特高含水期强化采液提高采收率可行性分析

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平湖油藏特高含水阶段提高采收率措施研究

王庆勇，国新，马张凤喜
（上海石油天然气有限公司，上海２０４）００１
摘
要：平湖油气田花港组油藏经过１３年的开发，出程度４％，采１油田综合出程度、高含水条件下，特剩余油分布复杂且无后备资源接替的情况，结合该油田的实际，出了以精细分析隔夹层类型提
及地层对比，建立地质模型，进行数值模拟研究，究剩余油分布；研进行了层系重组、油田卡堵水、井复查、老开发油水同层及含油水层、关井压锥、流开采等方法，高采收率，轮提减缓油田产量递减。通过这些方法的选择运用，油田生产上取得了较在
平湖油气田位于东海陆架盆地西湖凹陷平湖构造带中部，主要目的层段是始新统平湖组及渐新统
花港组，中花港组储层富含轻质油层。花港组储其
平湖油藏水体能量充足、油水黏度比小、含水及采出程度都比较高，高采收率难度很大。平湖油提藏温度１４～１２℃ ，０１原油性质及油藏类型等不适合聚合物驱提高采收率。在这种情况下，文根据平本湖油藏流体及储层物性特点，有针对性地提出了一些在特高含水阶段提高采收率的措施 ¨ Ｊ。
好的效果，为特高含水阶段油田开发措施选择具有一定的参考意义。
关键词：特高含水期；提高采收率；措施
中图分类号：Ｅ５Ｔ３７文献标识码：ＡＤＩ１．９９ｊｉｎ１０２３．０１０．７Ｏ：０３６／．ｓ．０８— ３６２１．４０３ｓ

文15块特高含水期提高水驱采收率实践与认识

文15块特高含水期提高水驱采收率实践与认识X曹克云1,宗宝智1,严　辉1,王兆田1,李学伟2,王福东1(1.中原油田采油一厂;2.中原油田地质录井处,河南濮阳　457171) 摘　要:文15块自2002年进入特高含水期。

本文针对井况损坏严重、采出程度高、剩余油分布复杂零散的开发形势,进行精细构造、储层和剩余油研究,将井网恢复与开发调整相结合;充分利用砂层间隔夹层分布稳定的特点,对二类层按照物性进一步重组细分;对三类层按照砂体形态细分;对断块内部小断层和边部构造控制剩余油通过高效调整井和注采完善进行挖潜。

通过有针对性的精细调整、精细挖潜,可采储量得到增加,采收率由49.9%提高到54.92%,提高了5.02个百分点。

关键词:特高含水期;水驱采收率;重组细分;文15块中图分类号:T E349 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)08—0038—021　地质特征和开发历程文15块区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文留构造北部,含油面积2.7km 2,地质储量579×104t ,为中孔中渗复杂断块层状油藏,油藏平均埋深-2270m,平均孔隙度一般在20%～27%之间,平均渗透率介于50～300×10-3L m 2之间,沉积类型为深-半深湖三角洲前缘沉积,纵向上砂岩发育,成组性好、稳定,砂层间隔夹层分布稳定,层间非均质性较为严重,平面和层内非均质性较弱。

文15块1979年6月正式投入注水开发,开发初期采取稀井网、粗层系的基础井网合注合采布;1985～1989年开始全面细分加密调整;1990年后细化构造研究,在构造高部位和断层附近进行高效调整;1998年以后综合含水达到87%以上,开发对象全面向二、三类层转移,一类层抽稀井网,注采系统逐步向断块边角转移;2002年以后区块进入特高含水开发阶段,在强化油藏精细描述和油藏动态监测工作的基础上,不断寻找平面和层间差异,通过老井侧钻、更新等技改手段恢复完善二、三类层注采井网,强化二、三类层进一步细化;同时深化低序级断层和微构造认识,并在此基础上进行高效调整和重建注采井网。

特高含水期油藏精细管理方法

质砂岩油田。

大庆油田历经60余年的开发，始终以高水平、高效益为目标；以解决“层间、层内、平面”问题为核心，在持续的实践与探索中，形成了完善的油田开采理论以及与之相匹配的开采技术。

特高含水期油田的储采严重失衡，剩余油严重分散，液油比迅速上升，挖潜难度极大。

因此，应以“控含水、控递减、提高采收率、提高难采储量动用程度”作为精细管理的最终目标。

以大庆长垣油田为例，储层的非均质特点对最终的油田开发效果产生重要影响。

上世纪末，喇萨杏油田通过全面的地质调查，采用垂直上细分沉积单元、平面上细分沉积微相的方式，构建了大庆长远油田的砂体沉积模式，并创立了“模式绘图法”，得到了大范围的实践应用。

步入21世纪后，无论是三次采油力度还是综合调整的力度都有了显著提升，调整对象也从层间逐渐转向了层内，厚油层底部的低效、无效循环和顶部的剩余油共存[2]。

在这种情况下，如果只认识到河道砂体的非均质特点已经无法满足开采需求，因此开始倾向于河道类型划分、层次划分等河道砂体的非均质性描述的研究。

比如，关于曲流河型砂体的研究，分别从复合河道砂体识别、单一河道的识别、单一点坝、点坝内侧积体与侧积夹层识别、内部构型的三维地质建模五个方面进行研究，加深了对曲流河型砂体平面和层内的非均质性特点的认知。

当油田的采收进入中后期，油水比会越来越高，粘结度也会发生很大变化，从而给注水开采带来困难。

该时期的油藏特点决定了无水采油的时间非常短，采收过程中几乎不可能是成片的油藏。

见水之后，油藏的含水率会迅速上升，然后便会呈现高含水、特高含水现象。

为了提高有产量，往往会采用强注强采的方法，从而在短时间内获得满意的采收率，而且并不会立刻产生其他不良影响。

但实际情况却是，地下油水的分布已然发生了翻天覆地的改变，水油比越来越大，给后期开发、开采造成很大阻碍。

如果仍然用早期的油藏来描述这一阶段的油藏特点，显然无法达到开采要求，所以要针对特高含水期油藏的具体特征来构建剩余油的预测模型，利用精细化系统模型分析剩0 引言我国的油藏管理的研究开始于20世纪90年代中期，阎存章、杜志敏、张朝琛等学者先后在江苏、胜利、中原等老油田进行了实践调查与研究。

特高含水期提高水驱采收率影响因素以胜利断块油藏为例

Value Engineering 0引言胜利油区断块油藏目前已进入特高含水期，平均采收率32.4%，同美国等国家同类型油藏采收率（40%～50%）相比，采收率差距较大，说明断块油藏蕴藏着较大潜力[1-2]。

作为廉价、高效的驱油流体和地层压力维持介质，以及操作相对简单安全、技术成熟的开发方式，注水开发目前仍然是复杂断块油藏首选的高效开发技术[3]。

长期以来，断块油藏为胜利油田持续稳定发展做出了重要贡献[4]。

截止2010年底，胜利油田断块油藏已累计动用地质储量和累计产油量分布占到胜利油田的31.5%和38.2%，在胜利油田占有重要地位。

因此，研究胜利断块藏特高含水期提高水驱采收率影响因素，对于提高水驱采收率，对降低采油成本、稳定油气产量、满足国内经济发展要求意义重大。

本文试图从水驱采收率定义出发，基于现场应用的角度对胜利断块油藏特高含水期提高水驱采收率影响因素作一探讨。

1水驱采收率的定义对于水驱油田来说，采收率为水驱驱油效率及波及系数的乘积[5-6]，可表示为：E R =E D ·E V =E D ·E A ·E H （1）该公式基本反映了提高采收率的机理，即要提高采收率就要增大波及体积、提高驱油效率。

可见，影响水驱油效率和水驱波及系数的因素即为影响水驱采收率的因素。

对某一水驱油田，其驱油效率主要取决于油层的固有性质；波及系数除取决于油层性质外，还取决于油藏的开采方法[7]。

2影响水驱采收率的主要影响因素2.1驱油效率的影响因素影响驱油效率的因素主要包括孔隙结构、原油性质、过水倍数等[7]。

对于特定的油藏，原油性质和孔隙结构改变难度较大。

理论研究表明，特高含水开发阶段，增加过水倍数，是提高驱油效率的主要途径[8]。

永安油田永12断块永12平3井经过提液，使其单井可采储量从7.61×104t 增加到9.25×104t ，增加1.64×104t ，采收率提高8.56%，累计增油近0.8×104t ，取得较好的开发效果。

深度开发高含水油田提高采收率问题的探讨

深度开发高含水油田提高采收率问题的探讨发布时间：2022-06-23T07:12:02.350Z 来源：《中国科技信息》2022年第33卷2月第4期作者：鲁金凤1, 闫旭光2, 王欢欢2, 刘启2 [导读] 随着社会的不断发展，石油行业也是越来越受到人们的重视鲁金凤1, 闫旭光2, 王欢欢2, 刘启21.延长油田股份有限公司下寺湾采油厂勘探开发研究所，陕西延安，7161002. 西安阿伯塔资环分析测试技术有限公司，陕西西安, 710000摘要：随着社会的不断发展，石油行业也是越来越受到人们的重视，而在石油行业中，高含水油田的开采一直都是一件较为重要的事情，只有在深度开发高含水油田的时候保证采收率的提高，才能够更好的推动石油行业的发展。

因此本文将通过高含水油田概述、深度开发高含水油田的阶段性特点分析、高含水油田深度开发过程中存在的问题以及深度开发高含水油田提高采收率的具体措施等几个方面对其进行具体的研究分析，希望能够为高含水油田开采工作更加顺利的进行贡献自己的一份力量。

关键词：高含水油田；采收率；问题；具体措施石油作为战略性资源之一，其在国家建设发展中所能够起到的作用越来越重要。

而针对现阶段石油行业来看，高含水油田的开发对于整个石油行业发展都有着极其重要的意义，但同时在深度开发高含水油田的过程中也面临着提高石油采收率的问题，而也只有采取相关措施提高了高含水油田的采收率，才能够更加有效的推动石油开发工作的进行。

1 高含水油田概述在普通油田中，水的含量和石油含量是相差无几的，这种油田中的石油会和水进行充分的融合，水层也比较薄，开采起来石油的质量也无法得到保证。

而当对普通油田进行一定程度的开采之后，其便会进入高含水时期，高含水油田中的水层厚度则要高于普通油田，这主要是因为纯度越高的石油，密度便会越大，自然而然也就不会与水溶于一起，而是出现分层的现象。

高含水油田中的水层比较厚，石油纯度也比较高，在这种油田中开采出来的石油质量将会更好一些，不过高含水油田的深度开挖同样也会受到多方面因素的影响，只有保证了高含水油田的深度开发采收率，才能够更好的实现石油资源的有效利用，因此在石油行业中深度开发高含水油田提高采收率一直都是一件比较重要的事情。

高含水期油田提高采收率的有效措施

高含水期油田提高采收率的有效措施随着油田开发的不断推进，高含水期油田的开采已经成为了当前油田开发的一个重要问题。

高含水期油田的开采效率低、采收率低是目前油田开发面临的一大难题，怎样有效地提高高含水期油田的采收率，已经成为了许多油田开发者所迫切需要解决的问题。

采取有效措施提高高含水期油田的采收率具有重要的意义，以下是一些有效的提高高含水期油田采收率的措施。

一、合理确定开采方案在高含水期油田，由于油水井混采和注水采油比例高，导致采收率低，首先需要合理确定开采方案。

合理确定开采方案，可以提高油井的单井产量，降低生产成本，提高含水期油田的开采效率。

在确定开采方案时，需要充分考虑油藏地质特征、油藏物性、含水层分布等因素，采用合理的开采技术，采取合理的注水周期和注水量，加强生产管理和控制，提高采收率。

二、加强油藏改造在高含水期油田，由于地表水对油藏的影响，使得油藏中的有效油层被水淹没，导致采收率低。

加强油藏改造，是提高高含水期油田采收率的有效措施之一。

油藏改造主要包括油藏调整、提高复杂油藏采收率、提高含水油藏采收率等方面。

通过合理采用各种注水压力、注水量和注水周期等技术手段，调整油藏的产油构造，提高含水期油田的采收率。

三、提高采收系统效率在高含水期油田，采收系统效率低也是造成采收率低的一个原因，为了提高高含水期油田的采收率，需要提高采收系统的效率。

提高采收系统效率，需要采用先进的采收技术，改进生产工艺，提高油田的开采效率。

注重提高采收系统的自动化程度，加强对采收系统的管理和维护，对采收系统进行地面设施改造与提升，以提高采收系统的效率，从而提高高含水期油田的采收率。

四、加强注水管理在高含水期油田，加强注水管理也是提高采收率的一个关键。

注水是高含水期油田采收率低的主要原因之一，加强注水管理，有效控制注水量和注水周期，减小油藏的含水量，提高油水比，提高高含水期油田的采收率。

注水管理包括注水井的选址、注水井的生产工艺、注水井的控制等方面，需要充分重视，加强管理，提高注水效率，提高高含水期油田的采收率。

油田高含水期稳油控水采油工程技术

油田高含水期稳油控水采油工程技术1. 引言1.1 油田高含水期稳油控水采油工程技术的重要性油田高含水期是指油田产量中水含量较高的阶段，通常是指油井产水量超过50%的阶段。

在油田开发中，高含水期是一个非常常见的阶段，而如何有效地稳油控水、提高采收率成为油田管理者和工程技术人员面临的重要挑战。

稳油控水是保证油田生产经济效益的关键。

在高含水期，油井产水量增加，油井产油量减少，如果不及时采取措施稳定油井产量，将导致油田整体产量下降，进而影响油田的经济效益。

稳油控水可以延长油田的生产寿命。

高含水期对油田产量的影响是不可避免的，但通过有效的稳油控水技术，可以延缓油田产量的下降速度，延长油田的生产寿命，充分挖掘油藏潜力。

稳油控水还可以降低油田生产中的安全风险。

在高含水期，油井产水量增加，可能引发油井失稳、油田漏油等安全问题，通过稳油控水技术可以有效降低这些安全隐患，保障油田生产安全。

油田高含水期稳油控水采油工程技术的重要性不言而喻，只有通过有效的技术手段和管理措施，才能更好地应对高含水期带来的挑战，实现油田的稳定生产和持续发展。

1.2 油田高含水期的定义和特点油田高含水期是指油田产液中水含量大幅度增加，达到一定阶段的时间段。

在油田生产运行过程中，随着时间的推移，原油中水含量逐渐增加，导致油水比逐渐下降，特别是在油井长时间生产后，油井的产液中水含量逐渐增多，进入高含水期。

油田高含水期的特点主要包括以下几个方面：油田产液中水含量明显增加，原液品位下降，导致采收率降低，产量逐渐减少；油藏渗透率下降，原油粘度增加，采油难度增大；油井产液中水含量不均匀分布，造成油井产量差异，影响整体采收效果；高含水期持续时间较长，对油田的整体开发与产量影响较大。

针对油田高含水期的特点，需要采取相应的稳油控水技术，以保证油田的稳产和高效开采。

2. 正文2.1 油田高含水期稳油控水采油技术的原理和方法1. 油层物理化学特性分析：在油田高含水期，油层的物理化学特性会发生变化，影响油水分离效果和采收率。

濮城油田沙二下油藏高含水后期深度开发提高采收率实践

考
１．１油藏概况
濮城沙二下油藏是一个埋藏深、含油层系多、非均质性严重的断块油气田，油藏平面上由濮城主体东、西、南沙二下和文５ｌ块四部分构成。从向上划分８个砂层组、储层划分为５０个流动单元，到２０１２年底，已动用含油面积１７．２ｋｍ２，石油地质储量３６５０￣１０４ｔ，标定可采储量１４２９ｘｌ０４ｔ，标定采收率３９．１４％。油藏埋深一２５５０ —２９００ｍ，油水界面为一２８１０ｍ，部分砂组有气顶。孔隙度１９．５％，渗透率１０１．８ｏｒＤ，属中孔、中渗油藏。沉积特
濮城油田沙二下油藏高含水后期深度开发提高采收率实践
郭宏基张岩刘海涛王羽君温爱霞
（中原油田采油二厂地质研究所河南省濮阳市４５７５３２）摘要：针对高含水油藏后期二次开发，提出进一步提高水驱采收率的前提和关键是要认识地下剩余油形成的原因及其分布规律，明确了剩余油挖潜的方向，提高油藏的采收率。关键词：濮城油田；高含水后期；剩余油挖潜；采收率中图分类号：ＴＥ３５７文献标识码：Ｂ文章编号：１００４ — ７３４４（２０１３）２０ — ０２８０ — ０２
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厂／
２开发后期深度开发的实践与认识
２．１高含水油藏后期剩余油分布研究

中高渗透普通稠油油藏特高含水域放差提液的探索与实践

南Ｉ科技２１年第期０２３
石油地质
中高渗透普通稠油油藏特高含水期放差提液的探索与实践
李长胜胡容蔡
中石化江汉油田分公司开发处摘要
茂
４３２湖北潜江３ｌ４
中高渗透普通稠油油藏进入特高含水期后，如何进一步提高采收率是当前油田开发面临的重要课题：为了探索该类油藏
保持水平、最佳提液时机及不同含水时期的最佳提液量。从数值模拟结果可以看出，提液开发能够较大幅度提高采收率，各提液方案提高采收率范围为３％３％。现从压力保持水平、提液时机、液倍数．一３６提几个方面分析影响提液效果的主要因素。压力水平：保持在原始地层压力的８％一００９％时最有利于提液。主要原因是，低压低驱替速度虽有利于增大水驱波及体积，但由于沙三中水油流度比高，低压低驱替速度不利于提高水驱油效率；高压高驱替速度虽有利于提高水驱油效率，却易于造成注入水指进从而降但低了水驱波及体积；当驱替压力、驱替速度达到一个合理值（０一８％９％）０就能使得水驱油效率和水驱波及体积之积达到最大值，从而获得最大水驱采收率。提液时机：中低含水期提液效果更好，高含水期提液仍有效果．．相同提液倍数下，含水低于６％液的效果明显好于含水高于６％提０提０液的效果；高含水期提液仍有一定效果，提液２以上仍可提高采收倍率３％以上。提液倍数：提液倍数在２倍一倍时，采收率较大，提液３．５５倍时采收率达到峰值。（２）合理排液量和注采比分析。通过建立地下原油粘度２００

油井提液技术改进与应用

油井提液技术改进与应用摘要：岩心实验数据分析显示，当含水达到95%，不同渗透率储层随着井底流压下降含水上升率均在0.4以下，说明降低井底流压对含水上升影响不大，因此，可通过大泵深抽提液措施直接提高单井产量。

胡庆油田经过多年开发已经进人特高含水期，提液已成为提高油井产量的重要技术手段，目前提液措施实施仍然收到一些限制，本文针对这些问题展开讨论，并对下一步改进完善提出了一些建议。

关键词：高含水减载大泵提液1 概况根据岩心实验,含水在90％以上以后，产液量因随含水不断上升成倍数增加, 对胡7块岩心实验数据分析，当含水达到95%，不同渗透率储层含水上升率均在0.4以下。

也就是说在特高含水阶段，提液措施对含水上升影响不大。

因此提液仍是特高含水期增加产油量和可采储量的有效调整措施，但目前提液措施实施受到限制，主要体现在两个方面。

一是五吋半套管井的大泵深抽提液，由于受抽油设备符合极限及抽油杆的强度制约，不能满足开发需求。

对于主力高含水区块，为提升开发效果，应用深抽减载设备，但受其结构制约，在生产过程中，出现了卡杆柱、限流等问题。

二是四吋套油井受套管直径限制，目前成熟的能够实现ϕ 44mm及以下泵径的生产及应用，对于ϕ57mm及以上泵径提液需要配套脱接器，实施过程中发现脱接器易发生脱不开、接不上、断、卡等问题，不能适应井下环境复杂，影响了推广应用。

2 深抽减载工艺为了扩大深抽减载装置适用范围，提出如下改进建议。

一是将原减载器的柱塞由空心改为实心，柱塞直径缩小为原来的64%，活塞直径缩小为原来的81%，经过计算，改进后的柱塞的抗拉强度提高了1.3倍，同时增加了减载器下入深度的适应性。

二是将过液通道由内孔过液改为环空过液，改进后过液通道截面积增大了2.3倍，提高了减载器的过液能力，使其可以满足更大排液量油井的需求。

三是将单筒结构改为双筒结构，为砂、垢等杂质提供了下沉通道，这样能够满足轻微出砂井的需求，扩大了减载器的适用范围。

油田高含水期开发技术

油田高含水期开发技术研究[摘要]：我国陆上大部分油田开发主要采用注水开发方式，并且大多已进入高含水开发期。

目前还有相当大一部分的储量要在高含水期采出，高含水期是油田开发的重要阶段。

本文通过分析高含水期剩余油分布与规律，提出了高含水期油田开发的调整方法，对此类油田开发有一定借鉴价值。

[关键词]：好含水期剩余油分布调整方法中图分类号：te133+.2 文献标识码：te 文章编号：1009-914x（2012）20- 0040 -01一、引言随着石油消耗的增加及储量的减少，提高原油的采收率成为了一项长期的、艰巨的任务，是一项综合采用各种高新技术的大的系统工程，它贯穿于油田开发的始终。

世界石油工业发展至今，许多油田已经进入后期开采阶段，而地下可采储量仍然很大，所以为了提高原油的最终采收率，世界各国一直在不断地探索新的技术与方法。

在油气开发策略上，我国大多数油田采用注水开发方式。

目前，我国大多数注水开发的油田己经进入高含水阶段。

据统计，我国油井生产平均含水己达80%以上，但仅采出可采储量的2/3左右，因此高含水期油田开发将是我国重要的油田开发阶段。

高含水期与中低含水期的开发规律不同。

在注水开发后期，随着水的长期冲刷，储层参数发生改变，随着水驱采出的水量越来越多，各层水淹不均匀，高渗层严重水淹，并且随着含水饱和度的增加水相渗透率的增长幅度变小，注入水无效循环，耗水量增大，注入水的利用率大大降低，流压增大；低渗储层出油状况较差，动用程度较低，水在高渗透层形成优势通道，导致低渗层的波及体积较小，受到高渗储层的影响很可能不出油甚至出现“倒灌”现象。

因此研究高含水期油藏开发技术是非常必要的。

二、高含水期剩余油分布及控制因素1.剩余油分布规律垂直方向。

首先，层间剩余油分布。

层间剩余油的分布主要受层间非均质性的影响。

在垂向上，由于各个小层之间存在非均质性，导致在注水开发过程中出现严重的层间干扰和单层突进现象。

从而导致均质性较好、物性好的小层水淹早，采收程度高，而剩余油分布在非均质性较强、物性较差的小层内富集。

油田特高含水期采油工程研究现状及发展方向研究

油田特高含水期采油工程研究现状及发展方向研究【摘要】我国最早的一批大型高产油田已经进入了特高含水期，出现了采储失衡、套损严重等问题，严重影响了采收率，降低了资源的开采效果，造成了石油资源的浪费，使采油工程面临着重大的技术难题。

本文指出了特高含水期油田所面临的技术问题，列举了我国在油田生产中解决这些问题的方法，并指出了未来的技术发展方向，目标是为了维持和提高含水期油田的产量，并降低能耗，节约成本。

【关键词】特高含水期采油工程提高采收率技术研究我国的传统大型油田，如胜利油田、大庆油田等，经过从发现到现在，经过几十年的开采，多数油田进入了高含水期，含水高的情况和高速开采同时出现，导致储采严重失衡，套损日益严重。

采用工程需要解决油田高含水期的一系列难题，提高最终的采收率，为了实现这样的目标，需要在开采技术上不断做出调整。

1 采油工程对油田发展的重要作用采油工程的工作目标是提高油田的产量和总体效益。

实践证明，采油工程与油藏工程、钻井工程、地面工程构成了油田生产的完整系统，又是建立在分层开采基础之上的非均质多油层砂岩油田系统。

这个系统要确保能够为解决油田生产上的矛盾提高技术支持，不断提升可采储量，保证提高采收率，保证完成各解决的目标产量。

同时还要控制生产成本，降低举升能耗和各项作业的费用，为油田的高效利用和可持续开发创作条件。

2 特高含水期采油工程所面临的技术难题和解决办法2.1 特高含水期采油工程需要解决的问题高含水期的油田会才生产上面临诸多问题：（1）新增储量减少，储采之间的矛盾加剧；（2）油田各层品质差别大，难以提高采收率；（3）老井产能下降，加密井递减率增加；（4）水油比上升，导致控水困难加大；（5）最早开采的油田增长苦难大；（6）套管严重受损，套损井数量增多；（7）设备老化和产能下降导致能耗上升，产油成本增加。

油田的开采开发过程，从技术层面来说就是不断平衡非均质油层间、平面和层内差异的探索。

要通过科学地划分开发层系、根据油藏的特性来完善相关技术，从而实现提高油田注水开发整体效果的目标，最大限度地实现各类油层的开采程度和采收率。

高含水期资料录取规范与分析方法

浅谈高含水期资料录取规范与分析方法摘要：孤岛油田已到了开发后期，注采结构矛质突出，产量递减快，老井稳产难度大。

由于地层的非均质性和强注强采的开发历史，储层物性和储层压力与原始状态相差较大且在不同区域变化极不均衡，原油粘度、密度普遍表现出由低到高的趋势，剩余油分布更加零散复杂，水驱特征类型更为多样，诸多变化严重地影响了油田开发效果。

因此全面系统规范资料录取标准，研究不同油砂体的水驱规律，认清储层参数的变化趋势，，对优化开采，科学预测，建立适合高含水后期砂体特征的开发管理规范，以及保持油田以较高的采油速度持续稳产都是极其重要的。

关键词：孤岛油田；高含水；开发；分析方法中图分类号：x832 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）23-519-01前言孤岛油田已到了开发后期，注采结构矛质突出，产量递减快，老井稳产难度大。

全面系统的研究不同油砂体的水驱规律，认清储层参数的变化趋势，了解注采井网以及调整措施与储量动用、水驱指数和存水率等开发指标的关系，对优化开采，科学预测，建立适合高含水后期砂体特征的开发管理规范，以及保持油田以较高的采油速度持续稳产都是极其重要的。

本文重点对产液量、含水、含砂等日常资料录取和分析进行了探讨，为措施制定，开发决策提供有力依据。

1 动态资料的录取要求1.1 含水率新井投产和作业开井，自开井之日起，连续取样化验最少不低于5个，直到正常，然后转入正常含水化验。

含水小于等于85%的油井，每2天取样化验一次。

含水大于85%的油井，每3天取样化验一次。

含水波动±3%或以上及日产油量变化大于2吨的油井，加密取样化验校正含水。

初见水油井每天化验一次，连续取样10天，直至含水稳定为止。

取样时必须先放空，待死油放尽后，方可用无渗、无漏的样桶取样，取样时闸门开启程度要适中，不能过大或过小。

含水化验时要严格执行操作规程，蒸馏法化验，蒸馏时间不低于50min，直至冷凝管和烧瓶壁无水，并且用鹅毛刷刷通冷凝管（新化验设备蒸馏时间不低于20分钟）。

水驱油藏提液提高采收率理论与实例

科技信息引言高渗透性油藏处于注水开发的特高含水期时，在注采完善和油水井多向对应率较高的条件下，常用放大生产压差提高产液量的方法来保证产量的稳定。

但是这种做法能否增加可采储量提高油藏的采收率在理论上没有明确的依据。

本文根据渗流力学原理,建立了油藏特高含水开发期生产压差增大与可采储量之间的关系式,利用该关系式可判断出提液可以增加可采储量，提高采收率。

应用分析表明,该公式的分析结果与实际油藏提液后水驱曲线标定可采储量结果相比误差较小，从理论上证明了放大生产压差提液可以增加可采储量提高采收率的问题。

水驱开发的高渗透性整装油藏，在特高含水开发期，在注采完善、油水井多向对应率较高和地层能量保持水平高的条件下，采用放大生产压差，以提高产液量来保证产量的稳定和开发效果的改善。

其中重要的是地质条件好，也就是高渗透性的油藏，并且能够有效补充地层能量，可以保证放大产液量的能量基础。

注采完善和多向对应率是另一个重要的前提，是放大产液量提高采收率的必备条件，扩大注入水的波及面积及地层剩余油的动用程度。

毛管数是由Melrose和Taber等人用来衡量地层中剩余油滴受到的两种力即粘滞力和驱动力之比的无因次准数，毛管数在一定的范围内时，毛管数的多少与剩余油饱和度大小成反比的关系。

在高渗透性的水驱油藏，就满足这样的条件，可以利用放大产液量的方法，来增大毛管数，降低剩余油得饱和度，增大洗油效率，提高油藏的采收率。

因此，对于符合条件的高渗透性的水驱油藏，利用放大产液量的方式来提高油藏的采收率，在现今油价高升的时代具有重要的意义。

1.理论分析1.1采收率的计算公式E R=E V·E D(1)式中：η为采收率，%；E V为波及系数，%；E D为洗油效率，%；式(1)表明，油藏的采收率是波及系数与洗油效率的乘积。

波及系数E V越大，洗油效率E D越高，油藏原油的采收率E R就越高。

如果注入的驱替工作剂的波及系数太低，无论洗油效率多高，采收率的数值也不会太高；反之，如果波及系数较高，但洗油效率太低，采收率也不会太高。

特高含水油田提高采收率的方法

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。

油田特高含水期注采调整技术对策与措施

率４０．５％。胜坨油田自１９６４年投入试采至今经历了四个开发阶段：低含水开发阶段、中含水开发阶段、高含水开发阶段、特高含水开发阶段。胜坨油田为一多层砂岩整装油田，油藏类型多，储层非均质严重，按沉积类型分为四类油藏，一类是以河流相或浊流相沉积的正韵律主力油层，二类是以河流相沉积的非主力油层，三类是三角洲前缘相沉积的反韵律油层，四类是东营组及低渗难动用油藏。据室内实验结果各类油藏仍有水驱提高采收率的空间。２注采调整的依据从剩余油分布隋况看，高含水后期油层岩性、物性、含油性都发生了很大变化，剩余油分布非常复杂，利用物模、数模、矿场密闭取心、动态监测等资料，对高含水期剩余油分布特征进行重新认识，整体具有“ 普遍分布、局部富集” 的特点。如在电测解释表明夹层上部含油饱和度达５９．７ ‰ 夹层下部仅有３３．２％。因此，注聚后调整改善开发效果仍然具有较大基础。油田注水开发油田的生产实践表明，油田含水的增高直接决定了液油比的增大和产液、产油能力的变化。无因此产液指数增长进入特高含水期，在含水９６％２￣Ｅ右发生“ 上翘现象。如果不
裂、酸化、混排、地填、完善注采关系，以及水井细分调整和措施增注，提高薄差
层的供液能力。优选治理含水低于９０％，日产液小于３０吨的油井，单井日产油由
２．３ｔ／ｄ－匕升到４．５ｔ／ｄ，日增油２．２ｔ／ｄ。３．３储采结构调整
的井层重点降液，采取高关、间歇开井、堵水措施治理。实施高含水井间歇开井
５０－６０井次。堵水措施３Ｏ井次，日产油由１．６ｔ／ｄ上升到４．０ｔ／ｄ，含水由９７．７％

梁南特高含水开发后期提高采收率技术研究

计增油６０￣。０３３实施效果及认识
（）网、开发方式，采调整等动态剩余油分布特征。纯２井注４块、纯５块均为单斜构造，因采取低部位注水、高部位采油的注７６采方式，加上电泵，水利泵强采，使注入水在地层内舌进，在井筒附近形成 “ 进” 、 “ 锥脊进 ” ，油水界面在不同时期、不同构造部
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石油地质
梁南特高含水开发后期提ｊｌ率技术研究古［７收＇噩ａ－
曲洪真
（胜利油田纯梁采油厂）摘要梁南沙三中已处于特高含水开发期，通过深化受储层静态影响和受井网、开发方式影响及数值模拟的剩余油分布特征重新认识了剩余油分布规律；通过实施有针对性的措施，改善驱油效果，有效动用剩余油，提高了采收率。关键词特高含水剩余油分布数值模拟采收率
ｆ】喻高明，等．种预测注水ｊ开发指标的新方法．油学报，２一由田石
１９１９５（６）
集中在厚油层顶部；平面上剩余油分布在非主流线位置，靠近尖灭
线的低势区，发百夹层的中高部位井区。
２提高采收率技术的研究与实施
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埕东油田东区特高含水后期提高采收率技术研究

从取心井埕７一检９井资料分析，单井相为辫状河亚相，主要发育河区。心砂坝和辫状河道微相。Ｎｇ２￣ＵＮｇ３各层均见水，由于各层注采关系层内剩余油分布：一是无隔夹层控制的厚层正韵律段，下部水洗较不同，不同层位水淹状况存在差异，主力厚油层Ｎｇ２、Ｎｇ３、Ｎｇ３处上部强ｌ二是复合韵律层分段水洗明显，各韵律段底部水洗较强。于主流线，水淹程度高，驱油效率在４０％以上，目前含油饱和度在３３％－层间剩余油分布：由于多年的细分层系强注强采开发，主力油层ｇ２、３、３虽水淹程度较高，采出程度均高于４０％，但由于原始含油饱３９％之间，可动油饱和度平均为１５％；非主力薄层Ｎｇ２、Ｎｇ３、Ｎｇ３处Ｎ
３．２数值模拟研究埕东油田位于沾化凹陷北部埕子口凸起东部高点，主要含油层系Ｎｇ油藏数值模拟技术通过对实际油藏进行整体模拟计算，直观描述上段。储层为河流相沉积，属中高渗透整装疏松砂岩油藏。自１９７４年投不同开发阶段的水淹状况和剩余油宏观分布特点和对应数量。在地质入开发，通过适时的层系调整、井网加密、整体提液并持续开展注采井模型的基础上，埕东东区选择Ｗｏｒｋｂｅｎｃｈ软件中Ｓｉｍｂｅｓｔ Ⅱ 模块进行动网调整和精细油藏管理，取得了较好的开发效果。１９９６年进入特高含水态数值模拟。开发后期，目前综合含水９８．１％，采收率４４．８％，累积注入倍数３．７，可采４．埕东东区剩余油分布规律及对策储量采出程度９５％。注水开发油田剩余油的形成受多种因素的影响，主要由于储层的非断层遮挡因素及注采井网的适应性。进入特高含水开发后期，大量的油田开发实践证明，油田进入特高含水期，地下仍有可观的均质性、

特高含水期提液技术政策研究

机下提液幅度为５０％～２５０％时采收率的提高值。经研究可知，在渗透率级差５时，在含水９０％时，采液速度由１０％
分别提高到ｌ５％、２０％、２５％、２７．５％、３０％、３５％。其提高采收率幅度分别为１，９１％、３．２６％、４．２５％、４．６２％、４．８７％、
中国科技信息１４年第０３，０４期龠刊ＣＨＩＮＡＳＣＩＥＮＣＥＡＮＤＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹＩＮＦＯＲＭＡＴＩＯＮＦｅｂ。２０１４
资源及环境
特高含水期提液技术政策研究
彭国红
中国石胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营２５７０１５
摘要利用数值模拟的手段研究了单元提液的技术政策，主要包括提液幅度、提液时机、注采对应关系和提液方式。最后提出了单元提液的筛选条件和提液提
彭国红
彭国红
高采收率的测算方法。关键词
提液幅度；提液时机；注采对应关系；提液方式ＤＯＩ：１０３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００１－８９７２．２０１４．ｈ３．００５
的减小使得生产压差逐渐减小。提液时机越早，越有利于调整各层的产液比例，越有利于发挥低渗透率层的生产能力，相同的提液幅度下生产压差增加值越大，提高采收率
效果越好。１．３注采对应关系