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DPS（科威特）有限公司可行性研究报告市场开发部2008年1月29日目录1 .可行性报告编制概述2.投资必要性3.业务体系和商业模式4.公司结构、名称及注册地5.实施计划6.经济评价7.投资风险及应对措施8．结论及建议9．附表：财务数据10.代理公司简介1 编制概述1.1设立公司目的：为了进入中东石油市场，我们通过市场分析和实地考察，优先选择商业机会多，商业环境好的科威特作为进入中东石油工程和服务的第一目标市场，根据此次考擦结果，我们认为科威特目前就有很好的与我们的能力和战略都很匹配的项目，但要完成这一目标要注册符合当地法律和财税政策的法律实体，并从安全和成本方面以及树立大庆品牌和深入营销方面考虑，建议设立DPS(科威特)有限公司，然后以此为中心搜集中东其它国家石油工程和服务市场信息，使大庆油田公司能够迅速进入这个富含石油储积具有世界心脏之称的地区，注册DPS(科威特)有限公司具有相当大的战略意义，这个公司定为是在科威特的大庆油田公司的石油工程采购、设计、建设、钻井、修井、射孔、试油试采、录井、测试服务、石油勘探开发咨询的销售公司。
1.2背景（1）科威特基本概况科威特国土面积１７８１８平方公里。
位于亚洲西部波斯湾西北岸，西、北与伊拉克为邻，南部与沙特阿拉伯交界，东濒波斯湾。
海岸线长２１３公里。
东北部为冲积平原，其余为沙漠平原，一些丘陵穿插其间。
地势西高东低。
无常年有水的河流和湖泊。
地下水资源丰富。
（2）政治环境科威特是一个完全独立的阿拉伯国家，伊斯兰教为国教，国民议会为立法机构，一院制。
在对外关系上，奉行和平中立的外交政策，主张在和平共处原则的基础上发展同所有国家的关系。
科威特反对一切形式的恐怖主义，完全支持国际社会为打击恐怖主义并消除恐怖主义根源所做的努力，科威特是联合国、阿盟、海湾合作委员会等国际和地区组织的成员国，迄今已同110个国家建立了外交关系。
同时也是一个高福利国家，科国民除拥有高工资外，同时享受岗位津贴、住房补贴、子女补贴、工龄补贴、结婚补贴，亦享受终身免费教育和免费医疗保健。
科威特大布尔干油田注水开发：通过先导性试验和现场评估改善开发计划S. Rajan, M. 等摘要：大布尔干油田是世界上最大的碎屑岩油田，世界第二大油田。
发现于1938年，自1946年开发至今一直利用天然能量进行生产。
近来，二次采油和提高采收率技术不断发展，前期的注水开发研究也在逐步实施。
首次注水工程实施于晚白垩世（森诺曼阶）Wara层，该层为大布尔干复杂油气藏主力生产层段之一，其产量也随储层压力的稳步下降而降低。
Wara地层属河流滨海潮汐相沉积，由多套砂岩单元组成，总厚度约140-180英尺。
储层渗透率在横向和垂向上非均质性极强，砂体之间压力连通性也十分复杂，因此了解其水力连通性及体积波及系数是开发此复杂油藏的关键挑战之一。
为避免高昂的污水处理费用并更好地利用可用资源，整个油藏注水都将使用采出水。
因此需对整个油田注水所需的多种水源进行评估并对水质要求进行详细调查。
考虑到Wara层为背斜构造，其翼部与峰脊之间垂向起伏达1200英尺，所以我们采用边缘注水方式。
为预测和优化注水工程，需对处于构造翼部较低位置的未钻井区域储层结构、压力、性质和流体类型进行评估。
本文总结了注水先导性试验工程、构造翼部评估和相关研究工作，以此了解储层水力连通性，油层性质，注水能力和油层动态。
描述了每一方面研究所采取的方法及其对整个油藏注水工程的影响。
1 引言大布尔干油田位于科威特市以南35公里处，靠近艾哈迈迪，在科威特境内覆盖面积达1100平方公里。
其主要层段包括Wara，Mauddud和Burgan，根据其地理特征又进一步划分为三个产区—Burgan，Magwa和Ahmadi。
这三个产区根据其边界形状命名，不能通过结构、构造或储层特征来进行区分。
因为沉积环境的变化，Wara层从北到南储层特征变化很大。
通常Wara层上部主要为薄沙坝和分流砂沉积物，广泛发育于油藏北部区域。
Wara层中部主要发育河道砂和近岸坝砂，贯穿整个油藏。
板桥采油作业区“学技能、比技术、练本领、强素质、保安全”技能竞赛——动态分析习题部分一、选择题（每题4个选项，只有一个是正确的，将正确的选项填入括号内）1、通常石油人所说的油藏都是位于（）。
（A）地上深浅不一、形状和大小一样的封闭空间（B）地上深浅不一、形状和大小都一样的封闭空间（C）地下深浅不一、形状和大小也不一样的封闭空间（D）地下深浅不一、形状和大小也不一样的任意空间2、油气藏的地质含义是指在（）的油气聚集。
（A）不同圈闭内具有同一压力系统（B）同一圈闭内具有同一压力系统（C）同一圈闭内具有不同压力系统（D）不同圈闭内具有不同压力的压力系统3、圈闭有（）等类型。
（A）构造圈闭、地层遮挡圈闭（B）构造圈闭、岩性遮挡圈闭（C）地层遮挡圈闭、岩性遮挡圈闭（D）构造圈闭、地层遮挡圈闭、岩性遮挡圈闭4、构造圈闭是由于构造运动使岩石发生变形和位移构造的圈闭，主要包括（）。
（A）岩性遮挡圈闭、地层遮挡圈闭（B）背斜圈闭、岩性遮挡圈闭（C）背斜圈闭、断层遮挡圈闭（D）背斜圈闭、地层遮挡圈闭5、根据圈闭的成因，油气藏可分为（）三类。
（A）构造油气藏、岩性油气藏、断层油气藏（B）构造油气藏、地层油气藏、岩性油气藏（C）沉积油气藏、岩性油气藏、裂缝油气藏（D）岩性油气藏、断层油气藏、古潜山油气藏6、油、气、水在储油构造中的分布规律是（）。
（A）顶部是油、中部是水、底部是气（B）顶部是气、中部是油、底部是水（C）顶部是油、中部是气、底部是水（D）顶部是水、中部是油、底部是气7、油气藏内的油水界面于油层顶界的交线称为（）。
（A）外含油边界（B）含水边界（C）油藏高度（D）含气面积8、在油田开发中，（）不是用来进行描述油、气、水在油气藏内分布特征的术语。
（A）油气藏高度（B）外含油边界（C）圈闭直径（D）含气面积9、能阻止油气继续运移，并能使油气聚集起来，形成油气藏的地质场所称为（）。
（A）断层（B）储集层（C）盖层（D）圈闭10、生成的油气经过二次运移之后，必须保存于（）中方可形成油气藏。
特高含水油田提高采收率的方法发布时间：2021-04-16T14:43:54.650Z 来源：《中国科技信息》2021年5月作者：刘异一[导读] 经过多年注水开发，我国很多油田先后进入特高含水期，即，含水达90%以上，尤其是大庆、胜利、大港、中原、河南、江汉等地。
中石化胜利油田分公司鲁胜公司山东东营刘异一 257000摘要：经过多年注水开发，我国很多油田先后进入特高含水期，即，含水达90%以上，尤其是大庆、胜利、大港、中原、河南、江汉等地。
特高含水期油藏，采油速度很低、耗水量比较大、剩余油尤其分散、井况逐渐恶化、开发效益降低等特点，所以，特高含水油田采收率，是制约国家持续发展的重要经济因素，本文首先介绍了特高含水期油藏基本特点、分析了特高含水期油藏剩余油分布特征，然后系统、全面概括了特高含水油田，继续水驱、聚合物驱、氮驱、注凝胶驱、CO2驱等五种提高采收率技术方法做了一个全面系统地整合。
关键词：特高含水；聚合物驱；氮驱；注凝胶驱；CO2驱；采收率；引言：目前，我国很多油田逐渐进入了特高含水期，虽然，采油速度很低、耗水量比较多、剩余油也很分散等等特点，但是，从己开采储量和年产量看，特高含水油田依旧是油田开发的主体，它的剩余可采储量占着很大比例。
所以，特高含水油田采收率直接制约着国家的持续发展，在目前技术条件下，特高含水率油田采收率的提高具有很大潜力。
一、特高含水期油藏特点主要依据含水率变化，一般说来，开发阶段分为以下四个开发阶段:Sw: 0%^'20%，低含水期; 其开发阶段开发特征注水见效快、主力油层发挥充分作用、产量高、液量上升快，含水上升慢。
Sw: 20%^'60%，中含水期; 其开发阶段开是发特征含水加快，液量上升急促，油水分布复杂，各种矛盾明显，产能受到限制。
Sw: 60%^"90%，高含水期; 其开发阶段开是发特征快速提液，油水运动、分布复杂，剩余油分散，开采效果下降，油井状况变差，开采难度变大，产油量进入到了递减期。
油田提高采收率技术培训单选题（共30题，每题2分）1 .调剖是通过提高注入水的来提高原油采收率的。
• A.驱油效率• B.波及效率• C.流度比• D.界面张力我的答案：B参考答案：B答案解析：暂无2 .下面关于预测采收率的方法不属于油藏工程经验法的是• A.油藏数值模拟法• B.水驱曲线法• C.产量递减法• D.相关经验公式法我的答案：A参考答案：A答案解析：暂无3 .砂岩表面通常• A.带正电荷• B.带负电荷• C.不带电• D.同时带正电荷和负电荷我的答案：B参考答案：B答案解析：暂无4 .加入表面活性剂后，泡沫体系的相对稳定性增强。
• A.气液界面张力升高• B.气液界面张力降低• C.粘度增大• D.耐温性增强我的答案：B参考答案：B答案解析：暂无5 .聚合物驱与表面活性剂驱相比，能。
• A.降低流变比• B.降低界面张力• C.改善润湿性我的答案：C参考答案：A答案解析：暂无6 .二氧化碳驱油技术属于。
• A.一次采油• B.二次采油• C.三次采油• D.四次采油我的答案：B参考答案：C答案解析：暂无7 .微生物采油技术是指。
• A.通过人为调控，利用微生物在油藏环境下的生长繁殖和代谢活动，产生有利于驱油的代谢物质，作用于油藏和流体，实现提高原油采收率的目的• B.通过微生物自我调控，产生有利于驱油的代谢物质，作用于油藏和流体，实现提高原油采收率的目的• C.通过微生物自我调控，产生有利于驱油的代谢物质，作用于油藏，实现提高原油采收率的目的我的答案：A参考答案：A答案解析：暂无8 .陕北地区油田属于哪个含油沉积盆地？• A.鄂尔多斯盆地• B.松辽盆地• C.渤海湾盆地• D.塔里木盆地我的答案：A参考答案：A答案解析：暂无9 .甘谷驿长6油藏空气泡沫驱理论与实践表明，温度为的低温油藏也可开展空气泡沫驱。
• A.20℃• B.30℃• C.45℃• D.60℃我的答案：B参考答案：B答案解析：暂无10 .泡沫驱提高采收率技术中的发泡剂一般为。
国内外油田提高采收率技术进展与展望一、本文概述随着全球能源需求的持续增长，石油作为主要的能源来源之一，其开采和利用一直受到广泛关注。
然而，随着油田开发的深入，传统的开采方法已经难以满足日益增长的能源需求。
因此，提高油田采收率成为了当前石油工业面临的重要挑战。
本文旨在概述国内外油田提高采收率技术的最新进展，分析现有技术的优缺点，并展望未来的发展方向。
通过对比分析国内外技术差异和发展趋势，为油田提高采收率技术的发展提供借鉴和参考。
本文首先介绍了提高油田采收率的重要性和紧迫性，阐述了国内外油田提高采收率技术的发展现状。
然后，从物理法、化学法、微生物法等方面详细介绍了国内外提高采收率技术的研究和应用情况。
在此基础上，对各种技术的优缺点进行了分析和比较，指出了各种技术的适用条件和限制因素。
本文展望了油田提高采收率技术的发展趋势和未来研究方向。
随着科技的不断进步和创新，油田提高采收率技术将不断得到优化和改进，为实现石油工业的可持续发展提供有力支持。
二、国内油田提高采收率技术进展近年来，随着国内油田勘探开发的不断深入，提高采收率技术已成为行业内研究的热点和难点。
在这一背景下，国内油田在提高采收率技术方面取得了显著的进展。
注水技术是国内油田提高采收率的重要手段之一。
通过优化注水方案、提高注水质量和注水效率，国内油田成功实现了油藏的有效驱动和采收率的提升。
同时，针对注水过程中出现的问题，如注水井堵塞、注水压力不足等，国内油田也积极探索了相应的解决方案，确保了注水技术的顺利实施。
化学驱油技术在国内油田得到了广泛应用。
通过向油藏中注入化学剂，改变油水界面性质和油藏流体的流动性，从而提高原油采收率。
目前，国内油田已经成功应用了多种化学驱油技术，如聚合物驱、表面活性剂驱、碱驱等，并取得了显著的增产效果。
气驱技术也是国内油田提高采收率的重要方向之一。
通过向油藏中注入气体（如氮气、二氧化碳等），形成气液混相或气水交替驱动，从而提高原油采收率。
140内蒙古石油化工2014年第5期利用注水方法改善萨一组开发效果研究张晓磊(大庆油田有限责任公司第一采油厂地质大队，黑龙江大庆163114)摘要：喇嘛句油田萨一组油层总储量3108×10‘t，截止目前，萨零组～萨I4段的套损总数已经达到了226口井，占喇嘛句油田历年套损井数的29．2％。
为有效防止和控制套损，接近70％的注水井点采取停注和控注措施，导致采出程度低，目前萨一组油层采出程度偏低，只有32．6％。
为有效改善萨一组油层的开发效果，同时避免套损状况的加剧，计划开展萨一组温和注水方式，改善开发效果技术研究。
本文通过分析目前萨一组油层的注采状况，探索研宛萨一组利用温和注水方式提高采出程度的方法，以提高萨一组的波及体积与驱油效率，改善开发效果，最终达到提高采收率的目的。
关键词：萨一组；注水参数；温和泣水中图分类号：T E357．6文献标识码：A文章编号：1006—7981(2014)05一0140—021萨一组概况331个层段注水，萨一组射开砂岩厚度2167．4m．射1．1储层沉积特征开有效厚度1081．1m。
其中基础井网井153口，过渡萨一组属于三角洲前缘相沉积，整体上以席状带井31口，二次加密井137口．分别占总井数的47．砂体沉积为主。
萨一组油层韵律明显，主要属于多段6％、9．7％及42．7％。
薄互层的单砂层沉积，从电测曲线的特征上从上至在以往开发过程中，为了有效预防区块萨一组下总体表现为很薄的单砂层、小型互层的厚砂体、正油层套损，萨一组油层的321口注水井中，有225口韵律、小型箱状四种特点。
停注，停注砂岩厚度1517．6m，有效厚度764．5m分1．2储层连通特征别占萨一组厚度比例的70．1％及70．7％，停注水量通过对典型区块萨一组储层连通特性统计表8130m3。
萨一组未停注的96口注水井，萨一组射开明，萨一组各沉积单元连通率在20．0％～93．8％之砂岩厚度649．8m，有效厚度316．6m，日配注间。
科威特大布尔干油田注水开发：通过先导性试验和现场评估改善开发计划S. Rajan, M. 等摘要：大布尔干油田是世界上最大的碎屑岩油田，世界第二大油田。
发现于1938年，自1946年开发至今一直利用天然能量进行生产。
近来，二次采油和提高采收率技术不断发展，前期的注水开发研究也在逐步实施。
首次注水工程实施于晚白垩世（森诺曼阶）Wara层，该层为大布尔干复杂油气藏主力生产层段之一，其产量也随储层压力的稳步下降而降低。
Wara地层属河流滨海潮汐相沉积，由多套砂岩单元组成，总厚度约140-180英尺。
储层渗透率在横向和垂向上非均质性极强，砂体之间压力连通性也十分复杂，因此了解其水力连通性及体积波及系数是开发此复杂油藏的关键挑战之一。
为避免高昂的污水处理费用并更好地利用可用资源，整个油藏注水都将使用采出水。
因此需对整个油田注水所需的多种水源进行评估并对水质要求进行详细调查。
考虑到Wara层为背斜构造，其翼部与峰脊之间垂向起伏达1200英尺，所以我们采用边缘注水方式。
为预测和优化注水工程，需对处于构造翼部较低位置的未钻井区域储层结构、压力、性质和流体类型进行评估。
本文总结了注水先导性试验工程、构造翼部评估和相关研究工作，以此了解储层水力连通性，油层性质，注水能力和油层动态。
描述了每一方面研究所采取的方法及其对整个油藏注水工程的影响。
1 引言大布尔干油田位于科威特市以南35公里处，靠近艾哈迈迪，在科威特境内覆盖面积达1100平方公里。
其主要层段包括Wara，Mauddud和Burgan，根据其地理特征又进一步划分为三个产区—Burgan，Magwa和Ahmadi。
这三个产区根据其边界形状命名，不能通过结构、构造或储层特征来进行区分。
因为沉积环境的变化，Wara层从北到南储层特征变化很大。
通常Wara层上部主要为薄沙坝和分流砂沉积物，广泛发育于油藏北部区域。
Wara层中部主要发育河道砂和近岸坝砂，贯穿整个油藏。
Wara层底部主要为发育良好的河道砂，大量分布于油田南部区域。
总而言之，复杂的沉积环境意味着砂体面积、砂体方位、砂体性质及水力连通性都具有很大的不确定性。
图1 ：Wara油层动态。
为便于描述，图中生产气油比（GOR）值缩小了1000倍（采油速度坐标值未显示）自1948年Wara 层产出第一桶油以来，相比于布尔干油藏的其他层段，Wara 层地层压力已经开始明显下降。
图1为Wara 层同一基准面深度储层压力、采油速度、生产气油比（GOR ）与含水率图。
从图中可看出，油藏平均压力已经从初始的大约2100psia 下降到了目前的1500-1600psia （所有数据均为修正到同一基准面的折算压力值）。
从图中还可看出，自1960年左右，产油量随着生产气油比的增长而显著增加，反映出储层处于饱和或近饱和状态。
在后期，因为实际操作的原因，我们会优先开发那些气油比低、储层压力高的地区，导致其相关性有所降低，但总体来看，产油量也依然随着生产气油比的变换起伏而上下波动。
迄今为止，该层只产出了少量的水。
为解决储层压力下降问题，从1962年开始在储层构造高部注气，持续大约20年。
最终累计注气量为2790亿立方英尺，但这也只占储层产出气总量的一小部分，还不足以扭转压力下降的趋势。
总体而言，油藏动态表明Wara 层自然能量不足，储层上部覆盖着一层厚泥岩，且Wara 最底一层也高度偏泥岩化，因此在其之下的Mauddud 层渗透率相对较低。
由于自然能量有限，只有部分地层水随能通过砂体连通性较好的地方侵入进储层边缘，并在某些区域会有油和少量水通过断层交叉处从较深的储层中涌出。
前人（Ambastha 等，2006年，Ma 等，2009）对Wara 层的PVT 特性已做过大量研究。
图2为Wara 层样品泡点压力图，尽管数据点高度分散，但饱和压力与深度的关系特征依然十分明显。
其它可辨认的特征还包括，例如，处于油田北部的Magwa 和Ahmadi 地区泡点压力较其它地区要高一些，但在本文中，我们只需简单地认识到，初始状态下，储层流体要么处于或接近于饱和压力状态，要么处于低于饱和压力几百psi 的状态。
显然，从图1的压力历史中我们可以得出结论，现在大部分储层压力都处于泡点压力之下。
目前油田还有超过200口可生产井，但这其中几乎有一半处于关井状态以保存地层能量。
为解决储层压力下降问题，于2009年启动了生产水回注（PWRI ）工程。
在国内，该工程又被称作Wara 压力保持工程（WPMP ）。
从2014年起，该工程每天将通过90图2：Wara 泡点压力测量。
取样深度可视为射孔层段中点深度。
蓝线（右）表示近似初始油藏压力。
口注水井向Wara 层注入66000桶水。
Wara 层注水采用边缘注水方式，原因是该注水形式既符合Wara 储层要求，同时也能降低对大布尔干油田深部“核心”区域开发的影响，另一方面，目前我们的开发区域主要集中于正在评估的构造翼部地区，而在此之前，该区域未被考虑。
2 项目不确定性及风险管理在敲定最终的注水设计方案和设施部署之前，必须进行系统的风险评估及不确定性评估。
与投资有关的先导性试验与油田评估统称为不确定性管理计划，如表1.表1本文剩余部分将主要讨论风险管理活动、成果及其对整个油田注水工程的影响，论述在注水先导性试验环境下的井间干扰试验，尽管大部分的试验前人已经做过（Ambastha ，2009年）。
此外，流体取样的改进和鉴定工作也有人（Al-Sabea ，2013年）作为一个单独课题进行过研究了。
3 构造翼部区域评估尽管连续不断地开发了超过50年，但仍存在诸多不确定性，包括储层顶深、砂岩发育和砂体性质、流体性质及由边缘注水开发导致的翼部靶区水侵展布等问题。
从历史上看，油藏开发一向都是从储层内部开始进行，为打好这场“评估（信息）战”，将首先进行油井定位和注水管线的配臵工作。
图3为评价井井位图。
每口井都钻遇了相当长的油柱，且在大多数情况下都没有边缘水图3：Wara 层顶深图及8口评价或“信息”井（红点）井位图。
这些评价井先于注水井（蓝点）和生产井（绿点）钻成。
侵的迹象。
图3还展示了注水井和生产井井位位臵。
评价工作的重点在于将开发井尽可能近的部署在油藏边缘部分以增大注水面积，提高采收率，并将压入含水层的油量降至最低。
4 水质研究为正确设计出新的注水设施，需对Wara 层的矿物成分、孔隙大小分布和注入水的兼容性进行全面调查，并分别在实验室和现场条件下进行岩心驱替研究。
所选岩样跨越Wara 储层渗透率范围（约40mD-1000mD ）。
利用水银孔隙度仪测量孔径大小分布（PSD ），其孔喉水力半径为4-11微米，且大多数的孔径都相当狭窄。
图4为一测量得到的典型图。
假设平均水力半径（MHR ）小于0.7的颗粒能通过这些岩样并且不会造成桥堵（Van Oort 等人，1993），那么3微米以下的颗粒就能进入储层，并且渗透率的降低幅度不会超过20%。
利用经过处理的产出水对30个Wara 层岩心进行驱替实验，这些水都来源于大布尔干油田的一个生产搜集中心（GC ）。
岩心驱替设备要求GC 入口处能进行各种级别的过滤，以模拟最终的注水工程设备。
GC 水水质和典型的过滤步骤列于表2中。
图5显示了相同成分水中遭污染颗粒的数量，可以清楚地看到，未处理水中存在大量的直径超过10微米甚至更大的颗粒。
岩心驱替实验的结果大致表图4：利用压汞压力数据计算得到的岩样标准化渗透率分布图图5：现场岩心驱替实验用注入水。
大布尔干油田集 输中心产出水（红线）与经3微米过滤器过滤水（蓝线）中颗粒大小与分布图。
本研究结果，连同下文所述的注水试验结果被用来确定Wara 注水处理设备的注水规范。
最终设计出气体漂浮装臵（GFU ）和果壳过滤器，可100%过滤掉注入水中直径大于>10微米的颗粒和95％的直径>2微米的颗粒。
5 Magwa 七点法注水先导性试验从2005年12月至2008年2月，在大布尔干油田的Magwa 区块进行七点法注水先导性试验。
在此模式下，一口注水井将向六口生产井注水，每口生产井与注水井距离为250m 。
注入水水源来源于一口完井于Burgan 层油水接触面（“源头水”）之下的水源井。
随后将该水通过10微米和2微米的过滤器以达到水包油零含量和总悬浮固体物小于1mg/L 的注入水水质要求。
更多关于该先导性试验的详细计划、执行情况和解释都能在更早的文章（Al-Naqi 等人，2009）中找到。
从中心注水井和一口生产井取心。
图6为这两口井的测井和岩心渗透率图，从该图可看出，两口井都表现出渗透率向下变大的相似特点。
图7为六口生产井的生产动态。
MP-2井在注水之前就少量产水，其原因可能有两个，一是上层滞留水被采出，二是水通过Wara 层附近的断层通道向上流出。
MP-2井含水率在注入水达到约0.1PV 之前首先开始下降，之后逐渐上升。
与此同时，注入水也突破了其它五口生产井。
该试验结果表明，尽管Wara 层在横向和纵向上非均质性很强，但这六口生产井的含水率变化却非常相似。
这也说明通过注水可以达到较好的水驱驱替效率，同时这也为在整个区域范围内进行注水开发投资增添了信心。
图6：Magwa 区7点法注水先导性试验区中两口井的对比图。
图中蓝线表示线性刻度下的岩心渗透率，越往下砂岩渗透率越高。
图7：Magwa 七点法注水先导性试验区含水率——注入孔隙体积图6 注水能力测试在做完水质研究之后，如前所述，下一步便是注水能力测试。
人们普遍认为，注水能力将随时间变化而变化；因此，我们将进行几个长期的注水测试以便更好的了解注水动态变化。
考虑到储层性质的不同，将在三个具有不同储层性质（简单地分为好，中，差三等）的区域进行测试，测试结果见图8。
Magwa 七点法注水采用经过滤的滞留水层“源头水”进行先导性试验，储层性质好。
注入速率与井口油压的解释结果表明，表皮系数从0增大到了最大值5。
此外，MI-1井最大井口油压达到500psia ，注水量达到8000桶/天，这与以下将讨论到的，利用差水质废水所进行的早期Wara 层压力保持工程相比毫不逊色。
尽管具有相似的地层系数（储层渗透率-厚度乘积）和储层压力，但在相同注入速率下，注水井井口油压也达到1500psia 。
第二口井储层性质中等，再次注入经过滤的“源头水”。
此时，最大井口油压达到750psia ，注水速率为8000桶/天。
这样的表现再次优于早期的Wara 层压力保持工程。
第三口井储层性质差，最大井口油压达1000psia ，注水速率为3400桶/天。
随后，将注入水由“源头水”转换为邻近搜集中心的产出水。
注水速率虽然有一些变化，但在图8中我们可以看到，当注水速率达到约3400桶/天时，井口油压已经上升到1600psia 。
