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1、一、注水开发术语及指标一、注水开发术语及指标二、注水效果综合评价二、注水效果综合评价提纲第1页/共49页注水开发注水开发通过注入井向油藏中注水，以部分或全部保持地层能量的一种开发方式。（通过注入井向油藏中注水，以部分或全部保持地层能量的一种开发方式。（保持地保持地层能量的方式有多种层能量的方式有多种）。）。注入水在油田开发中的作用：一是作为驱替剂，将原油驱扫到采油井，二是作为能注入水在油田开发中的作用：一是作为驱替剂，将原油驱扫到采油井，二是作为能量的载体，向地层补充能量，将地层压力提高或保持在合理的水平，使生产井保持量的载体，向地层补充能量，将地层压力提高或保持在合理的水平，使生产井保持较高
2、的产液能力。较高的产液能力。注水开发是二十世纪三四十年代发展起来的，又称二次采油，是油田开发的注水开发是二十世纪三四十年代发展起来的，又称二次采油，是油田开发的“历史历史性革命性革命”。（。（不是所有的油田都适合注水开发不是所有的油田都适合注水开发）第2页/共49页注水开发系统注水开发系统现代注水开发系统包括油藏工程、钻采工程、地面工程和管理工程。是多学科、现代注水开发系统包括油藏工程、钻采工程、地面工程和管理工程。是多学科、多专业相结合的复杂系统。多专业相结合的复杂系统。油藏工程：油藏工程：钻采工程：钻采工程：地面工程：地面工程：管理工程：管理工程：第3页/共49页注水时机注水时机指油田转注
3、水开发的时间。注水时机的把握是比较复杂的问题，既要考虑油田开指油田转注水开发的时间。注水时机的把握是比较复杂的问题，既要考虑油田开发初期的效果，利用天然能量，减少初期投入；又要考虑油田开发中后期的效果，发初期的效果，利用天然能量，减少初期投入；又要考虑油田开发中后期的效果，实现长时间的高产稳产和提高采收率。实现长时间的高产稳产和提高采收率。注水时机大致分为三种类型：超前注水、早期注水、晚期注水。注水时机大致分为三种类型：超前注水、早期注水、晚期注水。确定注水时机的主要因素有三：油田天然能量的大小、油田的大小和配产要求、确定注水时机的主要因素有三：油田天然能量的大小、油田的大小和配产要求、油田的
4、开采特点和采油方式。油田的开采特点和采油方式。第4页/共49页注水方式注水方式国内外油田注水方式归纳起来有四种：面积注水、内部切割注水、边部注水、不规则井网注水。国内外油田注水方式归纳起来有四种：面积注水、内部切割注水、边部注水、不规则井网注水。注水方式的选择要根据油田的具体特点和油田开发经验确定，不同的油田地质条件采用不同的注水方式。注注水方式的选择要根据油田的具体特点和油田开发经验确定，不同的油田地质条件采用不同的注水方式。注水方式的选择会影响油田的采油速度、稳产年限、水驱效果、最终采收率。水方式的选择会影响油田的采油速度、稳产年限、水驱效果、最终采收率。第5页/共49页第6页/共49页注
5、采井数比注采井数比指注水开发油田中，注水井与生产井的井数比。指注水开发油田中，注水井与生产井的井数比。可以细分为全油田注采井数比、该油田可以细分为全油田注采井数比、该油田xxxx开发开发层系注采井数比、该油田层系注采井数比、该油田xxxx断块注采井数比。断块注采井数比。不同注水方式其注采井数比不同。不同注水方式其注采井数比不同。内部切割行列式注水，其注采井数比随切割区内部切割行列式注水，其注采井数比随切割区内生产井排数而定。当切割区内为一排生产井内生产井排数而定。当切割区内为一排生产井时，注采井数比为时，注采井数比为1:11:1；切割区内为三排生产井；切割区内为三排生产井时，注采井数比为时，注
6、采井数比为1:31:3。面积注水方式中，线状或排状面积注水的井数面积注水方式中，线状或排状面积注水的井数比为比为1:11:1；四点法（也称反七点法）面积注水为；四点法（也称反七点法）面积注水为1:21:2；五点发面积注水为；五点发面积注水为1:11:1；七点法面积注水；七点法面积注水为为2:12:1；九点法为；九点法为3:13:1、反九点法为、反九点法为1:31:3。其他不规则井网注水，注采井数比随具体情况其他不规则井网注水，注采井数比随具体情况而定。例如边内注水、边缘注水、边外注水。而定。例如边内注水、边缘注水、边外注水。第7页/共49页注采比注采比指地层条件下注水量与产液量的比值，公式表指
7、地层条件下注水量与产液量的比值，公式表示为：示为：对于低于饱和压力开采的油藏，计算时应考虑对于低于饱和压力开采的油藏，计算时应考虑采取的自由气体。采取的自由气体。有月注采比、季注采比、年注采比、累积注采有月注采比、季注采比、年注采比、累积注采比。累计注采比比。累计注采比1 1，=1=1，1 1的意义。的意义。是评价注采平衡状况、调整注采关系、油田配是评价注采平衡状况、调整注采关系、油田配产配注的重要指标产配注的重要指标第8页/共49页水驱控制程度水驱控制程度是指开发过程中是指开发过程中注入水注入水能够影响到的油层能够影响到的油层储量储量占油层占油层总储量的总储量的百分比。百分比。水驱控制程度水
8、驱控制程度=油水井联通厚度油水井联通厚度/油层总厚度油层总厚度100%100%水驱控制程度与井网密度的大小和注采系统的水驱控制程度与井网密度的大小和注采系统的完善程度有关，其大小直接影响采油速度、含完善程度有关，其大小直接影响采油速度、含水上升率、最终采收率等开发指标的好坏。水上升率、最终采收率等开发指标的好坏。水驱控制程度的评价标准水驱控制程度的评价标准 第9页/共49页水驱储量动用程度水驱储量动用程度指注水井总吸水厚度与注水井总射开连通厚度之比，指注水井总吸水厚度与注水井总射开连通厚度之比，也可定义为生产井总产液厚度与生产井总射开连通厚也可定义为生产井总产液厚度与生产井总射开连通厚度之比。
9、计算时，按年度所有测试水井的吸水剖面和度之比。计算时，按年度所有测试水井的吸水剖面和全部测试油井的产液剖面资料进行计算。全部测试油井的产液剖面资料进行计算。水驱储量动用程度直接反映注水开发油藏的水驱效果。水驱储量动用程度直接反映注水开发油藏的水驱效果。一般情况下，水驱储量动用程度随着开发程度的加深一般情况下，水驱储量动用程度随着开发程度的加深而提高，其值越大，说明水驱油藏的注水开发效果越而提高，其值越大，说明水驱油藏的注水开发效果越好；好；储量动用程度的评价标准储量动用程度的评价标准 第10页/共49页地层压力保持水平地层压力保持水平指当前地层压力与原始地层压力的百分比。指当前地层压力与原始地
10、层压力的百分比。地层压力的高低反映了地层能量的大小，较高的地层压地层压力的高低反映了地层能量的大小，较高的地层压力能实现较高的产液量，高产稳产形势好。合理的地层力能实现较高的产液量，高产稳产形势好。合理的地层压力水平不仅可以取得较高的采收率，而且降低了注水压力水平不仅可以取得较高的采收率，而且降低了注水开发的难度。地层压力高，要求高的注入压力并且注水开发的难度。地层压力高，要求高的注入压力并且注水设备具有高的承压能力。设备具有高的承压能力。当地层压力保持在某一水平时，再增加地层压力对原油当地层压力保持在某一水平时，再增加地层压力对原油采收率影响不大。保持该压力水平时，既能满足排液的采收率影响不
11、大。保持该压力水平时，既能满足排液的需求，同时又能满足注水量的需要。认为该地层压力属需求，同时又能满足注水量的需要。认为该地层压力属于合理的压力保持水平。于合理的压力保持水平。当地层压力低于饱和压力，进入溶解气驱，原油采收率当地层压力低于饱和压力，进入溶解气驱，原油采收率将降低。因此，要求地层压力不低于饱和压力。将降低。因此，要求地层压力不低于饱和压力。地层压力保持水平不宜高于原始地层压力。地层压力保持水平不宜高于原始地层压力。第11页/共49页地层压力保持水平地层压力保持水平地层压力保持水平分为下列三类：地层压力保持水平分为下列三类：地层压力地层压力/原始地层压力原始地层压力0.850.85
12、，且高于油藏饱和压力，地层，且高于油藏饱和压力，地层能量能避免地层原油大量脱气、能充分满足不断提高排液量的能量能避免地层原油大量脱气、能充分满足不断提高排液量的需求。需求。地层压力地层压力/原始地层压力处于原始地层压力处于0.6-0.50.6-0.5之间，且高于油藏饱和压之间，且高于油藏饱和压力，地层能量基本满足油井排液量的需求。力，地层能量基本满足油井排液量的需求。地层压力地层压力/原始地层压力原始地层压力0.60.6，地层能量不足以满足油井排液，地层能量不足以满足油井排液量的需求。量的需求。第12页/共49页水驱采收率水驱采收率水驱采收率是指水驱采收率是指油藏油藏注水开发结束时注水开发结束
13、时最大累积最大累积采油量与地质储量的比值。采油量与地质储量的比值。反映注水开发油田反映注水开发油田水驱开发效果好坏的综合指标。它的大小受地水驱开发效果好坏的综合指标。它的大小受地质条件的限制，同时也是注入水体积波及系数质条件的限制，同时也是注入水体积波及系数和驱油效率的综合作用结果。对某一具体油田，和驱油效率的综合作用结果。对某一具体油田，由于人为控制因素不同，油田的采收率必定存由于人为控制因素不同，油田的采收率必定存在较大的差异。例如当油田经历层系细分，井在较大的差异。例如当油田经历层系细分，井网调整及注采结构调整等之后，油藏采收率的网调整及注采结构调整等之后，油藏采收率的预测值也会相应发生
14、改变。预测值也会相应发生改变。采收率是反映油藏地质特征、流体性质和开采采收率是反映油藏地质特征、流体性质和开采措施的综合指标。措施的综合指标。第13页/共49页水驱采收率的预测水驱采收率的预测-水驱特征曲线水驱特征曲线注水开发油田累计产油量、累计产水量和累计注水开发油田累计产油量、累计产水量和累计产液量之间的关系曲线称为水驱特征曲线，也产液量之间的关系曲线称为水驱特征曲线，也叫驱替特征曲线。利用水驱特征曲线的分析，叫驱替特征曲线。利用水驱特征曲线的分析，可以预测该油田的可采储量、采收率、动态储可以预测该油田的可采储量、采收率、动态储量、综合含水等开发指标。量、综合含水等开发指标。必要条件：全面
15、注水开发并进入稳定生产以后，必要条件：全面注水开发并进入稳定生产以后，含水达到一定程度（含水达到一定程度（5050）油层非均质越严重，油水粘度比越大，直线段油层非均质越严重，油水粘度比越大，直线段出现和结束的含水阶段都高，油层单一，均质，出现和结束的含水阶段都高，油层单一，均质，油水粘度比小的油田直线段出现和结束时的含油水粘度比小的油田直线段出现和结束时的含水一般较低。水一般较低。水驱特征曲线可归纳为甲型、乙型、丙型和丁水驱特征曲线可归纳为甲型、乙型、丙型和丁型。如何用曲线求得水驱采收率？型。如何用曲线求得水驱采收率？第14页/共49页甲型水驱曲线甲型水驱曲线累积产水量累积产水量与累积产油量关
16、系与累积产油量关系曲线曲线人工水驱人工水驱油藏全面开发并进入稳定生产以后，含水达到一定程度（通常要求达到油藏全面开发并进入稳定生产以后，含水达到一定程度（通常要求达到50%50%以上）并逐步上升时，在单对数坐标纸上以累积注水量的对数为纵坐标，以累积产以上）并逐步上升时，在单对数坐标纸上以累积注水量的对数为纵坐标，以累积产油量为横坐标，二者关系是一条直线，关系表达式为：油量为横坐标，二者关系是一条直线，关系表达式为：式中：Wp累积产水量,104m3；Np累积采油量,104t；A曲线的截距、B曲线的斜率。当含水率为极限含水率当含水率为极限含水率f fwlwl时，到可时，到可采储量采储量N NR R
17、，从而得到采收率：从而得到采收率：式中式中：R RE E 采收率采收率 ，N N 地质储地质储量量，10104 4t t吨，吨，f fwlwl极限水油比极限水油比,m,m3 3/t/t。对上式变化后，得到不同含水率对上式变化后，得到不同含水率fwfw时的累积产油量时的累积产油量NpNp的关系：的关系：第15页/共49页乙型水驱曲线乙型水驱曲线累积累积产液量与累积产油量关系产液量与累积产油量关系曲线曲线累积累积产液量与累积产油量关系曲线在单对数坐标纸上，以累积产液量的对数为纵坐标，产液量与累积产油量关系曲线在单对数坐标纸上，以累积产液量的对数为纵坐标，以累积产油量为横坐标，当水驱过程达到一定程度
18、时，二者关系是一条直线。关系表以累积产油量为横坐标，当水驱过程达到一定程度时，二者关系是一条直线。关系表达式为：达式为：式中：式中：LpLp累积产液量累积产液量，10104 4m m3 3。对上式变化后，得到不同含水率对上式变化后，得到不同含水率fwfw时的累积产油量时的累积产油量NpNp的关系：的关系：当含水率为极限含水率当含水率为极限含水率f fwlwl时，到可时，到可采储量采储量N NR R，从而得到采收率：从而得到采收率：第16页/共49页丙型水驱曲线丙型水驱曲线累积累积液油比与累积产液量关系液油比与累积产液量关系曲线曲线在直角坐标系中，累积在直角坐标系中，累积液油比为纵坐标液油比为纵
19、坐标，累计，累计产液量为横坐标，当水驱过程达到一产液量为横坐标，当水驱过程达到一定程度时，二者关系是一条直线。关系表达式为：定程度时，二者关系是一条直线。关系表达式为：式中：式中：L LP P累积产液量，累积产液量，10104 4m m3 3。N N P P累积产油，累积产油，10104 4t t 对上式变化后，得到不同含水率对上式变化后，得到不同含水率fwfw时的累积产油量时的累积产油量NpNp的关系：的关系：当含水率为极限含水率当含水率为极限含水率f fwlwl时，到可时，到可采储量采储量N NR R，从而得到采收率：从而得到采收率：第17页/共49页丁型水驱曲线丁型水驱曲线累积累积液油比
20、与累积产水量关系液油比与累积产水量关系曲线曲线在直角坐标系中，以在直角坐标系中，以累积液油比为纵坐标，以累计产水量为横坐标，当水驱过程达累积液油比为纵坐标，以累计产水量为横坐标，当水驱过程达到一定程度时，二者关系是一条直线。关系表达式为：到一定程度时，二者关系是一条直线。关系表达式为：式中：式中：L LP P累积产液量，累积产液量，10104 4m m3 3。N N P P累积产油，累积产油，10104 4t t 对上式变化后，得到不同含水率对上式变化后，得到不同含水率fwfw时的累积产油量时的累积产油量NpNp的关系：的关系：当含水率为极限含水率当含水率为极限含水率f fwlwl时，到可时，
21、到可采储量采储量N NR R，从而得到采收率：从而得到采收率：第18页/共49页水驱特征曲线预测的指标只能代表当前的井网、层系和开采条水驱特征曲线预测的指标只能代表当前的井网、层系和开采条件下所能达到的水平。当层系、井网、和开采工艺措施进行重件下所能达到的水平。当层系、井网、和开采工艺措施进行重大调整后，曲线将发生变化，因此应采用调整后的水驱特征曲大调整后，曲线将发生变化，因此应采用调整后的水驱特征曲线进行预测。线进行预测。一般情况下，驱替特征曲线可应用到大小不同的单元，但是单一般情况下，驱替特征曲线可应用到大小不同的单元，但是单元小则受到临时性因素的影响大。单元越大，曲线一般比较光元小则受到
22、临时性因素的影响大。单元越大，曲线一般比较光滑，可靠性大，但计算结果比较笼统，同时大单元中高含水部滑，可靠性大，但计算结果比较笼统，同时大单元中高含水部分和低含水部分产量比例的大幅度调整也会使斜率发生变化，分和低含水部分产量比例的大幅度调整也会使斜率发生变化，形成开发状况变好或变差的假象。因此在标定某一个油田时，形成开发状况变好或变差的假象。因此在标定某一个油田时，要把独立单元标定结果和油田标定结果进行综合分析，得到较要把独立单元标定结果和油田标定结果进行综合分析，得到较为准确的结果。为准确的结果。水驱特征曲线水驱特征曲线-补充说明补充说明第19页/共49页含水采出比含水采出比直接用任一时刻综
23、合含水比与相对应的采出程度之比来评价油直接用任一时刻综合含水比与相对应的采出程度之比来评价油田水驱开发效果。其方法简单田水驱开发效果。其方法简单,所需的资料丰富所需的资料丰富,实用性强实用性强,所计所计算的参数对于不同类型的油藏具有明显的分辨率算的参数对于不同类型的油藏具有明显的分辨率,对于同一油藏对于同一油藏既有随时间变化的特点既有随时间变化的特点,又有良好的一致性又有良好的一致性,也有明显的变化规也有明显的变化规律。尤其是在油田开发中后期律。尤其是在油田开发中后期,其参数趋于稳定其参数趋于稳定,它能真实地评它能真实地评价一个油田水驱开发效果价一个油田水驱开发效果,在油田开发末期在油田开发末
24、期,可以评价油田的最可以评价油田的最终水驱开发效果终水驱开发效果,实际应用效果良好。实际应用效果良好。第20页/共49页含水与采出程度关系曲线含水与采出程度关系曲线下图是北布扎奇油田含水与采出程度关系。从整个下图是北布扎奇油田含水与采出程度关系。从整个油田看，油田基本没有无水采油期，生产初期含水油田看，油田基本没有无水采油期，生产初期含水就快速上升到就快速上升到5050左右，其主要原因一是开发早期左右，其主要原因一是开发早期部分油井距油水边界近或者射孔层为油水同层（底部分油井距油水边界近或者射孔层为油水同层（底水），导致含水快速突破；二是油水粘度比大，加水），导致含水快速突破；二是油水粘度比大
25、，加剧了含水上升速度。剧了含水上升速度。第21页/共49页剩余可采储量采油剩余可采储量采油速度速度 剩余油可采储量的采油速度是指当年核实年产油量除以上年剩余油可采储量的采油速度是指当年核实年产油量除以上年末的末的剩余可采储量的百分数。剩余可采储量的百分数。综合反映了目前开发系统下（井网、注水方式、注采强度等）综合反映了目前开发系统下（井网、注水方式、注采强度等）开发效果的好坏。如果剩余油可采储量的采油速度高，投资开发效果的好坏。如果剩余油可采储量的采油速度高，投资回收期较短，油田开发可以取得较好的经济效益。剩余油可回收期较短，油田开发可以取得较好的经济效益。剩余油可采储量的采油速度低，投资回收
26、期较长。采储量的采油速度低，投资回收期较长。采油速度的高低，一方面取决于油藏的地质特征，另一方面采油速度的高低，一方面取决于油藏的地质特征，另一方面取决于开发部署（开发方式、层系划分、井网、注水方式等）。取决于开发部署（开发方式、层系划分、井网、注水方式等）。剩余可采储量采油速度要科学的控制在合理的水平，不是越剩余可采储量采油速度要科学的控制在合理的水平，不是越高越好。高越好。第22页/共49页剩余油可采储量的采油速度评价标准表剩余油可采储量的采油速度评价标准表(%)(%)第23页/共49页采出程度采出程度油气田某时间的累积产油或产气量与油或气储量的百分油气田某时间的累积产油或产气量与油或气储
27、量的百分比。分为地质储量采出程度和可采储量采出程度。比。分为地质储量采出程度和可采储量采出程度。采出程度可以按油气田计算，也可按单井、井组、区块采出程度可以按油气田计算，也可按单井、井组、区块计算。计算。采出程度反映某时间储量的采出状况，是油气田动态分采出程度反映某时间储量的采出状况，是油气田动态分析的基本问题之一。综合含水与采出程度的关系曲线反析的基本问题之一。综合含水与采出程度的关系曲线反映了水驱效果和油田开发水平。映了水驱效果和油田开发水平。第24页/共49页自然递减率自然递减率是指扣除各种增产措施增加的产量后，老井单位时间内是指扣除各种增产措施增加的产量后，老井单位时间内油气产量的自然
28、变化率或自然下降率，单位是百分数。油气产量的自然变化率或自然下降率，单位是百分数。自然递减率不考虑新井投产及老井各种增产措施所增加自然递减率不考虑新井投产及老井各种增产措施所增加的产量，只考虑老井产量的自然下降。的产量，只考虑老井产量的自然下降。第25页/共49页综合递减率综合递减率 指老井单位时间内油气产量的下降率（或变化率）。指老井单位时间内油气产量的下降率（或变化率）。年综合递减率越年综合递减率越小，小，说明开发效果越好，油气田稳产能力强。说明开发效果越好，油气田稳产能力强。总递减率总递减率 指单位时间内油气田或油气井总产量的变化。包括老井自指单位时间内油气田或油气井总产量的变化。包括老
29、井自然产量、老井措施增油和新井的产量。然产量、老井措施增油和新井的产量。第26页/共49页年产油量综合递减率评价标准表年产油量综合递减率评价标准表(%)(%)第27页/共49页含水上升率含水上升率每采出每采出1%1%地质储量的含水上升值，百分数。地质储量的含水上升值，百分数。含水上率是评价油田注水开发效果的重要指标。不同含水上率是评价油田注水开发效果的重要指标。不同油田，同一油田不同阶段含水上升率变化规律不同。越油田，同一油田不同阶段含水上升率变化规律不同。越小，越好；越大，越差。小，越好；越大，越差。根据有代表性的相渗曲线来确定理论值，各开发阶段根据有代表性的相渗曲线来确定理论值，各开发阶段
30、含水上升率含水上升率实际值与实际值与理论值理论值比较，可以反映水驱效果比较，可以反映水驱效果。第28页/共49页是指是指现有井网条件下与注水井连通的采油井射开有效厚度与井组内现有井网条件下与注水井连通的采油井射开有效厚度与井组内采油井射开总有效厚度采油井射开总有效厚度之之比比，百分数。在油田为了统计方便，与注，百分数。在油田为了统计方便，与注水井连通的采油井射开油层数与井组内采油井射开总油层数之比作水井连通的采油井射开油层数与井组内采油井射开总油层数之比作为注采对应率。为注采对应率。注采对应率注采对应率 20102010年XXXX采油厂油藏经营管理注采对应率台帐月份油井本层系对应水井外层系对应
31、水井合计总井数开井数开井射开总层数对应层数对应层数对应层数对应率（%）1186151126498530 1015 80.3 2187152126898831 1019 80.4 3187152127699034 1024 80.3 4185151126698234 1016 80.3 5184151127298636 1022 80.3 61861521287100136 1037 80.6 71861541297100936 1045 80.6 81861511298100132 1033 79.6 91851481286100832 1040 80.9 101881491301102332
32、 1055 81.1 111881481293101931 1050 81.2 121871471294101732104981.1 制表人：审核人：第29页/共49页注水井洗井是指利用高压水清除注水井井筒及井底附近的污物，减缓和降注水井洗井是指利用高压水清除注水井井筒及井底附近的污物，减缓和降低吸水层段及注水管柱的污染、堵塞和腐蚀结垢。连续两次洗井间隔时间低吸水层段及注水管柱的污染、堵塞和腐蚀结垢。连续两次洗井间隔时间称为注水井洗井周期。称为注水井洗井周期。正常光油管注水井：吸水正常、无明显漏失现象、不出砂或轻微出砂。洗正常光油管注水井：吸水正常、无明显漏失现象、不出砂或轻微出砂。洗井周期井
33、周期6 6个月。个月。分层注水井：洗井周期分层注水井：洗井周期3 3个月。个月。漏失注水井：全井或某个层段启动压力低，洗井时存在漏失情况，每小时漏失注水井：全井或某个层段启动压力低，洗井时存在漏失情况，每小时漏失水量大于漏失水量大于3 3立方米立方米/小时，原则上不洗，根据具体情况定。小时，原则上不洗，根据具体情况定。欠注注水井：低渗欠注井洗井周期欠注注水井：低渗欠注井洗井周期1212个月，污染堵塞欠注井洗井周期个月，污染堵塞欠注井洗井周期3 3个个月。月。出砂注水井：原则上不洗，根据具体情况定。出砂注水井：原则上不洗，根据具体情况定。注聚井：原则上不洗，根据具体情况定。注聚井：原则上不洗，根
34、据具体情况定。其它：投转注井、检管井、测试井、酸化增注井、调剖井、停注井开井，其它：投转注井、检管井、测试井、酸化增注井、调剖井、停注井开井，按工艺方案要求安排洗井；测试井在测试前按工艺方案要求安排洗井；测试井在测试前3 3天安排洗井；生产不正常井在天安排洗井；生产不正常井在出现不正常情况后出现不正常情况后5 5天以内安排洗井。天以内安排洗井。油田或区块平均洗井周期计算：均洗井周期油田或区块平均洗井周期计算：均洗井周期=单井洗井周期总和单井洗井周期总和/洗井总井洗井总井数数u不具备洗井条件时不安排洗井：井场或井筒不具备条件无法洗井；出砂严不具备洗井条件时不安排洗井：井场或井筒不具备条件无法洗井
35、；出砂严重的注水井；一般情况下注水压力大于重的注水井；一般情况下注水压力大于25MPa25MPa时不安排洗井。时不安排洗井。注水井洗井周期注水井洗井周期第30页/共49页注入水水质达标率注入水水质达标率是指无水水质达标指标项数与水质指标项数总数的比率。是指无水水质达标指标项数与水质指标项数总数的比率。注水水质达标率注水水质达标率=（达标指标项数（达标指标项数/指标项总数）指标项总数）100%100%是指流体在管道流动时对管道的腐蚀速度，单位是是指流体在管道流动时对管道的腐蚀速度，单位是mm/amm/a。式中：式中：FF平均腐蚀率，平均腐蚀率，mm/amm/a；m mq1q1、m mh1h1实验
36、前后试片质量，实验前后试片质量，g g；SS试片表面积，试片表面积，cmcm2 2；t t1 1 挂片时间，挂片时间，d d；试片材质密度，试片材质密度，g/cmg/cm3 3。腐蚀速率腐蚀速率n 平均平均腐蚀率的测定方法：将试片悬挂在注水体系内，正常生腐蚀率的测定方法：将试片悬挂在注水体系内，正常生产条件下一个月取出，根据实验前后试片的质量损失计算平产条件下一个月取出，根据实验前后试片的质量损失计算平均腐蚀率。均腐蚀率。其计算公式为：其计算公式为：第31页/共49页水井开井率水井开井率指在册水井当月开井数（水井当月生产时间超过100小时）占水井总在侧井数的比例。水井综合生产时率水井综合生产时
37、率是指水井利用率与水井生产时率的乘积。动态监测完成率动态监测完成率 是指按主要动态监测项目年度计划检查完成的情况。执配率执配率是指注水井执配率是指达到地质日配注量的笼统注水井数与笼统注水井总开井数的比率。达到地质日配注量是指日配注大于或等于100m3的井，日注量不超过配注量的5%；日配注100m3以下的注水井，日注量不超过配注量的5m3；否则为未执配。第32页/共49页注水压损注水压损指从注水泵站到注水井井口的压力损失。压损指从注水泵站到注水井井口的压力损失。压损应应控制在控制在0.9MPa0.9MPa以内以内。注水井措施有效率注水井措施有效率指在统计阶段内注水井措施作业有效井次与注水井措施作
38、业指在统计阶段内注水井措施作业有效井次与注水井措施作业总井次的比率。注水井措施有效是指注水井实施的措施达到总井次的比率。注水井措施有效是指注水井实施的措施达到预期目的。预期目的。主要措施包括酸化、压裂、解堵、补孔等增注措主要措施包括酸化、压裂、解堵、补孔等增注措施。施。注水井措施有效率注水井措施有效率=（有效井次（有效井次/实施总井次）实施总井次）100%100%。注水井检管周期注水井检管周期是指注水管柱最近两次检管作业间隔时间。是指注水管柱最近两次检管作业间隔时间。检管井主要指使检管井主要指使用普通油管，而使用防腐油管等非普通油管的除外。用普通油管，而使用防腐油管等非普通油管的除外。油田或区
39、块平均检管周期计算公式：油田或区块平均检管周期计算公式：平均检管周期平均检管周期=单井检管周期总和单井检管周期总和/检管总井数检管总井数 第33页/共49页注水井资料录取全准率注水井资料录取全准率n指日注水量、油压、套压、泵压、静压、测试、洗井、水质指日注水量、油压、套压、泵压、静压、测试、洗井、水质化验八项资料全准。注水井开井当日要求录取注水量、油压、化验八项资料全准。注水井开井当日要求录取注水量、油压、套压资料，开井达套压资料，开井达2424小时必须参加当月全准率检查。笼统注小时必须参加当月全准率检查。笼统注水井要求每年测指示曲线一次，否则为不全不准。水井要求每年测指示曲线一次，否则为不全
40、不准。分注率分注率n指分注井开井数与注水井开井数的比率。指分注井开井数与注水井开井数的比率。注水井注单层不作注水井注单层不作为为分注井统计。为为分注井统计。分注率分注率=分注井开井数分注井开井数/（水井开井数（水井开井数-水井注单层开井数）水井注单层开井数）100%100%分注合格率分注合格率n是指分注井合格注水总层数与分注井注水总层数的比率。是指分注井合格注水总层数与分注井注水总层数的比率。n分注井每季度均要求进行测配，若该井的层位在日历生产天分注井每季度均要求进行测配，若该井的层位在日历生产天数的数的2/32/3的时间合格的时间合格(或生产期间合格天数或生产期间合格天数6060天天)为该井
41、该为该井该层位合格；某井所有层位在本季度期间合格则该井全井段合层位合格；某井所有层位在本季度期间合格则该井全井段合格；若该井最近一次测配不合格井为分注不合格井，未测配格；若该井最近一次测配不合格井为分注不合格井，未测配井视为不合格分注井。井视为不合格分注井。n公式：公式：分注合格率分注合格率=检查井合格层数检查井合格层数/检查井分注总层数检查井分注总层数100%100%。第34页/共49页 北布扎奇分层注水与笼统注水效果预测第35页/共49页 注水层HNY341封隔器KPX-114A配水器缓冲器注水层注水层注水层压缩式封隔器注水层注水层单流配水器可控洗井阀可控底堵割缝筛管剪切过滤器第36页/共
42、49页地面注水系统效率地面注水系统效率注水系统效率指注水站到注水井井口的效率，包括注水注水系统效率指注水站到注水井井口的效率，包括注水泵机组效率及注水管网效率。系统效率可用下式表示泵机组效率及注水管网效率。系统效率可用下式表示：注=123式中：式中：注注注水系统平均运行效率，注水系统平均运行效率，%；1 1拖动注水泵电动机拖动注水泵电动机平均效率，平均效率，%；2 2注水泵平均效率，注水泵平均效率，%；3 3注水管网平均效率，注水管网平均效率，%。第37页/共49页 注水泵注水泵单机效率单机效率2 2可用流量法测算，可用流量法测算，用下式表示用下式表示：2=0.278（p1-p2）Q/p100
43、%式中：式中：p p1 1注水泵进口压力，注水泵进口压力，MPaMPa；p p2 2注水泵出口压力，注水泵出口压力，MPaMPa；QQ注水泵流量，注水泵流量，m m3 3/h/h；pp注水泵轴功率，注水泵轴功率，KW KW。注水注水管网平均效率计算，对于一个封闭的注水单元，管网平均效率计算，对于一个封闭的注水单元，地面管网效率地面管网效率3 3由由末端能量之和与各注水泵输出能量之和的百分比，计算公式末端能量之和与各注水泵输出能量之和的百分比，计算公式如下：如下：式中：式中：p p4i4i第第i i口注水井井口压力，口注水井井口压力，MPaMPa；p p2i2i注水泵出口压力，注水泵出口压力，M
44、PaMPa；q qvjivji第第i i口注水井注水量，口注水井注水量，m m3 3/d/d；q qvpivpi第第i i台注水泵出口流量，台注水泵出口流量，m m3 3/d/d。第38页/共49页耗水比耗水比是指油藏某一阶段的注水量与该阶段采出油量之比。即是指油藏某一阶段的注水量与该阶段采出油量之比。即每采出一吨原油的注水量。每采出一吨原油的注水量。吨油操作费增长幅度吨油操作费增长幅度在扣除物价上涨因素后，年度油田实际吨油操作费控制在扣除物价上涨因素后，年度油田实际吨油操作费控制状况分为下列三类：状况分为下列三类：u 吨油操作费比上一年有所下降为一类吨油操作费比上一年有所下降为一类u 吨油操
45、作费增加值小于上一年的吨油操作费增加值小于上一年的5 5为二类为二类u 吨油操作费大于上一年的吨油操作费大于上一年的5 5为三类为三类第39页/共49页一、注水开发术语及指标一、注水开发术语及指标二、注水效果综合评价二、注水效果综合评价提纲第40页/共49页从从“注好水、注够水、精细注水、有效注水注好水、注够水、精细注水、有效注水”四个方面确定四个方面确定3030项典型指标构成综合评价指标体系。项典型指标构成综合评价指标体系。3030项典型指标涵盖了注项典型指标涵盖了注采井网、注采关系、井况维护、注水调配管理、注水工艺、注采井网、注采关系、井况维护、注水调配管理、注水工艺、注水能耗、水质处理、
46、注水效果等情况。水能耗、水质处理、注水效果等情况。（一）、综合评价指标的设置及评分标准（一）、综合评价指标的设置及评分标准（一）、综合评价指标的设置及评分标准（一）、综合评价指标的设置及评分标准 在在“注好水注好水”评价方面，确定注采井数比、注采对应率、水质达标率等评价方面，确定注采井数比、注采对应率、水质达标率等1010项典型指标。项典型指标。在在“注够水注够水”评价方面，确定执配率、存水率、地层压力等评价方面，确定执配率、存水率、地层压力等7 7项典型指标。项典型指标。在在“精细注水精细注水”评价方面，确定分注率、油层动用程度等评价方面，确定分注率、油层动用程度等5 5项典型指标。项典型指
47、标。在在“有效注水有效注水”评价方面，确定含水上升率、自然递减率、水驱采收率评价方面，确定含水上升率、自然递减率、水驱采收率等等8 8项典型指标。项典型指标。第41页/共49页一类一类开发水平要求总分达到开发水平要求总分达到8585分以上且分以上且1010项控制类指标有项控制类指标有8 8项达到一类标准；二类开发水平要求总分达到项达到一类标准；二类开发水平要求总分达到7070分以上且分以上且1010项控制类指标有项控制类指标有8 8项达到二类标准或以上。项达到二类标准或以上。计算计算各项指标具体分值时，如果达到一类标准，该项分值各项指标具体分值时，如果达到一类标准，该项分值为满分；达到三类标准
48、时，得分为该项指标权重的为满分；达到三类标准时，得分为该项指标权重的40%40%；达；达到二类标准时，采取以下方法计算：得分到二类标准时，采取以下方法计算：得分=该项权重该项权重（0.4+0.60.4+0.6（参数值（参数值-界定下线）界定下线）/(/(界定上线界定上线-界定下线界定下线)）。如在高含水阶段，中高渗透油藏水驱控制程度为）。如在高含水阶段，中高渗透油藏水驱控制程度为80%80%，则该值得分则该值得分=5=5（0.4+0.60.4+0.6（80-7080-70）/(85-70)/(85-70)）=4=4。（一）、综合评价指标的设置及评分标准（一）、综合评价指标的设置及评分标准（一）
49、、综合评价指标的设置及评分标准（一）、综合评价指标的设置及评分标准第42页/共49页1 1、中高渗透率层状砂岩油藏、中高渗透率层状砂岩油藏（二）各类油藏注水效果综合评价表（二）各类油藏注水效果综合评价表第43页/共49页2 2、低渗透率、低渗透率层状砂岩层状砂岩油藏油藏（二）各类油藏注水效果综合评价表（二）各类油藏注水效果综合评价表第44页/共49页3 3、裂缝型碳酸盐岩裂缝型碳酸盐岩油藏油藏（二）各类油藏注水效果综合评价表（二）各类油藏注水效果综合评价表第45页/共49页4 4、复杂断块复杂断块油藏油藏（二）各类油藏注水效果综合评价表（二）各类油藏注水效果综合评价表第46页/共49页5 5、特低渗透率砂岩特低渗透率砂岩油藏油藏（二）各类油藏注水效果综合评价表（二）各类油藏注水效果综合评价表第47页/共49页 第48页/共49页感谢您的观看！第49页/共49页