油藏动态分析技术在特高含水期的研究
断块油藏典型井组特高含水期配产配注优化研究
上的驱替 程度都 相等 ， 这种 驱替称 为（ 部分 ） 均衡 驱替 “ ］ 。
断块 油藏 开 发 主 要 采 用 的井 网模 式 为 三 角 形
井 网， 具体可 分解 为多个一 注两采 和两 注一采井
组 。对于这 两种 井 组 ， 均衡 驱 替 的标 准 为两 注 采井 问连线 上平 均含 油饱 和度相 等 。
１ 均衡驱 替标 准
均衡驱替是指 在地层各个方 向上 的驱替 程度 都相 同。实际油藏无法实现完全均衡驱替 ， 而只能
实现 部分 均 衡 驱 替 。若 地 层 各 个 注采 井 连 线 方 向
究较多
， 其 中刘德华 【 等通过灰色预测方法确
定 区块上 各生 产井 的生 产 参 数 ， 再 根 据 注 采平 衡 原
＠ ２ ０ １ ３ Ｓ ｃ ｉ ． Ｔ ｅ ｃ ｈ ． Ｅ ｎ ｇ ｒ ｇ ．
断块油藏典 型井组特高含水期配产 配注 优 化 研 究
崔传 智 张继庆 杨 勇 ， 王 建 ， 田 斌
（ 中国石油大学 （ 华东）石油工程学院 ， 青岛 ２ ６ ６ ５ ８ ０ ； 中石化胜利油 田 地质科学研究院 ， 东营２ ５ ７ ０ １ ５ ）
２ 油藏地质模 型及平 面动用状况
根据胜 利 油 区 东辛 油 田断 块 油 藏 的地 质特 征
合在高含水条件 下剩余 油分布 的不均匀状 况进行
研究 ， 而且 没 有充 分 考 虑 储 层 的非 均 质 性 。现 在 以
２ ｏ １ ２年 ９月 ６日收到 国家科技重大专项课题 （ ２ Ｏ ｌ １ Ｚ Ｘ ０ ５ ０ １ １ Ｏ ３ ） 资助
八面河面1区沙三上特高含水期油藏精细描述及剩余油分布研究
面一 区沙 上 油层 埋 深 １６ 一 ０ ０～１３ ｍ，含油 井 ３０
第 ２ 卷 ２
江
汉
石
油
科
技
・ ９・ ２
段 １０～１０ １ ８ｍ，共 分为４ 个砂组 １个小 层 。各油砂 体 ８ 中面 积 最大 的 是沙 三 上５ 为 １ ｋ ２ １ ． ｍ ，其它 各油 砂 体 ６
２１ 精 细地层 对 比 ．
１ ． 地质储 量 ．４ １
面 １ 沙 三 上 地 层 对 比是 在 前 人 研 究 的 基 础 区 上 ，以岩 、电对 比为主 ，以馆 陶组 底部砂 砾 岩 、沙 三 中顶 部稳 定泥 岩 （ 高感 泥岩 ）为 标志层 ，建立对 比骨 干 大 剖 面 ，对 面 １ 区沙 三 上进 行 了地 层 精 细对 比。根 据 重新 对 比统 计 ，面 １ 区沙 三 上 总体 变 化不
大 ，只是 局 部 小层 （ １ １ ４ １ ５ 、５ ）连通 ￣ ３ 、３和４及 ２ ３ １
面 一 区沙 三 上 含 油 面 积 １ ｋ 其 中沙 三 上 ． ｍ。 ６
李 长 胜
（ 汉 油 田分 公 司开 发 处 ，湖 北 潜 江 ４ ３ ２ 江 ３ １４） 摘 要 ：多层跌 至的 中高渗 透普通稠 油油藏进入 特 高含 水 开发 期后 ，平 面 、层 间 、层 内矛盾 突现 ，为
了研 究该 类油藏 高含 水开发 期 的剩余 油分 布状 况和挖 潜思路 ，以八 面河 油 田面１ 区沙三上 为 例 ，应 用精 细 描 述和 剩余油分 布规律 研 究的技 术方法 ，对 油藏 的 开发潜 力及挖 潜技 术政 策 开展研 究 ，形成 了该 类油藏 高 含 水期 剩余油赋 存 的几种模 式 ，并针 对 几种剩余 油赋存 模 式制定 了一套 细分层 开发 的调 整方 案 ，对 类似 油 藏 的开发 具有较好 的借鉴 意义 。 关 键 词 ：面１ 区沙三上 ；特 高含 水期 ；精 细油藏描 述 ；剩余 油分布 ；细分层 开发
特高含水期油田开发
特高含水期油田开发的研究分析[摘要]：特高含水期油田开采程度、开发状况、开发规律较前一阶段发生了变化。
本文通过对特高含水期油田的开发各方面以及影响因素做了大量的调研，能够认识到特高含水期开发所面临的问题，对提高油区特高含水油田开发水平，具有非常重要的意义。
[关键词]：特高含水期，油田开发，影响因素中图分类号：o346.2+3 文献标识码：o 文章编号：1009-914x（2012）20- 0295 -01一、前言随着油价的飘升，国内原油需求爆炸式增长，对原油的需求与油田公司生产能力的矛盾日益突出。
合理完善的油田开发就显得尤为重要，它直接影响着油田的采油速度、采收率、稳产期限、以及油田综合经济效益，很多油田总体上己进入特高含水（含水90%以上）开发阶段。
由于特高含水期是重要的开采阶段，有相当一部分剩余可采储量将在这一阶段采出，因此，研究特高含水期油田的开发具有重要的意义。
二、油田开发阶段划分及开发特征油田开发阶段的划分有多种方法，一般可根据油田产量的变化或含水的变化来划分油田开发阶段。
根据含水率或含水上升率变化一般划分为低含水期、中含水期、高含水期和特高含水期四个开发阶段。
（1）含水≤20%（水油比0～0.25）为低含水采油期；是注水见效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段，采取早期注水的开发方式，使油井保持较长的低含水开采期。
（2）含水20%～60%（水油比0.25～1.5）为中含水采油期；该阶段的特点是含水明显加快，液量上升幅度较大，地层中压力消耗与生产压差增加，油水分布逐渐复杂化，自喷能力不断下降，产能受到愈来愈大的限制。
该阶段一般由基础井网进行开发，层间干扰现象十分突出。
（3）含水60%～90%（水油比1.5～9）为高含水采油期（其中含水60%～80%为高含水前期，含水80%～90%为高含水后期）；该阶段一般为快速提液阶段，随着液量的上升，含水快速上升，油水运动与分布已变得复杂，剩余油比较分散，采油指数很低，耗水量急剧上升，开采难度加大。
特高含水期油藏层系优化技术经济界限研究
特高含水期油藏层系优化技术经济界限研究【摘要】本文针对多层开发层间干扰大，而单层开发必须具备足够的物质基础并确保经济有效的矛盾，通过研究单井经济极限可采储量和单井经济极限地质储量来共同确定储层是否具备物质基础，以此为依据来确定层系细分的最小有效厚度及极限井距，最终得到层系细分技术经济界限的确定方法。
【关键词】层系优化；单井控制经济极限地质储量；单层开发从油藏开发实践来看，层系细分仍是特高含水阶段主要的开发调整技术措施之一，只是技术经济政策在新形势下发生了变化，不能直接延用中高含水开发阶段的已有成果。
因此通过研究单井经济极限可采储量和单井经济极限地质储量来共同确定储层是否具备物质基础，以此为依据来确定层系细分的最小有效厚度及极限井距，最终得到层系细分技术经济政策的确定方法。
1 单层开发的单井经济极限地质储量界限研究1.1 单井经济极限可采储量界限单井经济极限可采储量依据下列公式计算：其中：Np——单井经济极限可采储量，t；I——单井开发投资，×104￥；CG——单井固定成本，取55×104￥/井；Co——吨油可变成本，取251￥/t；Cf——吨油费用，取100￥/t；Po——油价，￥/t；RT——吨油税金；t——评价期，取6年。
因此，可以得到油藏在不同油价、不同井深条件下的单井经济极限可采储量计算结果。
相同油价下，钻井越深，要求经济极限累产越高；同一井深下，油价越高，要求经济极限累产越小。
1.2 单井经济极限地质储量在已知单井经济极限可采储量的前提下，计算单井经济极限地质储量，需要引入计算模型的具体参数，采收率、假定的采收率增幅及采出程度。
则，考虑一定采收率增幅条件下的单井经济极限地质储量的计算公式为：式中，Nd——单井经济极限地质储量，×104t /口；ER——目前标定采收率，小数；ΔER——采收率增幅，小数；R——目前采出程度，小数。
因此得到不同油价下单井经济极限地质储量与采收率增幅之间的关系图版，相同油价下，单井经济极限地质储量越大，采收率增幅越小；相同采收率增幅下，油价越高，单井经济极限地质储量越小。
特高含水期剩余油分布的油藏数值模拟研究——以八面河油田面一区开发为例
１ 区 块概 况
八面河 油 田面一 区位 于济 阳坳 陷东 营 凹陷南斜坡 八面河 鼻状构 造带 东北部 ，是一 个被 ２条二级 断层
控制 、１条三级 断层复 杂化 的条带 状 断鼻 构造 油 藏 。含油 面积 １ ８ ｋ ，地 质储 量 ８ ０ ０ｔ ． １ ｍ ７ Ｘ １ ，主要 开 发层段 是沙 河街组沙 三上亚 段 、沙三 中亚段和 沙 四段 。其单元 储层 物性较 好 ，但 均质性 较差 。平均 空气 渗透率 （５ ￣２ ５ ） Ｘ １ ＿ ７ ９ １４ ０ 。 ｍ ，变 异 系数 ０ ６ ，油层 岩 性 以 粉一 砂 岩 为 主 ，平 均 孑 隙度 ３ ． 。 ．２ 细 Ｌ ３９ 原 油性质 差 ，具 有地 面密度 大 （． ４ ６ ／ ｍ。 、粘度 高 （５ ￣２ ０ ． ｍＰ ｓ 、凝 固点低 （ ℃）和含 ｏ９ ４ｇｃ ） ７ ９ ８ ０ ２ ａ・ ） ９
硫 高 （． ９ ） 的 特 点 。 饱 和 压 力 高 （ １ ５ ＭＰ ） 地 饱 压 差 小 （． ３ ａ 。 油 层 与 水 层 连 通 状 况 好 ， １ ６ Ａ ０ １． ８ ａ ， １ ６ ＭＰ ） 边 水 较 活 跃 ，属 弹 性 水 压 驱 动 油 藏 。
２ 油 藏数 值 模拟 研 究
长江大学学报 （ 自然 科 学版 ） ２１ 年 ９ 第 ７ 第 ３ ００ 月 卷 期：理工 Ｊ ｕ ｎ ｌ ｆ ａ ｇ ｅＵ ｉｅｓ ｙ （ ａ ｃ Ｅ ｉ Ｓ ｐ ２ ，Ｖ ！７Ｎｏ ３ ｃ ＆ Ｅ ｇ ｏ ｒ ａ ｏ ｎ ｔ ｎｖｒｉ Ｎ ｔ ｉ ｄ ｔ Ｙ ｚ ｔ Ｓ ） ｅ． ０ １ ０ ｏ． ． ：Ｓ ｉ ｎ ห้องสมุดไป่ตู้
特高含水期油藏数值模拟应用技术探讨——以胜二区为例
基 于 特 高含 水 期 油水 两 相 渗 流特 征 ， 开 展 了特 高含水 期油 藏数 值模 拟方 法 的研 究 ， 具体 思路是 ： 根
究特高含水期油藏数值模 拟方法 ， 提高剩余油描述 的准确 性 。
１ 特 高含 水 期 油 藏 数 值 模 拟 方 法
１ ． １ 特 高含 水期 水驱 油特 征
＝
第一作者简介 ： 陈燕虎 （ １ ９ ７ ６ 一） ， 男， 湖北 汉川市 人 ， 胜 利油 田地 质 科学研究 院高级工程师 ， 研 究方向 ： 油气 田开发。
∑△ Ｑ ／ Ｐ Ｏ Ｒ Ｖ 。
ｉ： １
式中： 为过 水倍 数 ； Ａ Ｑ 为第 ｉ 时 间步储 层 的 累
５期
期 油 藏 的这 些 特征 导致 了特 高含水 阶段 油 藏剩余 油 分 布形 式更 加 复杂 ， 定 量 表征难 度 加大 ， 常规 数值 模 拟 技术 难 以精 确 描述 这 种 变 化 。 因此 ， 需 要 深 入 研
油藏 在特 高含 水 阶段 ， 驱 替倍数 增加 后 ， 残 余 油饱 和
度值降低了 。 １ ． ２ 特高含 水 期油水 两 相渗流 特征 实验 室特 高含水 期油 水两 相渗 流规律 研究 形成 的特高含水期相渗 曲线 ， 实现了相渗 曲线与驱油效 率 的统一 ， 驱替倍 数 的增 加 可 以进 一 步 降 低 残余 油
饱 和度 。
１ ． ３ 特 高含 水期 数值 模拟 方法
时随着驱替倍 数的增加 ， 残余油饱和度会进 一步降低 ， 油藏物性 也发 生 了变化 ， 导致 用常规 数值模 拟技术难 以精确 描述剩余 油的分布 。因此， 需要研究特高含水期油藏数值模 拟方法。在 应用 高驱替 倍数相渗 曲线 的基础 上 ， 实现 了数值模 拟 中的过水
高含水期油藏数值模拟技术和方法
高含水期油藏数值模拟技术和方法高含水期油藏数值模拟技术和方法，是在采油勘探和生产工艺中，特别是针对特定的高含水期油藏，通过采用数学模拟等方法来研究和分析其特性的一种技术和方法。
一、基本原理高含水油藏数值模拟技术主要是通过模拟曲线拟合来研究和分析油藏的三维特性、渗流特性及压力组分特性的一种技术和方法。
其基本原理是：通过模拟曲线拟合，可以准确地了解油藏矿化率、分布等参数，以预测油藏对产量及配流情况，进而对后续油藏开发作出决策。
二、技术原理1、体积相容性分析：根据观测到的采收率、含水率和气体比率，采用模拟技术获取油藏体积相容性参数，从而确定油藏的体积比。
2、测绘分析：油藏的大小、形状、构造都会影响其对渗流的的模拟，为保证模拟的准确性，必须对油藏的构造进行准确的测绘分析。
3、流体状态分析：根据油藏的体积相容性参数、压力变化规律以及测绘分析等，可以确定油藏内部流体的变化，并进行流体参数的模拟和计算。
4、弹性状态分析：根据油藏的体积变化，可以确定油藏内部的地层变形，并根据综合的体积变化、压力及弹性参数等，进行模拟分析和综合计算。
三、应用技术1、模拟自动博弈：基于模拟的分析，运用多种软件程序，可以进行油藏的模拟自动博弈，以确定不同策略下，油藏对产出量及压力分布的影响。
2、多个变量联合预测：可以通过多个变量联合的方式，包括渗流率、层间孔隙率、地层厚度和井口压力等参数的实验测试，将模拟技术和软件工具有机的融合在一起，以预测油藏的流动特性。
3、夹层断层分析：采用夹层断层分析技术，可以快速可靠地识别出油藏内夹层断层的位置及对渗流应力的影响，从而进行油藏开发决策。
四、关键技术1、物理场模拟：依据油藏地质结构参数，利用物理场模拟技术，以计算油藏的流动特性及其对产量的影响，以及沉淀水下部位种类及其特殊性，最终为油藏的开发提供经济可行的参考。
2、渗流方程模拟：采用渗流方程模拟可以模拟地层正特性、反特性及油藏应力场等，从而精确模拟出油藏内部流动，有效掌握油藏的渗流规律，有助于确定油藏的开发策略。
特高含水期油井堵水挖潜方法研究
特高含水期油井堵水挖潜方法研究【摘要】本文在油藏精细描述和储层内部结构研究成果的基础上，结合动静态测试资料，分析在堵井堵前及堵后井组油层动用状况、井组注采关系变化情况及目前井组剩余油分布状况，找出目前剩余油较富集的井、层，通过拔堵、调换堵层等方法对在堵井实施改造，达到增油降水的目的，对提高油层动用状况，减缓产量递减，控制含水上升速度具有重要意义。
【关键词】油田堵水井精细描述潜力分析调整挖潜1 特高含水期在堵井调整原则根据在堵井堵水工艺类型、堵水目的、堵水厚度、堵水效果、目前生产状况等，制定了在堵井调整原则：（1）对于化学堵水井，由于化堵层多为油层窜、气窜或高含水层，解封难度大，因此在堵井调整以机械堵水井为主。
（2）对于井网加密后，同井场采油井对应堵水的井，由于堵水后砂体注采关系仍然较完善，目前动用程度较高，不作为调整潜力井。
（3）对于堵水层数少且堵水厚度小的井，由于堵水层位单一且剩余油潜力较小，不作为调整潜力井。
（4）对于堵水层位为发育厚度较大厚油层的井，若堵水后砂体注采关系仍然完善的井，不作为调整潜力井；若堵水后注采关系不完善，注采方向无采出井点的井，由于液流方向转变，原来的高含水层已目前变为含水较低的潜力层，对这部井和层，可部分或全部释放堵水层位。
（5）对于堵水层位为发育厚度较大厚油层的井，且厚油层内动用差异较大，剩余油富集部位与高含水部位共存，但由于受原工艺水平限制而全层堵水的井，可部分释放堵水层位。
（6）对于多层高含水，但由于受原工艺水平限制而增加堵层大段堵水的井，可释放部分陪堵层。
2 堵井调整技术界限研究特高含水期油井堵水的主要目的是稳油控水，减缓油田含水上升速度。
因此，油井堵水除取得较好经济效益外，还需控含水，使堵水井调整在取得较好经济效益的情况下要降低油井的综合含水。
因此除确定在堵井调整经济界限外，还需确定在堵井调整的技术界限。
因含油饱和度值是衡量油层动用状况及剩余油富集状况的主要参数，因此从油层含水与含油饱和度关系上进行了研究。
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油藏动态分析技术在特高含水期的研究摘要：
认识、治理、改造、开发油藏的关键方法便是对油藏开发动态的分析研究。
该分析研究包括了单井、井组、单元的动态分析。
那么作者专门对单元动态分析做了一个详细的研究说明，分别将含水采出程度、含水上升率、存水率、水驱指数与理论值作了个对比，以此来鉴别单元中低碳循环井的有无。
关键词：动态含水采出程度存水率水驱指数
引言：
对于油藏动态的分析研究并不容易，首先你必须掌握油水井第一性的资料。
通过资料来研究在整个开发过程中油藏的变化。
然后将发现的变化一一列出，来分析其中的联系与规律。
这样一来，便可以预估动态变化的趋势，对于错误的挖潜的方向也能做适当的调整。
当发现某些部分并没有符合规律甚至可能会影响到开发效果的话，就应该对其进行明确的调整，以提升油田的开发率与采集率。
所以说，对油藏动态分析中的单元分析研究是科学开发油田的关键性措施，需要花更多的精力投入进去。
1.单元分析动态的目的
在进入特高含水开发后期时，油田的采收率会受到极大的影响，因为砂岩油藏非均质性的地质特征是非常复杂没有规律的。
所以说，在这样一个时段，我们应该把提升最后的采收率作为是油藏开发管理的目的。
当单元含水控制状况越来越差并且注入水的利用率不升反降时，就说明已经进入了低效循环状态了。
那么该怎么来看含水控制状况与注入水利用率的呢？首先，我们可以来看含水与含水上升率的升降情况来判别含水控制状况；其次，可以观察存水率与水驱指数来研究分析注入水的利用情况。
如此，便很容易观察是否存在低效循环状态了。
所以说，以单元开发的研究规律为基础，通过分析含水与含水程度的关系曲线，含水与含水上升率的关系曲线，存水率与采出程度的关系曲线，水驱指数与采出程度的关系曲线来判断单元是否存有低效循环。
其中，水驱特征曲线又有一个别称，被称
为是驱替特征曲线，它代表着产油量和产水量两者之间的关系曲线，由于其有较多种形式，所以被分为累计产水量与累计产油量、水油比与累计产油量等七种关系曲线。
当然，不仅可以对上述曲线进行分析，还有与理论值对比等方法，也可以判别低效循环的有无[1]。
2.单元动态分析的关键内容与方法措施
对于单元动态的分析研究，其内容是非常多的。
那么主要是包含了概况、规律、效果、剩余油分析和调整措施这几方面。
需要处理的数据及绘制的曲线有：相渗数据、含水与采出程度地关系曲线、含水与含水上升率的关系曲线、含水与存水率的关系曲线、含水与水驱数据的关系曲线等。
作者的探究目的其实是希望能通过开发规律研究与效果评价来判定低效循环是否存在。
所以说，作者的探究内容主要是规律探究和理论对比探究这两个方面[2]。
2.1开发规律分析
开发规律分析主要是针对产量、液量、含水、措施、新井这几个方面的开发指标变化规律的分析。
这其中，研究的重心落在了产量变化规律上。
那么产量变化规律的研究又主要是由年产油量变化规律及递减率的研究，产量构成的研究和产量影响因素的研究这几方面组成的。
其中，产量构成的研究，就是对自然、措施、心井变化规律的研究；产量影响因素的研究，就是对液量及含水量变化规律的研究。
上述提到的措施及新井中还包含了工作量和效果这两方面的规律变化分析。
当然，对特高含水期油田开发动态指标特征的研究，分析单井控制可采储量、产量递减、含水上升、产液量变化等特点及影响因素也是非常重要的[3]。
2.2理论对比分析
该分析主要是通过区块取心资料来对平均相对渗透率曲线进行绘制。
之后呢，再凭借相渗数据来计算含水与采出程度、存水率、水驱指数这几个指标并且绘制出采出程度的理论曲线。
将该理论曲线与用油藏实际数据绘制出的曲线进行两者之间的对比分析，得出实际值与理论值间的差值及差值的变化状况。
如此一来，便能很容易地观察到单元中低效循环的有无。
当然，在选取数据来制作曲线时，有几是非常需要引起重视的。
比如说，在受到特高含水期影响时，该曲线的斜率就会变缓，这样一来就会影响到可采储量的计算工作，然而，要知道实际上的可采储量是不会发生增加或减少现象的。
所以，在此阶段时的数据是不可采取的，应使用较稳定时段的数据。
2.2.1对相渗数据地分析处理
在对相渗数据进行分析时，需要选取的是最具有代表性的相对渗透率资料，在对
资料中的一系列数据进行标准化处理[4]。
只有在完成上述操作后，才能最终绘制
出全油田的平均相对渗透率曲线。
2.2.2对于含水与采出程度关系曲线的绘制
我们从实验数据中不难看出，特高含水期的阶段采出程度与原油黏度成正比。
即
原油粘度越大，特高含水期的阶段采出程度就会越大。
将含水与采出程度的理论
关系曲线和含水与采出程度的实际关系曲线绘制在同一个坐标系中，含水上升速
度便能显而易得，通过对比就能通过对含水上升速度的分析来判断单元中低效循
环的有无。
2.2.3对含水与含水上升率的分析
正如2.2.2中提到的那样，将含水与采出程度的实际曲线和含水与采出程度的理
论曲线绘制在同一坐标系中，对比两条曲线的各个数据，便能轻而易举地判断单
元含水的好与坏是怎样的。
那么影响含水上升率快慢的主要因素有哪些呢？其中
包括了含水阶段、储层非均质性、油水粘度比等因素。
并且在含水与含水上升率
的关系中还存在着在特高含水期阶段，含水上升会变慢这一隐藏规则。
2.2.4对存水率的分析
首先，来说明一下存水率的具体概念：存水率是指除去随原油一起被采出到地面
的一部分没有作用的水以外，其余可以起到驱油作用的水占了总注入水的比例含量。
存水率能够用于评价注水效果的优与劣。
存水率越大，就说明注入水中存留
于地层中的水就越多，反之则越少。
在如今，较大的油藏压力和边界因素下，注
入水波及体积会逐渐增大，如此，其开发效果也将会往好的方面发展[5]。
2.2.5对水驱指数的分析
首先，也同样说明一下水驱指数的具体概念是什么。
将阶段注水量与阶段产水量
作差，在将得到的差数和阶段采油量的地下体积做一个比，最终所得的比值即为
水驱指数。
注水开发效果的优与劣主要就由这个比值来评判。
在各个时期，水驱
油藏每采出单位地下体积原油所需消耗注水量的倍数都能通过水驱指数来反映出。
所以说，水驱指数能评价开发效果的优劣。
在水驱指数大于零的前提下，其指数
越小就说明开发效果越好，反之则说明开发效果越差。
要明白特高含水期是开发
的关键时期，在这样一个时期下，油水两相渗透会显现出全新的特征，所以我们
能够借助对该阶段新特征的不断认识，来对特高含水期的动态指标变化特征进行
探究。
结语：
在特高含水期，我们通过实验数据能看出，其特点有含水量上升和产量递减均变缓，而产液能力和水油比则增加迅速等。
当有低效循环状况存在时，会发生单元含水控制状况变差，注入水利用率不
增反降的现象。
所以说，我们可以根据单元含水控制状况的变化情况以及对注入
水利用率的分析，再加上理论对比、同期对比等方法措施来判定是否有低效循环
的存在。
除此之外，通过曲线之间的比较也可以判断低效循环的有无。
将理论与实际这两
条曲线绘制在同一坐标系中，若存在低效循环，那么实际含水与采出程度关系曲
线将会位居于理论含水与采出程度关系曲线之上，实际含水上升率与含水关系曲
线也会居于理论含水上升率与含水关系曲线之上，实际水驱指数与采出程度关系
曲线同样会居于理论水驱指数与采出程度关系曲线之上，而实际存水率与采出程
度关系曲线则会居于理论存水率与采出程度关系曲线之下。
参考文献：
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分布规律研究[J]. 石油地质与工程, 2014. 28(4):74-76.
[2]王建淮. 普图马约盆地C油藏裂缝描述及数值模拟研究[D]. 中国地质大
学(北京), 2016.12(14):26-26.
[3]孙晓伟. 安塞油田长10储层调剖工艺优化技术研究[D]. 西安石油大学, 2015.12(3):0023-0023.
[4]张林凤, 张明安. 基于大数据技术的水驱油藏井层低效循环判定方法[J]. 当代石油石化, 2017.6(2):33-38.
[5]张亚兵. 和复杂断块油藏特高含水期提高采收率技术对策研究[J]. 化工管理, 2015.
25(15):116-116.。