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/A 2.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 ow 8.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。要根据油层发育状况, 开展早期分层注水, 保持油层能量开采。要采取各种增产增注措施, 提高产油能力, 以达到阶段开发指标要求。 -2-中含水期( 20%<=含水率<60%) : 该阶段主力油层普遍见水, 层间和平面矛盾加剧, 含水上升快, 主力油层产量递减。在这一阶段要控制含水上升, 做好平面调整, 层间接替工作, 开展层系、井网和注水方式的适应性研究, 对于注采系统不适应和非主力油层动用状况差的区块开展注采系统和井网加密调整, 提高非主力油层的动用程度, 实现油田的稳产。 -3- 高含水期( 60%<=含水率<90%) : 该阶段是重要的开发阶段, 要在精细油藏描述和搞清剩余油分布的基础上, 积极采用改进二次采油技术和三次采油技术, 进一步完善注采井网, 扩大注水波及体积, 控制含水上升速度和产量递减率, 努力延长油田稳产期。 -4-特高含水期( 含水率>=90%) : 该阶段剩余油高度分散, 注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。要积极开展精细挖潜调整, 采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调剖等措施, 控制注入水量和产液量的增长速度。要积极推广和应用成熟的三次采油技术, 不断增加可采储量, 延长油田的生命期, 努力控制好成本, 争取获得较好的经济效益。
油田动态监测 ——应高度重视油田开发全过程的油藏动态监测工作 油藏动态监测是油藏开发中的一项重要的基础工作，它贯穿于油藏开发的始终。所谓油藏动态监测，就是运用各种仪器、仪表，采用不同的测试手段〃和测量方法，测出油藏开发过程中动态和静态的有关资料，为油田动态分析和开发调整提高第一性的科学数据。 一、动态监测的内容 油藏动态监测的内容，大致分为以下几类：油层压力监测；流体流量监测；流体性质监测；油层水淹监测；采收率监测；油水井井下技术状况监测。 一）、油层压力监测 油藏在开发过程中，油藏内流体不断运动，流体的分布就不断发生变化而这种变化取决于油层性质和油层压力。对于注水开发的油藏，一般来说，保持有较高的油层能量，但由于油层性质对不均质性或地质构造的特点，决定了油层压力的差异，从而导致油藏内各部位流体运动的差异。因此，研究分析油层压力的变化是十分重要的。 油层压力监测要求在油藏开发初期就测得油藏的原始油层压力，绘制出原始油层压力等压图，以确定油藏的水动力学系统；开发以后，每间隔一段时间（一个月或一季度），定期重复测定油井油层压力，绘制油层压力分布图。这样，通过不同时期的压力对比，可以比较简单而又直观地了解油层压力的重新发布和变化情况。 在油层压力监测中，除了监测油层压力的变化外，还有一个很重要
的内容就是系统试井监测。系统试井监测的内容已远远超出了压力计算的范围。通过稳定试井，可以测定较为准确的采油指数，确定较为合理的工作制度，求得油井的生产能力。也可以在不稳定的条件下运用压力恢复曲线计算油层渗流参数，分析油井完善程度，确定断层距离，估算油井控制储量，对油井的渗流条件和渗流特性可以进行十分详细的分析；利用水文勘探，干扰试井分析了解井与井之间的开发状况和开采特征。 油层压力监测主要通过井下压力计测压来实现，根据测得的压力回复曲线求得压力资料和其它试井资料。 二）、流量监测 针对油藏多油层开发的特点，由于油层性质的差异和压力水平高低不同，在同一口油井中每个层的产油量、产水量都是不同的，甚至在同一油层的不同部位，产油量和产水量也是不同的。注水后或进行改造措施后，各层的产油量和产水量又有着新的不同变化；对注水井而言，在同一口注水井中各油层的吸水量也是不同的。为了在油田开发过程中掌握采油井和注水井的分层产油量、产水量，分层注水量，就需要建立流体流量监测。 通过流体流量监测，绘制出油井各油层纵向上的产液剖面和产油剖面，根据定期监测的结果，将一口油井不同时期所测得的产液剖面和产油剖面进行对比，可以准确地了解每个油层产油量和产液量的变化情况，制定改造措施使之获得较好的开发效果。在注水井绘制出吸水剖面，同样也可根据不同时间测得的吸水剖面来了解各油层吸水量的
地层水 简述 地层水或称油层水是指油藏边部和底部的边水和底水、层间水以及与原油同层的束缚水的总称。束缚水是油藏形成时残余在孔隙中的水，它与油气共存但不参与流动，因此称为束缚水。 地层水是与石油天然气紧密接触的地层流体，边水和底水常作为驱油的动力，而束缚水尽管不流动，但它在油层微观孔隙中的分布特征直接影响着油层含油饱和度[1]。 地层水的性质 化学组成 地层水在地层中长期与岩石和原油接触，通常含有相当多的金属盐类，如钾盐、钠盐、钙盐、镁盐等，尤其以钾盐、钠盐最多，故称为盐水。地层水中含盐是它有别于地面水的最大特点。地层水中的含盐量的多少用矿化度来表示[2]。 地层水溶液中: 1) 常见的阳离子为Na+、K+、Ca2+、Mg2+， 2) 常见的阴离子为Cl－、SO42－、HCO3－及CO32－、NO3－、Br－、I－ 3) 不同种类的微生物，其中最常见的是非常顽固的厌氧硫酸还原菌，它们助长了油井套管的腐蚀，在注水过程中导致地层堵塞。这些微生物的来源尚不十分清楚，它们可能存在于封闭油藏中，或由于钻井而带入地层。4) 微量有机物质，如环烷酸、酯肪酸、胺酸、腐植酸和其它比较复杂的有机化合物等。因为这些有机酸对注入水洗油能力有直接影响，所以，在油田注水的水质选择上要对它们予以重视。 矿化度 代表水中矿物盐的总浓度，用mg/L或ppm（百万分之一）来表示。地层水的总矿化度表示水中正、负离子含量之总和。 原始地层条件下，高矿化度的地层水处于饱和溶液状态，当由地层流至地面时，会因为温度、压力降低，导致盐从地层水中析出，严重时还可在井筒中结盐，给生产带来困难。 离子毫克当量浓度
: 离子毫克当量浓度等于某离子的浓度除以该离子的当量。 例如，已知氯离子(Cl—)的浓度为7896mg/L，而氯离子的化合当量=35.3，则氯离子的毫克当量浓度=7896/35.3=225.6毫克当量/升。 硬度 地层水的硬度是指地层水中钙、镁等二价阳离子含量的大小。在使用化学驱(如注入聚合物或活性剂等)时，水的硬度太高，注入化学剂会产生沉淀而影响驱替效果。所以，在油田生产中必须对地层水的矿化度、硬度有清楚的认识。 水型分类 关于地层水的分类方法有多种，各种分类法的目的都是力图达到即使水的化学成分系统化，又可使分类与成因联系起来，但至今还没有一个完全令人满意的方法。对油田水而言，常采用的是苏林分类法。 (1)硫酸钠(Na2SO4)水型：代表大陆冲刷环境条件下形成的水，一般来说，此水型是环境封闭性差的反映，该环境不利于油气聚集和保存。地面水多半为该水型。 (2)重碳酸钠(NaHCO3)水型：代表大陆环境条件下形成的水型，该水型水在油田中分布很广，它的出现可作为含油良好的标志。 (3)氯化镁(MgCl2)水型：代表海洋环境下形成的水。该水型一般多存在于油、气田内部。 (4)氯化钙(CaCl2)水型：代表深层封闭构造环境下形成的水，环境封闭性好，有利于油、气聚集和保存，是含油气良好的标志。
油田动态分析的提纲编制 (适用于砂岩注水开发油藏的注采动态分析) 前言：简单介绍油田或单元的概况，主要包括油田或单元地理位置、构造位置、含油层位、含油面积、有效厚度、地质储量、油藏深度，油藏中深，有多少个含油砂层组，有多少个含油小层。主力油层的含油层位、含油面积、有效厚度、地质储量、油藏深度，油藏中深、所占储量比例。投入开发的时间，投入开发的储量，开发层系划分。 1、油藏基本地质特征及开发简况 1.1 油藏基本地质特征 1.1.1 油藏类型，对控制油藏的主要因素作概要说明。 1.1.2 油藏储层类型及分布特征。 1.1.3 油藏储层岩性物性参数，主要包括岩石岩性、成分、粒度中 值、分选系数、胶结物、胶结类型、孔隙度、渗透率（水平渗 透率和垂直渗透率）、饱和度、微观孔隙结构及韵律等。 1.1.4 油藏储层润湿性及敏感性（包括酸敏、盐敏、碱敏、水敏和 速敏）。 1.1.5 油藏流体性质，油气水的常规物性及高压物性。 1.1.6 油藏能量及温度、压力系统（油藏原始温度、压力，温度梯 度、压力梯度），油水系统划分，边底水体积大小及水侵状况。 1.2 油藏开发简历 对油藏投入开发以来历次方案的主要目的及实施效果、问题进 行系统概括地总结。
1.2.1 每个开发阶段生产中暴露出的突出矛盾及主要调整措施。1.2.2 历次方案调整效果及认识。 1.2.3 油藏现阶段主要开发特征及开发现状。 2、油藏开发主要矛盾及潜力分析 2.1平面矛盾 2.1.1 平面非均质性 2.1.1.1 渗透率、孔隙度在平面上的变化。 2.1.1.2 砂体的几何形态及侧向延伸的可能范围，砂体的几何形态 以砂体长宽比描述，侧向延伸范围用砂体宽度比井距表示。 2.1.1.3 砂体的连通程度，连通程度用连通部分占砂体厚度百分数 或连通井数占砂体控制总井数之比表示。 2.1.2 注采非均质性 用平面压力分布图确定高、低压区带，用平面水淹图确定水 淹状况与潜力区。 2.2 层间矛盾 2.2.1 层间主要物性差异，单层突进系数。 2.2.2 层间注入采出不均衡，引起层间含油饱和度和含水的差异， 确定潜力层、非潜力层和高含水干扰层。 2.3 层内矛盾 2.3.1 层内非均质性及非均质程度 2.3.1.1 粒序非均质性，即层内粒度序列的韵律性。 2.3.1.2 储层渗透率非均质性，描述最高渗透率段在层内所处的位
NaHCO3一般属于开放型地层水；Cacl2型一般属于封闭型地层水。 复杂断块油田内部，平面上或不同地层可能具有不同的水型，具有不同的地质意义。 油田水的分类必须解决的实质性问题应包括：①油田水化学标志及其与非油田水的区别；②不同类型油田水的特征及区别。自1911年美国帕斯梅尔提出第一个油田水分类方案至今，对油田水分类方案虽然作过多次修改和补充，但基本上都是以Na+、Mg2+、Ca2+和Cl-、SO42-、HCO3-的含量及其组合关系作为分类基础。在各分类方案中，以苏林（B.A.ЩУЛИН）分类较为简明，也为国内外广泛采用，现在国内各个油田基本采用苏林分类。 苏林认为，天然水就其形成环境而言，主要是大陆水和海水两大类。大陆水含盐度低（一般小于500mg/l），其化学组成具有HCO3-＞SO42-＞Cl-，Ca2+＞Na+＜Mg2+的相互关系，且Na+＞Cl-，Na+/Cl-(当量比)＞1。海水的含盐度较高(一般约为35,000mg/l)，其化学组成具有Cl-＞SO42-＞HCO3-，Na+＞Mg2+＜Ca2+，且Cl-＞Na+，Na+/Cl-（当量比）＜1的特点。大陆淡水中以重碳酸钙占优势，并含有硫酸钠；而海水中不存在硫酸钠。
苏林就是根据上述认识，以Na+/Cl-、(Na+-Cl-)/SO42-和(Cl--Na+)/Mg2+这三个成因系数，将天然水划分成四个基本类型。 裸露的地质构造中的地下水可能属于硫酸钠型，与地表大气降水隔绝的封闭水则多属于氯化钙型，两者之间的过渡带为氯化镁型。在油气田地层剖面的上部地层水以重碳酸钠型为主；随着埋藏加深，过渡为氯化镁型；最后成为氯化钙型。有时重碳酸钠型直接被氯化钙型所替代，缺少过渡型。油田水的水化学类型以氯化钙型为主，重碳酸钠型次之，硫酸钠型和氯化镁型较为罕见。 苏林分类存在的问题在于：①把地下水的成因完全看成是地表水渗入形成的，没有考虑其它成因水的加入，还有自然界经常发生的水的混合作用以及由此而产生的水中成分的多种分异和组合；②将本来具有成因联系作为一个整体的大量无机组分，简化成仅是天然水盐类成分的分类，过于简单；③忽略了水中气体成分及微量元素等一些具有标型性质的组分，同时缺少作为区分油田水与非油田水的特征参数。随着油气勘探的进展和对油田水地球化
油田污水中含油量测定方法 分光光度法 SY/T 0530-93 1、术语、符号 含油量：指被测水样中能够溶解于特定溶剂中而收集到的所有物质，其中包括容器从酸化水样中萃取并在试验过程中不挥发的所有物质。 基准油：本标准所提到的基准油是指与被测水样含有相同油质的原油或被测水样中的油被溶剂萃取后，在规定温度下，经蒸发、烘干、恒重后所得到的组分。 吸光度系数K：浓度–吸光度标准曲线的斜率。 2、分析步骤 2.1用250mL细口瓶取样，取样瓶应提前洗净并烘干。取样前将取样阀打开。待水流以5-6L/min流速畅流3min后再取样，取样时切勿用水样冲洗取样瓶，并且要将取来的水样全部分析。 2.2水样分析 2.2.1将已用量筒测量体积的水样仔细移入500mL分液漏斗中，加入1：1的盐酸调pH=2左右（若取样时已酸化，则不需要加酸）。用一定量汽油清洗取样瓶及量筒后，将溶液移入分液漏斗中，充分振荡，并不断放气，待水样中油品全部溶解后，将分液漏斗放回漏斗架，使之静止分层。将水层移入取样瓶中，萃取液转入具塞刻度比色管中。 2.2.2再次将水样转入分液漏斗中，重复5.2.1操作，直至萃取后的水样无色为止（应萃取2-3次）。记录萃取液的总体积（V0）。若萃取液
颜色较深，可用吸量管准确移取适量的萃取液。然后用汽油稀释若干倍。 2.2.3将被测水样的萃取液装入玻璃比色皿中，以波长为410-430nm 的光，用汽油作空白溶液在分光光度计上测其吸光度E （或浓度C 0）。 2.2.4含油量计算公式： (3) 式中：C 0–被测水样的含油量，mg/L ； E –被测水样的吸光度； V 0–萃取液总体积，mL ； V W –被测水样的体积，mL ； K –吸光系数，L / mg ； n –稀释倍数。 当仪器给出的读数是浓度C 0‘时，可利用公式（4）计算含油量。 ……………………………………………（4） 式中：C 0‘–从仪器上读出的浓度，mg/L 。 2.2.5取水样体积、汽油用量、萃取液稀释倍数应根据水样含油量大小而定。当用读数为吸光度的分光光度计时，应使其吸光度在0.10-0.80之间；当用读数为浓度的分光光度计时，应使其浓度在最大量程的10%-90%之间。 E V 0 KV W ×n C 0= E V 0 KV W ×n C 0=
1、动态分析模板共分单井动态分析、井组动态分析、区块（单元）动态分析等三个部分。 2、分析层次：动态分析人员日常工作主要侧重于单井动态分析、井组动态分析；阶段分析主要侧重于区块（单元）动态分析。 （图表模板参考《吐玉克油田2011年度调整方案》） 单井动态分析模板 一、收集资料 1、静态资料：主要包括油井所处区块、构造位置、开采层段（层位、层号）、射孔井段、射孔厚度、射孔弹型、注采对应状况以及连通状况、储层物性（电测解释成果：如孔隙度、渗透率、含油饱和度）、砂层厚度及有效厚度等。 2、动态资料：日产液量、日产油量、含水、压力（静压、流压）、对应注水井注水量及注水压力、气油比等。 3、生产测试资料：饱和度测井结果（C/O、PND_S、硼中子、钆中子等）、产液剖面测试成果、对应注水井吸水剖面测试成果、注水井分层测试成果、示功图、动液面、地层测试资料、油气水性分析资料、流体高压物性资料（如密度、粘度、体积系数、饱和压力、原油组分分析等）、井况监测资料（井温曲线、电磁探伤、井下超声波成像、多臂井径、固井质量SBT等）。 4、工程资料：油井工作制度（泵径、冲程、冲次、泵深）、井下生产管
柱组合及井下工具、井身结构（井身轨迹）等。 二、分析内容 1、日产液量变化； 2、综合含水变化； 3、日产油量变化； 4、压力变化（静压、流压、生产压差）变化； 5、气油比变化； 6、对应注水井注水能力变化； 7、深井泵工作状况； 8、措施效果评价等。 ——单井生产曲线：日产液、日产油、含水、流压（动液面）、气油比、措施备注 采油井生产曲线 注水井生产曲线
三、分析步骤 1、概况 2、生产历史状况（简述） 3、主要动态变化 首先总体上阐述油井日产液量、日产油量、含水、气油比、压力等变化状况，其次依次分析以下内容。 日产液量变化 3.1.1变化态势:主要分析日产液量在分析对比阶段呈现的变化趋势（要求绘制运行曲线变化），主要有液量上升、液量平稳、液量下降三种态势。判定变化的标准（该标准可以根据本油田的具体情况自行确定）为：日产液量大于50t，波动幅度在±8％； 日产液量在30-50t之间，波动幅度在±12％； 日产液量在10-30t之间，波动幅度在±20％； 日产液量小于10t，波动幅度在±30％； 如果日产液量及变化处于上述区间的可以判定日产液量运行平稳；高于变化幅度可以判定产液量呈上升态势；如低于变化幅度则判定日产液量呈下降态势。 3.1.2日产液量变化原因分析 日产液量上升的主要原因有： ①油井工作制度调整； ②对应油井注水见效；
实验一 用自然电位曲线估计地层水矿化度 一、 实验目的： 巩固用自然电位法求地层水电阻率以及地层水矿化度的方法，并学会编程计算，并处理实际资料获得正确结果。 二、 实验要求 用图版求出地层水电阻率，并自编程序，在计算机上运算出地层水电阻率和矿化度。 三、 实验场地、用具与设备 计算中心，尺子、像皮和计算机； 四、 实验内容： 1．实验步骤： we mfe R R =X } 1）．T(℃)=T0+AH 估计地层温度的梯度校正图板 2）．T(℉)=1.8T(℃)+32 摄氏度变成华氏度 3）．K=60+0.133T(℉) 计算温度T 下的电化学系数 4）. R mfe /R we =10(-SSP/K) 公式 (4.9) 5）. R mN =71.4R m18℃ /82 电阻率K 随温度变化（75+7） 18℃ 24℃ 6）．R mfN =(2.169-1.1G) R mN 1.073 ……P70图板 7）．R mfeN =?? ???+-)77337/()5146(85.0mfN mfN mfN R R R 1.01.0<>m f N m f N R R ……P72图板 8）．R weN =mfeN mfe we R R R ? me mfe R R 等效NaCl, 随温度变化很小。 9）．???-++-=-+) 337146/()577(1058.0)24.069.0(weN weN R WN R R R weN 12.012.0<>weN weN R R ……P72图板
10）．R w =82R wN /(T(℉)+7) ……Ｋ与t 关系（Ｎ＝２４℃）地温 11）．X=(3.562-log(R wN –0.0123))/0.955 P=10x P 为地层水的矿化度。 其中２）、10）都是电阻率随温度变化的关系式。 等价? ??++=?++=?7)7)/(T )(T R(T F)R() 21.521.5)/(T T 0 R(T 0)(C)R(00 2．公式应用条件： 在比较厚的纯地层，只含水，不含油气，溶液浓度不大: SSP=-Klog(R mfe / R we ) 对等效Nacl 的溶液: R mfe / R we = R mfeN / R weN (N=normal=24℃ ,标准温度) 3．程序流程图 4．用自然电位求Rw 的图版方法： e e m f R K SSP )(R )(log w -= X R R e w e mf =)()( 3.3)(,=X ，出用图板‘求 ’ 地层温度 T=93℃-93×1.8+32=200℉ （R mf ） (R mf )e (用图板2求出) 从图中可知，R w =2.3 换算到2000米井下，R mf =0.69。 (R mf )e =0.55 (R w )e =166.03 .355.0= R w =0.18Ωm 。 五、 实验报告 1说明用自然电位曲线计算地层水电阻率以及地层水矿化度的方法与主要步骤 2．附所编写的程序和计算结果 3．已知条件： 静自然电位：SSP=-70mv 地表温度：T 0 ＝２４℃，水层位置：Ｈ＝1000m ， 地温梯度：Ａ＝3℃/100m ，18℃泥浆电阻率：R m18℃ =2.78Ωm ，泥浆比重：G=1.3g/mL
化验室水质检测指导书 1 目的 通过对水处理工艺各进出水口的水质检测分析，为水处理工艺提供控制依据。 2 职责及使用范围 规范化验室检测分析人员的检测分析流程。 本书使用于水处理运营管理中心化验室水质检测分析的全过程。 3 注水水质主要控制指标 表1 2012年延长油田注水水质标准（试行） 水质指标 标准分级及注入层平均空气渗透率，1×10-3m2 Ⅰ级 ≤1.0 Ⅱ级 1.0～10 Ⅲ级 10～50 Ⅳ级 50～100 Ⅴ级 ≥100 控制指标 悬浮物含量, mg/L ≤2 ≤3 ≤5 ≤8 ≤10 颗粒直径中值,um ≤2 ≤2 ≤3 ≤3 ≤5 含油量, mg/L ≤3 ≤5 ≤8 ≤10 ≤20 平均腐蚀率, mm/a ≤0.076 硫酸盐还原菌,个/ml ≤10 腐生菌, 个/ml ≤102 铁细菌, 个/ml ≤102 辅助指标 总铁量, mg/L ≤0.5 pH值 6.5～7.5 溶解氧, mg/L ≤0.05（油层水）、≤0.5（清水）硫化物, mg/L 清水0、油层水≤2.0 配伍性良好（岩心伤害率≤30% ）
侵蚀性二氧化碳, mg/L -1.0～1.0 4 取样 取样的代表性如何，直接关系到样品分析结果的真实性和可靠性，采取正确的取样方法，保证取样的代表性，是最好工作的第一步。 1、从管道或水处理装置中采集水样时，取样部位应安装取样阀门。采样时，打开取样阀门，进行适当的冲洗（一般以5～6L/min的流速畅流2～5min，保证取样口死水及油污、沉淀物、铁锈等脏物排净），并将水样流速调至约700ml/min进行取样。 2、在试油过程进行地层水取样时，取样前应先将井中的地表水、泥浆水排完。试油过程应每8h测一次氯离子含量，连续三次氯离子含量不变时才能取样。 3、将洗净的玻璃瓶或塑料瓶用水样洗涤三次，然后盛满水样并密封，做好标记。 5 物理性质测定 1 颜色 目测水样颜色，其可分为：无色、浅黄色、黄色、绿色、棕色和黑色等。 2 气味 启开瓶塞嗅气味，其可分为：无气味、硫化氢味、泥土味、沼气味、芳香味和刺激味等。 3 透明度 目测水样透明度，其可分为：透明、半透明和不透明等。 4 沉淀物 观察水样中沉淀物的数量及形状，数量可分为：无、少量和大量；形状可分为：片状、粒状和絮状等。 6 分析方法 6.1 悬浮物的测定 6.1 1 实验步骤：
油田开发生产动态分析的内容 A、注水状况分析 1）分析注水量、吸水能力变化及其对油田生产形势的影响，提出改善注水状况的有效措施。 2）分析分层配注的合理性，不断提高分层注水合格率。 3）搞清见水层位、来水方向。分析注水见效情况，不断改善注水效果。 B、油层压力状况分析 1）分析油层压力、流动压力、总压降变化趋势及其对生产的影响。 2）分析油层压力与注水量、注采比的关系，不断调整注水量，使油层压力维持在较高水平上。 3）搞清各类油层压力水平，减小层间压力差异，使各类油层充分发挥作用。 C、含水率变化分析 1）分析综合含水、产水量变化趋势及变化原因，提高控制含水上升的有效措施。 2）分析含水上升与注采比、采油速度、总压降等关系、确定其合理界限。 3）分析注入水单层突进、平面舌进、边水指进、底水锥进对含水上升的影响、提出解决办法。 D、油田生产能力变化分析 1）分析采油指数、采液指数变化及其变化原因。 2）分析油井利用率、生产时率变化及其对油田生产能力的影响。 3）分析自然递减变化及其对油田生产能力的影响。 4）分析增产措施效果变化及其对油田生产能力的影响。 5）分析新投产区块及调整区块效果变化及其对油田生产能力的影响。 油藏工程名词解释 地质储量 original oil in place 在地层原始状态下，油(气)藏中油(气)的总储藏量。地质储量按开采价值划分为表内储量和表外储量。表内储量是指在现有技术经济条件下具有工业开采价值并能获得经济效益的地质储量。表外储量是在现有技术经济条件下开采不能获得经济效益的地质储量，但当原油(气)价格提高、工艺技术改进后，某些表外储量可以转为表内储量。 探明储量 proved reserve 探明储量是在油(气)田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的地质储量，在现代技术 和经济条件下可提供开采并能获得经济效益的可靠储量。探明储量是编制油田开发方案、进行油(气)田开发建设投资决策和油(气)田开发分析的依据。 动用储量 draw up on reserves 已钻采油井投入开采的地质储量。 水驱储量 water flooding reserves 能受到天然边底水或人工注入水驱动效果的地质储量。 损失储量 loss reserves 在目前确定的注采系统条件下，只存在注水井或采油井暂未射孔的那部分地质储量。 单井控制储量 controllable reserves per well 采油井单井控制面积内的地质储量。 可采储量 recoverable reserves 在现有技术和经济条件下能从储油(气)层中采出的那一部分油(气)储量。 剩余可采储量 remaining recoverable reserves
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/3d3663999.html, 国内外高含水、特高含水油田采油工程技术研究 作者：钱爱萍 来源：《中国化工贸易·上旬刊》2016年第10期 摘要：随着油田开采时间的增长，国内陆上油田总体上都已进入高含水、高采出阶段， 油藏生产动态复杂，稳产期短，油井见水快，产量递减快，油田开发指标预测难度大，预测结果存在较高的不确定性；但对于老油田而言，地下仍含有大量的剩余油，如何准确地描述剩余油的分布和提高油气采收率是当今油田勘探和开发的主要目标。要实现这些目标，就需要科学地进行精细油藏述、油藏数值模拟、开发方案调整、精细地质模型的建立和剩余油的分布，不仅是油藏描述的主要内容，也是有效地开发油气藏的基础，在整个油气藏的勘探和开发过程中都具有十分重要的意义。 关键词：高含水；剩余油；采收率 已开发的油田进入高含水后期开发后，随着开采程度加深，地下油水关系、剩余油分布越来越复杂，非均质性更严重，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。目前我国东部许多主力油田已成为高含水油田，经过一次、二次采油后，仅能采出地下总储量的30%左右，“三高二低”的开发矛盾突出，即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，仍有约较多的剩余石油残留在地下，这些残留在地下的剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。据估计，如果世界上所有油田的采收率提高1%，就相当于增加全世界2～3年的石油消费量。因而通过技术手段提高高含水油田的采收率具有重要意义。 1 国内外情况 在油藏精细描述和剩余油分布研究的基础上，除采取强化采油措施外，国际高含水油田开发技术主要有：井网优化技术（包括细分层系、加密调整井、井网重组）、注水调整技术（包括不稳定注水、选择性注水、优化注水压力、提高产液量、调整注采井网、注污调剖等）、特殊钻井技术（包括水平井技术、大位移多靶点定向井、侧钻井技术等）、油层深部调剖技术等。改善高含水期油田注水开发效果一直是国外油气开采领域的研究重点，国外在不稳定注水技术、水平井技术、油层深部调剖技术等方面具有明显优势。控水稳油及区块综合治理工作是实现老油田稳产、提高经济效益的重要手段。 2 采油工程技术研究 2.1 不稳定注水技术
实验一 用自然电位曲线估计地层水矿化度
一、实验目的与要求 ? 实验目的： 巩固用自然电位法求地层水电阻率的方法，并学会 并掌握这种方法。 ? 实验要求 用图版求出地层水电阻率，并自编程序，在计算机 上运算出地层水电阻率。
一、实验目的与要求实验步骤 ? 1、利用SP计算Rw ? 2、Rw转化为矿化度
? 厚的、纯的、砂岩、水层：V sp =V SSP =E ec ? 利用自然电位曲线确定地层水电阻率时，选择地层厚度 大、泥浆侵入不深、地层泥质含量很低的含水砂岩层。 ? 确定Rw 的原理： 根据已知岩层电阻率、泥浆电阻率、地层厚度和井径等 数据，把自然电位曲线校正到静自然电位，然后用关系式， ? 已知K ec 、R mf 值情况下，便可以求出地层水电阻率R w 。 lg mf ec ec W R E K R = 二、确定地层水电阻率
确定地层水电阻率思路 2、V SSP = E ec lg mf ec ec W R E K R = 1、V SP 校正到V SSP 3、K ec （T ） 4、 =R mf /R w 5、R mf (T) 6、R w (T)=R mf /X 二、确定地层水电阻率 X X
（1）静自然电位V SSP ? 从自然电位曲线上读出幅度值V SP ， ? 岩层厚度h 、井径d 、 ? 岩层电阻率R t 、围岩电阻率R s 、 ? 冲冼带电阻率R xo 和泥浆电阻率R m ? 利用图版求出校正系数C(V SP /V SSP )， ? 静自然电位V SSP (或电化学电动势E ec ) ? SP SSP ec V V E v == 求地层水电阻率Rw 的步骤： 二、确定地层水电阻率
（一）油田水质常规分析 通过水质检验，可以分析出三元复合驱采出液的主要成分。因此，对三元复合驱采出液中水进行pH 、阴离子含量、阳离子含量和聚丙烯酰胺含量进行测定。 1、三元采出液水中阳离子的测定 原子吸收分光光度法测定阳离子含量 原子吸收光谱法原理。原子吸收光谱法又称原子吸收分光光度法，利用气态基态原子对于同一种原子发射出来的特征光谱辐射具有吸收能力的原理。原子或者离子外层电子吸收特定波长的光后会发生能级跃迁。又因为不同原子或者离子的不同的电子跃迁所吸收光的波长不同，所以发射光经过分光以后形成的单色光如果被吸收，则溶液中含有特定的原子或者离子。吸收的强度可以用来标定溶液的浓度。 原子吸收分光光度法测定阳离子浓度。配制不同浓度的标准溶液，在原子特征吸收光谱下，根据标准溶液的吸光度值绘制浓度——吸光度标准曲线。测量液样中相应离子的吸光度，在标准曲线上查得相应离子浓度。 2、三元采出液水中阴离子的测定 滴定法测定水中阴离子的含量。 （1）氯离子含量测定。 基本原理：在pH 值为6.0-8.5的介质中，硝酸银离子与氯离子反应生成白色沉淀。过量的银离子与铬酸钾指示剂生成砖红色铬酸银沉淀，根据硝酸银离子的消耗量计算氯离子含量。 测定方法：用大肚移液管取定体积水样于三角瓶中，加水至总体积为50-60mL ，用硝酸溶液(φHNO 3=50%)调节试样pH 值至6.0-8.5，加1mL 铬酸钾指试剂。用硝酸银标准溶液滴至生成淡砖红色悬浮物为终点。用同样的方法做空白实验。计算氯离子含量公式如下： 301-10)/(cl ?-= V V V C L mmol C ）（硝硝硝 3 01-1035.45)/(cl ??-=V V V C L mg ）（硝硝硝ρ 式中：C 硝——硝酸银标准溶液的浓度，mol/L ；
油田动态分析 1.油藏评价部署方案（油藏评价前） “油田开发概念设计”，主要根据评价目标区的地质特征和已有的初步认识，勘探提交的控制储量的基础上，提出油井产能、开发方式以及生产规模。 1）可能的含油层系、产油层厚度、面积及地质储量； 2）可能的开发方式、开发层系及井网部署 3）预测产能规模 2.油田开发方案（油藏工程部分） 油藏评价结束后完成油田或区块开发方案，油田开发方案是产能建设的基础。开发方案编制结束提交探明储量。 主要内容包括：油藏地质、开发原则、开发方式、开发层系组合、开发井网、注采系统、监测系统、开发指标预测（生产能力预测）、采收率估算。 实施后考核指标： 产能到位率：一般油田≥90%；复杂断块油田≥85% “初期平均含水率”符合率：一般油田≥90%；复杂断块油田≥85% 水驱控制储量：一般油田≥90%；复杂断块油田≥85% 2.油田开发调整方案（油藏工程部分） 主要内容： 1）精细油藏描述：油藏再认识，主要成果是量化剩余油分布，建立三维地质模型。 2）开发动态分析及效果评价：主要开发指标分析；层系、注采井网及开发方式适应性分析；采收率和可采储量计算；存在的问题及潜力分析。 3）开发调整方案部署：调整目的、对象及部署结果 4）开发调整指标预测（产能预测）及实施要求。 2.油田开发调整方案（油藏工程部分） 实施后评价和考核的主要指标： “单井初期日产油量”符合率：≥80%； “单井初期含水率”符合率：≥80%； 产能到位率：≥90%； 新增可采储量预测误差：≤10%。 产能贡献率： 新建原油产能项目实施当年的产油量与建成能力的比值。 产能到位率： 新建原油产能项目建成投产后第二年的年产油量与建成能力的比值。 产量符合率： 新建原油产能项目投产第二年以后（第三年、第四年和第五年）实际的年产油量与开发方案预测的同年产量的比值。 油田动态分析及主要内容 2.油藏分类 3.开发阶段划分 4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法 5.可采储量（采收率）及计算方法 6.水驱潜力评价方法 在油田开发过程中，运用各种监测方法采集到的大量第一性资料，进行深入分析、不断认识
石油地质与工程 2019年7月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第33卷第4期文章编号：1673–8217（2019）04–0065–04 特高含水油田高耗水层带识别方法研究 ——以双河油田为例 李远光1，方越1，石璐1，朱浩1，韩吉璞2 （1．中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州450048； 2．中国石化河南油田分公司采油一厂，河南南阳474780） 摘要：受储层非均质性及长期注水开发的影响，特高含水油田高耗水层带发育，注水低效无效循环，不利于提高采收率且大大增加运行成本。为了准确识别出高耗水层带分布状况，采用数值模拟技术，定量表征油藏不同位置的驱替倍数，先根据驱替倍数与采出程度、驱替倍数与含油饱和度的关系对驱替倍数进行分级评价，将驱替倍数大于50倍的区域界定为高耗水区，再根据数值模拟评判结果形成高耗水层带识别方法。该方法在双河油田实际应用中取得了较好的效果，为高耗水层带治理对策的制定提供了依据。 关键词：双河油田；高耗水层带；驱替倍数；识别方法 中图分类号：TE341 文献标识码：A Identification method of high-water consumption zone in super high water cut oilfield -- by taking Shuanghe oilfield as an example LI Yuanguang1, FANG Yue1, SHI Lu1, ZHU Hao1, HAN Jipu2 (1. Exploration & Development Research Institute of Henan Oilfield Company, SINOPEC, Zhengzhou, Henan 450048, China; 2. No.1 Oil Production Plant of Henan Oilfield Company, SINOPEC, Nanyang, Henan 474780, China) Abstract: Due to the influence of reservoir heterogeneity and long-term water injection development, the high-water-consumption zone in the ultra-high water-cut oilfield develops, while the low-efficiency and ineffective circulation of water injection is not conducive to improving recovery and greatly increasing operating cost. In order to accurately identify the distribution of high-water consumption zones, numerical simulation techniques were used to quantitatively characterize the displacement multiples of different reservoir locations. According to the relationship between displacement multiple and recovery degree, displacement multiple and oil saturation, the displacement multiple is graded and evaluated, and the area with displacement multiple greater than 50 times is defined as high water consumption zone. Then, the identification method of high-water consumption zone is formed based on the evaluation results of numerical simulation. This method has achieved good results in the practical application of Shuanghe oilfield, which provides a basis for the formulation of control countermeasures in high water consumption zones. Key words: Shuanghe oilfield; high water consumption zone; displacement multiple; identification method 油田开发进入特高含水后期，受储层非均质性 影响，注入水在平面和纵向上沿着高渗透段发生突进，形成注水低效无效循环的高耗水层带。在高耗水层带发育的区域，注入水并没有起到驱油的效果，而是直接从采油端采出，大大增加了运行成本。矿场统计结果表明，随着含水上升，运行成本逐渐增加，当含水大于95%时，水油比呈直线上升，运行收稿日期：2019–04–12 作者简介：李远光，工程师，1984年生，2007年毕业于西南石油大学石油工程专业，现从事油田开发生产研究工作。基金项目：中国石化科研项目“特高含水油田水驱提高采收率技术”子课题“聚驱后油藏水驱提高采收率技术”（P16080）。
河南科技2012.2 下 48 工业技术 INDUSTRY TECHNOLOGY 川口油田经过一段时间的开采后，陆续出现了不同的问题，如，地层压力递减、注水后产生油井高含水、水淹、停产等问题，导致油田产量下降，影响了油田的经济效益。 一、油田生产过程中存在的突出问题 1.采油井水淹后，给注水油田带来了新的问题。比如，加大注水量会加快水淹进程，而减少注水量则会导致油井产液、产油、产水，以及地层压力同时下降。 2.加密调整井缩短了注水井到油井的距离，截断了注水井给原受益井的部分能量，加快了采油速度，缩短了油田稳产期。 3.油、水第一性质原始资料不全不准，影响了对油藏地下动态的分析、认识与判断。加密井无单井计量、取样、分析方面的资料，地层压力、原始饱和压力与邻区同层系饱和压力相差太大，前人对储层裂缝研究成果与区域地应力方向不一致，使原有反九点井网的排列方位与裂缝方位基本一致，缩短了水驱油距离，增加了来水方向判断工作的难度。 4.部分死油区影响采收率；部分注采层位不对应，影响了注水开发效果；大砂量、长裂缝还会造成高渗条带的出现，加快了水线推进速度。 5.生产层位单一，油井射孔井段较短。 6.水线推进不均，中、低含水面积所占比例较大。二、油田生产问题的解决措施 1.调整注采井网。选择注采井网是注水开发的重要工作。要依据油藏地质特征，合理选择注采井网，并通过多种方案对比，优先选择投资少、稳产年限长、采收率高的井网。而现有井网基本为不规则反九点井网，而后又在原井网内钻加密调整井，油井水淹严重，死油区大、注水不见效的油井较多，而且井距较小、调整难度大。为此，在示范区对注采井网进行调整，宜采用反九点菱形井网进行试验。反九点菱形井网的排列方向一般与裂缝方向形成20° ~ 25°夹角，菱形对角线方向与裂缝方向一致，长对角线方向与主裂缝方位一致，短对角线方向与主裂缝相垂直的短裂缝方向一致，对角线方位井点成为角井，相邻井为边井。反九点菱形井网如图1所示。 2.完善注采层系。注水井不断补充能量，油井逐渐受益的 陕西省延长油田股份有限公司 川口采油厂 呼园平 前提必须是油井生产与注水井注水层处在同一油砂体内，油水井相互连通，只有注水层没有生产层，形成只注不采；反之，则形成只采不注，这些都不利于优化油层的开采。为落实注采对应关系，可编制注采井组栅状连通图，供决策者使用，并根据实际情况采取相对应的措施。 无论是注水井还是采油井，都应在小层对比、油藏精细描述基础上，将主力生产层系打开，实施分层注水，分层采油。动用纵向未动用油层潜力，涉及面广。宜在示范区由一个注采井组先行试验，取得成果后，再逐步推开。完善油层组内部对应油层注采关系，潜力大，油层多，工作要求严，必须逐层对比，在油砂体内做文章。 3.解决当前注水矛盾。 （1）要有充足水源作后盾。既要充分利用现有水源，也要不断扩大寻找新的水源。油田污水应在处理后进行回注，钻水源井。 （2）实施动态配水，合理配注。按照注采井组实际产液量实施动态配水。在目前地层压力低的情况下，注采比按1.5 ~ 2实施配水；对于井组已出现暴性水淹井、油水井间距离小于150 m 的井组应暂时按注采比1 ~ 1.2配水；对于井组累计注采比达0.8以上的，严格按注采1 ~ 1.5配水。 （3）降低地层损耗，提高存水率。注进储层的水不能随意放出来，对于已有1 ~ 2口油井水淹的注采井组中，可以采取有效的治水措施，但不能停注，因为周围其他油井尚需注水补充地层能量。对此，可以把水淹井关井，也可以将水淹层采取机械方法卡死，以改变水驱油方向，扩大水驱油扫油面积，提高水驱波及体积。 （4）探索单井出油周期，减少伴生气无功损耗。首先可通过听出油声音、摸光杆温度、看出口产油情况、量储罐空高等现场观测法，详细了解一天中有几个小时出油、空抽多少时间，以减少在空抽过程中伴生气的无功损耗。然后，再制定每口油井间抽制度，做到少用电、少磨损管杆，以延长检泵周期和管杆使用寿命。 4. 控制含水上升速度，治理水淹井。在油田开发过程中，随着地层压力下降，油井含水逐渐升高。油井出水是自然规律。无论是注水开发或是非注水开发或是靠天然能量开发，见水井数和油田产水量都会不断增加，油井含水率也会不断上升。因此，控制含水上升是油田稳产的主要手段，解决水淹井问题是当务之急。 （1）寻找水淹原因。对于油井水淹问题，要针对每口水淹井的情况，借助多种手段，综合分析，找出主要问题。例 如，油井注413–2井在2007年8月23日投产，投产时含水100%，成为暴性水淹井，射孔井段646 ~ 650 m ，射孔厚度仅4 m ， 低渗透油田油井高含水处理措施 图1 反九点菱形井网