特高含水期综合调整方案效果评价及研究

合集下载

改善喇嘛甸油田特高含水期水驱开发效果

｝
大
目前，驱控制程度为９．％。水８６但是取心１Ｉ宋小花洎然递减影响因素３】分析及控制方法内．资料表明，层内剩余油仍然较多，要分布在液主江科￣（０．２６０层内各沉积元韵律段上ｇ［２４１】；。利用精细地质研究成果，合新钻井水结［刘树明．４］油藏高含水期原油生产递减合理性及井组注采状况，综合判断无效１３效注采循环严重，．无扩大注水波及体淹层解释资料、影响因素探讨油气地质及采收率（０．２１０６积难度大采出部位，采用长胶筒封堵，控制无效产液，实现产液结构调整由层问转移到层内。主要做厚油层吸水状况表明：厚油层内主要吸水部位吸水砂岩比例由１８年前的６．７下降法：是对井组内发育稳定结构界面的厚油９５０５％一利用长胶简直接封堵到结构界面部位；二ｆ２ｏ年的３．％不吸水部位的砂岩厚度比层，ｒｏ９ｊ１８。７是对发育不稳定结构界面的厚油层，当增加适例则由２３％．上升到１．２［４。３６９％３】 — 封堵厚度；是对厚油层内结构单元连通较三２精细注采结构调整方法无效循环严重的部位，用长胶筒对油水利２１创新层内细分洼水技术，．控制无效注好、水量井实施对应封堵。０９，２０年实施２口井，６平均结合动静资料、测资料，监将细分注水技单井措施后日降液ｌｔ日油１２，Ｏ，增．ｔ含水下降．６术从层问发展到层内，实现注水量由厚油层内３５个百分点。部的高渗透部位向低渗透部位转移，提高厚油３效果评价层的动用程度。丰要做法：一是对于层内无效３１．水驱产量递减及含水上升速度得到有循环严重的厚油屡，如发育稳定结构界面，对效控制Ｉ Ⅸ Ⅸｑ “上接Ｐ０２４结构界面以下的无效循环部位进行封堵。对２０年，驱自０９水然递减率和综合递减率为２２．同一高屡建筑形象中，尺度要有序．１￣２５％，０８．￣５９ｏ５卜吸水羞部位加强注水；部二是对于层内渗３８％．１分别比２Ｏ年低１３ｕ．个高层建筑设计时，应充分考虑建筑的城市透率级差较大、水比例差异大且发育不稳百吸分点｝年均含水９．８￣２０年上升０１尺度、４４％，０８．７整体尺度、街道尺度、近人尺度、细部尺定结构界面的厚油层，利用长胶简封隔器进行个百分点。产量递减及含水上升速度得到有效度这一尺度的序列。某一尺度设计中要遵守在封堵，为防止层内纵向窜流，隔器要封到控制。但封尺度的统一性，能把几种尺度混淆使用，不才３２采结构进一步优化．注结构界面以上０５．ｍ处；是对于复合韵律沉三能保证高层建筑物与城市之间、整体与局部之油井产液状况表明：合含水低干９％综０积的厚油层潜力层与高水淹层交错分布，在油１局部与局部之间及与人之间保持良好的有间、．２产液强度增加层中部利用长胶筒封隔器实施层内细分，一的采油井产液比例提高０５％，将Ｊ机统一。．５／．Ｉ综合含水大于９％的采油井产液Ｔ６个厚油层变成两个注水层段，层内进行周期０２ｔｄｉ；在２３．高层建筑形象在尺度上须有可识别性．３产液强度下降了Ｏ２ｔｄＩ。．４／．ＩＴ注水。０９，施３Ｆ，２０年实９Ａ高渗透部位控制比例下降００％。井ｌ高层建筑物上要有一些局部形象尺度，能无效注水ｌ２ｍ３ｄ低渗透部位增加有效注低含水井产液比例明显提高。分层注水状况１７／，使人把握其整体大小，除此之外，也可用一些表明：强注水层段的注水强度上升０２ｍ３加．４／水ｌ１ｍ３ｄ对比ｌ口细分井周围３口油井，１２／。５３｝屋檐、台阶、柱子、楼梯等来表示建筑物的体．控制注水层段的注水强度下降０１ｍ３．ｌ／细分后日降液１４，１ｔ日增油ｌｔ综合含水下降ｄｍ，８，量。任意放大或缩小这些习惯的认知尺度部件ｄＩ。．Ｉ水驱注采结构得到进一步优化。Ｔ０６个百分点。．２就会造成错觉，果就不好。效但有时往往要利３３．无效注采得到有效控制２２精细厚层油井压裂，．努力挖潜层内潜用这种错觉来求得特殊的效果２０年，０９实施油水井调整１９井次，６８控制力３结语，根据油层发育、隔夹层发育及剩余油分布无效注水量２３８Ｘ０ｍ３控制无效产液量４．１４，６高层建筑的外部尺度影响因素很多，设计等状况，个性化设计压裂方式，高厚油层动２８６ × ０ｔ无效注采得到了有效控制。提０．９１，４师在设计高层建筑中充分地把握各种尺度，结用程度主要做法：一是对河道砂体沉积的正３４层压力保持相对稳定．地＼合人的尺度，满足入的使用、双偾的要求，必定韵律厚油层应用长胶简定位压裂方式；二是对２０年，０９加强高、低压井组的注水调整。『能创造出优美的高层建筑外部造型。

特高含水油藏综合调整效果的模糊评价方法

第４期
文章编号：６３５０（０７０－７－４１７ —０５２０）４００００
特高含水油藏综合调整效果的模糊评价方法
侯健，陈月明，红兵赵，郭振海，孙新敏
（．１中国石油大学石油工程学院，山东东营２７６；．５０１２中国石化胜利油田分公司胜利采油厂，东东营２７５）山５０１摘要：建立了特高含水开发期油藏综合调整效果评价指标体系，为注采状态评价指标、分开发动态评价指标、经济效益评价指标等３大类，包括井网密度变化率、注采对应率变化值、水驱储量控制程度变化值、含水率评价系数降低值、存水率评价系数降低值、平均年增油程度、采收率增加值、耗水量降低值、出投入比等９项子指标。基于模糊综合产评判原理和层次分析法，出了综合调整效果的模糊综合评判方法。对胜坨油田“ 提十五” 间１期２个综合调整单元的调整效果进行了模糊评价，结果表明，该方法能综合反映多方面的调整效果。关键词：特高含水油藏；综合调整；模糊评价；胜坨油田
ＡｂｔａｔＥａａｉｄｘｓｙｔｓｏｒｓｒｏｏｐｅｅｓｅｄｕｔｅｔｆｃｉｌａｈｈｗｔｕｓｇｅｅｅｔ — ｓｒｃ：ｖｌｔｎｉｅｅｓｍｆｅｅｉｃｍｒｈｎｉｊｓｎｅｅｔｎｕｒ—ｉａｅｃｔｔｅｗｒｓｂｕｏｎｓｅｖｒｖａｍｆｔｇｒａａｌｈｄｗｉａｅｉｄｄｉｏｈｅｐｓｎｌｉｇｅａａｏｄｘｓｏｉｅｔｎｐｏｕｔｎｃｎｉｏ，ｅｅｐｅｔｎｉｅ，ｈｃｃｎｂｖｅｔｔｒｅｙｅｃｄｎｖｌｔｎｉｅｅｆｎｃｏ —ｒｄｃｏｏｄｔｎｄｖｌｍｎａｄｓｈｄｉｎｔｉｕｕｉｎｊｉｉｉｏ

特高含水期注水井综合调整潜力预测方法探讨

数，然后动态计算预选调整注水井控制的产油量和产液量，进而建立该水井井区西帕切夫曲线方程，求得预选调整前和最终的体积波及系数，最后根据比值大小初步判断水井综合调整潜力。关键词：注水井井区；动态劈分系数；西帕切夫曲线方程；体积波及系数；综合调整水驱油藏进入特高含水期，剩余油高度分散，挖潜难度加大，若要减缓产量递减幅度，注水井综合调整是重中之重，如果调整井选井不佳，则措施效果变差、开发效益下降ｌ。由于该开发阶段各类】］开发井数目众多，动静态资料数据繁复，动态调整工作量大，为此，本文提供一种通过注水井波及体积系数大小程度来初步选择综合调整井的方法，既可提高选井成功率，又可节约时间并降低劳动
摘要：水驱油田进入特高含水期，注水井综合调整是减缓自然递减率的主要手段，调整井选井不当，不但会导致产油少、产水多、效益不高、开采成本增加，而且还会增加生产管理难度。因此，了解注水井区是否具有调整潜力具有重要意义。日前研究出一种简便判断方法，其根据预选井组油、水井及附近相关注水井的动静态数据，求取预选调整水井相连油井的动态产能劈分系
通过第一部分计算的劈分系数可以计算出以采油井为中心，周围相连注水井驱替的产油量和产液量。然后将以注水井为中心的周围相连采油井的劈分产油量相加，就可以得出注水井的产油量。同理

特高含水油田注采调整措施与效果分析

万吨。
油田合计探明储量８７５４万吨，仅占１７．６％。按开发方式不同，可分为孤岛油田水驱、聚合物驱、稠油热采。自１９７１年Ｉ１月投入开发以来，尤其是注聚转后续
水驱单元增多，采出程度３８．９％，综合含水９４．１％，已经整体进入特高含水深
２。２．２提高分注水合格率和调配频率．扩大波及体积对后续水驱单元地层出砂、吐聚加剧，分层注水质量下降的问题，采取防蠕
度开发阶段。室内试验结果表明，综合含水９０％以后的阶段可提高驱油效率１６ — ２５％，占开发期总驱油效率的２５％－４＆Ａ，为实现特高含水期整装油藏的可持续发展， “ 十一五 ” 以来，采油厂始终围绕提高油田采收率、储量动用率和单井产能，坚持 “ 资源有限，创新无限，解放思想，挑战极限 ” 的战略指导思想，明确了“ 三超、三找” 的工作方针。通过积极探索分区域、分类井分含水级别的结构调整做法，最大限度地减少低效、无效注水，既保持油田可持续发展，又实现开发效益最大化，对同类油藏提高采收率具有较大参考意义和推广应用价值。１注采调整的依据从剩余油分布情况看，聚合物驱后油层岩性、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，对特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。如在中一区馆３５层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．。因此，注聚后调整改善开发效果仍然具有较大基础。孤岛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９左右发生“ 上翘” 现象。如果不能有效控制含水上升速度，在特高含水期要保持稳产，就

整装油藏特高含水期流场评价体系研究

三．埕东油田东区馆上段试验区流场强度评价研究埕东油田东区主要含油层系为上馆陶组，为河流相沉积。建立试验
区（１０６口井）的静态地质模型及动态模型。经过精细历史拟合，确定油２．大孔道识别研究现状调查藏模型的可靠性，为下一步进行流场强度研究奠定了基础。关于油层大孔道的研究起源于上世纪八十年代，胜利油田最早提对试验区内总流场强度进行了分级，确定了优势流场所在的区域，出。下表列出了目前存在的大孔道识别技术。为下一步进行流场重整提高采收率奠定了基础。纵向上主力油层Ｎｇ２、表１大孔道识别技术研究现状调查表Ｎｇ３、Ｎｇ３水淹程度高，形成优势流场的区域大，剩余油饱和度较低；
流体运动的驱动力（压力梯度）。表征油藏流场中流体渗流能力的物理强度采用模糊数学综合评判方法，得到总流场强度的大小。量称为流场强度。优势流场是指在油田注水开发中后期，储层岩石的孔隙处于注入水的长期冲刷作用下，局部孔隙内的流场强度明显高于与之体积相当的邻近孔隙内的流场强度。
非问地蘼资料灰色关联理论
分辨率．解释捌崖艘可靠率高ｊ＝ｉ＝聚并问黄暴
环
整装油藏特高含水期流场评价体系研究
侯玉培’ 刘佳林张波’ 王婷婷孙晨１．中石化胜利油田地质科学研究院山东东营２５７０００２＿中石化胜利油田技术检测中心
【摘要】大部分整装油田目前已经进入高含水期和特高含水期，注

油田开发管理纲要考试题

《油田开发管理纲要》考试题答案姓名：分数：1、《油田开发管理纲要》有（11 ）章（ 108 ）条。

涉及的章节（国家发展）内容。

2、油田开发工作必须遵守（国家法规股份公司规章制度股份公司）发展战略。

3、油田开发必须贯彻（全面协调可持续发展）方针，坚持以（经济效益）为中心，强化（油藏评价），加快（新油田上产），搞好（老油田调整综合治理），不断提高油田采收率，实现原油生产稳定增长和石油资源接替的良性循环。

4、油田开发主要包括以（油田开发地质）为基础的（钻井油藏）等多种专业。

油田开发工作必须进行多学科综合研究，发挥各专业协同的系统优势，实现油田科学、有效地开发。

5、牢固树立（以人为本）的理念，坚持（安全第一预防为主）的方针，强化安全生产工作。

油田开发建设和生产过程中的各项活动，都要有安全生产和环境保护措施，符合健康、安全、环境（HSE）体系的有关规定，积极创造（能源与自然）的和谐。

6、《油田开发管理纲要》适用于（陆上油田开发活动）开发活动。

含油构造或圈闭经预探提交控制储量（或有重大发现），并经初步分析认为具有开采价值后，进入油藏评价阶段。

油藏评价阶段的主要任务是编制油藏评价部署方案；进行油藏技术经济评价；对于具有经济开发价值的油藏，提交探明储量，编制油田开发方案。

7、油藏评价项目的立项依据是（油藏评价部署方案），要按照评价项目的（落实程度开发价值）等因素进行优选排序，达不到标准的项目不能编制油藏评价部署方案，没有编制油藏评价部署方案的项目不能立项。

8、油藏评价部署方案的主要内容应包括：（油藏评价部署经济评价风险评价）等。

9、凡是列入年度计划的油藏评价项目，油藏评价部署方案审查纪要和基础数据、工作量安排以及主要指标要报（股份公司）备案，依此作为考核的依据。

10、油藏评价项目实施后（第一年），所在油田公司必须对实施效果进行评估。

评估指标包括（新增探明储量评价成本安全环保）。

11、严格履行油藏评价部署方案的管理和审批程序。

特高含水期改善水驱效果方法探索及矿场实践

西６单元剩余油分布精细描述的基础上，过井网调整及脉冲注水，扩大注水波及体积、掘低渗区剩余通在挖
油潜力、少死油区、高注水利用率方面进行了系统阐述，先后进行了现场实施，得了明显的增油效果。减提并取关键词：高含水期；网调整；冲注水；特井脉波及体积；水利用率注中图分类号：Ｅ４Ｔ３１文献标识码：Ａ
收稿日期：０２ｏ — ８２ｏ一４２
年５月开始注水，９０年开展井网调整。随着注１９水开发的深入，单元日注量、采比不断上升，注含
作者简介：伟东，程师，９７年生，９２年毕业于中国周工１６１９
的注水开发效果。
４３ｔ１／。长期强注强采加快了注入水沿高渗透层ｍ的突进速度，致地层非均质现象更加严重，导大部
分水沿大孔道无效采出，降低了水驱波及体积。
１剩余油分布特征．２１．面剩余油分布情况．１平２
统计４３口油井，其中含水大于９％的井占８
５．％，含水９％－８８８０９％的井占３．％，含水小于７２
１地质概况及剩余油分布特征
１１地质概况．
９％的井仅占４００．％。说明平面上已大面积水淹。

关于特高含水期注水管理指标提升的研究

2018年07月米隔热涂料的气凝胶浆料。

在植被气凝胶浆料的过程中，分散剂以及湿润剂的用量对于其表面改性有着非常重要的作用。

一旦分散剂或湿润剂的添加量不足，就会导致出现改性不彻底的情况，导致浆料中的粉末上升到水溶液的上层，无法实现完全的分散，这样气凝胶浆料也就无法形成。

而当分散剂或湿润剂的添加量过大时，就会导致浆料中被侵入出现结构垮塌，纳米涂料的隔热效果自然就不能够得到有效的实现。

据多方实验表明，分散剂和湿润剂的添加量占到气凝胶质量的四分之一时，可以得到最为稳定的纳米孔结构，气凝胶浆料也就性能最好。

此外，在使用高速搅拌机以及超声分散机时，时间的长短对于气凝胶浆料的性能有着非常重要的影响。

据研究数据表明，当高速搅拌机的转速为1200-1500r/min 时，并且浆料在超声分散机中分散时长大于三十分钟时，所制备的气凝胶浆料的隔热性能处于最优状态。

2.3二氧化硅气凝胶的用量对于涂料隔热性能的影响在对涂料隔热性能造成影响的因素中，二氧化硅气凝胶的用量绝对占据着非常重要的地位。

根据相关实验数据表明，二氧化硅气凝胶的使用量越大，制备得到的涂料的纳米结构也就越多，其导热系数越低，这就意味着其隔热效果也就越好。

但是需要注意的是，一味的增加二氧化硅气凝胶的用量，也会使其强度降低，制备得到的涂料的附着力也会相应的下降，因此需要找到一个平衡点，实现涂料的隔热性能及附着能力的平衡。

通过大量的实验数据分析可以得出，当二氧化硅气凝胶添加量达到7%以上时，导热系数的变化也就不那么的明显了，但附着力却有着非常显著地变化，因此，结合这些数据，可以认定，当二氧化硅气凝胶的添加量为7%时，可以制备获得性能最好的纳米绝热材料。

2.4功能性填料对涂料隔热性能的影响功能性填料同样会对纳米隔热涂料的隔热性能产生一定的影响。

碳化硅具有良好的红外辐射率，将吸收的热量发射出去。

相关研究数据表明，将其加入到涂料纳米隔热涂料的制备过程中，纳米隔热材料的隔热性能可以获得有效的提高。

长堤油田边底水油藏特高含水期开发效益评价

长堤油田边底水油藏特高含水期开发效益评价[摘要]本文针对单元开发过程中存在的动静态矛盾突出、注采关系不完善、油层非均质严重以及部分层系、砂体储量动用状况差等问题，在深化油藏地质认识和剩余油分布规律研究的基础上，根据桩106块油藏特点，应用细分砂体综合治理技术，强化工艺技术配套，改善了单元开发效果，摸索出一条复杂河流相岩性油藏开发管理的有效途径。

中图分类号：te325 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）12-0004-011.长堤油田边底水油藏概况长堤油田边底水油藏共有8个单元，动用地质储量1743.36万吨，可采储量437.51万吨，平均采收率为25.1%。

主要分布在ng、ed 两套含油层系，并以ng组油藏为主，为常规稠油油藏。

油藏开发过程中主要表现为四个方面的特点：一是常规稠油油藏且边底水发育，直井开发初期具有中、高产能，但底水锥进快，无无水采油期，油井含水上升快，产量递减大。

二是单元主要产油期集中在高含水、特高含水期，通过提液保持产量的稳定。

三是通过三个轮次水平井调整有效地提高了油藏采收率，改善了开发效果。

四是天然能量充足，各开发单元均具有较强的边底水，投入开发以来一直依靠天然能量开发，每采出1%地质储量地层压力下降仅为0.06mpa，经过多年开发，目前动液面只有230米。

2.边底水油藏开发特征研究2.1 含水与采出程度关系变化特征长堤油田初期含水范围在40-60%之间，且含上升很快，含水上升到90%以后趋于平缓，高含水期后含水趋于理论曲线，主要由于边底水能量较强，生产压差大，边底水过早侵入，导致含水上升快，采出程度较低，大部分可采储量将在特高含水期内采出。

2.3 含水和含水上升率变化特征长堤油田边底水断块油藏在开发过程中基本无无水采油期，边底水突破后，含水上升快，油井生产2-6个月含水达到90%以上，含水上升率在10以上，进入高含水期后，含水上升率减缓，一般小于1%，高含水期为主要采油期。

特高含水期油田改善水驱开发效果关键技术

胜二区沙二83-5单元调整效果日产液（t/d）45来自04144934
5912
日产油（t/d）
58
154
212
492.20％1
含水（%）
0.9
96.6
95.7
调前：2002.12 2003年12月
水驱控制程度提高：由65.8％上升到81.6％；含水降低：含水上升率-1.05％；可采储量增加：增加了47万吨，提高采收率3.0％。
胜坨油田胜二区83－5单元: 含水96.6％、可采程度93％建立精细储层模型：利用小层中的泥（灰）质隔夹层（0.5-1.7m）将2个小层细分为11个韵律层，每个韵律层具有不同的沉积、水淹特征。
82(4) 82(5)
23x280井测井图
83小层
83(1) 83(2)
83(3) 83(4)
原83上原83下
动用储量 104t
辛47 辛50 河68 垦71断块辛109 辛16 临13沙二下南块辛68 利21块永3 辛11-9 辛23 河43-106断块营13 ……
差值 -26.3 -10.6 -27.2
83(4)韵律层平面图
83(5)韵律层平面图
细分韵律后 83⑷注采对应率只有53.8%
细分韵律后 83⑸注采对应率 28.6%, 均为单向
细分韵律层后韵律层的水驱储量控制程度较低，根据各韵律层统计，单元的水驱储量控制程度降低，各韵律层仍有进一步完善井网、提高水驱控制程度的潜力。
高分辨率层序地层研究
多信
息储
地震、储层储层
层定量模拟技
露头约束参数库
骨架参数库
物性参数库
流体流动单元研究
术

特高含水期油井工况优化途径与效益评价

ｍ的低能量油井３口，平均泵深１７３７ｍ，平４６．
均含水８．。有效实施工作量１口，恢复地层０１０
问题，在产液系统进行最大范围的合理调整，重点对有杆泵实施整体泵升级，对电泵
对液面在７０ｍ左右１口电泵井，作业时进０５行泵挂、机组的优化匹配，实施后实现日节电１０Ｗ・，日节电费０５．５ｋｈ．８万元。另外，作业时
果差的现状；在产量运行上，存在着稳产基础薄
量的稳定和效益的最大化，立足于现有的物质基
单井还可以节约机组配套费用３３万元，全部实施．
可减少电泵作业费用４．万元。７１
础，逐步增加经济泵型的比例，减少高耗设备、工
艺的在用数量，积极稳妥的进行产液结构调整工作，逐步达到较为合理的工艺规模，从而实现效益的最大化。
耗工艺的比例、降低了能耗，取得了较好的
经济效益
液的基础上，根据地层能量，应用大排量螺杆泵实施进一步提液。共实施９井次，增液５２６ｔ８．，增
油４．。２２ｔ
（）大力上提电泵井泵挂，进一步实现电泵井４

喇嘛甸油田特高含水期水驱压力系统调整研究

不断提高，能耗将不断增大ｒｓ３。注水庄力一定情况下，流压越低，产液量越多，但并不是流压越低越
好，随着流压的下降，油层出现脱气，影响采液速度和采收率Ｌ４］，油井流压与采收率之间的关系出现拐点，与产液量之间的关系存在临界点（见图４和图５），综合考虑流压对采收率和产液量的影响，可以确
合理范围以内，在合理地层压力范围内的采油井比例提高到了４５以上，并有效控制套损发生，全厂发现套损井２５口，百口作业井套损水驱压力系统；地层压力；套损；注采比
［收稿日期］２０１３— ０３—２４［作者简介］陈宏魁（１９８１一），男，工程师，现主要从事油气田开发技术方面的研究工作。
第１ｏ卷第２ｏ期
陈宏魁：喇嘛甸油田特高含水期水驱压力系统调整研究
定出最低合理流压为３ＭＰａ。在目前喇嘛甸油田水驱压力系统，油井流压应不低于３ＭＰａ。
损的关键。喇嘛甸油田水驱注采关系复杂，开发层系交叉，近年来，地层压力总体保持在合理范围内，但局部压力不均衡。因此，通过研究喇嘛甸油田特高含水期水驱地层压力、流压、注采比之问的关系，并制定调整的技术界限指导压力系统调整。通过２０１２年压力系统优化调整，水驱及各套层系压力控制在

油田特高含水期开发调整的几点认识

油田特高含水期开发调整的几点认识随着油田的开采程度不断加深，油田的含水率也随之增加，由于油水混合相对密度小于原油的密度，且受地心引力作用，水与油的分离是一项比较繁琐复杂的工作，这就导致了油田特高含水期的开发调整问题愈发突出。

对于这一问题的解决，需要我们对特高含水期的开发调整有深刻的认识。

一、充分了解油田特高含水期的特点1. 油田特高含水期是指油田含水率超过50%的阶段，在这一阶段，水与油的比例失衡，开采难度大大增加，生产成本也相应增加。

2. 油田特高含水期的出现主要受到地质条件、开采措施等多种因素的影响，这需要对油田的地质情况、开采工艺等进行深入地分析和研究。

3. 特高含水期的油井产量大幅下降，石油资源开采效益降低，水的排除成本也增加，为了维持油田的正常开采，需要对特高含水期进行有效的开发调整。

二、正确把握特高含水期开发调整的目标1. 降低特高含水期的含水率，提高原油的产量和质量，降低生产成本，是特高含水期开发调整的主要目标。

2. 改善油田的水驱采收率，提高油田的开采率和采收率，对于特高含水期的调整至关重要。

3. 有效提高油井的产量，降低含水油井的含水率，提高油田利用率和产值。

1. 对于特高含水期的开发调整，需要根据油田的地质情况、开采工艺等因素，科学制订相应的开发调整方案，保证油田的正常生产。

2. 针对特高含水期油井的实际情况，研究出具有针对性的调整方案，提高油井的产量和采收率。

四、加强特高含水期开发调整技术的研究与应用2. 将先进的科技手段应用到特高含水期的开发调整中，提高油田的开采效率和经济效益。

3. 加强对特高含水期开发调整技术的培训和推广，推动油田的技术水平不断提高，保证特高含水期的开采调整工作顺利进行。

2. 加强对特高含水期开发调整工作中相关环保要求的监督，提高油田的环保意识和环保水平。

3. 加强特高含水期开发调整工作中相关法规的执行，确保特高含水期的开采调整工作符合国家相关法律法规的要求。

复杂断块特高含水期细分调整技术研究

通过对开发层系划分及组合的研究，
三．细分技术政策界限研究井网和层系调整是油田开发过程中改（）开发层系划分的合理性一善开发效果的基本方法，一般在含水上升开发层系划分是合理开发多油层油田快和产量下降时进行。永３块ｌ６断９年投的基本开发措施。目前永３断块划分为沙９入开发，到２００６年ｌ２，一直分沙二２ —４、二２４和沙二５—１１两套层系开发，沙二沙二５ｌ１两套开发层系，由于在开发过５１ｌ层系油层数量多，不同油层由于沉程中多层合采，受非均质性的影响，非主积条件的差异，在油藏地质特征上存在很力层不能得到充分动用，因此，在特高含大差别，对注采井网的适应程度不同，层水期，仍然有相当一部分剩余油富集，采间矛盾突出，因此，在开发过程中暴露出用传统井网调整，措施效果降低，导致断些矛盾，需要重新划分开发层系，选择块递减加快，为了充分挖掘多层砂岩油藏合适的注采井网，为尽可能多的油层创造的剩余油潜力，应打破原有的井网界限，好的动用条件，提高油田开发效果。实现注采井网的细分调整。同时，应用数（）层系细分原则二模技术，开展相关研究，将永３断块进行进行细分调整时，遵循储层物性相了细分调整。近，采出状况相近的原则，将渗透率为４２２３ × １ —３ｍ２，的沙二２６２００－４为一油藏地质特征永３断块是一个被断层强烈破坏的断套层系，将渗透率达到的２０ ×ｌ３０００鼻构造，断层落差在１０ｍ一４０，断块内５５ｍｍ２，的沙二５ —６重新划分为一套的新的层部又发育二条规模较大的近东西走向的断系，将渗透率小于７０× １ — ａ００３ｌｍ２的沙层，将断块切割为四个台阶，内部由１５条二７—９划分为新层系，渗透率最小的沙二小断层切割成ｌ６个含油断块。地层基本南１０—１１单独成为一套层系，称为非主力层倾，倾角在１０度一１２度。在沙二段整个沉组合，细分后各层系渗透率级差在１５之积时期，由下而上水体总的趋势是由深变间，突进系数在１．１．２３３之间，渗透率浅，由前三角洲三角洲前缘一三角洲平级差和突进系数均有不同程度降低，非均原过渡，沙二１一ｌ０ｌ为三角洲前缘远砂坝质程度有所改善。沉积，一般厚度为ｌ一３，沙二７—９为河ｍ（）压力保持水平优化三口坝及远砂坝沉积，砂体分布稳定，主力在注水开发中油层压力是影响油田开砂体一般厚度为３米左右，平均３．１；沙发效果的一个重要的因素，它直接影响油４ＴＩ二５６主要为河Ｆ坝沉积，主力砂体厚度井的生产潜力、各种采油工艺措施效果的Ｉ般在６０，平均厚度达到１Ｉ；沙二发挥、油井的开采方式等，因此合理压力２ｍＴ２Ｉ２—４为分支河道沉积，主力砂体一般厚度保持水平的研究显得尤为重要。为２４５６之间，平均３９ｎ。分选中．．ｍ．Ｉ永３—２块沙二７９层系目前压降大，等，孔隙度，平均２７％。层间物性差异较压力水平较低的现状制约了该层系油井生大，渗透率变异系数０．０７４．，平均为０产能力的发挥，有必要通过注采系统的完．６２，反映非均质程度中等。含油面积４．善和调整来改善压力状况，利用数值模拟１ｎ２，地质储量１４Ｘｌ４，永３断块技术进行了压力保持水平的相关研究。建Ｋｉ３５０ｔ为一多油层、中高渗透、稀油的复杂断块立沙二７ —９层系主力断块永３—２块的实际油藏。地质模型，按调整后的井网研究单元的压二、采收率评价力水平。运用累油累水法标定断块目前采收率１、合理压力保持水平的方案设计为３７７．％，可采储量５６０ｔ９Ｘｌ４，其中沙二拟定３个不同的压力界限值，分别在２ —４、沙二５—１１两套层系目前采收率分别目前压力水平上升高２ＭＰ、４ＭＰ、６Ｐａ，Ｍ为３．％、３．％。利用永３６２９８８ — ０井相渗资以相同的压力恢复速度来实现压力的上料进行归一化处理，计算平均理论驱油效升，共设计４个方案，研究相应条件下的率为５２７．％。利用地质综合法，结合相渗压力保持水平对开发效果的影响。以上方资料，对所有小层进行采收率的标定，标案压力恢复到相同的压力水平，对比开发定现井网下采收率５５％，采收率最低的效果后确定合理的恢复注采比。２．是１０３小层，采出程度只有ｌ８７０．％，标定２、计算结果分析现井网下采收率为３０．３。通过对比，目％保持目前压力水平生产与恢复２ＭＰａ前断块采收率水平较低，与理论采收率还相比，采收率较为接近，随着压力保持水有较大差距，通过完善注采井网，改善开平的提高，采收率逐渐下降，恢复６ＰａＭ发效果，断块平均采收率可达到４６．７％，时采收率降低幅度较大，采收率低于保持比目前高９。％目前压力生产１．％，在目前压力水平上５

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。

欢西复杂断块注水油藏特高含水期多元开发对策研究及评价

欢西复杂断块注水油藏特高含水期多元开发对策研究及评价【摘要】本文针对位于欢西油田南端的锦99块复杂稠油断块注水开发中后期暴露的各种开发矛盾，运用动态数据与静态资料相结合的研究方法，精细地质研究，深入剩余油分布认识，借助于有针对性的配套技术对策，对区块实施了综合治理。

全年措施共累积增油达8478t，提高区块采油度0.06%，为区块提高开发效果提供了重要参考价值，同时为同类稠油油藏注水中后期开发提供良好借鉴。

【关键词】层间干拢规模注汽非主力油层轮替采油甲型水驱曲线锦99块杜家台油层形成于复杂的区域构造背景下，断块内断层较为发育，储层变化大，油水关系复杂，原油性质变化大。

区块自1983年全面转入注水开发，到目前经历27年的开发，区块采出程度已达24.42%，已采出可采储量的91.26%。

由于是注水开发稠油油藏，常规注水水驱效率低下，特别是开发进入中后期，综合含水已高达95%以上，受油品特殊性影响，各种开发矛盾日益加剧，严重制约区块开采水平的提高。

1 油藏基本情况锦99块位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡的西南部。

开发目的层为杜家台油层，总体的构造形态为北东走向的狭长条带状不完整的背斜构造。

油层岩性为一套中细砂岩，砂砾岩与泥岩交互沉积。

原油性质较差，在地层条件下，原油密度为0.954mg/cm3，原油粘度229mpa·s。

在50℃条件下脱气原油粘度为333mpa·s，属普通稠油。

断块含油面积4.39km2，地质储量1461×104t，标定采收率26.9%。

2 注水开发中后期暴露的主要开发矛盾2.1 地层原油流动性差，单一注水开发模式采收率低锦99块杜家台油层由于油水粘度比大（458），且原始地层温度只有51℃，注水开发中单层突进、层中指进严重，油层动用程度低。

由于地层原油流动性差，注水开发产量递减快，驱油效率低。

2.2 措施效果逐年变差，挖潜难度较大锦99块从07年开始，新井及侧钻井的投入就很少，仅08年底，有两口新井投产。

特高含水期胜坨油田提高水驱开发效果途径及对策论文

特高含水期胜坨油田提高水驱开发效果的途径及对策摘要:胜坨油田经过40多年的注水开发,目前已进入特高含水开发后期,胜坨油田水驱地质储量占整个胜坨油田地质储量的85.7%,所以水驱调整仍是胜坨油田提高采收率的重要手段。

本文总结了“十五”期间胜坨油田提高水驱开发效果的主要对策及取得的效果,同时对胜坨油田进一步提高水驱开发效果提出了工作方向和工作安排。

关键词:特高含水水驱开发效果途径对策1 胜坨油田基本概况胜坨油田位于东营凹陷陈家庄凸起的南坡,是典型的大型整装油田,含油面积84.83km2,动用石油地质储量45802×104t,可采储量18538×104t,采收率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。

目前开油井1793口,开水井1033口,日产液水平14.76×104t,日产油水平7065t,含水95.21%,日注水平14.3×104m3,注采比0.97,注采对应率84.1%。

2 特高含水期胜坨油田水驱状况评价由采出程度与综合含水关系曲线反映,胜利采油厂的整体水驱效果较好。

从宏观上看,在不同的含水时期,胜坨油田的水驱开发效果与国内外同类型油田相比均达到了较高的水平。

2.1 不同类型油藏提高水驱采收率空间通过精细油藏研究,重新认识剩余油分布状况,加大新工艺、新技术的应用力度等,仍有进一步提高采收率的空间。

一方面不同油藏开采的不均衡性,决定了具有提高采收率的空间: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。

另一方面油藏平面及纵向上的不均衡性,决定了具有提高采收率的空间。

胡七南块特高含水期油藏流场调整技术研究与应用

胡七南块特高含水期油藏流场调整技术研究与应用发布时间：2022-03-31T06:00:39.892Z 来源：《科学与技术》2021年25期作者：冯博[导读] 流场调整技术就是利用注水井的不同注水量和注水方向，采油井的差异化采油强度把地层中的剩余油驱向目的地的一种油田开发技术比较适用于老区的二次高效开发。

冯博中原油田分公司濮东采油厂河南濮阳 457001摘要：胡七南块进入特高含水期含水上升与能量不足的矛盾日益突出，受平面层间和层内非均质性影响，经过多年的水驱开发地下渗流通道形成优势流场，高出水区带耗水严重含油饱和度低水驱效率降低，低耗水区耗水量小能量不足含油饱和度高，由此导致平面水驱不均衡，存水率下降明显。

流场调整技术就是利用注水井的不同注水量和注水方向，采油井的差异化采油强度把地层中的剩余油驱向目的地的一种油田开发技术比较适用于老区的二次高效开发。

关键词：特高含水期剩余油流场调整水驱开发精细注水流场指的是在渗流力学作用下地下流体在三维多孔介质中的流动范围油气资源的储存空间和运移通道油气水等复杂的地层流体都在其中流动其中流线方向代表流体运移方向流线范围代表流体驱动面积流线密度代表流体驱替速度数值模拟表明注采方向发生转变后可有效扩大注入水的波及范围所以流线调整能够有效提高平面波及体积。

1 流场演变的因素研究影响流场演变的因素有静态因素和动态因素，细化流场演变的影响因素，在此基础上，进行流线区域划分。

影响流场演变的静态因素有储层分均质性、沉积微相、孔隙度、渗透率、胶结程度和流体粘度。

动态因素有区块开发方式、累计冲刷强度、井的注采量、流体流速、压力梯度、和含水率等。

根据流场演变的因素，研究了不同开发时期的油藏流场演变历程。

在开发初期阶段，静态因素是影响流场演变的主要因素；开发后期，动态因素是影响流场演变的主要因素。

流线、流场随着注采关系不断变化，需要不断跟踪、调整。

以此将胡七南分为以下四个区：2 流场调整技术研究在流线识别的基础上，控制优势方向注水，提高弱势方向注水，致使流线由弱变强，扩大水驱波及系数，动用弱流线方向的剩余油。

油田特高含水期开发调整的几点认识

油田特高含水期开发调整的几点认识油田特高含水期是指油田中含水率较高的阶段，通常在油田开发的晚期阶段出现。

在这个阶段，油田的产油成本会大大增加，而且对油井的开发和管理也会提出更高的要求。

为了有效应对油田特高含水期的挑战，需要进行相应的开发调整。

下面就对油田特高含水期开发调整的几点认识进行探讨。

认识一：强化油田水平管理在特高含水期，油田的水平管理尤为重要。

需要加强对油田地质结构和含水层的认识，通过测井和地震勘探等手段，更加精确地确定油层和水层的位置和规模。

要加强对油井产层的管理，确保产层不被水淹没和污染。

要加强对油井的注水和采油作业的协调和控制，确保采油量和注水量的平衡，防止过多的水进入油层。

认识二：优化采油工艺在特高含水期，需要对采油工艺进行优化。

传统的采油工艺中，通常采用水驱和气驱等方式，但在特高含水期，这些方式可能会面临一系列问题，如水驱效果不佳、气驱不足等。

需要研发和应用新的采油工艺，如化学驱、油藏压裂等，以提高采油效率，降低含水率。

认识三：加强油水分离技术由于特高含水期油田中含水率较高，油井产出的原油中也会夹杂大量的水。

需要加强油水分离技术，确保从油田中产出的原油符合规定的质量标准，提高原油的提纯率。

可以使用离心分离、过滤分离等技术手段，将油和水充分分离，减少水分对原油质量的影响，提高原油的销售价值。

认识四：提高水处理和排放标准在特高含水期，油田需要处理和排放大量的含水废水。

为了避免废水对环境的污染和破坏，需要提高水处理和排放标准，确保处理后的水质符合国家规定的排放标准，并且不会对周围的土壤和水源造成影响。

可以采用物理、化学和生物等多种方式进行水处理，降低含水废水对环境的影响，保护当地生态环境。

认识五：加强科研和技术创新在特高含水期，需要加强科研和技术创新，不断提高油田开发的技术水平和管理水平。

需要加大对含水层调剖、测井技术、油水分离技术等方面的研究，推动科技创新，为油田特高含水期开发提供更加精准和有效的技术支持。