特高含水期油藏动态分析技术研究

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水驱油藏特高含水期微观剩余油渗流特征研究

水驱油藏特高含水期微观剩余油渗流特征研究在水驱油藏特高含水后期，原油采收都比较困难。

为了提高剩余油采收率，通过试验和计算发现，将剩余油流动形态分成五种类型：分别是为多孔流、膜状流、簇状流、滴状流和柱状流，同时从微观上分析原因，找到了微观剩余油流动特征及变化规律，对特高含水期油藏提高剩余油动用程度和采收率是一个很有效果的办法。

标签：水驱油藏；特高含水；微观剩余油；渗流特征挖潜流动的剩余油对原油产量具有一定的增产作用，对水驱油藏特高含水期的原油挖潜应该从研究微观剩余油的流动特征及变化规律入手。

特别是特高含水后期，饱和度半对数曲线和油水相对渗透率的纸币的关系不同之前，不再是线性关系，因此，研究動态剩余油变得更有意义。

1 玻璃刻蚀模型可视化实验实验室研究一般都是通过玻璃刻蚀模型可视化实验微观渗流的。

在这个实验中，为了对特高含水期微观剩余油流动形态及变化规律进行研究，我们设计了多种概念模型和均质、非均质实际模型，从孔喉半径、孔喉比等特征参数方面，在不同原油黏度和驱替条件下进行了微观水驱油实验。

1.1 进行驱替实验驱替试验是在一定条件下，用油或水以一定的流量，利用渗透作用，置换水或油的实验。

在特高含水后期，孔隙特征参数、流体性质以及注入条件等因素是否对剩余油流动有影响是我们研究的目的，试验研究的结果要广泛实用，通过设计不同孔隙特征参数，进行不同流体黏度和注入速度的驱替实验。

我们模拟油由不同比例原油与煤油配制而成，黏度分别为二、四、六毫帕每秒；模拟实验用水为地层水；玻璃刻蚀模型尺寸二厘米乘以一点五厘米；实验设备是微观驱替装置和恒压恒速泵。

1.2 驱替实验的步骤第一步，用试验用注射装置缓慢将模拟地层水注入模型中，使模拟水充分饱和在模型孔隙中。

第二步，将一定黏度的模拟油用试验用注射装置缓慢注入饱和水的模型中，使油驱出孔隙中的流动的水，并充分占据模型孔隙，这时模型在束缚水和饱和油的状态。

第三步，将恒压恒速泵设置为一定的驱替速度，利用微观驱替装置水驱模型。

高含水油藏开发指标动态预测方法

开发指标的动态预测是一项重要工作 … 。油田进
式（）式（）：。为递减阶段ｔ间的产油量，１、２中Ｑ时１／；为累积产油量，０；为预测可采储量０ｔａｌｔ（田含水率９％时的累积产油量）１；、油８，０ｔａｂ为常
区块的动态分析过程，成不同开发时间，块产完区量、水率、出程度等指标的动态预测，准确快含采为速的制定注水井年度综合调整方案，井增产措施油工作量、度开发方案及配产设计提供重要的参考年
— 一年产水量
：
一
＿Ｌ＝
９２２
．
图历年开发数据
预测结果
ＨＺ模型与丁型水驱特征曲线的联解含水率Ｃ和时问的关系得丁类水驱曲线表达式
１）
分别以ＨＣＺ预测模型与甲、、、乙丙丁水驱特征
采收率等开发指标的动态预测。多种预测方法的联解，化了区块的动态分析过程，优准确地完成各项开发指标的预测。关键词油藏开发动态预测ＨＺ预测模型Ｃ水驱特征曲线
中图法分类号
Ｔ３１Ｅ４；
文献标志码
Ａ
在油田注水开发过程中，田生产规律与各项油
数项。
入高含水阶段后，量递减、水变化越来越有规产含
律性，通过ＨＣＺ预测模型与水驱特征曲线联合求解

双河油田水驱油藏特高含水期深度开发技术实践

双河油田水驱油藏特高含水期深度开发技术实践
王城，郭文卿，李志超，高启江到１明明，陈洪山，闻亮（中石化河南油田分公司第一采油厂’ 河南南阳４。。）
［摘要］双河油田经过３Ｏ多年高效开发，目前已经进入特高含水期，综合含水达９６．１％，如何持续提高采收率，是目前面临的主要问题。在剩余油精细描述的基础上，对单砂体进行细化分类评价，重构开发单元；依托动态分析调配、有效提液、长期封堵层剩余油评价动用等技术集成，深度开发高含水主力油
０．４ｍ的标准，开展流动单元划分。双河油田核桃园组 Ⅳ下、Ｖ下、Ⅵ 、Ⅶ和 Ⅷ 、Ⅸ油组等开发单元，进行流动单元划分，将７１个小层划分为１５７个流动单元。２）夹层识别描述由于夹层阻碍流体在垂向上的重力分异作用，夹层上下的水淹程度受注采强度控制。夹层对剩余油的控制作用，主要是通过层内非渗透或低渗透层，对流体渗流的分割而导致剩余油富集。通过取心井资料标定测井数据，建立不同类型夹层测井识别标志；对非取心井依据测井识别标
产油４２８４ ×１０ｔ。
双河油田厚油层发育，层间层内非均质性严重，主力层主体区在同时兼顾非主力层开发的开采方式和井网条件下，难以适应后期细分挖潜的需要＿１］。主体区大面积高含水封堵或关停，潜力难以动用；尖灭区域和非主力层井网完善程度低，开发形势日益严峻。

特高含水期剩余油分布的油藏数值模拟研究——以八面河油田面一区开发为例

据剩余油分布制定开发方案并进行了预测，为合理高效地开发八面河油田面一区生产实践提供指导。
１区块概况
八面河油田面一区位于济阳坳陷东营凹陷南斜坡八面河鼻状构造带东北部，是一个被２条二级断层
控制、１条三级断层复杂化的条带状断鼻构造油藏。含油面积１８ｋ，地质储量８００ｔ．１ｍ７Ｘ１，主要开发层段是沙河街组沙三上亚段、沙三中亚段和沙四段。其单元储层物性较好，但均质性较差。平均空气渗透率（５￣２５）Ｘ１＿７９１４０。ｍ，变异系数０６，油层岩性以粉一砂岩为主，平均孑隙度３．。．２细Ｌ３９原油性质差，具有地面密度大（．４６／ｍ。、粘度高（５￣２０．ｍＰｓ、凝固点低（ ℃）和含ｏ９４ｇｃ）７９８０２ａ・）９
硫高（．９）的特点。饱和压力高（１５ＭＰ）地饱压差小（．３ａ。油层与水层连通状况好，１６Ａ０１．８ａ，１６ＭＰ）边水较活跃，属弹性水压驱动油藏。
２油藏数值模拟研究
长江大学学报（自然科学版）２１年９第７第３００月卷期：理工ＪｕｎｌｆａｇｅＵｉｅｓｙ（ａｃＥｉＳｐ２，Ｖ！７Ｎｏ３ｃ＆ＥｇｏｒａｏｎｔｎｖｒｉＮｔｉｄｔＹｚｔＳ）ｅ．０１０ｏ．．：Ｓｉｎ ห้องสมุดไป่ตู้

特高含水期油田开发的研究分析

一
进行比较和交流。同那些含水率相对较低的开采层比较而言，特高含水油田在实际的开发过程中，往往具备采油速度较低而且
剩余油量相对比较分散等缺点，同时再加上井况恶化以及开发经济效益相对低下等特征，逐渐的进入到一个特高含水期。在这个时期，往往会出现含水率明显上升的情况。严格意义的讲．我国现阶段的油田开发仍然存在着诸多问题：开采过程中采储量相对较小，压出程度较高，储藏和开采之间存在着较大矛盾，油藏水内部驱动程度较高，开采层之间存在接替层沙，耗水量相对较大；主力油层在开采之前被积水淹没；开采过程中因使用注水运动而导致受断层出现破坏等等，进而形成在开采过程中出现注水运动规律以及扫油程度还有地下油水分布相对分散等诸多问题，此外也会增加相应的挖潜难度。二、对特高含水油田的开发和研究
石
油化工
１９
特高含水期油田开发的研究分析
马强郭选马金玉（长庆油田第三采油厂五里湾第一采油作业区７１７５０７）
摘要：近些年，随着社会的不断发展以及工农业经济生产的需要，人们对石油等能源的需求正在急剧增加，这就从一定程度上促进了能源开采业的发展。本文通过结合在特高的含水阶段，对油田进行开发过程中存在的问题与现状，对如何做好解决这些问题，做好该阶段的研究工作进行详细的探究与讨论。

特高含水期油藏数值模拟应用技术探讨——以胜二区为例

基于特高含水期油水两相渗流特征，开展了特高含水期油藏数值模拟方法的研究，具体思路是：根
究特高含水期油藏数值模拟方法，提高剩余油描述的准确性。
１特高含水期油藏数值模拟方法
１．１特高含水期水驱油特征
＝
第一作者简介：陈燕虎（１９７６一），男，湖北汉川市人，胜利油田地质科学研究院高级工程师，研究方向：油气田开发。
∑△ Ｑ／ＰＯＲＶ。
ｉ：１
式中：为过水倍数；ＡＱ为第ｉ时间步储层的累
５期
期油藏的这些特征导致了特高含水阶段油藏剩余油分布形式更加复杂，定量表征难度加大，常规数值模拟技术难以精确描述这种变化。因此，需要深入研
油藏在特高含水阶段，驱替倍数增加后，残余油饱和
度值降低了。１．２特高含水期油水两相渗流特征实验室特高含水期油水两相渗流规律研究形成的特高含水期相渗曲线，实现了相渗曲线与驱油效率的统一，驱替倍数的增加可以进一步降低残余油
饱和度。
１．３特高含水期数值模拟方法
时随着驱替倍数的增加，残余油饱和度会进一步降低，油藏物性也发生了变化，导致用常规数值模拟技术难以精确描述剩余油的分布。因此，需要研究特高含水期油藏数值模拟方法。在应用高驱替倍数相渗曲线的基础上，实现了数值模拟中的过水

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。

高含水期油藏数值模拟技术和方法

高含水期油藏数值模拟技术和方法高含水期油藏数值模拟技术和方法，是在采油勘探和生产工艺中，特别是针对特定的高含水期油藏，通过采用数学模拟等方法来研究和分析其特性的一种技术和方法。

一、基本原理高含水油藏数值模拟技术主要是通过模拟曲线拟合来研究和分析油藏的三维特性、渗流特性及压力组分特性的一种技术和方法。

其基本原理是：通过模拟曲线拟合，可以准确地了解油藏矿化率、分布等参数，以预测油藏对产量及配流情况，进而对后续油藏开发作出决策。

二、技术原理1、体积相容性分析：根据观测到的采收率、含水率和气体比率，采用模拟技术获取油藏体积相容性参数，从而确定油藏的体积比。

2、测绘分析：油藏的大小、形状、构造都会影响其对渗流的的模拟，为保证模拟的准确性，必须对油藏的构造进行准确的测绘分析。

3、流体状态分析：根据油藏的体积相容性参数、压力变化规律以及测绘分析等，可以确定油藏内部流体的变化，并进行流体参数的模拟和计算。

4、弹性状态分析：根据油藏的体积变化，可以确定油藏内部的地层变形，并根据综合的体积变化、压力及弹性参数等，进行模拟分析和综合计算。

三、应用技术1、模拟自动博弈：基于模拟的分析，运用多种软件程序，可以进行油藏的模拟自动博弈，以确定不同策略下，油藏对产出量及压力分布的影响。

2、多个变量联合预测：可以通过多个变量联合的方式，包括渗流率、层间孔隙率、地层厚度和井口压力等参数的实验测试，将模拟技术和软件工具有机的融合在一起，以预测油藏的流动特性。

3、夹层断层分析：采用夹层断层分析技术，可以快速可靠地识别出油藏内夹层断层的位置及对渗流应力的影响，从而进行油藏开发决策。

四、关键技术1、物理场模拟：依据油藏地质结构参数，利用物理场模拟技术，以计算油藏的流动特性及其对产量的影响，以及沉淀水下部位种类及其特殊性，最终为油藏的开发提供经济可行的参考。

2、渗流方程模拟：采用渗流方程模拟可以模拟地层正特性、反特性及油藏应力场等，从而精确模拟出油藏内部流动，有效掌握油藏的渗流规律，有助于确定油藏的开发策略。

油田开发后期油藏动态管理方法研究

油田开发后期油藏动态管理方法研究摘要：随着油气藏的不断开展，很多油藏已经进入开发后期，在油田开发后期阶段会受到油价下调的影响，因此油田企业必须控制生产成本，才能够确保油田的经济效益。

油藏动态管理需要克服成本降低和工作量减少所带来的不利影响，确保油藏动态管理的有效性。

通过对我国现有油藏动态管理的研究分析，可以看出我国开发后期油藏动态管理还存在着一些不足，因此动态管理工作必须不断进行创新，才能够满足现阶段的开发需求。

关键词：油藏；动态管理；开发后期1、油田开发中后期的特点注水开发的油田，开发到中后期之后，就会表现出明显的特征。

开采难度越来越大，油井产量逐渐下降，油田综合含水率不断上升，严重影响到油田的开发效果。

具体表现为，油藏的层间矛盾和平面矛盾更加突出，油藏的非均质性更加严重。

水驱的动用能力过低，水驱效果变差，有的高渗透层位过早地见水或被水淹。

有些区块注水开发的效果差，是由于注水井网不完善造成的。

注水效果越来越差，导致注入水能量的浪费，使油田生产成本增加，影响到油田的正常生产，制约油田向着健康的方向发展。

油田开发进入中后期，大部分油田的主力油层进入到高含水期，但是油层中仍然具有一部分剩余油没有被开采出来，需要建立正确的油藏地质模型，有效地研究水驱油的效果，解决层间矛盾，真正意义上使注入水达到驱替效果，提高油井的产能，有效地开发低渗透的油田，满足油田开发中后期生产的需求。

2、油田油藏动态管理面临的形势分析2.1对动态调整的自信心不足在实践当中，由于受到油田含水量高的影响，部分技术人员无法实现预期的动态管理效果，对于此项工作也不具备较强的自信心。

同时，部分技术人员在思想观念上并没有认识到动态调整的重要性，仍然依靠经验行事，使得动态调整工作无法充分发挥作用。

为此，需要针对技术人员进行一定的思想工作，深化对于动态调整的认识，强化增质提效的自信心。

同时，还应当树立极致开发的理念，做好每一项工作，注重细节的处理，利用更加精细化的管理方式，有效改善油藏的开发效果，强化动态调整的自信心。

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

层状断块油藏特高含水期细分开发技术

Байду номын сангаас
１辛４７断块概况
１１油藏地质特征．
辛４７断块，构造上处于济阳坳陷东营凹陷中央背斜带的东北翼．由二级断层与其派生的两条三级断层构成了呈三角形状的封闭断块，内部发育了３四级小断层，条构造相对简单，断块内地层以北东倾为主。全块含油面积１４ｍ０地质储量７６０ｔ储量丰度５５７０ｔｋ｝．ｋ，３ ×１，４２． ×１４／ｍ：一下共有ｌ含油砂层组，油小层多达５套含
胜利油区东辛油田发育一批高丰度的层状断块油藏，地质储量约８０ ×１ｔ均采用分层系注水开发在０００，同套注采井网内，由于受非均质的影响，问水驱状况不均衡进入特高含水期（层含水９％以上），问矛盾０后层
加剧．高渗透层段储量动用程度高，剩余潜力小；中低渗透层采出程度低，而由于层间干扰，造成吸水能力差，地层能量严重不足，潜力得不到发挥。１９以来，９４年陆续在东辛油田辛２、４３辛７等４个断块开展了精细油藏描述和细分开发工作，善了油藏水驱效果，均采收率提高了３８改平．％。本文以辛４７断块为例，绍层状断块油介藏特高含水期细分开发技术，这对科学、合理地开发我国同类油藏有借鉴意义。
天然能量弱，断块弹性产率只有２０ ×１ｍ３ＭＩ。．５０／Ｄ４ａ
１２开发历程及现状．

油田含水规律的研究和预测

o 一、水驱油田含水采油期划分与含水上升规律●1.水驱油田含水采油期划分(1)无水采油期：含水率小于2%； (2)低含水采油期：含水率2%~20%； (3)中含水采油期：含水率20%~60%； (4)高含水采油期：含水率6%~90%； (5)特高含水采油期：含水率大于90%。

●2.含水上升规律生产实践表明，一个天然水驱或人工水驱的油藏，当它全面开发并进入稳定生产以后，其含水达到一定程度并逐步上升时，将有关的两个动态参数在单对数坐标纸上作图，可得到明显的直线关系，称该曲线为水驱特征曲线。

6-2 油田含水规律的研究和预测油田含水规律的研究和预测o 一、水驱油田含水采油期划分与含水上升规律这条直线一般从中含水期开始（含水率20%左右）出现，而到高含水期仍保持不变。

在油田的注采井网、注采强度保持不变时，直线性质始终保持不弯，当注采方式变化后，则出现拐点，但直线关系仍然成立。

人们就可以运用这一定量规律来描述和预测各油田在生产过程中的含水变化，产油水情况，最终采收率及可采储量等。

6-2 油田含水规律的研究和预测油田含水规律的研究和预测水驱曲线o 二、水驱特征曲线的类型及基本关系式●1.甲型水驱曲线水驱油藏含水达到一定程度后(一般在中、高含水期)，累积产油量与累积产水量的关系曲线在半对数坐标上是一条直线，其基本关系式为：★常数a的物理意义； ★水驱曲线形态与开发效果。

●2.乙型水驱曲线甲型水驱曲线表达式中各项分别对时间求导后，得到水油比与累积产水量的关系为：6-2 油田含水规律的研究和预测油田含水规律的研究和预测 aN b W p p / lg lg + = a W Q Q WOR Pw 3 . 2 0== )1 3 .2 ww P f fa W - = （或：o 二、水驱特征曲线的类型及基本关系式将水油比与累积产水量的关系代入甲型水驱曲线表达式中，得：即：其中：●3.无量纲水驱特征公式甲型水驱公式中各项除以原始地质储量得：优点：无论油田大小如何，均可用同样的无量纲参变量表达，数值大小不同反映效果不一样。

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。

流固耦合理论在特高含水期油藏开发中的研究现状与发展趋势

流固耦合理论在特高含水期油藏开发中的研究现状与发展趋势1. 引言1.1 研究背景特高含水期油藏是指储层中水含量高达70%以上的油藏，其开发面临着许多技术挑战和难点。

在传统的油气开发中，流体与岩石之间的相互作用往往被独立地考虑，而忽略了二者之间的耦合效应。

流固耦合理论的引入成为解决特高含水期油藏开发难题的一种重要手段。

随着油气资源勘探的不断深入，特高含水期油藏的开发迫切需要流固耦合模型的研究和应用。

流固耦合理论可以有效地描述储层中油、水和岩石之间的复杂相互作用，为油藏开发提供科学依据和技术支持。

在国内外许多油田的开发实践中，流固耦合模型已经取得了一定的应用效果，但仍存在许多问题和挑战亟待解决。

对流固耦合理论在特高含水期油藏开发中的研究现状和发展趋势进行深入探讨，对于提高油田开发效率、降低生产成本具有重要意义。

本文将从特高含水期油藏的特点、流固耦合理论在该领域的应用现状、研究方法与技术、存在的问题与挑战以及未来发展趋势等方面进行详细阐述，以期为该领域的研究和实践提供一定的参考和借鉴。

1.2 研究目的特高含水期油藏开发面临着诸多挑战，如高含水期油藏的渗流规律复杂、油水两相流动相互影响严重等问题，因此需要运用流固耦合理论进行深入研究。

本研究旨在通过对特高含水期油藏的特点和流固耦合理论的应用现状进行分析，探讨其中存在的问题和挑战，进一步研究方法与技术，为特高含水期油藏的开发提供科学依据和技术支持。

本研究也旨在探讨未来发展趋势，为特高含水期油藏的可持续开发提供有益参考。

通过对流固耦合理论在特高含水期油藏开发中的研究现状进行全面分析，旨在为相关领域的研究者提供新的思路和方向，推动该领域的发展，促进特高含水期油藏的高效开发和利用。

1.3 意义特高含水期油藏开发是油田开发中的一个重要领域，流固耦合理论在特高含水期油藏开发中的研究具有重要的意义。

通过对流固耦合理论在特高含水期油藏开发中的研究，可以更好地理解特高含水期油藏的特点和规律，为油田勘探开发提供科学依据。

英台老油田特高含水期开发技术研究

收稿日期：ＯＯ７５２１ —Ｏ一ｌ作者简介：昌敏（９２，１９年毕业于中国石油大学，魏１７一）男，９６工程师，现从事油田开发工作。
１３存在问题．
英台构造属松辽盆地中央凹陷一龙虎泡红岗阶地上的一个局部构造，临古龙凹陷，与西部斜坡东西相接。台油田地震Ｇ３反射构造为一东倾的鼻状构英造，鼻状构造上发育两个近南北方向的低幅度短在轴背斜，造高点由东向西抬高，圈闭面积５构，．２ｍ。闭合度８构造短轴０８ｍ，轴２７ｍ，ｋ，ｍ，．ｋ长．ｋ倾角１２。该构造主要发育高台子油层，质储量６１．。地２
中图分类号：３９ＴＥ４
１区块简况及存在问题
１１地质概况．
文献标识码：Ａ
文章编号：０６７８（００１一Ｏ１一Ｏ１０－９１２１）９１９３效措施，年产量逐渐上升，２０使到０１年达到了１ × ５１以上，０１年以后，量开始递减。０ｔ２０产目前区块开井１０口，口日产液７２ｔ日产２井９２，油３６，水９．３。实累计产油２２９ ×１，４ｔ含５６％核６．００ｔ采出程度３．２。采油速度１６，９４．９自然递减９．７，６综合递减１７。．２
２１年第１期００９

特高含水期油藏开发对策研究

Ξ
2010 年第 21 期申小敏等特高含水期油藏开发对策研究
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初期生产状况井号
H 7- 9
目前生产状况含水
14 65 56
投产日期
2008. 6. 3
层位
S3 下 4 上 4 下 S3 下 5
日产液
( t) 13 31. 6 12 56. 6
日产油
( t) 11 . 2 11 . 1 5. 3 27 . 6
液面
1643 633
层位
S3 下 1- 4 S3 下 4- 5
日产液( t) 63. 4来自2 . 5 24. 5 90. 4
日产油
(t ) 4 . 4 1 . 9 2 . 6 8 . 9
累产油含水
93 26 90 90 . 2 (t ) 2967 1297 459 4723
H 7- C25 2009. 1. 30
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内蒙古石油化工 2010 年第 21 期
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特高含水期油藏开发对策研究
申小敏, 王玉堂, 王永站, 李顺凯, 丁海霞, 李军
(中原油田分公司)
摘要: 进入特高含水开发后期 , 产量不断下滑 , 油藏开发难度逐年加大, 近两年胡七南沙三下区块在构造精细研究和剩余油分布研究基础上 , 利用老井大修换井底、套管补贴、堵水等工艺手段进行剩余油有效挖潜 , 取得了较好的开发效果 , 为深化老区挖潜提供可借鉴经验。关键词: 胡 7 南断块; 剩余油; 大修换井底中图分类号: TE357 文献标识码: A 文章编号: 1006 —7981 ( 2010) 21— 0152— 02 1 油藏概况胡七南断块位于东濮凹陷西部斜坡带第二断阶带胡状集油田的中部 , 是受石家集断层及其派生的次级断层—胡 7- 7 断层共同夹持的西高东低的一个鼻状构造, 沙三下主要含油层位为 S 3 下 3- 10 砂组, 油藏埋深 2210- 2900m , 含油面积 1. 7km 2 , 石油地质储量 393×104 t。属于构造较为简单、埋藏较浅、常温常压、中高粘度、非饱和的层状中、高渗严重非均质孔隙性砂岩油藏。进入 2007 年以来开发状况逐渐恶化 , 递减加大, 到 2007 年 5 月份降至最低 , 该区块油井 19 口 , 开井 18 口 , 日产液 551m 3, 日产油 41t, 综合含水 94. 1% , 采油速度 0. 29% , 采出程度 20. 84% ; 水井 15 口, 开井 12 口 , 日注水平 1021m 3 , 自然递减 19. 82% , 综合递减 18. 24% 。 2 开发中存在的问题 2. 1 储层非均质性严重, 水驱动用程度低, 水驱采收率低该区在下第三系沉积时期形成了一套以滨浅湖扇三角洲砂体为主的快速沉积建造, 加上物源近 , 水体动荡, 沉积环境极不稳定 , 沉积相在平面上变化大, 水下分流河道在纵向上继承性差, 因此该区储层三大矛盾均较突出。由此造成目前水驱动用储量为 153. 9× 104 t, 水驱动用程度仅为 42. 5% 。油田标定采收率为 27. 9% , 低于同类油藏。 2. 2 剩余油分布类型日益复杂, 综合含水与采出程度不匹配 , 自然递减居高不下胡 7 南沙三下经过多年的注水开发 , 导致目前剩余油分布类型日益复杂 , 目前油田含水高达 94. 1% , 而采出程度仅为20. 84% 。近几年自然递减均高于 25% , 稳产难度极大。 2. 3 井筒状况日益复杂 , 影响区块开发水平随着开发的深入, 区块井筒状况日益复杂, 目前该块总井 34 口, 井况有问题井1 5 口, 占总井数的 44 .

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。

低油价下特高含水油气藏经济开发技术分析——以美国东威明顿油田为例

图１东威明顿油田位置图
东威明顿油田（长滩单元）是东两走向的东威明顿背斜的一部分。该油田至少有１１套断层把油田切割成１０个大断块，断块又被次一级断层分割，其构造异常复杂；主要含油层系为第ｊ纪上新ｆ＂＝和中新世疏松或半
段的采油速度由迅速下降到趋于平稳下降，但随着油田采取不同的增产措施和大规模重新开发，原油产量稳中有升。生产成本由１９９１年的８美元／桶下降到２美
元／桶。３东威明顿油田特高含水期提高采收率技术分析（１）精细油藏描述，聚焦低渗微相，强化勘探开发
解决的问题。本文以美国东威明顿油田特高含水期经
济开发技术为例，研究分析低油价下特高含水油气藏
有效开发技术。
１东威明顿油田地质特征威明顿油田是美同加利福尼亚第二大油田，位于洛杉矶盆地的西南部，面积约６０ｋｍ！，可采储量２．７８８ｘ
目前，我国大部分主力油田已经进人高含水或特
储量３１．９％，目前日产油５５３０ｔ，平均含水９５％。
高含水开发阶段，地下剩余油多分布在差、薄、边部位，
呈现Ｈｒ普遍分散，局部集中” 的分布特征。如何实现特高含水油气藏的经济开发成为低油价常态下必须要

特高含水期油藏工程研究

・油气藏研究・特高含水期油藏工程研究陈月明　吕爱民　范海军刘　振　黄昌碧　项红英(石油大学(华东)石油工程系) (胜利石油管理局东辛采油厂)陈月明,吕爱民,范海军,刘振,黄昌碧,项红英1特高含水期油藏工程研究1油气采收率技术,1997,4(4):39～48摘要　针对全国注水开发油田目前大多已进入高含水期的现状,为了客观地评价油田开发效果,及时调整油田的开发方案,保证油田获得较高的采收率,该文采用流管法、合理井网密度法、水驱系列法及经验公式,对油田进行注水开发效果评价,确定合理井网密度,量化油田开采潜力,并在此基础上用灰色预测和整数规划法进行稳产措施配置,以永安油田为实例做出五年措施规划。

这套方法运用油田动、静态资料,与油田实际结合紧密,实用性强,并已在永安油田得到应用。

主题词　高含水期　注水　开发效果　评价　油藏工程　永安油田自由词　流管法　合理井网密度法　水驱系列法　灰色预测　整数规划　措施配置0　引　言注水开发油田,由于油藏平面上和纵向上的非均质、油水粘度的差别及注采井组内部的不平衡,势必造成注入水在平面上向生产井方向的舌进现象和纵向上高渗透层的突进现象。

特别是在注水开发后期,油井含水高达80%以上,由于注入水的长期冲刷,油藏孔隙结构和物理参数将会发生变化。

在这一时期油田开发效果如何?油田是否需打补充完善井?打多少为宜?油田的开发潜力究竟有多大?如何进行措施配置才能在稳产的前提下达到经济最优?这一系列问题成为油田开发工作者关注的焦点。

为了解决上述问题,本文采用流管法、合理井网密度法、水驱系列法、经验公式及稳产措施配置方法,针对特高含水油田进行了系统研究。

1　现　状我国东部各个油田,大部分采用注水开发,自六七十年代投入开发以来已有20～30年的历史。

由于油藏纵向上和平面上渗透率的差异、油水粘度差别以及开发过程中水动力场的不平衡,大部分油田已进入高含水期。

截至1995年底,大庆油田含水80125%,采出程度29105%,标定最终采收率44141%;胜利油田含水89114%,采出程度20164%,标定最终采收率28194%;全国及其它主要油区的含水率f w 、采出程度R 和最终采收率E R 列于表1。

特高含水期分类油藏低成本开发技术应用研究

特高含水期分类油藏低成本开发技术应用研究发布时间：2022-05-18T01:36:36.595Z 来源：《建筑实践》2022年2月第3期作者：李钱钱[导读] 文卫马古油田目前已进入特高含水开发后期（含水92.0%），低油价新常态下措施效益越来越低、油水李钱钱中原油田文卫采油厂地质研究所, 山东省莘县 252400)【摘要】文卫马古油田目前已进入特高含水开发后期（含水92.0%），低油价新常态下措施效益越来越低、油水井措施急剧压缩，以往常规的油藏研究和调整思路难以满足特高含水期油藏效益开发、可持续发展需要，积极开展了特高含水期低成本开发技术应用研究。

通过现场应用，井组稳升率提高，自然递减得到了有效的控制，达到特高含水期油藏的效益开发，在低油价新常态下对特高含水油藏深化水驱、稳油控水具有较好的推广应用价值。

关键词：文卫马古油田特高含水开发后期低成本开发技术一、地质概况文卫马平油田位于东濮凹陷北端，横跨中央隆起带和西部斜坡带两大构造单元，断裂构造极其发育。

包括文明寨、卫城、马寨和古云集四个油田共46个油藏开发单元，含油面积57.5km2，地质储量9332×104t。

开发中存在的问题：1、井况损坏严重，严重影响精细挖潜。

文卫采油厂41个注水开发单元油水井总井数1439口，水井总井679口，近几年油水井损坏速度加快，且修复难度越来越大。

2015年底累计损坏油水井463口（油井199口，水井264口），关停井115口（油井56口，水井59口），带病运行井119口（油井42口，水井77口），损失的水驱动用储量212.3×104t，可采储量81.1×104t，井况问题严重制约了油藏的精细挖潜。

2、低油价情况下产能建设停止，措施工作量压缩，产量压力大。

统计近10年新井，新井井数均在40口以上，年产油量在2.5×104t以上，另外低油价下效益约束新井和措施工作量，导致工作量大幅度压缩，产量压力大。