注采比1:1，地层能量一定能保持住吗？_阿果石油论坛_阿果石油网_阿果资源网_石油人论坛_阿果石油英才网_石油项目咨询_石油文献查询
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注采比1:1，地层能量一定能保持住吗？
注采比1:1，地层能量一定能保持住吗？
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不一定吧，如果超低渗的话是否会造成压力不均？
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这是个简单的问题，注采比1:1主要是指的是注采体积或者质量守恒，但并没有说注采能量守恒。而且，能量也不应该守恒，如果守恒，人还辛苦的把油采出来干什么？地层能量的衰竭，是采油不可缺少的一部分
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不一定，在超低渗和特低渗油藏会出项压力保持不住的情况，尤其是菱形反九点井网，个人见解！
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注采比1:1一般是只地面上注入流体的体积与采出流体的体积相等，由于油和水的体积系数不一样，所以应该是地层能量是保持不住的，应该会下降！
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注采比分瞬时注采比和累计注采比，若累计注采比为1，就是所谓的注采平衡，即注入的体积等于采出的体积，此时的地层压力就能够保持在原始地层压力的水平上，否则，注采平衡的概念就得重新定义。
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六楼比较权威&&
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学习学下下
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为什么不一定呢？从地下采出了1方油，又注入了1方水，地下的体积没有变化，压力为什么要变化？^_^
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好问题 ，继续关注
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如果渗透率很差，会不会在注入井周围形成局部压裂效果，而无法保持地层能量？另外，如果没有压差，原油怎么采出来呢？
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这要分几种情况：一是能保持住。这大多数是“理想地层”能够实现的。二是地层压力上升。对于有边底水供应的“部分”油藏（田），当注采比不到1时，地层压力能够保持稳定。三是不能保持住。在这个论坛上，曾有一个无效注水的论题，在此各位专家表达了“注入水进入无效层，断层不密封导致注入水外溢、计量上存在问题”等多种观点，你可以查询。我在原采油厂工作时，遇到的多数为注采比大于而地层压力下降的情况。能不能保持住，要用实践来说话。大多是保持不住的，好信的话，可以查一些油田的注采比与压力数据。
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注采比计算应针对同一个油藏或油层进行，若注水漏失或采油窜层，计算时应当扣除或适当劈分，否则，注采比数据就会失真而丧失意义。
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有一个实际油藏，开发初期注采比低，油藏压力下降一半后，增大注水，在累计注采比上升后压力却没有怎么上升
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赞成15楼的。如果存在地层无效注水的话，那么注采比远高于1的时候地层压力也不一定保持程度很高哦。
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地层能量=地层压力么？问题是地层能量是不是保持的住？
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油田上就是用地层压力来衡量地层能量的，压力高，就代表地层能量充足；注水或注气是保持地层能量的主要方法，累计注采比为1就是所谓的注采平衡，也就是采多少注多少，此时的开采方式就是所谓的保压开采（pressure maintenance）；如果注入量=采出量，地层能量就能保持得住；如果注入量&采出量，就保持不住，地层压力就会下降。很多网友说累计注采比&1，地层压力仍然下降，就是注采比的计算有误，把注到别处的水也算到这个油藏头上了。&&
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就是不一定，比如说先期采油但没有注水，后期注水后一段时间内注采比达到1：1，地层能力就恢复不到原始地层压力；我知道的油田注采比都大于1：1了（低渗透油藏，多层），地层能力恢复到原始的80-90%，局部井区的部分层段压力还很低，局部井区的部分层段存在憋压！
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首先，你得保证注水井与采油井是连通的，若不连通，注再多的水也没用；其次，即使不连通，若累计注采比为1，你把憋压井区的高压与降压井区的低压平均后，仍然为原始地层压力。&&
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注采比为1的条件下，在油田实际生产中，地层能量是下降的，注入压力也是不断降低的，只不过幅度可能小一些；所以说有的油藏提倡早期注水或早期注气，提高注采比来保持地层能量！
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地层能量是指压力，注采比为1：1，地层平均压力（体积加权）不会变化太大。但是压力分布肯定会变。渗透率越低，井距越大，压力分布就越不均衡，最高压力和最低压力的差就越大。注水井周围压力高，生产井周围压力低。
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原来大家对这个问题还是比较有讨论的，感谢李老师和各位果友前来指导交流哈。我明天再来跟大家讨论。
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学习了 =700) window.open('http://rs.phpwind.net/E___5454ZHYXPWFG.gif');" style="max-width:700max-height:700" onload="if(is_ie6&&this.offsetWidth>700)this.width=700;" >
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引用第2楼上膳若水于 03:59发表的&&:这是个简单的问题，注采比1:1主要是指的是注采体积或者质量守恒，但并没有说注采能量守恒。而且，能量也不应该守恒，如果守恒，人还辛苦的把油采出来干什么？地层能量的衰竭，是采油不可缺少的一部分 请问，如果注采平衡，注入=采出的，地下的能量为什么会衰竭？
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引用第5楼upcqhh于 15:41发表的&&:注采比1:1一般是只地面上注入流体的体积与采出流体的体积相等，由于油和水的体积系数不一样，所以应该是地层能量是保持不住的，应该会下降！ 你这样说就不对了，注采比一般是地下的，注采平衡好像没有说地面的。
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引用第15楼haochunlian于 16:15发表的&&:这要分几种情况：一是能保持住。这大多数是“理想地层”能够实现的。二是地层压力上升。对于有边底水供应的“部分”油藏（田），当注采比不到1时，地层压力能够保持稳定。三是不能保持住。在这个论坛上，曾有一个无效注水的论题，在此各位专家表达了“注入水进入无效层，断层不密封导致注入水外溢、计量上存在问题”等多种观点，你可以查询。我在原采油厂工作时，遇到的多数为注采比大于而地层压力下降的情况。能不能保持住，要用实践来说话。大多是保持不住的，好信的话，可以查一些油田的注采比与压力数据。 现场的专家还是给了我们很多启示。
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引用第17楼tanghuaiyi于 09:47发表的&&:有一个实际油藏，开发初期注采比低，油藏压力下降一半后，增大注水，在累计注采比上升后压力却没有怎么上升 您好，个人观点，您这个累计的注采比应该是刚等于1，所以油藏压力维持在了增大注水时刻的那个压力，并没有上升，相对来说他是上升了的，不然还是会下降。
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引用第19楼上膳若水于 08:16发表的 回 12楼(cllipe) 的帖子 :地层能量=地层压力么？问题是地层能量是不是保持的住？ 这也是我关心的问题，
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引用第22楼cllipe于 10:06发表的 回 21楼(7861563) 的帖子 :首先，你得保证注水井与采油井是连通的，若不连通，注再多的水也没用；其次，即使不连通，若累计注采比为1，你把憋压井区的高压与降压井区的低压平均后，仍然为原始地层压力。   李老师这句话让我有点启示，憋压井区的高压与降压井区的低压平均后，仍然为原始地层压力。实际上还是平衡的。
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引用第30楼soi于 09:24发表的&&:您好，个人观点，您这个累计的注采比应该是刚等于1，所以油藏压力维持在了增大注水时刻的那个压力，并没有上升，相对来说他是上升了的，不然还是会下降。 累计注采比如果达到1，说明地下采出和注入平衡了，为什么压力不会升到原始压力呢，只能增大到注水时的压力？考虑到孔隙度体积变化，压力上升幅度应该更大才合理呀
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不一定，有些地层由于有裂缝或者溶洞什么的，可能会有很多无效注水，即使注采比为1；1也不一定达到注采平衡。
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引用第33楼tanghuaiyi于 09:40发表的&&:累计注采比如果达到1，说明地下采出和注入平衡了，为什么压力不会升到原始压力呢，只能增大到注水时的压力？考虑到孔隙度体积变化，压力上升幅度应该更大才合理呀 我觉得是不是这样理解，比如说他的压力已经下降到5Mpa（从10Mpa下降到5Mpa），然后此时增大注水量，累计注采比为1，但是油藏压力就维持在5MPa相对于地层压力来说是保持住了。
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学习了！本质和现象一定要区分！为什么牛顿定律到处起作用，而只有牛顿把他研究明白了？因为现象往往是多种科学规律的综合，一般人很难把核心的本质规律区分出来！
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李老师好，我看到有的区块才开采两年，累计注采比就达到了5.46、3.27等，但是地层压力保持水平却低于100%。您对这种现象有何高见啊？
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这种现象主要出现在低渗透储层，由于渗透率低，注入困难，注水井井底压力通常都很高，封隔器很容易失效，环空水泥环也很容易破环，有些地层还被压裂与其他地层连通，因此，很多注入水可能漏失了，流到其他地层去了，但计算注采比时仍然算到这个地层头上，必然得出注采比很高、但地层压力却不能维持的结论，但这是由于计算不当造成的，不是油藏工程理论出了问题，而是计量或计算出了问题。
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谢谢李老师^_^看来这是人为因素造成的，理论是正确的就是出现了人为误差。此外，低渗透储层裂缝的发育也对这些注入水的窜流起到了一个通道影响
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有没有考虑过地层体积系数
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计算注采比时一般用地下体积，也就是说考虑了体积系数，^_^&&
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谢谢李老师的指点。呵呵学到了不少，ps李老师的果果真多啊~~~
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是一定不能保持地层能量的。我们通常认为能，是把地质体当成一个封闭的模型，而实际上不同油藏中，围岩和泥岩都会存在一定的吸水能力，为什么我们注入1000方水却往往采不出1000方液？道理就是这样，当然在高渗油藏中可能楼主的这样猜测可能会成立
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注采比1:1要保持能量稳定必须是封闭地层，不存在无效注水，而实际上很多油藏达不到这个条件，存在无效注水和注入水沿断层等方向前进，所以一般高渗透油藏要求注采比1.2左右，中低渗透在1.3-1.5，低-特低渗透要求1.5-1.8
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学习，学习了！
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理想状态下，是可以的但是实际情况是比较复杂的 有很难确定模型 再说这个参数怎么用要灵活
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通常情况下得大于1:1才能保持平衡
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Time 0.110768 second(s),query:3 Gzip enabled陕西延安合川工贸有限公司二○○六年九月
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&&&& &&&& &&&& &&&&&&&&&&&&&&&&吴旗油沟油田&&&&&&&&地质综合研究及长4+51注水开发方案&&&&（延8、延9、延10、富县组以及长4+51）&&&&&&&&(送审稿)&&&&&&&&陕西延安合川工贸有限公司二○○六年九月&&&&&&&&&&&&报告内容&&&&一、概况二、开发现状三、油田地质基础研究&&&&地层对比与小层划分沉积相研究油藏类型和驱动类型最终水驱采收率注水水质配伍试验构造特征储集层研究储量计算流体性质&&&&&&&&四、油藏工程论证&&&&开发层系划分井网系统单井产能开发方式压力系统注水井单井配注量&&&&&&&&五、整体开发方案设计&&&&开发技术政策界限方案部署开发指标预测&&&&&&&&六、经济评价&&&&经济评价方法和参数经济评价结果&&&&&&&&&&&&一、概况&&&&?油田地理位置及概况&&&&吴起油沟油田位于陕西省吴旗起县白豹乡境内，属黄土源地貌。地表为100～250米厚的第四系黄土&&&&&&&&覆盖，因长期流水侵蚀切割，形成&&&&沟谷纵横、梁峁相间的地貌景观，地面海拨米，地表高差较大，约140～270m。当地气温变化大，四季分明，干旱少雨，年平均降水量400～600mm，属内陆干旱型气候。目前油区矿山公路沿山梁&&&&&&&&而行，区内交通较为方便。&&&&&&&&&&&&?油田构造位置&&&&根据现今盆地构造形态，结合盆地演化历史，盆地内共划分为西缘逆冲带、天环拗陷、陕北斜坡、晋西挠褶带、伊盟隆起以及渭北隆起六大构造单元,研究区位于陕北斜坡西南部。&&&&&&&&&&&&研究内容&&&&本课题主要研究内容：&&&&1、对油沟地区的延8、延9、延10、富县组、三迭系延长组长4+51进行沉积相、砂体展布、储层特征、油气水性质等进行综合&&&&&&&&地质研究；&&&&2、对延8、延9、延10、富县组、长4+51油藏进行储量计算；3、编制油沟油田以长4+51为主力层的注水开发方案。&&&&&&&&&&&&资料使用情况及完成的工作量&&&&1、收集整理170口井的地质、测井、生产动态和分析化验资料。2、对170口井从延4+５—长８进行了系统的地层对比和划分。3、研究延８—富县组以及长４＋５１有效厚度解释参数，并进行了有效厚度解释。4、研究延８—富县组以及长４＋５１储量计算参数，并对其进行了储量计算。5、编制地层对比图、砂层等厚图、沉积相图、砂顶起伏图、有效厚度图、含油面积图、油藏剖面图、栅状图、开发现状图以及井网部署图等图件70余幅。并绘制了120余口井的开采曲线。6、长４＋５１油藏进行油藏工程论证，包括开发层系、开发方式、井网密度和井网形式论证、压力系统分析、单井产能评价、注采井网设计、配产配注、开发指标预测、经济评价等。7．编写《吴起油沟油田综合地质研究及长4+51注水开发方案》报告一份，编制图册一份，编制开采曲线图集一本。&&&&&&&&&&&&取得的主要成果&&&&1、通过研究认为吴起油沟地区为多层系含油区，石油资源丰富。长4+51油藏为构造—岩性未饱和油藏，原始驱动类型为弹性溶解气驱；延10、富县组油藏古地貌残丘上的披盖压实构造油藏，原始驱动类型为边底水驱；延9油藏为岩性油藏，弹性溶解气驱动，部分油藏为边水驱动。&&&&2、主力油层长4+51，储层条件较好；岩石润湿性以弱亲水为主；无～中等偏弱盐敏、中等～弱酸敏、弱～无速敏、无～偏弱水敏、中等碱敏；驱油效率较高（含水98%时为50—52%）。3、油沟油田长4+51含油面积为14.8km2，探明石油地质储量为563.13×104t，可采储量为129.52×104t,溶解气地质储量为7.04×108m3；延8、延9、延10和富县组控制地质储量分别为8.13×104t、88.59×104t、55.45×104t和76.73×104t。4、油沟地区的洛河层水与长4+51油层的地层水，配伍性不好，主要产生BaSO4沉淀物。需要进行室内评价试验，确定水质处理所添加的阻垢剂种类及其剂量。&&&&&&&&&&&&取得的主要成果&&&&5、通过油藏工程论证以及井网系统分析，确定延9、延10、富县组油藏分别采用单独一套井网自然能量开发；长4+51单独采用一套井网注水开发，设计形成了不规则的菱形反九点注采井网，可达到近似菱形反九点井网的水驱效果。6、方案设计动用长4+51含油面积11.7km2，地质储量446×104t。建成采油井共97口，注水井共29口，设计单井平均日产油3.5t，单井日注量20m3。建成年产油能力10.2×104t。预测10年累计采出原油72.t，采出程度16.15％。预测累计注水量246.。7、根据石油行业标准，通过对油沟油田长4+51注水开发方案经济评价，结果表明，方案实施后盈利能力非常强，效益好，税后内部收益率高，为96.31%，投资回收期短，利润高。&&&&&&&&&&&&二、开发现状&&&&研究区试采主力层长4+51&&&&&&&&的井为82口，开采延8层、延9&&&&层、延10层、富县层和长61层的井分别为1口、6口、6口、9口和5口；其余井开采长2、长3、长62～长64、长7、长8、长9；还有一批井未投产。&&&&&&&&&&&&长4+51开发现状&&&&油沟油田主力油层长4+51经过几年的滚动开发，目前形成了井距一般在220—350米左右的基本规&&&&&&&&则的开发井网，控制了&&&&14.8km2的含油面积，探明地质储量563.13×104t，&&&&&&&&溶解气储量7.04×108m3。&&&&所有油井都进行了压裂改造，采用自然能量开采。&&&&&&&&&&&&长4+51开发现状&&&&初期平均单井日产油5.1t，&&&&&&&&油沟油田长4+51开采现状图&&&&&&&&目前平均单井日产油2.75t，综合含水18.2%。截至2006年7月底，长4+51总计产液7.2万m3，其中油6.23万m3，水0.97万m3，采出程度为0.94%，地下亏空体积约为9.3万m3。&&&&长4+51油层试采井单井产量统计直方图&&&&30.025.0&&&&百分数(%)&&&&22.921.4&&&&&&&&初期&&&&&&&&目前&&&&&&&&20.015.010.05.00.01&&&&2.07.1&&&&&&&&18.016.015.714.012.08.64.01.48.65.74.06.02.98.05.716.0&&&&&&&&1-2&&&&&&&&2-3&&&&&&&&3-4&&&&&&&&4-5&&&&&&&&5-6&&&&&&&&6-7&&&&&&&&7-8&&&&&&&&8-9&&&&&&&&=10&&&&&&&&单井日产油(吨)&&&&&&&&&&&&长4+51开发现状&&&&2018&&&&&&&&长4+51开采曲线&&&&16&&&&&&&&日产液、油、水&&&&&&&&长4+51产量下&&&&降快，一般井在一年内产量下降40%左右。&&&&&&&&旗胜38-20&&&&&&&&2&&&&10&&&&&&&&旗胜38-28&&&&&&&&日产液、油、水&&&&201816&&&&日产液、油、水&&&&&&&&本区长4+51油层没有实测的原始油藏压力、油层温度和高压物性资料，也没有流压资料。&&&&&&&&86420&&&&&&&&旗胜38-18&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&延9开发现状&&&&延安组延9油藏分布较局限，单个油藏的含油面积较小，6个油藏共控制了1.21km2的含油面积，控制地质储量88.59×104t。储量丰度高和单井产量较高，目前试采的6口井平均单井日产油10.5t，产量稳定。&&&&242016&&&&&&&&日产(吨)&&&&&&&&1284&&&&&&&&旗胜38-127&&&&&&&&日产液&&&&&&&&日产油&&&&&&&&日产水&&&&&&&&0200510&&&&&&&&200512&&&&&&&&200602&&&&&&&&200604&&&&&&&&200606&&&&&&&&延9油层试采井目前产量统计图&&&&25&&&&21.8&&&&&&&&日产油&&&&&&&&日产水&&&&&&&&日产液&&&&19.818.215.5&&&&&&&&20&&&&17.5&&&&&&&&15&&&&11.3&&&&&&&&13.411.911.210.18.212.3&&&&&&&&105&&&&1.20.2&&&&&&&&3.70.50.6&&&&&&&&3.6&&&&&&&&0旗胜38-127旗胜38-129旗胜38-131旗胜38-148旗胜38-48旗胜38-50&&&&&&&&&&&&延10开发现状&&&&&&&&侏罗系延安组延10油藏总面积1.66km2的含油面积，控制地质储量57.28×104t。目前平均单井日产油6.0t，液量高，部分井含水高。&&&&1412&&&&&&&&旗胜38-127&&&&&&&&日产液、油、水&&&&&&&&1086420&&&&&&&&延10油层试采井目前产量统计图&&&&25.0&&&&21.1&&&&19.9&&&&&&&&20.0&&&&&&&&19.1&&&&16.1&&&&&&&&19.8&&&&16.6&&&&&&&&19.3&&&&&&&&日产油日产液日产水&&&&&&&&15.0&&&&&&&&13.8&&&&11.1&&&&&&&&10.0&&&&&&&&9.87.7&&&&&&&&6.84&&&&3.33.04&&&&&&&&5.0&&&&2.50.70.92.8&&&&&&&&0.0旗胜38-128旗胜38-44旗胜38-49旗胜38-52旗胜38-53旗胜38-185&&&&&&&&&&&&富县组开发现状&&&&&&&&侏罗系富县组两个油藏共1.8km2的含油面积，控制地质储量75.46×104t。试采9口井平均单井日产油4.1t，单井产量较低。&&&&20&&&&&&&&旗胜38-54&&&&&&&&日产液日产油日产水&&&&&&&&16&&&&&&&&日产(吨)&&&&&&&&12&&&&&&&&8&&&&&&&&4&&&&&&&&0200509&&&&&&&&200511&&&&&&&&200601&&&&&&&&200603&&&&&&&&200605&&&&&&&&200607&&&&&&&&富县油层试采井目前产量统计图&&&&25&&&&日产液日产油日产水19.7&&&&&&&&20&&&&&&&&19.015.1&&&&&&&&15&&&&10.311.29.08.06.36.74.32.62.01.74.91.30.6旗胜38-54旗胜38-55旗胜38-58旗胜38-59旗胜38-60旗胜38-617.610.4&&&&&&&&10&&&&&&&&5&&&&&&&&0&&&&旗胜38-130旗胜38-149旗胜38-24&&&&&&&&&&&&延8开发现状&&&&&&&&延安组延８油藏分布非常局限，１控制了０.３９km2的含油面积，控制地质储量8.３１×104t。目前试采的口井平均单井日产油4.97t。&&&&旗胜38-78开采曲线&&&&1086420&&&&&&&&日产液、油、水&&&&&&&&&&&&三、油田地质基础研究&&&&?地层对比与小层划分&&&&&&&&?&&&&&&&&构造沉积相储集层研究储量计算油藏类型和驱动类型流体性质注水水质配伍试验&&&&&&&&&&&&油田地质基础研究&&&&&&&&?地层对比与小层划分&&&&地层对比工作中主要遵循以下原则。&&&&A、标志层对比原则。B、岩性、电性综合对比原则。&&&&&&&&结合鄂尔多斯盆地石油勘探历年来的划分方案，再考虑到油沟油&&&&&&&&田生产实际和油田勘探开发的需要，对油沟油田中生界延安组、富县组、&&&&延长组地层进行了小层划分，具体划分方案如下：延安组小层的划分按照盆地传统的划分方案，即从下到上划分为&&&&&&&&延10—延1十个油层组。富县期河道的下切与充填使得油田区内长1地层&&&&基本剥蚀殆尽，有些地区长2甚至长3地层也遭受了不同程度的剥蚀，将延长组从“张家滩”页岩底界向上划分为长7、长6、长4+51、长4+52、&&&&&&&&长2+长3油层组。&&&&&&&&&&&&地层对比与小层划分&&&&吴起油沟油田地层厚度以及岩电特征表&&&&吴起油沟油田地层厚度及岩电特征表&&&&地层厚度（米）系统组段中粗砂岩与灰黑色泥岩互层钙质砂岩、含砾砂岩与泥岩灰黑色泥岩与厚层细砂岩灰黑色泥岩与薄层细砂岩煤系地层夹灰白色细砂岩灰白色中粗含砾砂岩。灰白色合烁粗砂岩、底部砾岩灰黑色泥岩、灰绿色砂岩互层含油中细砂岩夹薄层泥岩灰黑色泥岩夹砂岩岩性特征电性特征&&&&&&&&延4+5&&&&&&&&60～80&&&&&&&&电阻峰值不高&&&&&&&&延6&&&&&&&&30～40&&&&&&&&高电阻、低声速&&&&&&&&延7中统延安组侏罗系延8&&&&&&&&28～40&&&&&&&&电阻低平&&&&&&&&30～40&&&&&&&&电阻低平&&&&&&&&延9&&&&&&&&20～45&&&&&&&&电阻峰值高&&&&&&&&延10&&&&&&&&60～130&&&&&&&&自然电位偏负呈箱状&&&&&&&&下统富县组&&&&&&&&30～170&&&&&&&&自然珈玛较延10高较高电阻较低时差与上覆层区别高电阻、低时差电性特征与上下覆地层呈过度低电阻、高时差微点极低平、低时差、低电阻高电阻、高自然珈玛&&&&&&&&长3+长2&&&&&&&&140～260&&&&&&&&长4+51&&&&&&&&15～20&&&&&&&&长4+52&&&&&&&&30～35&&&&&&&&三叠系上统延长组&&&&&&&&长61&&&&&&&&30～35&&&&&&&&中细砂岩夹泥岩&&&&&&&&长62-长64&&&&&&&&长7&&&&&&&&长8&&&&&&&&灰黑色泥岩、泥质130～135粉砂岩夹灰绿色细砂岩黑色泥岩、油页岩120～130、凝灰岩夹灰褐色含油砂岩灰黑色泥岩、粉砂80～90质泥岩与灰绿色细砂岩间互层。&&&&&&&&高电阻低声速&&&&&&&&&&&&地层对比与小层划分&&&&&&&&北东-西南（延6-富县）&&&&&&&&&&&&地层对比与小层划分&&&&北东-西南向（延6-富县）&&&&&&&&&&&&地层对比与小层划分&&&&&&&&北西-东南向（延6-富县）&&&&&&&&&&&&地层对比与小层划分&&&&&&&&东西向（延6-富县）&&&&&&&&&&&&地层对比与小层划分&&&&&&&&北东-西南向（长4+51-长61）&&&&&&&&&&&&地层对比与小层划分&&&&&&&&北东-西南向（长4+51-长61）&&&&&&&&&&&&地层对比与小层划分&&&&&&&&北西-东南向（长4+51-长61）&&&&&&&&&&&&地层对比与小层划分&&&&&&&&东西向（长4+51-长61）&&&&&&&&&&&&?构造特征&&&&长4+51砂顶起伏形成了&&&&&&&&油沟油田长4+51砂顶起伏与油藏关系图&&&&&&&&一个大的西倾鼻状隆起，&&&&鼻隆高度30米左右，它对油沟长4+51油藏的形成起到了重要作用。同时在大的鼻状隆起上又发育一些小的局部圈闭，为油气的相对富集起到了一定的控&&&&&&&&制作用。&&&&&&&&&&&&构造特征&&&&&&&&油沟油田富县组砂顶起伏与油藏关系图&&&&&&&&富县砂顶起伏发育两&&&&&&&&条呈北东-西南走向的高&&&&带，两条高带的相对高部位都在西南部，油富&&&&&&&&县油藏就分布在这两条&&&&起伏带上的相对高部位区。油藏严格受构造控&&&&&&&&制，属于古地貌残丘上&&&&的披盖压实构造油藏。边底水驱动类型。&&&&&&&&&&&&构造特征&&&&&&&&油沟油田延10砂顶起伏与油藏关系图&&&&&&&&延10砂岩顶起伏图基本继承了富县组砂顶起伏的形态，&&&&&&&&但构造高点相对分散，幅度变&&&&小。两条砂顶起伏带也呈东北西南走向，两条高带的相对高&&&&&&&&位都在西南部。延10油藏就分&&&&布在这两条起伏带上的相对高位区（西南部），油藏严格受构造控制，也属于披盖压实构造油藏，边底水驱动类型。&&&&&&&&&&&&?沉积微相研究&&&&油沟油田长4+5期属于三角洲前缘亚相沉积，经历了一个完旗胜38-46整的湖进－湖退过程，分流河道微相主要发育在长4+51地层中。长4+51分流间湾微相主要发育在长4+52地层中。2000&&&&40自然电位7080&&&&&&&&油沟地区长4+5单井沉积微相图&&&&旗胜38-37&&&&40&&&&&&&&自然伽玛&&&&&&&&120&&&&&&&&自然电位&&&&&&&&7080&&&&&&&&自然伽玛&&&&&&&&120&&&&&&&&长4+51湖退湖进&&&&&&&&&&&&水下分流河道微相&&&&&&&&油沟地区长4+5沉积微相剖面图&&&&长4+52&&&&2020&&&&&&&&分流涧湾微相&&&&&&&&长4+52&&&&&&&&2040&&&&&&&&湖&&&&&&&&长61&&&&2060&&&&&&&&2040&&&&&&&&水下分流河道微相&&&&&&&&长61&&&&&&&&退&&&&&&&&2060&&&&&&&&分流涧湾微相&&&&&&&&&&&&沉积相研究&&&&&&&&在平面上，长4+5发育两支三角洲前缘水下分流河道，东部河道规模较大，宽度在本区2km左右；西部河道宽度约1—2km，河道发育规模较东部小。在两分流河道之间发育一条分流间湾微相带。同时在南部的广大地区都为分流间湾微相带。目前油沟地区所发现的长4+5油藏主要分布在东西两条分流河道微相带上，这说明本区长4+5层的分流河道微相带是油沟长4+5油藏的主要储集相带。&&&&&&&&&&&&沉积相研究&&&&&&&&油沟地区延9-富县单井沉积微相图&&&&旗胜38-28&&&&50&&&&&&&&油沟油田富县组由辫状河流中的河道微相与河漫滩微相组成，主要发育河道微相，河漫滩微相在本区不发育。油沟地区富县组油藏形成在河道下切较浅、沉积厚度较薄的古残丘上。&&&&油沟地区富县组沉积砂岩厚度与油藏关系&&&&&&&&自然电位&&&&&&&&80&&&&&&&&80&&&&&&&&自然伽玛&&&&&&&&120&&&&&&&&延8&&&&1500&&&&&&&&1520&&&&&&&&延9&&&&1540&&&&&&&&滨湖沼泽泥坪微相&&&&&&&&1560&&&&&&&&曲流河河道微相河漫滩微相&&&&&&&&1580&&&&&&&&延10&&&&辫状河河道微相&&&&1600&&&&&&&&1620&&&&&&&&河漫滩微相&&&&1640&&&&&&&&1660&&&&&&&&辫状河河道微相&&&&&&&&富县&&&&&&&&1680&&&&&&&&河漫滩微相&&&&1700&&&&&&&&辫状河河道微相河漫滩微相&&&&&&&&1720&&&&&&&&辫状河河道微相&&&&&&&&&&&&沉积相研究&&&&&&&&油沟地区富县组地层横剖面图&&&&&&&&古残丘&n&&&&&&&富县组成藏区&&&&&&&&河道&&&&&&&&&&&&沉积相研究&&&&&&&&油沟地区延9-富县单井沉积微相图&&&&&&&&延10油层组由河道微相与河漫滩微相组成，&&&&主要发育河道微相，河漫滩微相在本区不发育。和富县组一样，延10油藏分布在河道下切较浅、沉积厚度较薄的古残丘之上。&&&&延8&&&&50&&&&&&&&旗胜38-28&&&&自然电位&&&&80&&&&&&&&80&&&&&&&&自然伽玛&&&&&&&&120&&&&&&&&1500&&&&&&&&1520&&&&&&&&油沟地区延10沉积砂岩厚度与油藏关系&&&&&&&&延9&&&&1540&&&&&&&&滨湖沼泽泥坪微相&&&&&&&&1560&&&&&&&&曲流河河道微相河漫滩微相&&&&&&&&1580&&&&&&&&延10&&&&辫状河河道微相&&&&1600&&&&&&&&1620&&&&&&&&河漫滩微相&&&&1640&&&&&&&&1660&&&&&&&&辫状河河道微相&&&&&&&&富县&&&&&&&&1680&&&&&&&&河漫滩微相&&&&1700&&&&&&&&辫状河河道微相河漫滩微相&&&&&&&&1720&&&&&&&&辫状河河道微相&&&&&&&&&&&&沉积相研究&&&&&&&&油沟地区延9主要发育滨湖沼泽泥坪微相。在本区发育一条曲河流，其方向基本继承了延10河道河道的方向，但河道非常小。与延10不同的是，延9油藏沿主河道分布在边滩微相带。&&&&油沟地区延9河流与油藏关系图&&&&&&&&油沟地区延9-富县单井沉积微相图&&&&旗胜38-28&&&&50&&&&&&&&自然电位&&&&&&&&80&&&&&&&&80&&&&&&&&自然伽玛&&&&&&&&120&&&&&&&&延8&&&&1500&&&&&&&&1520&&&&&&&&延9&&&&1540&&&&&&&&滨湖沼泽泥坪微相&&&&&&&&1560&&&&&&&&曲流河河道微相河漫滩微相&&&&&&&&1580&&&&&&&&延10&&&&辫状河河道微相&&&&1600&&&&&&&&1620&&&&&&&&河漫滩微相&&&&1640&&&&&&&&1660&&&&&&&&辫状河河道微相&&&&&&&&富县&&&&&&&&1680&&&&&&&&河漫滩微相&&&&1700&&&&&&&&辫状河河道微相河漫滩微相&&&&&&&&1720&&&&&&&&辫状河河道微相&&&&&&&&&&&&?储集层研究&&&&1、储层展布研究区长4+51储层为三角洲前缘水下分流河道沉积。发育两条砂带，东砂带厚度大，沉积稳定，厚度一般在10-15m，最大厚度近20m，物性较好；西砂带厚度较东砂带厚度薄，物性也较东部差，一般厚度9-12m，最大厚度17.3m。在旗胜38-48—旗胜38-22—旗胜38-115一线接近分流间弯地带砂体变薄，粒度变细，砂岩变致密。&&&&&&&&&&&&1、储层展布&&&&&&&&&&&&1、储层展布&&&&研究区延9砂体形成于曲流河，沿旗胜38-70—旗胜38-191—旗胜38-48—旗胜38-29—旗胜38-11—旗胜38-180分布，在西部近东西向，在东部呈南北向分布。砂体厚度变化大，变化范围一般在5-30m，最厚达33.3m。西南部和东北部砂体厚度大，分布相对集中，其它地区砂体厚度相对较小。&&&&&&&&&&&&2、储层特征&&&&长4+51的岩石类型为细粒长石砂岩为主，磨圆度以次棱角状为主，分选较好；胶结类型以孔隙型为主；成份成熟度偏低，结构成熟度较高；填隙物主要由绿泥石、高岭石、硅质、水云母、方解石等组成，填隙物总量为13.8%左右，其中，绿泥石含量较高，其次为高岭石。储层以石英含量较低，长石含量较高，岩屑含量中等为特点。石英含量为18.0-22.5%，长石含量38.1-44.7%，岩屑含量16.8%-20.6%；孔隙度主要分布在8%14.5%之间，平均13.7%，东部地区平均渗透率2.3×10-3μm2,平均面孔率7.4%，排驱压力一般为0.22-0.4MPa，喉道中值半径平均为0.55μm，喉道分选好，分选系数2.79，孔隙直径10μm--100μm，平均55.7μm，属中孔细喉型孔喉组合。&&&&1000.00&&&&&&&&100.00&&&&&&&&10.00&&&&&&&&1.00&&&&&&&&0.10&&&&&&&&0.01&&&&&&&&0.&&&&&&&&SHg（％）&&&&油沟油田长4+51储层压汞曲线特征&&&&&&&&p（MPａ）&&&&&&&&&&&&延安组延9、延10和富县岩石类型以长石岩屑砂岩为主，其次是岩屑&&&&长石砂岩，磨圆度以次棱角状为主，胶结类型以孔隙—加大型。填隙物成份以高岭石、水云母、方解石和白云石为主，石英含量45-55%，长石含量15-17.8%，岩屑含量16.8%-19.1%。-孔隙度平均孔隙度16.8%，平均渗透率为87.7×10-3μm2，平均面孔率12.4%。&&&&旗胜6-38井延10储层压汞曲线特征&&&&&&&&粒间孔是最主要的&&&&&&&&1000.00旗胜6-38延-1318.15旗胜6-38延-.00&&&&&&&&孔隙类型，其次是长石溶孔，排驱压力为0.037MPa—0.067MPa，喉道中值半径平均为1.98μm，喉道分选好，分选系数2.91,中值压力0.66MPa。&&&&&&&&10.00&&&&&&&&1.00&&&&&&&&0.10&&&&&&&&0.01&&&&&&&&0.&&&&&&&&SHg（％）&&&&旗胜6-38井延10储层压汞曲线特征&&&&&&&&p（MPａ）&&&&&&&&&&&&3、储层敏感性、岩石表面润湿性以及水驱油特征&&&&实验表明，油沟油田长4+51储层为无—中&&&&&&&&等偏弱盐敏、中等—弱酸敏、弱—无速敏、无—&&&&偏弱水敏、中等碱敏。长4+51岩石润湿性以弱亲水为主；无水期驱油效率37.5—39%，含水95%时为47.1—48.5%，含水98%时为50—52%，最终为58—59%，驱油&&&&&&&&效率较高。&&&&&&&&&&&&?油藏类型和驱动类型&&&&油沟油田长4+51油藏受岩性和构造双重控制，为构&&&&&&&&造—岩性油藏，油藏未见边底水。原始驱动类型为弹性溶&&&&解气驱，属于未饱和油藏。延10和富县为古地貌残丘上的披盖压实构造油藏，油层连通性好，一般上部为油层，下部为巨厚水层，油藏驱动类型为边底水驱动。延9油藏为曲流河流沉积，河流规模小，砂体相对小，形成的油藏为岩性油藏，一些延9油藏有边水，油藏驱动类型为弹性溶解气驱动或边水驱动。&&&&&&&&&&&&北西-东南向&&&&&&&&东西向&&&&&&&&&&&&北东-西南向&&&&&&&&&&&&?储量计算&&&&有效厚度以及含油面积&&&&&&&&&&&&有效厚度以及含油面积&&&&&&&&&&&&有效厚度以及含油面积&&&&&&&&&&&&储量计算&&&&&&&&油沟油田延8-富县以及长4+51储量计算表&&&&层位井区含油面积(km2)0.390.390.50.140.0.10.320.70.0.51.81..75.66.22.63.63.75.85.194.11.91.72..23.255.97.69&&&&1&&&&&&&&平均有效厚度（米）3&&&&&&&&平均有效孔隙度(小数）0.170.170.170.170.170.170.170.170.170.170.170.170.170.170.170.170.170.170.170.170.14&&&&&&&&原始含油饱和度（小数）0.50.60.60.60.60.60.60.50.50.50.50.50.50.50.50.50.50.50.50.50.55&&&&&&&&平均地面原油密度（g/cm3)0.10.10.10.10.10.10.4&&&&&&&&平均原油体积系数&&&&&&&&原始溶解气油比(方/t)2.22.22.22.22.22.22.22.22.22.22.22.22.22.22.22.22.22.22.22.2125&&&&&&&&石油地质储量(104t)8.318..547.401.201.8.677..820.812.370.860.230.5..13792.22&&&&&&&&溶解气储量(108m3)&&&&&&&&石油储量级别&&&&&&&&延8&&&&&&&&旗胜38-78延8合计旗胜38-129旗胜38-56旗胜38-148旗胜38-180旗胜38-32旗胜38-29延9合计旗胜38-170旗胜38-54旗胜38-44旗胜38-132旗胜38-185旗胜38-69旗胜38-79旗胜38-102旗胜38-136旗胜38-78旗胜38-60延10合计旗胜38-149旗胜38-48富县组合计油沟地区长4+51&&&&&&&&1.031.031.031.031.031.031.031.031.031.031.031.031.031.031.031.031.031.031.031.031.329&&&&&&&&控制控制控制控制控制控制控制控制控制控制控制控制控制控制控制控制控制控制控制控制控制控制控制控制探明探明+控制&&&&&&&&延9&&&&&&&&延10&&&&&&&&富县组长4+51&&&&&&&&7.047.04&&&&&&&&油沟地区长4+5、延8、延9、延10以及富县组探明和控制储量总计&&&&&&&&采用地质储量、储量丰度、千米井深日产油、油藏深度等参数对油沟长4+51油藏进行地质评价，评价结果属中产、中浅层、特低丰度的小型藏。&&&&（长4+51储量丰度为38.05)&&&&&&&&&&&&最终水驱采收率&&&&使用不同方法对油沟油田长4+51采收率进行了计算，同时考虑油层物性、井网规则和完善程度，注水时机以及大部分采油井近一年的试采，使流体性质变差等因素，将长4+51油藏的水驱采收率确定为23%。&&&&&&&&表4-4油沟油田井采收率预测表&&&&驱动方式水驱油效率法经验公式（俞启泰）经验公式（陈元千）类比法数值模拟法平均采收率(%)27.20.&&&&&&&&油沟油田长4+51采收率计算表&&&&备注驱油效率50%&&&&&&&&5种方法结果平均值&&&&&&&&&&&&?流体性质原油性质&&&&油沟油田地面原油性质具有低密度、低粘度、低凝固&&&&&&&&点以及不含硫等特点。油沟长4+51油藏地面原油密度、粘度、凝固点分别为0.850g/cm3、7.40mPa.s、16.9℃;油延安组延8、延9、延10和富县组油藏地面原油密度、粘度、凝固点分别取为0.860g/cm3、10.33mPa.s、14.3℃；长4+51油藏地层原油密度、粘度、溶解气油比分别为0.783g/cm3、1.13mPa.s、125m3/t;延安组延8、延9、延10和富县组油藏地层原油密度、粘度、溶解气油比分别为0.810g/cm3、4.3mPa.s、2.2m3/t,饱和压力为2.3MPa。&&&&&&&&&&&&地层水性质&&&&油沟地区地层水的特点：&&&&1、垂向上从白垩系洛河层、侏罗系延9到三迭系长4+51、长61分带明显，自上而下K++Na2+、Ca2+、Mg2+、Cl-及矿化度逐渐增高，水型由NaHCO3向下变为CaCl2水型。&&&&&&&&2、长4+51、长61地层水中含钡离子（分别为218、1910mg/L），而洛&&&&河层、延9地层水中不含钡离子；3、长4+51、长61地层水中不含硫酸根和碳酸根，而洛河层水含有含硫酸根（641mg/L）。当长4+51或长61地层水与洛河层水混合，必将产生以BaSO4沉淀&&&&&&&&（结垢）。&&&&&&&&&&&&流体性质&&&&&&&&地层水性质&&&&表3-12&&&&化学成分分析项目K++Na+Ca2+Mg2+Ba2+Cl-1SO22CO32HCO3mg/L6410133&&&&&&&&水源旗胜38-11井洛河水分析表&&&&化学成分mmol/Lmmol%分析项目mg/L分析项目mg/L21.81.510.91/11.16.IBrBFe2+Fe3+FNO3NO3NH4&&&&+&&&&&&&&表3-9旗胜38-49井延9地层水分析表&&&&化学成分分析项目mg/L化学成分mmol/Lmmol%分析项目mg/L分析项目mg/L/25874.4&&&&1.45&&&&&&&&///////////&&&&&&&&酚苯环挽酸腐植酸耗氧量&&&&&&&&/////&&&&&&&&K++Na+9.03×104Ca2+Mg2+Ba2+Cl-1SO22CO32HCO.13×487.11.21×103&&&&&&&&S2IBrBFe2+Fe3+FNO3NO3NH4+CO2&&&&&&&&///////////&&&&&&&&酚苯环挽酸腐植酸耗氧量&&&&&&&&/////&&&&&&&&19.9&&&&&&&&CO2总值1.75×10344.2&&&&&&&&总值&&&&&&&&2.72×105&&&&&&&&765&&&&&&&&水性系数&&&&&&&&NaCl0.82?2SO4&&&&1.75g/L；44.2×103mmol/LNa2SO4&&&&&&&&水性系数&&&&&&&&NaCl?＝0.&&&&27.2g/L；765mmol/LNa2SO4&&&&&&&&总矿化度水型分类&&&&&&&&总矿化度水型分类&&&&&&&&&&&&表3-10旗胜38-40井长4+5水分析表&&&&化学成分分析项目K++Na+Ca2+Mg2+Ba&&&&2+&&&&&&&&1&&&&&&&&表3-11旗胜38-47井长61水分析表&&&&化学成分&&&&mg/L/////&&&&&&&&化学成分mmol/Lmmol%分析项目mg/LS2IBrB&&&&3-&&&&&&&&化学成分mmol%分析项目mg/L分析项目mg/LS2IBrBFe2+Fe3+FNO3NO3NH4+CO2///////////&&&&酚苯环挽酸腐植酸耗氧量&&&&&&&&mg/L3.21××10/0152&&&&4&&&&&&&&分析项目酚苯环挽酸腐植酸耗氧量&&&&&&&&分析项目K++Na+Ca2+Mg2+Ba2+Cl-1SO22CO32HCO3-&&&&&&&&mg/L4.07×31.27×38.19×104/0126&&&&&&&&mmol/L1.77×.92.31×103/&&&&0&&&&&&&&1.40×.591.76×10/02.49&&&&&&&&///////////&&&&&&&&/////&&&&&&&&Cl&&&&&&&&-1&&&&&&&&Fe&&&&&&&&2+&&&&&&&&SO2&&&&&&&&2-&&&&&&&&Fe3+FNO3NO3NH4+CO2&&&&&&&&CO32HCO3-&&&&&&&&2.07&&&&&&&&总值&&&&&&&&1.02×105&&&&&&&&3.34×103&&&&&&&&总值&&&&&&&&1.34×105&&&&&&&&4.35×103&&&&&&&&水性系数&&&&&&&&ClNa4.762Mg2?&&&&102g/L；3.34×103mmol/LCaCl2&&&&&&&&水性系数&&&&&&&&ClNa5.162Mg2?&&&&134g/L；4.35×103mmol/LCaCl2&&&&&&&&总矿化度水型分类&&&&&&&&总矿化度水型分类&&&&&&&&&&&&?注水水质配伍性试验&&&&本次配伍性试验所采注入水&&&&分析项目K+NaCa&&&&2+2+++&&&&&&&&表3-12&&&&化学成分mg/L6410133&&&&&&&&水源旗胜38-11井洛河水分析表&&&&化学成分&&&&分析项目K++Na+Ca2+Mg2+Ba&&&&2+&&&&&&&&表3-10旗胜38-40井长4+51水分析表&&&&化学成分mg/L3.21××10/0152&&&&4&&&&&&&&化学成分mmol/Lmmol%分析项目mg/L分析项目mg/LS2IBrB&&&&3-&&&&&&&&mmol/Lmmol%分析项目mg/L分析项目mg/L21.81.510.91/11.16.6802.18S&&&&2-&&&&&&&&来自油沟地区水&&&&源旗胜38-11井的洛河层水，经过长庆油田公司勘探开发研究院分析试验中心分析，注入水水型为NaSO4型，总矿化度为1.75g/L，不含Ba2+SO4和CO3&&&&2-&&&&&&&&///////////&&&&&&&&酚苯环挽酸腐植酸耗氧量&&&&&&&&/////&&&&&&&&1.40×.591.76×10/02.49&&&&&&&&///////&&&&-&&&&&&&&酚苯环挽酸腐植酸耗氧量&&&&&&&&/////&&&&&&&&I&&&&&&&&Mg&&&&&&&&Br&&&&&&&&Ba2+Cl&&&&-1&&&&&&&&BFe&&&&2+&&&&&&&&Cl&&&&&&&&-1&&&&&&&&Fe&&&&&&&&2+&&&&&&&&SO22CO3&&&&2-&&&&&&&&Fe3+F&&&&-&&&&&&&&SO22CO32HCO3&&&&-&&&&&&&&Fe3+FNO3NO3&&&&&&&&HCO3-&&&&&&&&NO3NO3&&&&-&&&&&&&&////&&&&&&&&-&&&&&&&&NH4+CO2&&&&&&&&NH4+CO2总值1.02×3&&&&&&&&，&&&&&&&&总值&&&&&&&&1.75×103&&&&&&&&44.2&&&&&&&&2-含量为641&&&&&&&&水性系数&&&&&&&&mg/L。&&&&&&&&NaCl0.82?2SO4&&&&Na2SO4&&&&&&&&PH=6.8&&&&&&&&水性系数&&&&&&&&ClNa4.762Mg2?&&&&CaCl2&&&&&&&&pH=6.2&&&&&&&&总矿化度水型分类&&&&&&&&1.75g/L；44.2×103mmol/L&&&&&&&&总矿化度水型分类&&&&&&&&102g/L；3.34×103mmol/L&&&&&&&&&&&&注水水质配伍性试验&&&&旗胜38-11井地层水和旗胜38-40井长4+51地层水配伍性试验结果（50℃）旗胜38-11/旗胜38-40（长4+51）V/V0/101/92/83/74/65/56/47/38/29/110/0&&&&&&&&水源样与长4+51地层水（旗胜38-40）按不同比例混合，均产生沉淀物，结垢总量为37.64-360.21mg/L之间，其成分为Ba(Sr)SO4和CaCO3，主要以Ba(Sr)SO4为主。两种水在地面条件下混合结垢量大于100mg/L，&&&&&&&&结垢种类和结垢量Ba(Sr)SO4(mg/L)CaCO3(mg/L)结垢总量(mg/L)258...2.8....0&&&&&&&&根据中华人民共和国石油天然气行业&&&&标准/T5SY329-94（碎屑岩油藏水质标准推荐指标及分析方法），属配伍性不好。直接注入将对油层造成伤害，&&&&&&&&需要进行水质处理，以达到或接近注&&&&入水质要求的标准。为此，还需要进行室内评价试验，确定水质处理所需阻垢剂的种类及其剂量。（行业标准推荐结垢控制指&&&&&&&&备注两种水在地面条件下混合结垢量大于100mg/L，配伍性不好&&&&&&&&标：BaSO42.5mg/L)&&&&处理建议&&&&&&&&&&&&报告结束谢谢！&&&&&&&&&&&&&&&&&&&& 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