花土沟油田Ⅲ层系水驱效果评价研究
花土沟油田注水系统改造节能效果评价
花土沟油田注水系统改造节能效果评价
马金旭;解统平;钟富萍;李春保
【期刊名称】《石油石化节能》
【年(卷),期】2022(12)1
【摘要】注水是油田生产系统的能耗大户,注水耗电约占油田采油系统生产总用电的30%~40%左右。
通过对花土沟油田注水系统能耗计算,分析影响注水系统效率的因素,对花土沟油田注水系统改造后节能效果进行全面评价,为今后花土沟油田注水系统提效工作提供较明确的思路和目标,对油田其它新建、改建等注水系统方案的优化也具有较好的指导作用。
【总页数】5页(P11-13)
【作者】马金旭;解统平;钟富萍;李春保
【作者单位】青海油田公司钻采工艺研究院;青海油田公司采油三厂
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
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水驱油田开发效果指标评价
水驱油田开发效果指标评价
周升沦;雷华伟
【期刊名称】《石化技术》
【年(卷),期】2017(024)002
【摘要】为保证地层压力,补充地层能量提高原油采收率,对于天然能量不足的油田,大多数采用注水方式进行开发.在水驱开发过程中评价水驱开发效果的好坏,对及时调整开发方案具有重要的意义.本文对水驱油田开发效果指标进行了评价.
【总页数】1页(P27)
【作者】周升沦;雷华伟
【作者单位】西安石油大学陕西西安710065;延长油田股份有限公司靖边采油厂陕西榆林718500;延长油田股份有限公司靖边采油厂陕西榆林718500
【正文语种】中文
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非均质多油层油藏层系及井网适应性研究
非均质多油层油藏层系及井网适应性研究摘要：花土沟油田是典型的非均质多油层油藏，油层的物性变化大，分布很不均匀。
通过开发层系适应性分析及现有井网适应性分析，选择贴近于油田实际需要的层系、井网划分方法，减少储层非均质性的影响，提高油田储量动用程度，达到提高最终采收率的目的。
关键词：非均质性多油层层系适应性井网适应性非均质多油层油藏，油层的物性变化大，分布很不均匀。
如果对各个单油层用一套独立的井网开发，则难以保证其工业性开采价值；如果对这类油田统一用一套井网开发，则又将对提高油藏采油速度和采收率带来一定的困难。
为此，目前国内外一般的做法是把一些性质相近、特征相似的小油层组合在一起，采用与其相应的注水方式、井网和工作制度分别开发。
花土沟油田是典型的非均质多油层油藏，开发层系合理划分的目的是提高油层动用程度和油藏的开发水平，达到实现经济高效开发油田的目的。
一、开发层系适应性分析借鉴国内外多含油层系油田开发经验，结合花土沟油田特点，开发层系划分与组合主要考虑以下原则：1.一个独立的开发层系，应具有一定的储量，既能保证油田满足一定的采油速度，并使其具有较长的稳产时间。
2.保证每套层系至少具有一套稳定发育的主力油层，主力油层与非主力油层之间除砂体规模、单油层厚度具一定差别外，同一层系内油层物性、原油物性、地层压力应相近。
3.目前一套层系内油层厚度为9.2～21.5m，平均13.2m，且内部含油井段跨度不大于150m。
4.在目前开发层系内的上下均具有一定的隔层，且泥岩隔层稳定，厚度8～20m，平均15.8m。
在注水开发的条件下，层系间能够严格分开，确保层系间不发生串通和干扰。
5.现有工艺能较好解决同一层系内分层合采，开发层系不宜划分过细，以减少钻井和地面建设工作量，提高经济效益。
二、现井网适应性评价井网问题一直是油田开发中的一个重要问题，特别是油田注水开发的井网系统。
不同的采油速度、产能要与一定的井网密度相适应。
水驱油田开发效果指标评价
1 前言低渗油田天然能量一般不足，需采用补充地层能量的方式进行开采。
注水开发作为一种经济有效的方式成为低渗油田补充地层能量、保证地层压力、提高原油采收率的有效方式。
但各油田储层地质条件差异较大，如何使得注水达到最好的开发效果是大家关注的重点问题。
对注水开发油田开发指标进行评价对低渗油田的挖潜提供有效决策具有重要的意义。
2 水驱开发效果指标评价目前对低渗油田水驱效果评价的主要指标有水驱储量控制程度、可采储量、含水率、存水率、含水上升率、水驱指数、压力、注水利用率共8个指标。
2.1 水驱储量控制程度水驱储量控制程度为当前井网条件下与注水井连通的采油井射开有效厚度大小占储层射开总厚度的比值，表征油井与水井的连通程度，采油井与注水井相互连通射开厚度即为有效厚度[1]。
在实际开发过程中，水驱储量控制程度为注水波及系数的反应，与储层地质因素、井网密度、布井方式密切相关。
一般常采用分油砂体法以及概算法来估算水驱储量控制程度。
2.2 含水率及含水上升率在水驱油藏评价过程中一般采用综合含水率以及含水率上升率来评价含水率的变化。
综合含水率为区块年累计产水总量与累计产液总量的比值。
通过评价含水率的变化规律，可适时采取合适的措施来抑制含水率上升，改善油田开发效果。
并且可以依据含水率与采出程度关系曲线（童宪章曲线）预测油田开发各阶段采出程度。
含水上升率为采出1%地质储量，含水率变化值。
可将含水上升率分为5个等级，含水上升率大于3.5，开发效果差；含水上升率介于1.75到3.5之间，开发效果较差；含水上升率介于0.5到1.75时，开发效果中等；含水上升率介于-0.25到0.5时，开发效果较好；含水上升率小于-0.25时，开发效果好。
2.3 存水率在水驱油田开发过程中，随着含水率的不断增加，注入水不断被开采出来，含水率越高，采水越多，地下储存的水量便越小，水驱开发效果便越越差。
存水率的大小是累计注水量减去累计产水量的差值与累计注水量的比值。
水驱油田开发效果评价方法探讨
管目 前 看来， 评价 方法 中还存 在诸多问题和 不足， 但是 随着科 学技术 的 进步， 以及 人们 对地 质认识研 究的不断深 入， 水 驱油田开发效果评价 方 法会越 来越准确、 全面、 实用 ， 并 实现 多层次 的纵向、 横向比较 。
多因素相关 分析 理论 ， 得 出了一些经 验性结 论 。 １ ９ ５ ８ 年Ｗｒ ｉ ｇ ｈ ｔ 等建 立 结 束语 的水 油比 与累积产 量的半对 数统计直 线关系￣ Ｐ １ ９ ６ ７ 年美 国石油学会 提 除了文章 介绍的三种 方法， 灰色 系统理 论法、 数值模拟评 价法 等方 出的预测 注 水油 田的水 驱可采 储 量的经 验公式 ， 并在 随后成 为应 用最 法 也逐渐应 用到油 田开发潜 力的分 析中。 这 些方法 的应用 ， 为油 田开发
驱油 田开发效 果评价 方法 已经由以前的单指 标 定性评 价 向如 今的 多指 标 综 合评价 发展 。 此外 ， 为了获得更加 合理 准确的评 价结 果 ， 一 些诸 如
水驱 开发 同时 发挥 着驱替 原油和 地 层能 量补充 的功能 ， 是 一种 重 模糊数学 、 运筹 学、 系统分 析等数学方 法以及数学模 型的建立也被广泛 应用于对 多指 标 、 参 数进行 综合评 价， 系统分 析法 ， 以及一些边 缘学 科 也逐渐开 始受到人们 的重视 ， 并已经应用 到方法评价 和潜力认识 中。 尽
油藏水驱效果评价
1.1
注水开发为地层补充能量，发挥驱替原油的作用，已经作为国内外油田的一种非常重要的开采方式。在最早的人工注水方法中，先在单井中注入水，随着水在水侵层带的扩增，相邻近的各口井将被水淹没，然后把这些水淹井改成注水井，继续使水侵带不断的扩张。这就算所谓人们认识的“环状注水”【1】。福雷斯特石油公司把此方法改造成为在一连串的各口井中同时向井内注水，由而形成了一种线性水驱方式。1924年，第一个五点注水的井网在布雷德福特油田南部应用。二十世纪40—50年代，国外考虑到注水开发的合理及重要性，于1955年，Guthrie和Greenberger对73个完全水驱或部分水驱砂岩油田的基础数据，利用多远回归分析法得到预测注水油田的水驱可采储量经验公式。美国石油学会（API）的采收率委员会在二十世纪50—60年代对北美和中东地区的72个水驱砂岩油田的采收率进行广泛研究，于1967APT提出预测注水油田的水驱可采储量的经验公式。1958年Wrigt和Matthews根据油田的实际开发数据建立了水油比和累计产量的半对数统计直线关系。后来这两种水驱特征曲线作为预测注水油田的水驱可采储量的基本方法得到广泛的应用。前苏联从二十世纪50年代开始考虑注水油田开发合理性的研究，结合美国油田开发的主要指标进行对比，提出了本国油田注水开发的指标范围，同时根据多因素的线性相关的分析理论，对开发效果的影响因素都进行了分析，得出了不少使用的经验结论，为以后的油气田开发奠定了理论基础。1959年前苏联的Максимов建立了累积产水量与累积产油量的半对数统计直线关系，并已在前苏联得到广泛的应用。前苏联石油天然气科学研究所根据乌拉尔——付尔加地区约50个油田的实际开发数据利用多元回归分析法获得预测注水开发油田的水驱可采储量的经验公式和1972年Кожакин的经验公式以及1976年Гомзиков的经验公式。1973年，沙卓诺夫首先提出乙型水驱曲线。1981年沙卓夫推导出丙型水驱曲线和丁型水驱曲线。1994年俄罗斯油田科技工作者提出根油水粘度比确定水驱特征曲线的标准。在美国和加拿大，油田注水在各种人工恢复压力的方法中已经占有主要的地位，它承担当时的高速采油和提高原油储量的采出程度和水平的重任。注水方法之所以能广泛的应用，主要有四个方面的原因：（1）一般的水资源都可以利用；（2）注水相比其他提高采收率方法，更简单，更容易，因为水井中，液柱本身就有一定的压力；（3）水在驱油方面是相当有效的；（4）水本身在油藏油层中拥有扩展的能力。广泛的认为，美国第一次注水是在宾西尔法尼亚州的特贺城地区一次以外的注水的结果。在1880年约翰F.卡尔认为这些水的通路是由浅砂岩层进入井底的，中途经过油砂层，因此，有利于提高采油量。很多早期的注水都是在意外的时候发现的，比如说，由于含水浅砂岩层的渗漏，或者是由于地面水积满了已经钻好的井筒。在当时，大部分仅仅只是认为注水的主要作用是维持油层的压力，与溶解气驱相比较，可以使油井的产油周期延长。
L油田水驱精细挖潜作用及后期开发对策研究
L油田水驱精细挖潜作用及后期开发对策研究
付冬玲
【期刊名称】《内蒙古石油化工》
【年(卷),期】2015(000)008
【摘要】利用多学科数值模拟技术,结合动态开发理论与实践,研究了精细挖潜的作用及机理.通过精细挖潜增加了动用差部位的动用程度,使动用更加均衡,增加可采储量、提高采收率.预测了后期指标变化长远影响及变化规律,并探讨了精细挖潜后平稳运行的对策.为推广区的水驱精细挖潜提供理论依据,对今后的水驱精细挖潜具有重要的指导意义.
【总页数】3页(P151-153)
【作者】付冬玲
【作者单位】大庆油田有限责任公司第六采油厂,黑龙江大庆163311
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.6+2
【相关文献】
1.低渗透油田水驱精细挖潜措施效果评价 [J], 任佳维;周锡生;吴文祥;高慧梅;张栋
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低渗透砂岩油藏水驱开发效果评价指标与方法研究
低渗透砂岩油藏水驱开发效果评价指标与方法研究一、本文概述随着全球能源需求的持续增长，石油资源的开采和利用显得尤为重要。
低渗透砂岩油藏作为全球重要的石油资源之一，其开发效果的评价对于提高石油采收率、优化开发策略具有重要意义。
本文旨在探讨低渗透砂岩油藏水驱开发效果的评价指标与方法，以期为相关领域的理论研究和实际开发提供有益的参考。
本文首先概述了低渗透砂岩油藏的基本特征，包括其地质特征、储层物性、油水分布等。
在此基础上，分析了水驱开发过程中影响开发效果的关键因素，如注水方式、注水强度、注水时机等。
接着，本文综述了当前低渗透砂岩油藏水驱开发效果评价的主要指标，如采收率、注水效率、油藏压力变化等，并指出了现有评价指标存在的问题和不足。
为了更全面地评价低渗透砂岩油藏水驱开发效果，本文提出了一种综合评价方法。
该方法结合了多种评价指标，包括地质因素、工程因素、经济因素等，通过定量分析和定性评估相结合的方式，对低渗透砂岩油藏水驱开发效果进行综合评价。
本文还探讨了综合评价方法在实际应用中的可行性和有效性，为低渗透砂岩油藏的开发提供了有益的参考。
本文总结了低渗透砂岩油藏水驱开发效果评价指标与方法的研究现状和发展趋势，指出了未来研究的重点和方向。
通过本文的研究，可以为低渗透砂岩油藏的高效开发提供理论支持和实践指导，推动石油工业的可持续发展。
二、低渗透砂岩油藏地质特征与开发难点低渗透砂岩油藏作为一种重要的油气藏类型，具有其独特的地质特征与开发难点。
低渗透砂岩油藏通常表现出以下显著的地质特征：储层物性较差，渗透率低，孔隙度小，这导致了油气的流动性差，难以有效开采。
储层非均质性强，这表现为渗透率、孔隙度等物性参数在平面上和垂向上都存在明显的变化，给油藏的准确描述和有效开发带来了挑战。
低渗透砂岩油藏中的油水关系复杂，油水界面不清晰，常常存在油水同层的现象，增加了开发的难度。
针对低渗透砂岩油藏的开发，存在以下难点：由于渗透率低，油气的流动阻力大，常规的注水开发方式难以建立有效的驱动体系，导致采收率低。
油田采油中的水驱与化学驱技术应用与效果评价
油田采油中的水驱与化学驱技术应用与效果评价中国石油与天然气有限公司长庆油田分公司第一采油厂侯市作业区3陕西省榆林市1宁夏银川2陕西省延安市37190001 75000127100003摘要：本论文主要探讨了油田采油中的水驱和化学驱技术的应用和效果评价。
水驱是一种常用的增产技术，通过注入水来推动原油流动并提高采收率。
然而，水驱存在一些限制，如水与油的不相溶性以及水的相对低粘度。
为克服这些问题，化学驱技术应运而生。
化学驱技术包括聚合物驱、表面活性剂驱和聚合物/表面活性剂驱等，它们通过改变油水界面张力和流体黏度来提高采收率。
本文通过文献综述分析了水驱和化学驱技术的应用情况，并评价了其效果。
结果表明，化学驱技术相比水驱技术具有更好的增产效果，但其应用受到成本和环境因素的限制。
因此，未来的研究应重点关注化学驱技术的优化和可持续发展。
关键词：油田采油、水驱、化学驱、效果评价、增产技术引言：随着全球能源需求的增长，油田采油技术的研究和应用日益受到关注。
在采油过程中，水驱和化学驱技术作为常用的增产手段备受关注。
水驱通过注入水来推动原油流动，而化学驱技术则利用化学物质改变流体特性以提高采收率。
本文旨在探讨水驱和化学驱技术的应用与效果评价。
通过综合分析其应用情况和效果，我们将揭示化学驱技术相对于传统的水驱技术在增产方面的优势，并探讨其限制和发展潜力。
这将为未来的研究和工程实践提供有益的指导和启示。
一水驱技术在油田采油中的应用及效果评价水驱技术作为一种常用的增产技术，在油田采油中发挥着重要的作用。
其应用主要通过注入水来推动原油流动，以提高采收率。
水驱技术的应用涵盖了各种油藏类型和开发阶段，如常规油藏、非常规油藏以及二次采油和三次采油等。
（一）水驱技术在常规油藏中应用广泛。
常规油藏通常由孔隙和裂缝组成，原油主要以自然驱动力为驱动力。
水驱通过注入水来改变油藏的物理特性，包括增加油藏压力和改变相对渗透率。
通过这种方式，水能够将原油推向井口，提高采收率。
综合评价油田水驱开发效果改善程度的新方法
综合评价油田水驱开发效果改善程度的新方
法
用传统的评价方法往往难以全面评估油田的水驱开发效果，因此
需要开发出一种新方法来全面评价其改善程度。
我们可以从以下几个
方面入手：
一、勘探开发水平评价。
通过评价油田的勘探开发水平，包括勘
探程度、生产井数和生产储量等方面，来评价水驱开发效果的改善程度。
二、地质条件分析。
油田的地质条件对水驱开发的效果有很大的
影响，因此需要对油田的地质条件进行分析，包括储层岩性、孔隙度、渗透率等方面，来评价水驱开发效果的改善程度。
三、水驱开发质量评价。
评价水驱开发的质量包括注水压力、注
水量、含水率等方面，通过对其进行评价来评估水驱开发效果的改善
程度。
四、经济效益评价。
油田的水驱开发改善程度还需要从经济效益
方面进行评价，包括产量提高、生产成本降低、综合效益等方面。
综合以上几个方面，可以开发出更为全面的评价方法，以更准确
地评估油田水驱开发效果的改善程度。
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花土沟油田Ⅲ层系水驱效果评价研究
【摘要】本文通过大量的文献调研和现场调研的基础上，为了能够准确认识花土沟油田目前的注水开发效果，本文优选出影响水驱开发效果的评价指标，对每个评价指标进行计算，参考花土沟油田水驱效果综合评价体系，系统全面的评价出花土沟油田Ⅲ层系的水驱开发效果。
【关键词】油田开发水驱效果评价体系花土沟油田
1 油田基本情况
花土沟油田位于柴达木盆地西部，油田地面为山地地形，沟壑纵横，地形复杂，海拔3050～3300m，相对高差50～200m，坡度在30°～70°之间。
地下构造是一个被断层复杂化的、位于狮子沟逆断层上盘一个不对称的短轴背斜。
花土沟油田Ⅲ层系油层埋藏深度850～1000m，平均930m，共分为18个小层。
储层岩性以砂岩和碳酸盐岩为主，砂岩储层以粉细砂岩为主，细、中砂岩次之，胶结方式主要为孔隙充填；碳酸盐岩主要由浅水环境中形成的“生物灰岩类”和相对较深水环境下沉积的泥晶灰岩组成。
储集空间类型主要为原生粒间孔隙和次生溶蚀孔隙，储层分布主要受构造、断层控制，构造高部位储层发育，油层厚，低部位油层薄。
西5断层以西，构造主体部位油层厚，在纵向上、横向上分布稳定；西5断层以东，油层分布比较零散，油层薄。
总体上看砂岩储层以中孔低渗为主，碳酸盐岩储层以低至特低孔特低渗为主，储层物性纵、横向变化范围很大，非均质性相当明显。
2 水驱开发效果评价指标计算
2.1 水驱储量控制程度
水驱储量控制程度是指现有井网条件下与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。
结合油田目前的实际开发状况，本文研究水驱控制程度采用统计方法，其表达式为：
（式2）
通过对花土沟油田Ⅲ层系最新吸水剖面研究分析，经计算花土沟油田Ⅲ层系的水驱动用程度为40%。
2.3 可采储量及采收率分析
可采储量和采收率是反映注水开发油田水驱开发效果好坏的综合指标，是油田开发决策的重要依据，其高低也是油田开发水平的重要体现。
通过调研前人的研究成果，本文研究引用了张金庆提出的一种既简单又综合了各种类型的f-R*关系的新型水驱特征曲线，它较好地反映了花土沟油田Ⅲ层系的含水上升规律。
经计算花土沟油田Ⅲ层系可采储量NR 为322.27×104t，采收率为36.5%。
2.4 含水率及含水上升率
含水率是油井日产水量与日产液量的比值，目前Ⅲ层系含水率为61.09%，评价注水开发油田含水率与采出程度的方法较多，本文研究采用童宪章推导的半经验公式预测出花土沟油田Ⅲ层系的最终采收率为40%，而由油藏地质特征参数评价出的油藏最终采出程度Rgm为34.2%。
经含水上升率理论公式及含水上升率评价系数公式计算出花土沟油田Ⅲ层系的F值为-1.62 。
2.5 存水率
存水率是评价注水开发油田开发效果的一项重要指标。
油田开发过程中，随着原油采出量的增加，综合含水率不断上升，注入水则不断被采出，含水率越高，排水量越大，地下存水率越小，阶段水驱油的效果变差。
经公式计算花土沟油田Ⅲ层系目前累计存水率76.36%。
2.6 耗水量
注水开发油田的注水利用率直接影响着水驱开发效果，而耗水量是评价油田注水利用率的重要指标之一，经公式计算花土沟油田Ⅲ层系的耗水比为3.096。
2.7 水驱指数
水驱指数是存入地下水量与采出地下原油体积之比，它表示每采出1t 油与地下存水量的比例关系，指数越大，需要的注水量也越大。
阶段水驱指数的计算公式为：
（式3）
给定注采比为1.2，结合公式计算出花土沟油田Ⅲ层系水驱指数1.283。
2.8 能量的保持和利用程度
地层能量保持水平为目前地层压力与原始地层压力的比值，主要反映地层中压力的保持程度以及该地层中实际的压力能否满足油田开发中排液的需要，通过对研究区近十年的测压资料统计，计算出研究区目前的压力情况（表1）。
3 花土沟油田水驱效果综合评价
参考花土沟油田水驱开发效果评价指标体系，结合该上述8项评价指标的计算结果，利用模糊综合评价法计算出开发效果好、较好、中等、较差和差的隶属度分别为（0.276、0.312、0.077、0.077、0.258）。
根据最大隶属度的原则确定花土沟油田Ⅲ层系的水驱开发效果属于“较好”的评价范围。
但随着长期注水开发的进行，Ⅲ层系已进入高含水、高采出程度的“双高”
阶段，可采储量采出程度已达65.34%，综合含水率已高达61.09%，部分井油层水淹严重，保持稳产难度较大，需要进一步调整开发方针，下一步要不断完善注采系统，加密井网，进一步提高油藏水驱储量控制和动用程度，要以精细地质研究为基础，寻找动用差的剩余油富集区，优化措施方案，采取动态配水、分层找堵水、精细细分注水和酸化等措施，努力减缓井区含水上升速度，以增强稳产基础。
4 结论
（1）对花土沟油田Ⅲ层系的水驱效果评价指标进行了计算、结合花土沟油田水驱效果评价体系分析得出花土沟油田Ⅲ层系的水驱效果为较好；
（2）针对花土沟油田Ⅲ层系目前的开发状况，加强地质及油藏工程研究，完善注采对应关系，进一步提高油藏水驱储量控制和动用程度，寻找动用差的剩余油富集区，采取动态配水、精细细分注水等，努力减缓井区含水上升速度，以增强稳产基础。
参考文献
[1] 彭祖赠，孙韫玉. 模糊数学及其应用[M]. 武汉：武汉大学出版社，2007。