表達注水井吸水能力常用的方法

Ⅰ 注水開採的具體方法

開始注水的時間和保持壓力的水平 這直接影響油田建設和經濟效益。確定油層壓力保持水平時，要充分利用天然能量，以實現用最簡便、最經濟的方法開發油田。同時要使油藏保持的壓力足以滿足一定採油速率的要求，還要使油、氣、水在地下的運動狀態有利於提高採收率。一般認為，在能達到要求的採油速率時，以油層壓力降至飽和壓力附近開始注水，較為適宜。
注水方式和井網 依據油藏的構造形態、面積大小、滲透率高低、油、氣、水的分布關系和所要求達到的開發指標，選定注水井的分布位置和與生產井的相對關系，稱注水方式，它確定了水驅油的方向和油井受效特點。注水方式有： ①對有邊水活動、面積較小的油田，油水區間的傳導性能較好時，往往沿油水邊界附近布置注水井，形成環狀注水，也叫邊外注水；
②對面積較大、儲層連片情況較好、滲透率較高的油田,注水井排切割油藏,形成行列注水；
③對面積較大、儲層連片較差、滲透率較低的油藏，生產井和注水井按照一定幾何圖案，互相間隔地排列，稱面積注水。另外，還有注水井分布比較靈活的點狀注水、選擇性注水等，這些方式也叫邊內注水。 為使油井充分受到注水效果，達到所需要的採油速率和所要求的油層壓力，還需確定井和井間的距離（井距）,確定井距時,以大多數油層都能受到注水作用為原則。注水井和油井的井數比例和分布形態,稱為井網,如面積注水井網有五點法 (注水井與生產井的比例為1:1)、四點法（比例為1:2）、反九點法（比例為1:3）等。
通常，依據油井的產油能力、注水井的吸水能力和要求達到的採油速率、採收率、開采年限等，來對比、分析注水強度不同和布井方式不同的各種注水井網的開發效果，從中選用最佳的井網形式。注水井的吸水能力主要取決於油層滲透率和注水泵壓，為使油層正常吸水，注水泵壓應低於油層破裂壓力。 注水過程中要經常調整注水井的吸水剖面，改造吸水少的中、低滲透層，控制影響其他層吸水的特高吸水層，使更多的油層按照需要吸水，以提高注入水的體積波及系數，採油井也要定期監測產油剖面，了解各油層工作狀況，以便採取措施減少井筒內的層間干擾，發揮中、低滲透率油層的作用。
提高注入水利用率 隨著對注水採油認識的加深，近年來又發展了各種提高注入水的體積波及系數的方法，並減少注入水的采出量，提高注入水的利用率。如對非均質性嚴重或帶有裂縫性的油層，將連續注水改為周期性注水；對高含水地區改變注水井的分布，從而改變水驅油的液流方向等，已取得很好的試驗效果。

Ⅱ 研究方法

利用注水井吸水剖面、小層沉積微相和數值模擬三種方法綜合研究南區沙二下_1-5層系剩餘油分布規律。

1.注水井吸水剖面法

注水井吸水剖面法是利用歷年來注水井吸水剖面資料，將注水井累積注水量分配到小層，再根據室內岩心水驅油試驗結果，注入體積倍數與採收率、含水率之間的關系，來確定小層剩餘油分布規律。

（1）建立靜態資料庫，統計小層滲透率分布規律

系統建立南區沙二下_1-5層系油、水井靜態參數資料庫。利用算術平均法和有效厚度加權平均法，分別計算出各小層滲透率平均值。利用概率統計的方法，求出各小層滲透率分布變異系數。

（2）建立吸水剖面資料庫，計算小層累積注水量

在靜態數據的基礎上，建立注水井吸水剖面資料庫。利用吸水剖面資料庫可以統計出歷年單井、小層吸水厚度變化趨勢和吸水強度分布規律。利用吸水剖面資料庫和注水井單井累積注水量，可以計算出歷年小層累積注水量。

（3）建立注入體積倍數與採收率、含水之間關系，計算小層采出程度

根據濮城油田南區濮檢1井非穩定流油水相對滲透率、水驅油試驗報告和沙二下第446號岩心試驗結果，由小層累積注水量計算出小層注入體積倍數，再根據以上關系內插求出各小層的采出程度和含水率。

（4）確定小層驅油效率

根據利用中原油田開發室內試驗數據統計出來的驅油效率E_D試驗公式：

高含水油田剩餘油分布研究：以遼河油田歡26斷塊為例

驅油效率E_D可以做為小層在均質條件下的最終值，驅油效率E_D1可以做為小層在非均質條件下油田開發的最終值，或稱測算採收率。在油田開發中，驅油效率還受注采井網及工藝技術條件的限制。

（5）計算小層剩餘油量

根據小層驅油效率計算出可采儲量，再由小層采出程度計算出剩餘油量。

2.小層沉積相法

通過對濮城油田沙二下段沉積相的研究，認為濮城沙二下段沉積環境為淺水湖泊相和淺水三角洲相，其特點是水下分支河道異常發育，水下河道亞相是沙二下段沉積主體和骨架，河道層序具有對稱性，底部粗粒段和頂部細粒段較薄、中間段厚度大且粒度均勻，河道砂體是本區沙二下段主要儲集層；南區沙二下長期處於水下河道沉積區，砂層多，分選好，是濮城油田沙二下中的最好儲集層。

針對沙二下_1-5油層目前開發現狀，結合沉積相研究和油水生產剖面的初步分析，得到以下認識：

（1）河道砂是主要的吸水層，也是目前的主要產出層

在油田開發初期，河道砂（包括水下河道主水流線上的SH型砂體，居非主水流線上的H型砂體和居水下河道中的相對高台上的T型砂體）是主要的吸水層，也是主要的產油層。到油田開發中後期，由於油田含水的升高，主產層逐步過渡到主產水層。

根據1987年至1991年注水井吸水狀況分類統計，河道砂是注水井的主要吸水層，統計48口注水井的吸水剖面，河道砂的射孔厚度204.5m，占總射孔厚度的45.7%，河道砂的絕對吸水量2692.2m³/d，占總吸水量的66.3%。其中1988年至1990年，河道砂射孔厚度占總射孔厚度的53%左右，絕對吸水量的百分數卻高達80%以上。1987年至1990年，在射開河道砂厚度相對穩定的情況下，注水井中河道砂體的吸水能力有增大趨勢，相對吸水百分數由57%增大到90%。

根據9口生產井產出剖面統計資料（表4-14），河道砂也是目前主要的產出層。統計沙二下_1-5層系河道砂射孔厚度45.1m，占總射孔厚度的40.1%，河道砂產液量122.3m³/d，占總產液量的64.8%。

（2）河道砂在注水井和生產井之間已經形成地下水道，是主要的產水層

根據濮3-284井環空測井資料分析，射開16層，產出層5個，產出層佔31.3%；射開厚度33.5m，產出厚度16.4m，產出厚度佔49.0%。其中主要產水層3²小層，2層5.0m，日產油1.7m³，日產水19.7m³，含水92.1%。

濮3-284井的一線注水井是3-282井，由於濮3-28井處於河流的邊灘部位，油層物性差，吸水狀況差。根據歷次吸水剖面資料解釋，射開有效厚度1.4m，日吸水量只有5m³左右，分析結果一線注水井不是主要的來水方向。

濮3-278井是濮3-284井的二線注水井，根據吸水剖面資料分析，是其主要的來水方向。濮3-278井沙二下3²小層，射開吸水厚度3.2m，日吸水量66.3m³。根據沉積相分析，濮3-278井和濮3-284井的沙二下3²小層處於同一河道砂體，它們之間連通性好、滲透性好，在油田注水開發中已經形成了地下水道。

（3）前緣砂和濱湖砂是目前主要的產油層

前緣砂分布在水道的兩側，濱湖砂距河道砂較遠。前緣砂屬中滲透砂體，濱湖砂屬於低滲透性砂體。

統計沙二下_1-5層系主要處於前緣砂和濱湖砂部位的21口生產井，1992年9月份日產油水平289t，井數佔全層系開井數的34.4%，日產油水平佔56.1%。21口生產井平均單井日產水平13.8t，平均含水37.0%。其中處於前緣砂亞相的濮3-41井，生產沙二下_3-5，射開5層13.4m，其中有效厚度3層7.6m,9月份平均日產油16t，含水61%，累積產油7.09×10⁴t。

統計沙二下3²和沙二下5²兩個典型含油小層，前緣砂2.32km²，濱湖砂3.02km²，分別占兩小層含油麵積的30.1%和39.0%。前緣砂和濱湖砂在平面上分布面積比較大，由於油層物性差、滲透率低，目前水驅動用狀況差，剩餘油量比較大，是今後挖潛的主要方向。

綜合以上分析，河道砂是主要的吸水部位，同時也是主要的產出部位，過去是主要的產油層，目前是主要的產水層。含水一般均在80%以上，局部含水達到90%以上。目前剩餘油很少，已到水洗油的階段。大慶的河流過渡相和河漫相部位（濮城的前緣相與濱湖相）是目前主要的剩餘油聚集帶，也是目前主要的產油層，因此下步調整挖潛的方向應為河床過渡相和河漫相。

3.數值模擬法

（1）建立模型

①網格的劃分

該模擬區塊共有25小層，模型建立縱向上以主力層單獨模擬層為原則劃分為13個模擬層；平面上選取不等間距的矩形網格系統。整個模型網格總數為13×18×13=7254，其中有效節點4873個，死節點為2381個。

②油藏參數的選取

油藏流體物性參數。

相對滲透率數據：由於沒有本區塊油藏的相對滲透率數據借用鄰近區濮檢1井的數據進行了修正。沙二下_1-5共選用七條相對滲透率曲線。

PVT數據：南區沙二下_1-5層系沒有取得PVT數據，故借用與其相近的東區文35井的數據進行了處理修正。

網格節點參數：網格節點數據除網格步長外，其他地質參數均來自每口井的電測解釋結果，在工作站上用插值法算得每個網格的數據。

初始化計算結果：濮53塊沙二下_1-5油藏由於未對每一小層儲量進行標定，利用每小層體積百分數來計算每一小層儲量。利用三維三相模擬各小層儲量結果。

（2）歷史擬合

根據生產歷史對單井，全油田的壓力、含水進行了擬合，均得到了較滿意的結果。

Ⅲ 吸水剖面的吸水剖面

1、吸水剖面：針對常規方法獲取分層吸水指數存在的問題，結合滲流理論和注水剖面測井一次下井能連續測量流量和壓力的特點，測井時多次改變井口注水量，通過注水剖面資料的處理確定各儲層的相對吸水量、確定各儲層的地層壓力和吸水指數的方法，由此還能掌握各儲層地層壓力和吸水能力的差異。
2、同位素測吸水剖面可以反映出注水井各層的吸水能力變化情況。 同位素測吸水剖面可以用來解決套管外竄槽井段及封隔器不密封故障。
3、在同位素測井中增加井溫、流量參數,通過多參數綜合解釋,不僅可以對沾污影響進行合理校正,確定準確的小層吸水量,而且能夠正確判斷各級封隔器、配水器的工作情況,在地層存在大孔道的情況下,確定地層的吸水面積。 4、吸水剖麵包括同位素和氧活化，同位素費用低，主要用於水井，氧活化主要是針對聚驅，因為聚合物分子有污染，氧活化要准確些。

Ⅳ 什麼是注水井,偏心配水器

用來向油層注水的井。在油田開發過程中，通過專門的注水井將水注入油藏，保持或恢復油層壓力，使油藏有較強的驅動力，以提高油藏的開采速度和採收率。依據油藏的構造形態、面積大小、滲透率高低、油、氣、水的分布關系和所要求達到的開發指標，選定注水井的分布位置和與生產井的相對關系（稱注水方式）。注水井井距的確定以大多數油層都能受到注水作用為原則，使油井充分受到注水效果，達到所要求的採油速率和油層壓力。注水井的吸水能力主要取決於油層滲透率和注水泵壓，為使油層正常吸水，注水泵壓應低於油層破裂壓力。
注水井是水進入地層經過的最後裝置，在井口有一套控制設備，其作用是懸掛井口管柱，密封油，套環形空間，控制注水和洗井方式，如正注、反注、合注、正洗、反洗。按功能分為分層注入井和籠統注入井；按管柱結構可分為支撐式和懸掛式；按套管及井況可分為大套管井、正常井和小直徑井。
注水井是注入水從地面進人油層的通道，井口裝置與自噴井相似，不同點是無清蠟閘門，不裝井口油嘴，可承高壓。井口有注水用採油樹，陸上油田注水採油樹多用CYB-250型，其主要作用是：懸掛井內管柱；密封油套環形空間；控制注水和洗井方式（如正注、反注、合注、正洗、反洗）和進行井下作業。除井口裝置外，注水井內還可根據注水要求(分注、合注、洗井)分別安裝相應的注水管柱。注水井可以是生產井轉成的或專門為此目的而鑽的井。通常將低產井或特高含水油井，邊緣井轉換成注水井。
注水井的井下管柱結構、井下工具遵循簡單原則。大多數情況下（籠統注水），注水井僅需配置一套管柱和一個封隔器，封隔器下到射孔段頂界50m處，對特定防腐要求的注水井，其管材應特殊要求，且必要時，油套環空採用充滿防腐封隔液的方法加以保護。這種液體可以是油也可以是水，一般用防腐劑或殺菌劑進行處理或另加除氧劑等。分層注水的井下管柱可按需設計。
多個注水井構成注水井組，注水井組的注入由配水間來完成。在配水間可添加增壓泵，在井口或配水間可另加過濾裝置。一般情況下，在配水間或增壓站可對每口注水井進行計量。
偏心配水器：偏心配水器是一種活動式配水工具，主要由工作筒和堵塞器組成。可以解決傳統配水器投撈成功率低的問題

Ⅳ 油田注水開發技術是什麼

在採油過程中，僅利用地層天然能量進行採油，稱為「一次採油」。一次採油也被稱為「能量衰竭法採油」，採收率一般只能達到15%左右，大部分油氣仍殘留在油層中。為保持和提高地層能量，提高地層中油氣採收率，人們採用油田注水開發技術。

向油層注水，保持或提高地層能量，提高油氣採收率的採油方法，早在20世紀20年代美國就已工業化應用。蘇聯於1946年第一次在杜依瑪茲油田採用早期注水、保持油層壓力的開發方法。在這期間注水開發的油田越來越多。1936年美國採用注水開發的區塊只有846個，到1970年就發展到9000個以上。我國最早大量注水的油田是克拉瑪依油田，現各主要油田都採用了注水開發方式。因此，注水已成為世界范圍內油田開發的主要手段。

一、油田注水時間的選擇

（一）不同時間注水油田開發的特點

不同類型的油田，在油田開發的不同階段注水，對油田開發過程的影響是不同的，其開發結果也有較大的差異。

1．早期注水

早期注水的特點是在地層壓力還沒有降到飽和壓力之前就及時進行注水，使地層壓力始終保持在飽和壓力以上。由於地層壓力高於飽和壓力，油層內不脫氣，原油性質較好。注水以後，隨著含水飽和度增加，油層內只是油、水兩相流動，其滲流特徵可由油水兩相滲透率曲線所反映。

早期注水可以使油層壓力始終保持在飽和壓力以上，油井有較高的產能，有利於保持較長的自噴開采期。由於生產壓差調整餘地大，有利於保持較高的採油速度和實現較長的穩產期。但這種注水方式使油田投產初期注水工程投資較大，投資回收期較長。所以，早期注水方式不是對所有油田都是經濟合理的，尤其對原始地層壓力較高而飽和壓力較低的油田更是如此。

2．晚期注水

油田開發初期依靠天然能量開采，在沒有能量補給的情況下，地層壓力逐漸降到飽和壓力以下，原油中的溶解氣析出，油藏驅動方式轉為溶解氣驅，導致地下原油黏度增加，採油指數下降，產油量下降，氣油比上升。如我國某油田，在地層壓力降到飽和壓力以下後，氣油比由77m3/t上升到157m3/t，平均單井日產油由10t左右下降到2t左右。

在溶解氣驅之後注水，稱晚期注水，在美國稱「二次採油」。注水後，地層壓力回升，但一般只是在低水平上保持穩定。由於大量溶解氣已跑掉，在壓力恢復後，也只有少量游離氣重新溶解到原油中，溶解氣油比不可能恢復到原始值。因此，注水以後，採油指數不會有大的提高。由於油層中殘留有殘余氣或游離氣，注水後可能形成油、水兩相或油、氣、水三相流動，滲流過程變得更加復雜。這種方式的油田產量不可能保持穩產，自噴開采期短，對原油黏度和含蠟量較高的油田，還將由於脫氣使原油具有結構力學性質，滲流條件更加惡化。

晚期注水方式初期生產投資少，原油成本低。原油性質較好、面積不大且天然能量比較充足的中、小油田可以考慮採用。

3．中期注水

中期注水介於上述兩種方式之間，即投產初期依靠天然能量開采，當地層壓力下降到低於飽和壓力後，在氣油比上升至最大值之前注水。此時油層中將由油、氣兩相流動變為油、氣、水三相流動。隨著注水恢復壓力，可以有兩種情形：

一種情形是地層壓力恢復到一定程度，但仍然低於飽和壓力。在地層壓力穩定條件下，形成水驅混氣油驅動方式。據室內模擬和國外文獻介紹，如果地層壓力低於飽和壓力15%以內，此時從原油中析出的氣體尚未形成連續相，這部分氣體有一定驅油的作用，並由於油—氣間的界面張力遠比油—水界面、油—岩石界面的張力小，因而部分氣泡位於油膜和岩石顆粒表面之間。這對親油岩石來說，可破壞岩石顆粒表面的連續油膜，有助於提高最終採收率。

另一種情形就是通過注水逐步將地層壓力恢復到飽和壓力以上。此時，脫出的游離氣可以重新溶解到原油中，但天然氣組分的相態變化是不可逆過程。當提高壓力時，脫出的游離氣重新完全溶解所需的壓力為溶解壓力。顯然，溶解壓力大於飽和壓力。此外，在利用天然能量開采階段，部分溶解氣逸出。因此，即使地層壓力恢復到飽和壓力以上，溶解氣油比和原油性質都不可能恢復到初始情況，產能也將低於初始值。在地層壓力高於飽和壓力條件下，如將井底流壓降至飽和壓力以下，盡管採油指數較低，但由於採油井的生產壓差大幅度提高，仍可使油井獲得較高的產量和較長的穩產期。

中期注水的特點是初期投資少，經濟效益好，也可能保持較長穩產期，並不影響最終採收率。地飽壓差較大、天然能量相對較大的油田比較適用於中期注水。

（二）選擇注水時機應考慮的因素

1．油田天然能量的大小

要確定油田合理的注水時間，就要研究油田天然能量的大小，研究這些能量在開發過程中可能起的作用。總的原則是：在滿足油田開發要求的前提下，盡量利用油田的天然能量，盡可能減少人工能量的補充。如有的油田邊水很活躍，邊水驅動能滿足油田開發的要求，就沒有必要採用人工注水的方法開發；有的油田原始地層壓力與飽和壓力相差很大，有較大的彈性能量，也就沒有必要採用早期注水。

2．油田的大小和對油田產量的要求

不同油田由於自然條件和所處位置的不同，對油田開發方針和產量也是不同的。小油田，由於儲量少、產量不高，一般要求高速開采，不一定追求穩產期，因此也就沒有必要強調早期注水。大油田，對國家原油產量的增長起著很大的作用，對國民經濟及其他部門的布局和發展有著很大的影響，因此要求大油田投入開發後，產油量逐步穩定上升，在油田達到最高產量後，還要盡可能地保持較長時間的穩產，不允許油田產量出現較大的波動。要確保這個目標的實現，一般要求進行早期注水。如前蘇聯第二巴庫油田大部分是採用早期注水開發。20世紀70年代以後投入開發的西西伯利亞油區的一些大油田也是採用早期注水開發的。如薩馬特洛爾油田，1969年4月投入開發，同年10月就開始注水，當年採油140×104t，到1975年產量達到8700×104t，1976年採油速度就達到2%，1980年產量為1.52×108t，地層壓力始終保持在原始地層壓力附近。

3．油田的開采特點和開采方式

自噴開採的油田，就要求注水時間相對早一些，壓力保持的水平相對高一些。原油黏度高、油層非均質性嚴重、自噴很困難、只能採用機械方式採油的油田，地層壓力就沒有必要保持在原始地層壓力附近，不一定採用早期注水開發。原始油層壓力與靜水柱壓力之比高於1.3以上的油田，即使自噴開采，保持壓力的界限也可以比原始壓力低，因此注水時間也可以推遲。

總之，注水時間的選擇是一個比較復雜的問題。我們既要考慮到油田開發初期的效果，又要考慮到油田中後期的效果，必須在開發方案中進行全面的技術論證，在不影響油田開發效果和完成國家任務的前提下，適當推遲注水時間，可以減少初期投資，縮短投資回收期，有利於擴大再生產，取得較好的經濟效益。

二、油田注水方式

油田注水方式是指注水井在油田上所處的部位和注水井與採油井間的排列關系。

採用人工注水開發的油田，油井之間、注水井之間、油井與注水井之間都存在著嚴重的相互干擾。因此，我們必須深入研究油層性質和構造條件，確定合理的注采井網，進行合理的配產配注。這是油田注水開發中最突出、最關鍵的一個問題。

油田注水方式可分為邊緣注水、切割注水、面積注水和點狀注水四種，油田應結合地質條件、流動特徵以及開發的要求選擇最佳的注水方式。

（一）邊緣注水

邊緣注水的條件是：油田面積不大，構造比較完整，油層穩定，邊部和內部連通性好，油層流動系數（有效滲透率×有效厚度／原油黏度）較高。特別是鑽注水井的邊緣地區要有較高的吸水能力，能保證壓力的有效傳遞，使油田內部能收到良好的注水效果。邊緣注水根據油水過渡帶的油層情況又可分為緣外注水、緣上注水和緣內注水三種。

1．緣外注水

緣外注水又稱邊外注水。這種注水方式要求含水區內滲透率較高，注水井一般與等高線平行，分布在外油水邊界以外，如圖6-8所示。它的優點是相當於將供給邊線移近到油藏開發區，可保持或提高新供給邊線的壓力。

世界上用這種注水方式開發比較成功的油田，如前蘇聯的巴夫雷油田，面積為80km2左右，平均有效滲透率為0.6μm2，油層比較均勻而穩定，邊水活躍。採用邊外注水後，油層平均壓力穩定在13.73～15.70MPa之間。在注水後的5年內，石油日產量基本穩定，年採油速度為可采儲量的6%左右。我國老君廟油田，面積較小，並有邊水存在，在開發初期，L油層和M油層均採用緣外注水方式。

2．緣上注水

當油田在油水外緣以外的區域滲透性差時，不宜緣外注水，而將注水井部署在油水外緣上或在油藏以內距油水外緣不遠的地方，即緣上注水，如圖6-9所示。

圖6-8緣外注水

圖6-13面積注水

什麼樣的油田，選用什麼樣的面積注水，並無固定的格式。一般說來，油層連通性不好，而又要加速開采，這時注水井就應該多，可採用四點法或反九點法；反之則採用七點法井網開采。在油田開發初期，注水井應少些，到了晚期，注水井數就應適當增多。面積注水方式適用的條件如下：

（1）油層分布不規則，延伸性差，多呈透鏡狀分布，用切割注水不能控制注入水，不能逐排地影響生產井。

（2）油層滲透性差，流動系數低，切割注水時注水推進的阻力大，採油速度低。

（3）油田面積大，構造不夠完整，斷層分布復雜。

（4）適用於油田後期的強化開采以提高採收率。

（5）油層具備切割注水或其他注水方式，但要求達到更高的採油速度時也可用面積注水方式。

與切割注水相比，面積注水方式對油層分布適應性要廣些，採油速度要高些，但切割注水方式調整的靈活性要大些。

（四）點狀注水

點狀注水是指注水井零星地分布在開發區內，常作為其他注水方式的一種補充形式。

Ⅵ 吸水能力分析法

注水井的注水量是吸水指數與注水壓差的乘積。層段注水壓差為層段注水壓力與井區平均層壓力的差值。層段注水壓力=井口注水壓力-管損壓力-嘴損壓力+靜水柱壓力。注水強度是注水量與厚度的比值，所以注水強度可以與注水壓力有關，注水井吸水能力的確定有指示測試曲線分析法和流速敏感分析法等。

8.3.4.1 注水指示曲線

注水指示曲線可以反映油層吸水能力及其變化規律。

研究分層吸水能力有4個指標。

(1)注水井指示曲線：為在穩定流動條件下注入壓力與注水量間的關系曲線，正常情況下注水指示曲線為直線。

(2)吸水指數：表示單位壓差下的日注水量，單位為m³/d·Pa。吸水指數大，地層吸水能力好，反之吸水能力差。

(3)視吸水指數：由日注水量/井口壓力得到，單位為m³/d·Pa，由此指數便可以及時地掌握吸水能力的變化而不必取得流壓資料。

(4)相對吸水量：指在同一注入壓力下，某小層吸水佔全井吸水量的百分數，是表示各小層相對吸水能力的指標。有了該指標就可由全井指示曲線繪制分層指示曲線，而不必進行分層測試。

按實測井口壓力繪制的指示曲線，不僅能反映地層情況，而且還能反映井下配水工具的工作狀況。因此，通過曲線形狀特徵和曲線斜率變化的分析，就可以了解油層吸水能力及其變化，並判斷井下配水工具的工作狀況。

8.3.4.2 應用指示曲線分析油層吸水能力的變化

由於正確的指示曲線反映了地層吸水規律和吸水能力的大小，因而，對比不同時間內測得的指示曲線，就可以了解油層吸水能力的變化。

圖8.1 中，指示曲線右移，斜率變小。在相同注水壓力下，注水量由Q₁變為Q₂，Q₂大於Q₁，所以地層吸水能力增強，吸水指數變大。因為ΔQ_Ⅱ>ΔQ_Ⅰ，所以K_Ⅱ>K_Ⅰ。

圖8.1 中，指示曲線左移，斜率變大，說明地層吸水能力下降，吸水指數變小。曲線平行上移，斜率未變，說明地層吸水指數不變，但要保持同樣的注水量，注入壓力需要升高，說明地層壓力變高。指示曲線平行下移，說明地層吸水指數未變，但地層壓力下降了。

圖8.1 注入量與注入壓力關系

Ⅰ—原先測得的指示曲線；Ⅱ—過一段時間後測得的指示曲線

Ⅶ 注水井的基本簡介

依據油藏的構造形態、面積大小、滲透率高低、油、氣、水的分布關系和所要求達到的開發指標，選定注水井的分布位置和與生產井的相對關系（稱注水方式）。注水井井距的確定以大多數油層都能受到注水作用為原則，使油井充分受到注水效果，達到所要求的採油速率和油層壓力。注水井的吸水能力主要取決於油層滲透率和注水泵壓，為使油層正常吸水，注水泵壓應低於油層破裂壓力。

Ⅷ 各油層吸水狀況如何測試

為了知道注水井中哪個層吸水能力好，哪個層吸水能力差或不吸水，有多種測試方法，現場上叫測分層吸水剖面。
一種方法是放射性同位素載體法。人們研製了一種放射性測井儀，它可以對各注水層測出一條放射性曲線。通過對這條曲線的分析，就可以知道正常注水時各油層放射性強度的基礎狀態。然後在注入的水中加入一些帶放射性元素的細小顆粒，均勻混入水中，隨著注入水注入各個油層，由於各層吸水量不同，會有不同數量的細小顆粒被油層表面吸附下來，吸水量大的油層表面吸附的放射性元素顆粒就多，吸水量小的油層表面吸附的放射性元素顆粒就少，這樣，各層放射性強度差異程度會顯著地增加。這時，再用放射性測井儀重新測一條曲線，與原測的基礎曲線對比，其異常值就反映了各油層的吸水能力。現場上使用的放射性物質叫放射性同位素，常用的有 131I（碘），65Zn（鋅），110Hg（汞）等。
另一種方法是用測分層指示曲線的方法求得分層的吸水指數來計算各層吸水能力的好壞。假如一個層分三個層段注水，先測一個全井的吸水指示曲線。做法是用等差數列確定五個注水壓力點，每個壓力點穩定注水30分鍾，計算注入量，以日注水量表示。五個壓力點對應五個流量，可以畫出一條直線，叫作全井吸水指示曲線。然後把底部的配水器上的水嘴換成死堵，再按上述方法操作，可以得到上兩層的吸水指示曲線，用全井各壓力點的流量減去上兩層對應壓力點的數值就得到最下層壓力點的流量數。同理，再把中間一個配水器堵起來，進行上述同樣操作，得到的是最上層的數值。用上兩層的數值減去最上層的對應數值，即得到了中間層的相應數值，這樣就分別測到了三個層段的吸水量。根據注水井與周圍採油井的合理注采比關系，把確定注水井中各層應該注入的合理注水量與實測數值進行比較，如果吸水量與設計配水量不符，則調整相應層段的水嘴，直到達到設計要求。
除上述方法之外，還有投球測試法和浮子流量計法、井溫測井法等，可以根據分注井使用的分注方法和現場具備的儀器設備條件選用。

Ⅸ 提高涵水蓄水能力4個主要措施

水庫不僅可以重新分配徑流，減免水災和旱災，同時還可以利用蓄水和抬高的水位進行灌溉、發電、航運、給水、養殖和旅遊等。水庫的興建有哪些作用呢？

1 水庫的防洪作用

水庫是我國防洪廣泛採用的工程措施之一。在防洪區上遊河道適當位置興建能調蓄洪水的綜合利用水庫，利用水庫庫容攔蓄洪水，削減進入下遊河道的洪峰流量，達到減免洪水災害的目的。水庫對洪水的調節作用有兩種不同方式，一種起滯洪作用，另一種起蓄洪作用。

(1)滯洪作用
滯洪就是使洪水在水庫中暫時停留。當水庫的溢洪道上無閘門控制，水庫蓄水位與溢洪道堰頂高程平齊時，則水庫只能起到暫時滯留洪水的作用。
(2)蓄洪作用
在溢洪道未設閘門情況下，在水庫管理運用階段，如果能在汛期前用水，將水庫水位降到水庫限制水位，且水庫限制水位低於溢洪道堰頂高程，則限制水位至溢洪道堰頂高程之間的庫容，就能起到蓄洪作用。蓄在水庫的一部分洪水可在枯水期有計劃地用於興利需要。
當溢洪道設有閘門時，水庫就能在更大程度上起到蓄洪作用，水庫可以通過改變閘門開啟度來調節下泄流量的大小。由於有閘門控制，所以這類水庫防洪限制水位可以高出溢洪道堰頂，並在泄洪過程中隨時調節閘門開啟度來控制下泄流量，具有滯洪和蓄洪雙重作用。
2 水庫的興利作用
降落在流域地面上的降水（部分滲至地下），由地面及地下按不同途徑泄入河槽後的水流，稱為河川徑流。由於河川徑流具有多變性和不重復性，在年與年、季與季以及地區之間來水都不同，且變化很大。大多數用水部門（例如灌溉、發電、供水、航運等）都要求比較固定的用水數量和時間，它們的要求經常不能與天然來水情況完全相適應。人們為了解決徑流在時間上和空間上的重新分配問題，充分開發利用水資源，使之適應用水部門的要求，往往在江河上修建一些水庫工程。水庫的興利作用就是進行徑流調節，蓄洪補枯，使天然來水能在時間上和空間上較好地滿足用水部門的要求。

Ⅹ 油田開發的注水指什麼

注水(Water Injection)是最重要的油田開發方式，是在提高採油速度和採收率方面應用最廣泛的措施。在油田開發的中後期，注水是油田穩產、增產及維持正常生產的前提。注水是一種二次採油方法。通過注水井向地層注水，將地下原油驅替到生產井，增加一次採油後原油的採收率。注入水發揮驅替原油和補充地層能量的雙重作用，促使油井產出更多的原油。我國大多數油田都採用早期注水開發，目前都已進入高含水期。按照油田開發要求，保證注入水水質、注入水量和有效注水是注水工程的基本任務。

一、水源在注水工程規劃初期，需要尋找和選擇最適合油層特性的水源(Water Resource)。根據注入水的水質標准，綜合考慮水處理、防腐、施工成本等做出選擇。尋找注水水源的基本原則是：

(1)充足、穩定的供水量，以滿足注水、輔助生產用水、生活用水及其他用水的需要。

(2)有相對良好的水質，水處理工藝簡單、經濟技術可行。

(3)優先使用含油污水，減少環境污染。

(4)考慮水的二次或多次利用，減少資源浪費。

水源類型有地下水、地表水、含油污水、海水和混合水。

淺層地下淡水一般位於河床沖積層中，水量穩定，水質不受季節影響。深層地下水礦化度較高，深層取水可以減少細菌的影響。

地表水主要是江河、湖泊、水庫中的淡水，其礦化度低，泥沙含量高，溶解氧充足，生物大量繁殖，有異味，含膠體，水量受季節變化影響。

含油污水一般偏鹼性，硬度低，含鐵少，礦化度高，含油量高，膠體多，懸浮物組成復雜，必須經過水質處理後才能外排。隨著油層采出水的增多，含油污水已成為油田注水的主要水源。

海水資源豐富，高含氧和鹽，腐蝕性強，懸浮固體顆粒隨季節變化。海灣沿岸或近海油田一般使用海水。在海岸上打淺層水源井，地層的自然過濾可減少機械雜質。

同時使用上述兩種或三種水源稱為混合水，尤其是含油污水與其他水源混合。在嚴重缺水的地區，生活污水可與含油污水或其他水源混合使用。

二、水質水質(Water Quality)是注入水質量的規定指標，標明注入水所允許的礦物、有機質和氣體的構成與含量，以及懸浮物含量與粒度分布等多項指標。

1.油層傷害的原因注入水水質差會引起油層損害，導致吸水能力下降、注水壓力上升。主要傷害原因有以下幾點。

1)不溶物造成油層堵塞注入水中所含的機械雜質和細菌都會堵塞油層。細菌的繁殖使流體粘度上升、派生無機沉澱。溶解氧、H2S等對金屬的腐蝕產物沉澱會堵塞滲流通道。油及其乳化物也會堵塞喉道，表現為液鎖、乳化液滴吸附在喉道表面等。

2)注入水與地層水不配伍注入水可能直接與地層水生成CaCO3、CaSO4、BaSO4、SrSO4等沉澱。溶於水的CO2可與Ca2+、Fe2+、Ba2+、Sr2+等離子生成相應的碳酸鹽沉澱。

3)注入水與油層岩石礦物不配伍礦化度敏感會引起油層粘土的膨脹、分散與運移。傷害程度取決於粘土礦物的類型、含量、油層滲透性、注入水礦化度等。淡水一般會比鹽水造成更嚴重的粘土膨脹。粘土中最小顆粒含量愈多，膨脹性愈大。另外，注入水還會引起乳化反轉。

4)注入條件變化注入速度低有利於結垢和細菌生長；高速則加劇腐蝕、微粒的脫落和運移。在注水過程中，地層溫度逐漸下降，流體粘度逐漸上升，滲流阻力逐漸增加，吸水能力逐漸下降。水溫影響礦物和氣體的溶解度造成結垢，溫度下降有利於放熱沉澱生成，也會導致蠟的析出。壓力變化會導致應力敏感，油層結構損害，產生沉澱。pH值變化會引起微粒脫落、分散和沉澱，pH值越高，結垢趨勢越大。

客觀存在的油層及所含流體的特性是油層傷害的潛在因素；注入水的水質是誘發油層傷害的外部條件，也是注水成敗的關鍵。因此改善水質可以有效地控制油層傷害。

2.水質要求不合格的注入水造成油層吸水能力下降、注水壓力上升、注采失衡、原油產量下降。注入水水質的基本要求是：水質穩定，不與地層水反應生成沉澱；不使油層粘土礦物產生水化膨脹或懸濁；低腐蝕、低懸浮；混合水源應保證其配伍性好。

為使注入水符合上述要求，應做到以下幾點。

1)控制懸浮固體以油藏岩石孔隙結構和喉道中值為依據，嚴格控制水中固相物質的粒徑和濃度。低滲透層要求對注入水進行精細過濾，以減小對油層的傷害。

2)控制腐蝕性介質溶解氧、侵蝕性CO2和H2S是注水設備、管線鋼材腐蝕的根源。水中存在大量鐵離子是腐蝕的標志。氧會加快腐蝕速度。限制氣體含量就可控制腐蝕的規模與速度，延長注水系統的壽命，減少腐蝕產物對地層的堵塞，降低採油成本。因此，必須嚴格控制腐蝕性介質的含量和總的腐蝕速度。

3)控制含油量大多數注入水是含油污水。油的聚合、累積、吸附等將給油層滲透性帶來諸多不利的影響。

4)控制細菌含量我國油田注水中，硫酸鹽還原菌、腐生菌和鐵細菌的危害最嚴重。在一定條件下細菌的繁殖速度驚人，半小時內能使群體增加一倍。硫酸鹽還原菌以有機物為營養，在厭氧條件下能將硫酸鹽還原成硫化物，產生的H2S腐蝕鋼鐵形成FeS沉澱。鐵細菌能大量分泌Fe(OH)3並促成二價鐵氧化成Fe3+，還為硫酸鹽還原菌的繁殖提供局部厭氧區。腐生菌能從有機物中得到能量，其危害方式與鐵細菌類似。細菌分泌的大量粘性物質強化垢的形成，堵塞油層孔喉，增加管網的流動阻力。

5)控制水垢管壁結垢的危害是設備磨損、腐蝕和阻流；油層滲流通道結垢會嚴重影響吸水能力。注入水與油層岩石礦物、地層水不配伍，會生成沉澱。兩種水混合也可能生成沉澱。沉澱是結垢的前提。鈣離子能迅速與碳酸根或硫酸根結合，生成垢或懸浮的固體顆粒。鎂離子與碳酸根也引起沉澱。鋇離子與硫酸根生成極難溶的硫酸鋇。控制流速、pH值等條件，可防止水垢形成。

三、水處理大多數水源水都需要處理。有些水源的來水只需簡單處理，甚至不必處理，而某些低滲透油藏對水質處理技術的要求很高。

1.水處理措施1)沉澱沉澱(Precipitation)是讓水在沉澱池內停留一定的時間，使其中懸浮的固體顆粒藉助於自身重力沉澱下來。足夠的沉澱時間和沉降速度是關鍵。沉澱池內加裝迂迴擋板可以改變流向、增大流程、延長沉澱時間，利於顆粒的凝聚與沉降。絮凝劑可以與水中的懸浮物發生物理、化學作用，使細小微粒凝聚成大顆粒，加快沉降速度。沉澱後，水中懸浮物的含量應小於50mg/L。

2)過濾過濾(Filtration)是水質處理的重要環節。來自沉澱罐的水，往往含有少量細微的懸浮物和細菌，清除它們需要過濾。即使無需沉澱的地下水也需要過濾。

過濾可以除去懸浮固體或鐵，可部分清除細菌。地下水中的鐵質成分主要是二價鐵離子，極易水解生成Fe(OH)2，氧化後形成Fe(OH)3沉澱。過濾後，機械雜質含量應小於2mg/L。過濾器(Filter)有多種，圖7-1為壓力式錳砂除鐵濾罐。

圖7-10曲線平行下移

(1)指示曲線右移、斜率變小，說明吸水指數變大，地層吸水能力增強(圖7-7)。

(2)指數曲線左移、斜率變大，說明吸水指數變小，地層吸水能力變差(圖7-8)。

圖7-8指示曲線左移(3)指示曲線平行上移,是由地層壓力升高引起，斜率不變說明吸水能力未變(圖7-9)。

圖7-9曲線平行上移

(4)指示曲線平行下移，是地層壓力下降所致，斜率不變說明吸水能力未變(圖7-10)。

正常注水時一般只測全井注水量。可用近期的分層測試資料整理出分層指示曲線，求得近期正常注水壓力下各層吸水量及全井注水量，計算各層的相對注水量，再把目前實測的全井注水量按比例分配給各層段。

五、注水工藝由注水井將水保質保量地注入特定的油層是注水工藝的主要內容。油田注水系統包括油田供水系統、油田注水地面系統、井筒流動系統和油藏流動系統。

1.注入系統注入系統包括油田地面注水系統和井筒流動系統。由注水站、配水間、井口、井下配水管柱及相應管網組成。

有些井是專門為注水而鑽的注水井，將低產井、特高含水油井及邊緣井轉成注水井的誘惑力也很強。注水井的井口設備是注水用採油樹。井下結構以簡單為好，一般只需要管柱和封隔器。多口注水井構成注水井組，由配水間分配水量。在井口或配水間可添加增壓泵及過濾裝置，一般在配水間對各注水井進行計量。

注水站是注水系統的核心。站內基本流程為：來水進站→計量→水質處理→儲水罐→泵出。儲水罐有儲水、緩沖壓力及分離的作用。注水站可以對單井或配水間分配水量。注水管網的直徑和長度直接影響注水成本。

2.分層注水分層注水的核心是控制高滲透層吸水，加強中、低滲透層吸水，使注入水均勻推進，防止單層突進。井下管柱有固定配水管柱(圖7-11)、活動配水管柱和偏心配水管柱。配水器產生一定的節流壓差以控制各層的注水量。分層配水的核心是選擇井下水嘴，利用配水嘴的尺寸、通過配水嘴的節流損失來調節各層的配水量，從而達到分層配注的目的。

圖7-11固定配水管柱

3.注水工藝措施油層進入中高含水期後，平面矛盾、層間矛盾及層內矛盾日益突出。在非均質油田中，性質差異使各層段的吸水能力相差很大，注水井吸水剖面極不均勻。有裂縫的高滲透層吸水多，油井嚴重出水；中、低滲透層吸水很少，地層壓力下降快，油井生產困難。需要對高滲透層進行調堵，降低吸水能力；改造低滲透層，降低流動阻力。因此，改善吸水剖面，達到吸水均衡，可以提高注入水體積波及系數。

增壓注水是提高井底注入壓力的工藝措施。高壓使地層產生微小裂縫、小孔道內產生流動、低滲透層吸水。適當提高注入壓力可均衡增加各層的吸水能力。

脈沖水嘴增壓是使水流產生大幅度脈動，形成高頻水射流。高頻壓力脈沖能使近井區的污染物松動、脫落；分散固相顆粒及異相液滴，起防堵、解堵、增注的作用。脈沖水嘴增壓適用性較強，不需改變原有配水及測試工藝，也不增加投資。

周期注水也稱間歇注水或不穩定注水。周期性地改變注水量和注入壓力，形成不穩定狀態，引起不同滲透率層間或裂縫與基岩間的液體相互交換。滲透率差異越大，液體的交換能力越強，效果越好。此方法可降低綜合含水率。

調堵方法有三類：機械法是用封隔器封堵特高吸水層段或限流射孔；物理法是用固體顆粒、重油或泡沫等封堵高滲透層段；化學法現場應用最廣，作用機理不盡相同。為滿足不同注水井的需要，各種調剖技術不斷涌現。

礦化度較低的注入水會打破地層原有的相對平衡，導致粘土水化膨脹。礦化度梯度注水是逐漸降低注入水的礦化度。梯度越小，粘土礦物受到的沖擊越小，地層傷害也越小。

強磁處理可使注入水的性質發生變化，抑制粘土膨脹、防垢效果十分明顯。還可注入防膨劑段塞抑制粘土的水化膨脹。綜合應用粘土防膨技術，可增加吸水量、降低注入壓力，大幅度增強處理效果。各種注水工藝措施有其特定的適應性。不斷開發注水工藝新技術，會持續提高注水開發油田的效果。