底水油藏注水开发效果评价研究
试论边底水油藏开发效果及调整对策研究
试论边底水油藏开发效果及调整对策研究油田边底水油藏的特征有含油层系较多、油层的厚度很小、油稠出砂等，长期使用人工操作水驱岩性开采油藏的技术方法，运用此种方法能的开采效率较高、含水量较高、井网密集度较大。
通过研究边底水油藏水淹机理对水锥进的影响因素，指出活用合理地控制参数、物性夹层、适当地井间距等符合该区域进行开发的方法，直接在油田中直接使用综合调节与部署近几年的油田井位，收获了理想的开发效率与经济收益。
标签：边底水油藏;开发效果;调整策略油田作为我国非常重要的资源，获得了人们的高度重视，在此基础下，人们开始对油藏的开采技术提高了重视度，但在油藏认知与技术方法的制约，我国油田开采行业长期的开采方法为，高采油速度、高采液强度等常规的水驱模式，使得底水的锥进速度太快，无法获得较高的开采效果，最终开发的效果不尽人意。
为了对汗水的升高速度加强控制，使开发效率有所改善，需整体解析边底油水藏的开采效果与水淹规律，对其底水锥进、临界产量、含水的升高旋律、采液强度、打孔程度等开发技术的范围，找出符合边底油藏开采特点的模式。
1.评价边底水油藏的开发效率1.1评价开发效果、地质元素及综合指标的系统1.1.1评价地质元素的综合指标系统。
注水的开发效率在极大限度上取决油藏本身的地质条件。
通过对油田宏观地质与微观地质进行收集与整理反映出15个参数的特征，并按照开发水驱效果对于各项参数赐予不同权重的影响，进行灰色综合评价标准与系统的建设。
1.1.2评价油藏水驱开发效率的综合参数。
依据灰色体系理论的油田注水开发效果综合评价原则，按照油田的注水开发效率的影响因素与动态化注采特点的分析结果，明确控制水驱储量、水驱储量的动用度、含水升高概率、自然递减概率、利用注水率、保持压力水平的综合评价指标与参数，总结形成综合评价油田的分析权值与标准。
1.2评价效果按照以上的标准系统、权重参数及指标，按照灰色关联的分析方法，对油田各项地质参数和标准参数之间灰色的关联系数进行分别计算，按照关联性的最大原则进行最后评价结果的确定。
底水油藏注水开发效果评价研究
底水油藏注水开发效果评价研究【摘要】马北一号油藏是青海油田仅有的一个底水油藏，对于底水油藏的开发来讲，缺乏此类油藏的开发经验，我们对于此类油藏的开发主要还是以注水开发模式为主，随着开发工作不断推进，我们也发现了很多问题及矛盾，尤其是注水开发过程中，注水效果不理想，底水锥进导致产量下降，围绕该油藏主要矛盾，本文致力于研究注水对该油藏开发效果的影响。
主要通过产吸剖面资料状况分析油水井在平面及纵向的产吸特征；注水分布测试与地质响应特征的关系；高渗透层与剩余油饱和度的特征响应三个方面对底水油藏的开发效果及潜力进行评价研究。
【关键词】产吸剖面水侵底水锥进剩余油饱和度1 前言为切实做好马北底水油藏重点井组注采效果分析工作，借助动态监测成果，由点及面，由重点井组到全油田总体注水开发指标的评价，以便更细致分析产吸剖面、水流方向与油田地质（主要是岩相、渗透率）特征、剩余油分布等特征的响应，揭示井组存在问题，提出下步综合调整措施意见。
2 产、吸剖面的地质特征相应从统计的产液剖面、吸水剖面资料反映出储层产吸状况有以下几个特征（1）总体注入、产出受沉积及储层物性控制正韵律底部及反韵律顶部，储层渗透性好，产吸状况好，动用程度高，其注入、产出与沉积韵律特征及储层渗透率特征响应一致；平面上，如马6-12、马7-2、马北103等井在61-1小层内部中段，存在高渗透层，舌进现象尤为突出，这一现象在65号小层内部相对要少；纵向上，如北部马4-2井吸水剖面反映出反韵律61-2小层相对吸水量大于61-1小层，南部马8-2井产液剖面反映61-1小层底部正韵律油层产液高于顶部，马7-5井则反映61-2小层顶部反韵律层产液又比65_1小层高；储层产吸状况总体体现底部正韵律、顶部反韵律，主力61号层要好于65号非主力层。
（2）主力小层构造中部水浸速度高于北部和南部构造中部61-1小层与下覆61-2小层镶嵌，无隔层区域的水体相对增加，加之中部注水量相对（含水平注水井）大，层间高渗透层注入水和井筒周围次生底水导致该区油井含水普遍高于北部和南部。
注水开发油藏动态分析与效果评价
注水开发油藏动态分析与效果评价摘要：注水开发是在利用天然能量第一次采油后运用最多的一项提高采收率的方法，提高油田效益。
在注水开发过程中，需要对油田注水前后储层的变化情况、注水效果、注入方向等进行动态分析，运用分层动态分析技术、不穗定注水技术等调整开发方案，以达到更好的开发效果，提高经济效益。
关键词：注水；开发；动态分析；评价注水开发是油田二次开发的主要增产措施，但由于储层的非均质性，导致注水开发效果不理想，对油田注水开发进行动态监测，可进一步认识油藏的非均质性，及时调整注采方案，提高油田采收率，提高经济效益。
1注水前后储层参数解释模型的建立1.1 储层特征。
储层的非均质性以及注水后容易变化的特点，导致油田注水开发效果差，注水利用率低、水驱波及体积小、油田标定的最终采收率低。
因此建立注水前后储层参数解释模型，研究注水后储层物性变化规律，可以认识储层非均质性的空间分布和变化规律，从而可以认清剩余油分布规律，为制定适合油藏特点的挖潜措施提供依据，对于扩大油田的水驱波及体积，提高油田的最终采收率具有重要意义。
1. 2 注水后储层物性变化规律。
注水前后，除渗透率发生了较大变化外，孔隙度和岩石密度一般不会发生显著变化。
渗透率平均值注水前后变化明显，一般呈增大趋势，因而注水开发造成的物性变化主要体现在渗透率上。
储层容易变化的客观因素是储层的成份成熟度和结构成熟度低，注水后造成不稳定矿物溶解，微细颗粒迁移；储层容易变化的主观因素是在油田开发早期，对油藏认识不清，若强注强采的开发政策，会加速微细颖粒的迁移过程。
1. 3注水前后储层物性解释模型建立1.3.1关键井选择。
储层物性参数研究大多从关键井分析入手，关键井研究的主要目的是进行四性关系研究和选择解释模型。
选择系统取心井。
且岩心收获率高的井作为关键井.关键井研究可以确定井剖面的矿物成分和岩相，确定适合于全油田的测井解释模型、解释方法与解释参数，建立全油田统一的刻度标准和油田转换关系等，这是多井解释的关键。
低渗油藏分层注水效果评价及影响因素研究
低渗油藏分层注水效果评价及影响因素研究低渗油藏是指岩石孔隙度较小，渗透率较低的油藏，通常采油难度较大。
针对低渗油藏的特点，常采用的一种增产技术是分层注水。
分层注水是指在井筒中的不同地层中注入不同性质的水，以改善油藏的物理性质，增加产量。
本文将探讨低渗油藏分层注水的效果评价方法及其影响因素。
首先，对于低渗油藏的分层注水效果评价，主要可以从以下几个方面进行分析。
首先是采油效率的提高。
通过分层注水，可以改善油藏中的水驱效率，增加原油的开采率，提高采油效率。
其次是提高采油速度。
注入高压水可以增加驱替效果，加速原油的驱出速度，提高采油速度。
另外，还可以改善油藏的流体分布，减少含水油的产量，提高采油效益。
其次，低渗油藏分层注水效果的影响因素主要包括油藏地质条件、水质、注水参数等。
首先是油藏地质条件。
油藏的孔隙度、渗透率、岩石性质等将直接影响分层注水效果。
同时，油藏的流体特性、含水层分布等也会对注水效果产生影响。
其次是水质。
不同质量的注水会对油藏产生不同的影响，因此选择适当的水质是至关重要的。
另外，注水参数也是影响因素之一、包括注水量、注水压力、注水时间等参数的选择将直接影响分层注水的效果。
综上所述，低渗油藏分层注水是提高原油开采率的一种重要技术手段。
通过合理评价分层注水的效果，并针对不同影响因素进行分析和优化，可以更好地提高油田的开采效率，实现经济效益最大化。
因此，在实际生产中，应根据具体油藏地质条件和开发需求，科学制定分层注水方案，确保取得最佳的注水效果。
中低渗透油藏分层注水效果评价研究
中低渗透油藏分层注水效果评价研究
注水是一种常见的提高油藏采收率的方法，在中低渗透油藏的分层注水中，不同层位的注水效果可能存在差异。
因此，对于这种情况，需要进行评价研究。
评价指标
常见的评价指标包括注采比、采出水含油率、油水比等。
其中，注采比是评价注水效果优劣的主要指标，表示每立方米注水能够提取多少立方米油。
注采比越高，说明注水效果越好，油藏采收率也越高。
采出水含油率和油水比则是评价油藏采收率和油藏物质平衡的重要指标。
评价方法
评价方法主要包括理论分析和实验研究。
理论分析可以通过模拟和数值模拟等方法进行。
模拟方法可以通过模拟注水前后油藏中的油、水和气相物质的分布和变化情况，预测注水后的注采比和采收率。
数值模拟方法则是利用计算机对注水过程进行数值模拟，预测注水的各种参数变化情况。
实验研究则是通过实验室模拟、物理模型或现场试验等方式进行，以验证理论分析的可行性和准确性。
优化方法
针对注水效果不理想的情况，可以采取不同的优化方法进行。
例如，在注入水中添加分散剂、抗渗剂、吸附剂等来改善注水效果，或者适当调整注水量和注水时间等方式来提高注采比和采收率。
总之，中低渗透油藏分层注水效果评价是油田开发中重要的环节，需要以科学的方法进行研究和优化，以提高油藏采收率和经济效益。
雷64断块砂砾岩底水油藏注水开发效果评价
动液 面 回升 。分析 认为 平均油 藏压力 回升 至饱和 压
力之 上 。 目前 区块下层 系平均 地层压 力 约 ２ ０ ＭＰ ａ ， 上层 系平 均地层 压力约 １ ６ ． ５ ＭＰ ａ 。 ２ ． ２ 油藏 产水 动态特 征
（ ２ ） 油 层属 于低孑 Ｌ 低渗储 层 ， 均 质性较 好 。岩心 常 规分析 有效孔 隙度 平均值 １ ３ ． ７ ９ ， ６ ， 有效 渗 透率 平 均值 为 ２ １ ． ９×１ ０ ｐ ｍ。 。测 井 资料 分 析 有 效 孔 隙 度 １ １ ． ２ ， 渗透率 ３ ８ ． ２×１ ０ ～ ｍ。 。油 层 物 性 较 差， 但均 质性较 好 。 （ ３ ） 储层 强亲水 ， 中等 一弱敏 感性 。储层 润湿性 分析相 对 水 湿最 大 ９ ９ ． ８ ， 最小 ８ ２ ． ３ ９ ／ ６ ， 为 强 亲水 型 。水 敏属 于 中等 偏强 ， 速敏属 于弱 速敏 ， 盐 敏 的临
雷６ ４块基 本上没 有无水 期 ， 投 产初期 含水 一般
３ ～５ 之间， 低含 水 采油 期 累采 油 ６ ８ ． ５ ×１ ０ ｔ ， 采 出程度 ９ ． ７ ， 目前 区块 综合 含水 ５ ０ ， 处 于中含
水 期 。从 ４ ０口油井含 水分类 统计 表 明雷 ６ ４块 大多 数 油井 处于低 含水 阶段 ， 油 藏含 水 主要 是 少 数井 高
雷６ ４断 块 砂 砾 岩 底 水 油 藏 注 水 开 发 效 果 评 价
江 琴 。
（ １ ． 东 北 石 油 大学 研 究 生 院 ， 黑龙江大庆 １ ６ ３ ３ １ ８； ２ ． 中国 石 油 辽 河 油 田公 司高 升 采 油 厂 ）
摘要： 雷６ ４断块 为一 深 层 巨犀 块 状砂 砾 岩 底 水稀 油 油 藏 ， 采用底部注 水开发 ， 区 块 一 直保 持 低 含 水 条 件 下 的 高速 开 采 。 近年 来 由 于重 力 泄 油 能 量 减 弱 ， 底部注水不能有效补 充上部地层 能量 ， 区 块 压 力 水 平 下 降并 出现 递 减 加 快 现 象 。通 过 研 究储 层 特 征 、 注水 开 发 主 要 动 态特 征 及 注 水 效果 评 价 ， 提 出 了该 区块 合 理 开 发 的 方 式 。
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是一种常用的油藏开发方法，通过注入水来增加地下油藏内的压力，推动石油向井口流动，提高采收率。
注水开发并不是适用于所有类型的油藏，需要根据油藏特性进行合理调整和评价。
需要分析油藏的地质特征和储油条件。
包括油藏类型、油藏厚度、构造类型、孔隙类型、孔隙度、渗透率等参数。
地质特征是评价油藏生产潜力的重要指标，直接关系到注水开发的效果。
岩性油藏、裂缝性油藏、溶蚀性油藏等不同类型的油藏，在注水开发中都需要采用不同的方法和方案。
注水开发的调整还需要考虑油藏的可持续开发性。
即注水开发对油藏的侵染程度和开发程度。
如果油藏已经进行了大量的自然产油或其他开发方式采油，那么通过注水开发来提高采收率的潜力相对较小。
因为油藏的可开发资源已经被开采过程中形成的渗流通道耗损掉了一部分。
要结合油藏水驱曲线和动态监测结果，对注水开发过程进行评价和优化。
水驱曲线是通过注水开发后生产井的产量和注入井的注入量画出的变化曲线。
通过分析水驱曲线，可以获得注水开发的效果和潜力，并进一步调整开发方案。
注水开发潜力评价还要考虑到开发成本和利益的平衡。
注水开发需要投入大量的资金和人力，并且需要建设注水井、水源设备等。
对于一些油藏，尤其是开发比较困难的油藏，需要综合考虑成本和潜力来评估注水开发的可行性。
注水开发调整潜力的评价需要综合考虑以上因素，并结合实际开发经验和技术水平。
油藏是一个复杂的系统，注水开发需要不断研究和改进，才能更好地发挥其潜力。
开发人员需要持续学习和研究新的注水开发技术和方法，以优化注水开发效果。
注水开发油藏的调整潜力分析与评价是一个复杂的过程，需要结合地质特征、储油条件、水驱曲线、开发成本等因素进行综合评估。
只有全面考虑这些因素，才能更好地实现注水开发的潜力，提高油田的采收率。
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。
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底水油藏注水开发效果评价研究
【摘要】马北一号油藏是青海油田仅有的一个底水油藏，对于底水油藏的开发来讲，缺乏此类油藏的开发经验，我们对于此类油藏的开发主要还是以注水开发模式为主，随着开发工作不断推进，我们也发现了很多问题及矛盾，尤其是注水开发过程中，注水效果不理想，底水锥进导致产量下降，围绕该油藏主要矛盾，本文致力于研究注水对该油藏开发效果的影响。
主要通过产吸剖面资料状况分析油水井在平面及纵向的产吸特征；注水分布测试与地质响应特征的关系；高渗透层与剩余油饱和度的特征响应三个方面对底水油藏的开发效果及潜力进行评价研究。
【关键词】产吸剖面水侵底水锥进剩余油饱和度
1 前言
为切实做好马北底水油藏重点井组注采效果分析工作，借助动态监测成果，由点及面，由重点井组到全油田总体注水开发指标的评价，以便更细致分析产吸剖面、水流方向与油田地质（主要是岩相、渗透率）特征、剩余油分布等特征的响应，揭示井组存在问题，提出下步综合调整措施意见。
2 产、吸剖面的地质特征相应
从统计的产液剖面、吸水剖面资料反映出储层产吸状况有以下几个特征
（1）总体注入、产出受沉积及储层物性控制
正韵律底部及反韵律顶部，储层渗透性好，产吸状况好，动用程
度高，其注入、产出与沉积韵律特征及储层渗透率特征响应一致；平面上，如马6-12、马7-2、马北103等井在61-1小层内部中段，存在高渗透层，舌进现象尤为突出，这一现象在65号小层内部相对要少；纵向上，如北部马4-2井吸水剖面反映出反韵律61-2小层相对吸水量大于61-1小层，南部马8-2井产液剖面反映61-1小层底部正韵律油层产液高于顶部，马7-5井则反映61-2小层顶部反韵律层产液又比65_1小层高；储层产吸状况总体体现底部正韵律、顶部反韵律，主力61号层要好于65号非主力层。
（2）主力小层构造中部水浸速度高于北部和南部
构造中部61-1小层与下覆61-2小层镶嵌，无隔层区域的水体相对增加，加之中部注水量相对（含水平注水井）大，层间高渗透层注入水和井筒周围次生底水导致该区油井含水普遍高于北部和南部。
如：马6-2、马6-3井（停）产液剖面反映已高含水。
3 注水分布测试的地质特征相应
马北一号油田相继在马4-2、马6-4、马h6-7、马9-1井开展注水分布测试工作，，反映注水水驱方向有如下特征
（1）4口投注井水流方向沿构造长轴方向推进比短轴（向构造高部位）方向波及范围大，因水体存在向下的重力势能作用会消弱其向高部位推进的能量；
（2）马4-2井和马h6-7井向高部位推进或波及的注水面积比马6-4、马9-1井大。
测试结果反映马4-2井虽然注水层厚度为18.6m，但注入水主要进入61-1小层正韵律底部905.2-908.2m，厚度为3m
的高渗透层；而马h6-7井的注入水同样进入61-1小层底部正韵律厚度为3m的高渗透层段。
这两口井高渗透层导致注入水平面舌进、纵向指进。
而射开厚度均为4m的马6-4、马9-1井，视吸水强度大（表1）。
从马6-4井吸水剖面可以看出，61-2小层上段不吸水，中段吸水百分数高，纵向也存在指进现象。
4 高渗透层与剩余油饱和度的特征响应
通过在剖面上过滤出高渗透层与其对应的剩余油饱和度层进行
对比，反映出马北一号油田61-1小层中上部、61-2主力小层层内部高渗透率带，同比层内低渗透带或其它相对低渗的层，剩余油饱和度要低。
反映沿高渗透带水洗程度高，水驱推进方向与监测水流分布方向产生的舌进方向吻合。
也进一步说明水井应调剖后再分注，油井应化学堵水后再下机械桥塞，以减缓层间舌进、纵向指进或次生底水锥进。
5 结论与认识
（1）产吸剖面所揭示的纵向各小层之间渗透率的指进现象、平面小层内高渗透带的舌进现象尤为突出，导致小层内高渗透带注水量被大量采出或受重力势能沿程衍生为次生底水被油井采出。
（2）构造北部能量补充不足，压力低、产出也低；而南部区域仅仅是对61、65号层进行分注，小层内的分注井少，且多为上段吸水。
为此应借助分注手段，增大中低渗透层段的注入量，控制高渗透层注入量。
（3）更重要的是应针对油井水淹层开展堵水、卡水工作，使卡
堵层段封堵后在油水界面处能形成上下两层不同压力、不同产注量的层流速度，分采分注来实现稳油控水。
参考文献
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[2] 魏尚武.红连底水油藏高效开发实践与认识.吐哈油气，2005.03
[3] 杨银山，宋彥海，蓝春连，等.马北油田稳油控水配套技术研究.青海油田公司，2011
[4] 杨万萍，朱春花，张建东，等.马北一号油田改善开发效果及提高采收率研究.中国石油青海油田勘探开发研究院，2010
作者简介
张建东，1983.7.26，男，汉族，籍贯：陕西高陵，地质工程师，主要从事油气田开发工作。