未形成连续相，这部分气有较好的驱油作用。
（2）通过注水逐步将油层压力恢复到饱和压力以上，此时脱出的游离 气可以重新溶解到原油中，但原油性质却不可能恢复到原始状态，产能也 将低于初始值，然而由于生产压差可以提高，仍然可使油井获得较高的产 量，从而获得较长的稳产期。
缺点：投产初期注水工程投资较大，投资回收期长。 适用：地饱压差相对较小的油田，粘度大，要求高速开发的油藏。
井网和注水方式
2、晚期注水
?注水时间：在溶解气驱后期，生产气油比经过峰值，处于下降阶段。又称 为二次采油。
特点： (1)驱动方式转为溶解气驱；—— 导致粘度 ↗、J ↘、Qo↘、Rp ↗ (2)注水后，可能形成油气水三相渗流；——流动过程复杂 (3)产量不能保持稳定；——对脱气后粘度升高、含蜡量高的油田渗流
油藏工程原理与方法
第一章 油藏工程设计基础
第6讲 井网和注水方式
井网和注水方式
油田注水的原因：
补充保持地层的能量，补充能量，提高开采速度。 中国90%以上的油田需要注水开发，这与具体的沉积环境有关。天然能量充 足的只有1.3亿吨占2-3%，97%的需要注水开发。此外天然能量局限性大，发 挥不稳定，初期快，后期慢，采油速度小，采油效率低 。
要维持压力
– 不同开采方式决定可能采用的不同注水时机。例如自喷和机械。
– 确定注水时机需要综合考虑原油采收率、产量和经济效益等因素。
目标：采收率、收益、稳产。--油田经营者的目标。
井网和注水方式
When？ Where？效果？合理性-采收率
1 注水时机的确定 2 注水方式 3 注采井网的面积波及系数 4 井网密度研究