油井含水率分级标准

第一部份储量类一、石油地质储量（GBn269-88）是指在地层原始条件下具有产油（气）能力的储层中原油的总量。

地质储量（待执行标准）在原始地层条件下，已知油气储集中储藏的油气总体积，换算到地面标准条件下的油气总量。

二、石油储量分级及分类（GBn269-88）根据勘探、开发各阶段对油藏的认识程度将石油储量划分为探明储量,控制储量和预测储量三级。

1.探明储量：在现代技术和经济条件下，可提供开采，并获得社会效益的可靠储量，分为三类①已开发探明储量：（Ⅰ类）是指在现代经济技术条件下，通过开发方案的实施已完成开发钻井和开发设施建设，并已投入开发的储量。

②未开发探明储量（Ⅱ类）是指完成评价钻探，并取得可靠的储量参数所计算的储量③基本探明储量多含油层系的复杂断块油田，复杂岩性油田和复杂裂缝性油田，在完成地震详查，精查或三维地震，并钻了评价井后，在储量计算参数基本取全，含油面积基本控制的情况下所计算的储量。

2．控制储量是在某一圈闭内预探井发现工业油（气）流后，以建立探明储量为目的，在评价钻探过程中钻了少数评价井后所计算的储量。

3．预测储量是在地震详查以及其他方法提供的圈闭内，经过预探井钻探获得油（气）流，油气层或油气显示后，根据区域地质条件分析和类比，对有利地区按容积法估算的储量。

三、动用储量〈（95〉开字第71号〉指已上报生产能力或已投入开发生产的探明储量。

四、已探明未开发储量：〈（95）开字第71号〉指除去已开发储量以外的探明储量。

根据勘探程度，地质认识和储量计算参数的可靠性分为落实储量，待落实储量，待核销储量，表外储量四类1．落实储量勘探工作已经完成对油气藏认识基本清楚，储量计算参数可靠，已经达到“石油储量规范”要求的探明储量。

2．待落实储量需要进一步做工作，搞清油气藏构造，储层以及落实储量计算参数等的探明储量。

3．待核销储量为储量批准后又经过进一步勘探开发评价，如评价井未钻遇油层，油层试油出水或达不到工业油流标准，含油面积、有效厚度等储量计算参数的变化，致使原批准探明储量减少的部份为待核销储量。

常用参数分级：空隙度分级：极优：（>30％）、优（30％-25％）、良（25％-20％）、一般（20％-15％）、差（15％-10％）、极差（<10％）渗透率分级极好：（>1000*10μ㎡）、好（500-1000*10μ㎡）、中等（100-500*10μ㎡）、差（10-100*10-3μ㎡）、极差（<10*10μ㎡）原油分级：常规原油：粘度<50mPa。

S，相对密度<0.92。

分级：高粘油（20-50 mPa。

S）、中粘油（5-20mPa。

S）、低粘油（<5 mPa。

S）稠油：粘度>50mPa。

S，相对密度>0.92。

分级：普通稠油（50-100mPa。

S、相对密度0.92-0.95）、特稠油（>100 mPa。

S，相对密度>0.95）轻质油：<0.87;中质油0.87-0.92；重质油>0.92含硫分级：<0.5％低硫原油；0.5-2.0％含硫原油；>2.0％高硫原油含蜡分级：<1.5％低蜡原油；1.5-6.0％含蜡原油；>6.0％高含蜡原油干气：甲烷含量>95％；湿气：甲烷含量<95％；净气：每立方米天然气含硫<1g；酸气：每立方米天然气含硫>1g含油产状：饱含油：含油面积与岩心面积之比>95％；含油：65-95％；油侵：35-65％；油斑：5-35％；油迹：<5％粒度：（mm）砾：>1000巨砾、100-1000粗砾、10-100中砾、1-10细砾砂：0.5-1粗砂、0.25-0.5中砂、0.1-0.25细砂粉砂：粗粉砂0.05-0.1、细粉砂0.01-0.05泥<0.01油田分类：>10*108t特大型油田；>1*108t大型油田；0.1-1*108t中型油田；<0.1*108t小型油田>500*108m3特大型气田；300-500*108m3大型气田；50-300*108m3中型气田；<50*108m3小型气田储量丰度：指油（气）藏单位含油（气）面积范围内的地质储量（单位油104 t/Km2m3/Km2）油藏：高丰度（>300）、中丰度（100-300）、低丰度（50-100）、特低丰度（<50）气藏：高丰度（>10）、中丰度（2-10）、低丰度（<2）产量划分：千米井深稳定日产油量>15t高产油田、5-15t中产油田、<5t低产油田千米井深稳定日产气量>10*104m3高产气田、3-10*104m3中产气田、<3*104m3低产气田水淹级别的划分：根据计算出的产水率Fw判别水淹层和水淹级别。

常用参数分级：空隙度分级：极优：（>30％）、优（30％-25％）、良（25％-20％）、一般（20％-15％）、差（15％-10％）、极差（<10％）渗透率分级极好：（>1000*10-3μ㎡）、好（500-1000*10-3μ㎡）、中等（100-500*10-3μ㎡）、差（10-100*10-3μ㎡）、极差（<10*10-3μ㎡）原油分级：常规原油：粘度<50mPa。

S，相对密度<0.92。

分级：高粘油（20-50 mPa。

S）、中粘油（5-20 mPa。

S）、低粘油（<5 mPa。

S）稠油：粘度>50mPa。

S，相对密度>0.92。

分级：普通稠油（50-10000 mPa。

S、相对密度0.92-0.95）、特稠油（>10000 mPa。

S，相对密度>0.95）轻质油：<0.87;中质油0.87-0.92；重质油>0.92含硫分级：<0.5％低硫原油；0.5-2.0％含硫原油；>2.0％高硫原油含蜡分级：<1.5％低蜡原油； 1.5-6.0％含蜡原油；>6.0％高含蜡原油干气：甲烷含量>95％；湿气：甲烷含量<95％；净气：每立方米天然气含硫<1g；酸气：每立方米天然气含硫>1g含油产状：饱含油：含油面积与岩心面积之比>95％；含油：65-95％；油侵：35-65％；油斑：5-35％；油迹：<5％粒度：（mm）砾：>1000巨砾、100-1000粗砾、10-100中砾、1-10细砾砂：0.5-1粗砂、0.25-0.5中砂、0.1-0.25细砂粉砂：粗粉砂0.05-0.1、细粉砂0.01-0.05粘土：泥<0.01油田分类：>10*108t特大型油田；>1*108t大型油田；0.1-1*108t中型油田；<0.1*108t小型油田>500*108m3特大型气田；300-500*108 m3大型气田；50-300*108 m3中型气田；<50*108 m3小型气田储量丰度：指油（气）藏单位含油（气）面积范围内的地质储量（单位油104t/Km2，气108m3/Km2）油藏：高丰度（>300）、中丰度（100-300）、低丰度（50-100）、特低丰度（<50）气藏：高丰度（>10）、中丰度（2-10）、低丰度（<2）产量划分：千米井深稳定日产油量>15t高产油田、5-15t中产油田、<5t低产油田千米井深稳定日产气量>10*104m3高产气田、3-10*104m3中产气田、<3*104m3低产气田水淹级别的划分：根据计算出的产水率Fw判别水淹层和水淹级别。

油田含水率计算
油田含水率是指油井、井眼或采出的原油中所含水分的百分比。

油田含水率的计算是油田开发和生产中必不可少的一项工作，能够帮助评估油田的开发程度和生产效率，为油田管理者提供科学的决策依据。

油田含水率的计算方法有多种，常见的方法包括重量法、容积法、组合法等。

其中，重量法是一种较为常用的方法，其计算公式为：含水率 = (水的重量/原油的重量) × 100%。

容积法则是根据原油和水的密度差异计算含水率，其计算公式为：含水率 = (水的体积/原油的体积 + 水的体积) × 100%。

组合法则是综合利用重量法和容积法的优点进行计算，其计算公式为：含水率 = (水的重量/原油的重量 + 水的体积/原油的体积) × 100%。

在实际应用中，计算方法的选择应根据具体情况来确定。

同时，在进行含水率计算时，还需注意所采用的样品是否具有代表性，样品的采集和处理是否规范等因素。

只有在严格的质量控制下，才能够获得准确可靠的含水率计算结果，为油田管理提供可靠的数据支持。

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油田注水水质标准一、油田注水水质标准不同的行业，不同的应用领域，对所用水源水质有相应的要求。

油田注水的目的是通过一系列注水管网、注水设备及注水井将水注入进层，使地层保持能量，提高采油速度和原油采收率。

因此，油田注水的水质要求有其特殊性，在水质指标方面，与其他行业的侧重点不同。

根据油田注水的特殊用途，对油田注水水质的要求或油田注水水质处理应达到的指标主要包括以下三个方面。

1、注入性油田注入水的注入性是指注入注入进层（储层）的难易程度。

在储层物性（如渗透率、孔隙结构等）相同的条件下，悬浮固体含量低、固相颗粒粒径小、含油量低、胶体含量少的注入水易注入地层，其注入性好。

2、腐蚀性油田注水的实施经历以下过程：注水水源卜污水处理站＞注水站__.注水井在油田注水的实施过程中，在地面，涉及到注水设备（如注水泵），注水装置（如沉降罐、过滤罐等），注水管网；在地下，涉及到注水井油套管等，这些设备、管网、装置等大多是金属材质。

因此，注入水的腐蚀性不仅会影响注水开发的正常运行，而且还会影响油田注水开发的生产成本。

影响注入水腐蚀性的主要因素有：PH值、含盐量、溶解氧、CO2、H2s、细菌和水温。

3、配伍性油田注入水注入地层（储层）后，如果作用结果不影响注水效果或不使储层的物理性质如渗透率变差，则称油田注入水与储层的配伍性好，否则，油田注入水与储层的配伍性差。

油田注入水与储层的配伍性，主要表现为结垢和矿物敏感性两个方面，它们都会造成储层伤害，影响注水量、原油产量及原油采收率。

二、油田注水水质指标1、悬浮物一方面，注入水中的悬浮物会沉积在注水井井底，造成细菌大量繁殖，腐蚀注水井油套管，缩短注水井使用寿命；另一方面，造成注水地层堵塞，使注水压力上升，注水量下降，甚至注不进水。

从理论上讲，注入水中悬浮物（固体）的含量越低、粒径越小，其注入性就越好，但其处理难度就越大、处理成本也就大增加。

所以，注入水中悬浮物（固体）的含量以及粒径大小指标应从储层实际需要、技术可行性与经济可行性三方面来综合考滤2、油分注入水中的油分产生的危害与悬浮固体类似，主要是堵塞地层，降低水的注入性。

油田注水水质标准一、油田注水水质标准不同的行业，不同的应用领域，对所用水源水质有相应的要求。

油田注水的目的是通过一系列注水管网、注水设备及注水井将水注入进层，使地层保持能量，提高采油速度和原油采收率。

因此，油田注水的水质要求有其特殊性，在水质指标方面，与其他行业的侧重点不同。

根据油田注水的特殊用途，对油田注水水质的要求或油田注水水质处理应达到的指标主要包括以下三个方面。

1、注入性油田注入水的注入性是指注入注入进层（储层）的难易程度。

在储层物性（如渗透率、孔隙结构等）相同的条件下，悬浮固体含量低、固相颗粒粒径小、含油量低、胶体含量少的注入水易注入地层，其注入性好。

2、腐蚀性油田注水的实施经历以下过程：注水水源污水处理站注水站注水井在油田注水的实施过程中，在地面，涉及到注水设备（如注水泵），注水装置（如沉降罐、过滤罐等），注水管网；在地下，涉及到注水井油套管等，这些设备、管网、装置等大多是金属材质。

因此，注入水的腐蚀性不仅会影响注水开发的正常运行，而且还会影响油田注水开发的生产成本。

影响注入水腐蚀性的主要因素有：PH值、含盐量、溶解氧、CO2、H2S、细菌和水温。

3、配伍性油田注入水注入地层（储层）后，如果作用结果不影响注水效果或不使储层的物理性质如渗透率变差，则称油田注入水与储层的配伍性好，否则，油田注入水与储层的配伍性差。

油田注入水与储层的配伍性，主要表现为结垢和矿物敏感性两个方面，它们都会造成储层伤害，影响注水量、原油产量及原油采收率。

二、油田注水水质指标1、悬浮物一方面，注入水中的悬浮物会沉积在注水井井底，造成细菌大量繁殖，腐蚀注水井油套管，缩短注水井使用寿命；另一方面，造成注水地层堵塞，使注水压力上升，注水量下降，甚至注不进水。

从理论上讲，注入水中悬浮物（固体）的含量越低、粒径越小，其注入性就越好，但其处理难度就越大、处理成本也就大增加。

所以，注入水中悬浮物（固体）的含量以及粒径大小指标应从储层实际需要、技术可行性与经济可行性三方面来综合考滤2、油分注入水中的油分产生的危害与悬浮固体类似，主要是堵塞地层，降低水的注入性。

L油田含水率计算及水淹等级划分
高楚桥;张超谟;肖承文;宋帆
【期刊名称】《测井技术》
【年(卷),期】2004(028)001
【摘要】讨论了用测井资料预测含水率的方法,以及相关地层参数的计算模型.以实际开采数据为基础,结合测井处理结果,制定了L油田利用含水率、剩余油饱和度及驱油效率划分水淹等级的标准.经22口井实际生产数据的验证与对比,证明了用测井资料计算含水率的正确性.
【总页数】3页(P75-77)
【作者】高楚桥;张超谟;肖承文;宋帆
【作者单位】江汉石油学院,湖北,荆州,434023;江汉石油学院,湖北,荆州,434023;塔里木油田公司,新疆,库尔勒,841000;塔里木油田公司,新疆,库尔勒,841000
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.6;TE331
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当前原油含水化验大多采用《原油水含量测定法（蒸馏法）》进行校验，而这一项标准源于《石油工业标准体系表》对原油含水化验的标准。

所以，需要分析出原油含水检测标准是否可行，利用相关技术进监督检查。

另外，GB/ T8929-1988的原油含水检测化验存在不适用的情况，且大多只适用于集输中原油的检测过程，所以需要对这些要求内容进行探讨。

一、对井口原油含水化验的取样措施GB/T 8929-1988是检测原油含水量的主要方法之一，而这一标准需要结合《石油液体手工取样法》GB/T4756-1988的标准进行联动。

但是GB/4756-1988的适用范围较少，例如仅可用于油罐车、管线输送、液体石油的过程。

由此，需要分析井口原油的采样标注，通过分析取样闸门的方式，确定上述的规定是否可以全面执行。

但是，当前没有具体的井口取样标准，这就导致取样存在一些问题。

对于这一取样操作，需要采用以下模式进行测试：首先，需要确定取样方式，通过明确闸门的取样方式，通过放油的模式将桶内的死油放掉，有利于提高闸门放油的效率。

其次，需要分析取样的出口情况，具体可通过缓慢的转换手轮，使原油能在手轮中直接进行配置。

在此过程中，工作人员需要提高采样的效率，确保其采样能够在规定的时限内完成。

最后，待上述所有操作完毕后，需对管口原油部位进行清洁工作，确保闸门上的残余油污得到清除。

最后，需要明确相关取样的基本参数，包括井号参数、取样情况、取样时间、取样频率等。

其中取样质量的判断标准是通过分析原油的含水量是否在91.0%以上，同时分析混合液的质量是否大于1Kg。

当测得含水量在60.2%～90.9%时，需减少取样的原油质量，可以控制原油质量在600g左右；若含水量在20.5%～60.1%时，需控制原油的质量在350kg左右；若含水量＜20.4%时，需将取油量在95g左右。

二、对井口取样制备措施井口取样制备需要采用GB/T 8929-1988的规则分析油样的储存情况。