普通稠油油藏注水开发实例分析

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水驱普通稠油油藏转注蒸汽开发技术

水驱普通稠油油藏转注蒸汽开发技术研究摘要：扶余东区原油性质属于普通稠油油藏，初期采用注水方式开发。

2007年开始转为注蒸汽方式开发。

蒸汽吞吐第一周期获得了非常好的效果，但第二周期产油量、油汽比明显变低。

分析认为，原油流动性较好、油层压力低及汽窜是影响第二周期的主要因素。

为此，开展了助排、封堵及整体注汽等技术对策研究，并通过现场试验，见到了良好的效果。

为改善多轮次蒸汽吞吐的效果、延长吞吐有效期，提供了技术支持。

关键词: 原油黏度水驱蒸汽吞吐矿场试验technology development and research for water driven common thick oil pool converting to steam driven wang shupingfuyu oil extraction of jilin oil field company, songyuan, jilin, 138000abstract: fuyu oil property belongs to heavy oil reservoirs, at the beginning we applied water injection development way. from 2007 we started to steam injection development way. the first cycle of steam stimulation won the very good effect, but at the second cycle oil, oil steam considerably lower. according to analysis, crude oil and with good fluidity reservoir pressure lower and steam channeling is the main factors of influence the second cycle. therefore,carried out the help row, sealing and whole steam injection technology research, and through the field countermeasures test, see a good effect. to improve the effect of many rounds of steam stimulation, extend the validity of stimulation, provide the technical support.key words: oil viscosity, water driven, steam stimulation, mine field test扶余油田东区和扩边区，油层温度下脱气原油黏度在100～500mpa.s，属于普通稠油［1］。

普通稠油注水开发动态分析

3.7
0.653
IV2 30 6.1 4.5 1.00 2.6
7.0
4.0 10.7
2709 IV12 IV2
合计
2.0 1.482 5.0 0.536
5.644
0.525 2808 IV12
0.475
IV2
2.8 2.4 1.00 1.7 15.6 2.9 4.0 1.00 1.6 14.1
3.3 29.7
434 11.1
3.3
70 811
22 5.3 76
632
55 54.1
4.3 92
615 17.7
4.2
76 795 37.9 6.8
82
612
03.04.15
03.07.15
03.10.15
04.01.15
04.04.15
04.07.15
55 50.3
4 92
643 14.4
2.7 81
766 37.1
3500 3501 3601
3600
3601
80 60 40 20
0 12
8
4
0
800 700 600 500 400
5
4
3
60 40 20
0
100 90 80 70 60 50
20 16 12
8 4
0 39.8 10.7
73 559
5.8
2
1
840 800 760 720 680 640
8 6 4 2 0
IV2 30 6.1 5.2 1.00 1.1 11.0
IV53 3.0 1.755
合计
4.056
1.6 16.6

不同类型油藏注水开发状况分析及下步开发措施

不同类型油藏注水开发状况分析及下步开发措施注水开发是一种常用的油藏开发方法，通过向油藏注入水来维持油井的压力，提高原油的采收率。

不同类型的油藏在注水开发中存在着不同的状况和挑战。

本文将分析不同类型油藏的注水开发状况，并提出相应的下步开发措施。

一、常规油藏的注水开发状况常规油藏是指地质构造相对简单、岩石孔隙中有一定的连通性且流动主要以原油为主的油藏。

常规油藏的注水开发相对较为简单和成熟。

在常规油藏中，注水可以有效提高油井的采收率，延缓油井的老化速度，同时保持油井的较高产能。

目前常规油藏的注水开发已经广泛应用。

下步开发措施：1. 优化注水井布置：通过合理布置注水井，提高注入水的覆盖范围，提高注入水与原油的混合效果，提高采收率。

2. 注水井井间距优化：合理控制注水井间的距离，避免井间交叉干扰，提高注水效果。

3. 注水剂优化：选择适合油藏特征的注水剂，改善油井注水的效果。

二、致密油藏的注水开发状况致密油藏是指孔隙度低、储层渗透率小的油藏。

由于其储层性质的特殊性，致密油藏的注水开发面临着一些问题和挑战。

例如，注入水在油藏中的渗流速度较低，注水剂与岩石的接触面积较小，注水剂的流动性差等问题。

因此，致密油藏的注水开发相对较为困难。

下步开发措施：1. 酸化处理：通过注入酸性溶液或选择性酸浸剂，溶解致密油藏储层中的碳酸盐矿物质和粘土，提高油藏孔隙的连通性，改善注水效果。

2. 水平井技术：通过水平井技术增大油井的垂直排水半径，提高油井的产能，改善注水效果。

3. 增加注入压力：通过增加注入水的压力，提高注水剂在油藏中的渗流速度，改善注水效果。

三、页岩油藏的注水开发状况页岩油藏是指储层以页岩为主的油藏，储层渗透率极低。

注水开发页岩油藏是一种新的探索和挑战。

目前，页岩油藏的注水开发状况较为有限，还需要进一步的研究和实践。

下步开发措施：1. 试验性注水：在页岩油藏中进行试验性注水，研究注水对于页岩储层渗透率和油井产能的影响。

水平井立体开发块状普通稠油油藏

水平井立体开发块状普通稠油油藏作者：张新元来源：《地球》2013年第12期[摘要]动用程度是影响块状油藏高效开发关键因素，而注水开发下部油层动用较好，通过数值模拟手段研究了隔层的封隔能力，并根据油层及隔层发育状况，将A油田分两个部分进行开发部署，主体部位进行直井与水平井组合注水，可增大注水波及体积；下部油层较为发育区部署水平井挖潜，提高区块的储量动用程度，增大油田采收率。

[关键词]数值模拟水平井块状稠油注水[中图分类号] TE34 [文献码] B [文章编号] 1000-405X（2013）-12-50-11 概况A油田采出程度仅为14%，而含水已接近80%，在直井大井段注水时由于重力分异作用，注水后期在油层底部形成水流通道，从而造成长期无效注水。

针对井间储层中上部剩余油富集但动用难度大的现状，开展直井与水平井组合注水研究，通过改变水驱流场增大波及体积，为该类油藏找到提高采收率的方法。

2 综合研究2.1注水可行性[1]A油田在90年代初投入开发，前期注水开发，明显见效期3年左右。

鉴于已经开始注水和油井井况总体只能继续注水。

2.2隔夹层封隔能力研究油田主要以物性隔层为主，且分布不连片，厚度一般在1m以下，开天窗的范围在50%以上，首先应用数值模拟方法，对不同类型的隔夹层，在不同的注水条件下的压力分布及变化进行了模拟研究，当物性夹层厚度达到2m时，才能起到一定的封隔作用。

从前期注水实践来看，注水后不同隔层厚度与水窜时间的统计表明，物性隔层达到2m时窜流时间在4年左右。

因此A油田不用分层开发。

2.3井型组合研究根据前期测试资料及油藏模型生产历史拟合结果可知，油藏上部井间含油饱和度高，是剩余油较为富集的区域。

为有效动用上部剩余油，利用水平井平面上泄油面积大的特点，考虑采用直井与水平井组合注水的方式来对上部油藏实施整体开发。

（1）直平井组合注水机理直井射开下部油层注水，注入水迅速横向驱替原油，继续注水也会向上驱替原油，形成类似底水托浮式的开采模式，而将水平井部署在油藏上部直井井间采油，将在水平井附近形成泄压线，有利于注入水的纵向波及；待水平井含水较高后，再将水平井转入注水，注入水以平面驱替为主，可进一步增大波及体积，且水平井注水注入压力较低，有利于水驱的均匀波及，可以提高区块的最终采收率。

稠油油藏注水渗流特性与改善开发效果研究分析

渗流介质等方面进行测试和分析，进而根据分析的结果提出改油开发的过程中就可以了解到，原油中的沥青含量超过７％的善注水开发效果的相应对策。时候，沥青质颗粒结构就会堵塞通道，促使原油的渗透性降低，原油表现出非常大的粘度，难以流动。１非牛顿流体稠油渗流特性在研究活动实施的过程中，需要依照流体渗流力学的相关原理，其中牛顿流体在渗流的过程中粘度是保持不变的。但是从研究中不难看出，渗流速度与压力梯度具有一定的联系。针对稠油油藏而言，由于受到多种因素的影响，就会促使牛顿流体特性表现出多种特性。１．１非牛顿流体形态特征稠油油藏的流体特性在实际中总会表现出两种性质。一种为拟塑性，一种为粘弹性。在受到原油组成成分、渗流介质、温度以及含气饱和度、温度等相关因素的影响下，含气原油就会表现出拟塑性的特点。同时又有还会表现出剪切变稀的特性。如果原油在低渗透介质内渗流时，渗流的阻力在温度下降的过程中增大，进而也就会表现出更为明显的非牛顿流体特性。而脱气原油在渗流的过程中会表现出较为明显的粘弹性质，其剪切性质会变稠。而原油在渗透介质渗流的时候，渗流性质的原油非牛顿流体特性表现并不是非常明显。另外，如果原油在温度较低、低渗透多孔的介质内渗流，其更容易受到外界因素的影响，进而表现出非牛顿流体流变特性，同时原油的渗透率会逐渐增强，渗透率越低，原油的拟塑性也会表现的更强。１．２原油流变参数异常在实验研究的过程中，使用ＲＶ２０旋转粘度计、原油渗流特性测试装置对原油样品进行测试。测试的结果发现，在温度逐渐升高的过程中，不同仪器测试原油粘度都会逐渐降低。但是在温度条件保持相同的情况下，旋转粘度计测试的数值就会最低。如果原油在多孔介质渗流时，其渗流时的粘度最高。这种结果产生的原因主要是原油的胶质、沥青质含量都比较高，进而形成较大直径的沥青质颗粒，在渗流的情况下就会表现出较为明显的结构力学特性。同时粘度计的内外筒间隙通常都比较大，沥青质颗粒的大小对粘度的影响并没有完全的表现出来。但是在使用直径为０．７８４ｍｍ的不锈钢毛细管测试原油的粘度时，形成的沥青质颗粒就会吸附在管壁上，导致毛细管的尺寸有所减小。这样原油渗流的阻力反而会增加。原油流动

浅谈注水开发油藏动态分析

浅谈注水开发油藏动态分析近年来，随着油田开发力的增加，注水开发在油田开采中获得了较普遍的应用。

特别是在小吉油田的钻井中，这种采矿方法利用油水分离的物理特性，提高了储层压力，通过必要的动态分析，保证了采矿效率。

因此，浅谈注水开发油藏的动态分析结果可以为矿业提供重要的技术参考，具有持续应用的现实意义。

标签：注水开发;油藏;动态分析引言近年来随着世界石油储量的减少，开发有效注水对策的方法成为各油田的密切关注。

油田一线的生产技术人员为了解决注水开采问题，根据实际情况展开了对该技术的讨论，不断改进注水技术，使石油原油的质量符合提取、使用标准。

1油藏工程分析方法从我国现油井的应用来看，水库动态分析包括水库工程分析和水库数值模拟两种方法。

水库工程分析的实施基于相关实验数据，在采矿过程中，对这些数据要求高，必须保证数据的完整性和可靠性，才能得到更可靠的结果。

水库数值模拟技术的实施以地质模型为基础，在开发前通过调查等获取相关的水库信息，通过计算机技术构建比较可靠的模型，将获得的信息引入该模型，通过模拟方式控制采矿过程。

2油田注水开发动态分析的必要性分析石油需求继续增长。

石油储量是不可再生和难以开采的资源，因此，在石油资源开采过程中，对沉陷的特殊情况进行研究是至关重要的。

特别是在集水池的第二次开发中，单纯地使用水处理技术来开采油田是不好的。

在此基础上，利用油气水处理技术开发水资源进行动态分析，使油田战略适应大坝的特点和条件，可以大大提高大坝的利润率，促进油田的高效开采，提高油田建设的经济效益。

在开发油气水处理系统时，需要酌情进行动态分析和紧迫性分析。

3注水开发油藏动态分析3.1注水开发油藏动态的基本情况分析国内注水开发水库的状况，油田的地质更加复杂，开采的原油在理化性质上与以前存在一些差异，油田产油率比以前明显减少。

因此，我国增加储量、提高回收率还有很长的路要走。

例：辽宁一家石油公司实际石油生产时，油田地质大部分是多层砂岩储层，原油在层间、层间、平面上具有高渗透性，影响了石油开采。

秦皇岛32_6稠油油田注水效果分析_柴世超

第18卷　第4期2006年8月中国海上油气CHINA OFFSHORE OIL AND GASVol.18　No.4Aug.2006第一作者简介:柴世超,男,1996年毕业于中国石油大学(华东)油藏工程专业,2002年获中国石油勘探开发科学研究院油气田开发硕士学位,目前主要从事秦皇岛32Ο6油田开发生产研究工作。

地址:天津市塘沽区609信箱天津分公司技术部(邮编:300452)。

电话:022-********。

E 2mail :chaishch @ 。

秦皇岛32Ο6稠油油田注水效果分析柴世超　杨庆红　葛丽珍　张　鹏　廖新武(中海石油(中国)有限公司天津分公司)摘　要　秦皇岛32Ο6油田位于渤海中部海域,油田构造幅度较为平缓,储层为复杂河流相沉积,油藏埋深浅,油质稠,油水关系复杂,投产初期生产状况差,基本没有无水采油期。

在没有海上同类油田注水经验可借鉴的情况下,针对油田地质油藏特征和生产动态特点对秦皇岛32Ο6油田实施了注水开发。

注水井选择原则为静态上考虑砂体展布及水驱程度,动态上考虑地层压降及转注井生产状况,用低效井替代设计注水井;注水模式为“早期温和注水,注水强度逐渐增强,在饱和压力附近达到注采平衡”。

秦皇岛32Ο6油田实施注水后取得了很好的开发效果。

关键词　渤海　秦皇岛32Ο6油田　稠油　注水模式　注水效果1　油田地质概况及转注前的生产状况秦皇岛32Ο6油田位于渤海中部海域,是1996年发现的一个储量超过亿吨的大型复杂河流相稠油油田(地层原油粘度为28～260mPa ・s )。

该油田构造幅度比较平缓,主要含油目的层为新近系明化镇组下段,油藏埋深浅(海拔-900～-1600m ),储层胶结疏松、物性好(孔隙度平均值为35%,渗透率平均值为3000×10-3μm 2);纵向上含油层段多,油柱高度小(小于20m ),油水关系复杂(图1)。

秦皇岛32Ο6油田分北区、南区和西区,分别于2001年10月、2002年5月和2002年8月投入开发[1,2],投产初期生产状况差,基本没有无水采油期,表现出综合含水率上升快、采出程度低、产量递减快的特点(图2)。

泌110井区特薄层普通稠油单层周期注水开发探索

６．，注短停效果最低。考虑到采油速度和现１６长
周期注水具有改善水驱效果、提高采收率的很多优点，它的一个主要的缺点，但即周期注水与连续
注水相比延长了开采时间，从而增加了油田的费用。
３周期注水开发研究
３１周期注水机理研究．
重，水开发平面水窜严重，注针对平面水窜问题及时
进行注水方式研究，善开发效果。改
周期注水机理：水井的交替开关，注在地层中产
生了一定的压力扰动，得死油区的形状、使位置和大小发生了一系列变化。剩余油带随注水井周期性的开关而缩小，剩余油被逐步驱出Ｅ卜引。均质油层：是原油中压力扰动的传播速度大一
・
７・８
∞
∞
柏
∞
０
石
油
地
质
与
工
程
２１０１年
第４期
的含有饱和度升高，低渗区的含油饱和度下降。而
这个过程反复进行，非均质地层中，在既可提高驱油
效率，也可提高波及体积，高水驱采收率。提对于非均质油层，周期注水与连续注水相比可
泌１区特薄层普通稠油单层周期注水开发探索１０井
韩怀
（国石化河南油田分公司开发事业部，南南阳４３３）中河７１２

奈曼油田注水开发动态分析

奈曼油田处于在内蒙古通辽市奈曼旗凹陷正处于开鲁盆地中的一个次级负向构造单元区域，凹陷的面积达到800，而奈曼油田就坐落于这样一个凹陷地带中，该凹陷由于区域内部断裂带受到方向控制，最终划分出了三部分的二级构造带，分别是西部断阶带、中央洼陷带、东部缓坡带，而中央洼陷带则是现阶段油气勘探的主要活动区域，具体来说，奈曼油田正处在该中央洼陷带双河背斜上，含油储层主要是九佛堂组。

处于这样一个特定的地理位置上，要对奈曼油田进行注水开发必然需要面对很多问题。

本文将针对相关问题展开探讨。

1奈曼油田油藏的地质特征对奈曼油田的油藏地质特征进行探究，主要包括以下几点。

第一，油田储层中的岩性存在较大的差异、物性较差，属于低孔低渗的储层类型。

其中九上段储层的岩性是粉砂岩、细砂岩、砂砾岩与粗砂岩的混合，其平均的孔隙度大约为14%，而平均渗透率为0.0122μ；九下段储层的岩性是褐灰色的凝灰质细砂岩与凝灰质粉砂岩，其平均孔隙度大约为百分之九点五，而平均渗透率达到0.00023μ。

第二，奈曼油田中的原油具有较大的粘性，处于地层条件下的油水呈现的粘性比相对较高。

处于九上段地层条件中，其油水的粘性比大约保持在380Pa·s-1780Pa·s之间，平均粘性比则为384.5Pa·s；处于九下段地层条件中，其油水的粘性比大约保持在40Pa·s-380Pa·s之间，平均粘性比则为94.8Pa·s。

第三，奈曼油田油层的连通性不高。

从客观角度来说，不同油层受到各种外在因素的综合影响会使得最终呈现出来的连通系数存在差异，即便是处于同一层面也会因为诸如平面非均质性的干扰而在井距不同的情况下出现较大的连同系数差距。

在奈曼油田中，九上段中，井距为165米时油层的连通系数为百分之七十二；九下段中，井距为165米时油层的连通系数为百分之六十，而井距为270米时油层的连通系数仅仅达到百分之四十三。

第四，奈曼油田中储层的水敏性高。

古城油田普通稠油油藏注水开发潜力研究

（）８
大学（东）现从事油藏工程技术研究工作。电话：３７— 华，０７
６８０４３４７０
式中：。Ｓ —— 残余油饱和度，／；９Ｓｉ６ —— 束缚水饱和
维普资讯
石晓渠等．城油田普通稠油油藏注水开发潜力研究古
经验公式法是一种利用油藏地质参数和开发资料评价油藏开发潜力的简易估算方法，］目前预测油田开发效果的经验公式很多，合古城油田泌结１３１４断块的地质特征及流体性质等多方面因２、２素，取了以下五类经验公式来计算水驱采收率。选
ＥＲ一０．４— ０２７．１１ｌ＋０．７４６ｇ一１６ｇ０９１Ｋ
式中： —— 油水粘度比，数；小Ｋ—— 平均渗透率，
１一ｍ＾０； —— 有效厚度，厂ｍ； —— 井网密度，口／
ｋ；丁～油层温度，； —— 渗透率变异系数，ｍ＿ ℃ ｘ小数； —— 地层原油粘度，ａ・ＳｍＰ； — 孔隙度， —
ＥＲ一０１５＋０１５ｇ（￣．３．６１Ｋ／）
（）３
ＥＲ一００８４９＋００４６２ｇＫ／）＋．５１．８１１（￣０３６４．４４＋０００３７．０８ｆＥＲ一００９５＋０２３０．１７＋００３２．０ｆ＋０１８２ｇＫ／。．０１（￣）（）５（）４

普通稠油油藏高含水期精细注水技术

剖、井堵水等综合治理措施，油阶段采油速度保持在
２１２压力系统适应性差．．
通过做注采平衡体积交汇图发现，注采井数在
比低及地层压力低的情况，采压力系统不适应目注前及今后油藏开发形势的需要。
２区块高含水期存在的主要问题
２１注采系统欠完善．
目前注入水有机杂质大于３Ｏ，．达不到注水要求，层堵塞严重，油造成差的砂层或油层发育差的油井不吸水，部分低渗透区注水压力高，不进水。同注
西南部，开发目的层为杜家台油层，是一个被断层遮
挡的边底水油藏，油水界面一１２ｍ。４５断块含油面积
总井，还是按开井，注采井数比均低于合理井数比，正常开井注采井数比为１４７，：．１远远低于理论值的
１：１９¨ ．１［
维普资讯
２０年第９０８期
内蒙古石油化工
２５２
普通稠油油藏高含水期精细注水技术
卢跃海
（油辽河油田公司锦州采油厂，宁盘锦１１０）中辽２２９
摘要：９杜家台油层为一普通稠油油藏，锦９该块构造复杂，油层非均质性严重，原油性质变化大。
。
４３ｋ，层有效厚度２．ｍ，质储量１６ × ．９ｍ。油１２地４１１，定采收率２．％。０ｔ标６９断块于１８９３年７月编制布

常规稠油开发模式

井网密度：有利减少储量损失；有助搞清油层分布情况；对采收率产生影响。
表征：单井控制储量－47.7×104m3(开普敦油田) 单井控制面积－2.6～7.8公顷井距 > 200 m (孤岛油区：20 ×104m3/井)
常规稠油油藏开发方式
——以孤岛油区为例
Â开发部署
– 开发层系的划分
– 井网形式和井网密度 – 地层能量的保持 – 注采能力和生产压差
b.油稠是驱油效率低的主要原因
油水粘度比对驱油效率的影响(实验数据)
含水，％
0
油水粘度比
20 40 60 80 98
55
8.01 13.05 16.79 21.82 25.61 35.20
110
4.00 7.25 9.81 11.35 19.27 28.00
115
3.00 5.06 7.50 9.70 15.81 24.99
量，高含水期仍然是稠油油藏的重要采油
阶段。
含水与可采程度的关系曲线
主要汇报内容
开发部署
– 开发层系的划分 – 井网形式和井网密度 – 地层能量的保持 – 注采能力和生产压差
Â注水开发主要指标变化规律
– 含水上升规律 – 产液、产油、吸水能力的变化
– 水淹规律
– 储量动用特征
不同开发阶段的特点与对策
• 造成层间干扰比较严重，油层的生产能力不能充分的发挥。
• 主要表现在各类油层的动用状况和水淹状况不一致，主力层位动用比较好，水淹程度高，次要层位动用效果差，水淹程度低。
开开发发部部署署特特征征
开发层系的划分
孤岛中一区5-6层系水淹状况(1981年8月fw=55.6%)
开开发发部部署署特特征征

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

锦271块稠油注水开发效果评价

锦271块稠油注水开发效果评价摘要：针对锦271块在开发过程中地层能量和产量下降较快的问题，开展了注水开发，注水后效果较好。

稠油常规的开发方式都是吞吐开发，锦271块通过注水与吞吐引效相结合的开发模式可以提高断块整体开发效果。

关键词：注水开发；注水效果；锦271块1 油藏地质特征锦271块构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南端，开发目的层为大凌河油层，含油面积为1.3 km2，石油地质储量为201×104 t。

锦271块构造上为一北西向南东倾没的断鼻构造，区块油水分布主要受构造和砂体控制，高部位油层较厚，油层平均有效厚度为12.5 m，为一边底水层状砂岩稠油油藏。

该块发育油层属三角洲前缘亚相沉积，储层孔隙度为24.3%，渗透率为108×10-3 ?m2，泥质含量为24.7%。

50℃脱气原油粘度为660 mPa·s，20℃原油密度为0.969 g/cm3 ，凝固点为-13℃，原始地层压力11.34Mpa。

2 开发阶段锦271块于1994年试采，经历了常规干抽、吞吐、注水开发的开发历程，至目前已开发了20年，按开发历程，分为以下几个开发阶段：第一阶段：区块全面开发阶段（1994年8月-1998年12月）1994年锦271块共投产5口井，揭开了该块全面开发的序幕。

其后几年内，锦271块投产开发井数迅速增加，本阶段为干抽生产，初期产能较高，随着吞吐开采井逐渐增多，断块含水逐步上升。

至1998年底，该块开井13口，日产油46.7t/d，含水61.1%。

第二阶段：区块综合治理阶段（1999年—2001年12月）1999年转吞吐开发井9口，实施分层注汽，经过该阶段综合治理措施的开展，该块含水得到了有效的控制，产量有所回升，至2001年底，该块开井21口，日产油71.6t/d，采油速度1.35%，累计采出程度17.3%。

第三阶段：区块产量递减阶段（2002年—2005年12月）经前两个阶段开发后，油井全部转入注蒸汽吞吐开发，随着吞吐周期的增加，注汽效果逐渐变差，区块的产量持续递减。

低渗强水敏砾岩稠油油藏初期注水开发效果评价一以乌36井区百口泉

２７０ｍ，按反五点井网生产，采油井井距为２２５ｍ，注水井与采油井井距为１７６ｍ。经过两次加密，热水驱１５年油藏仍难形成热连通（见图１、图２），热传导很有限，效果不理想，因此，乌３６井区百口泉组油藏加密意义不大。

ＷＤ６７７４井组实施了注热水驱先导试验，注水后无明显见效特征（见图３），７个月后停止了该试验。
水开发效果进行了探讨，总结其在开发过程中注入压力、油井压力、剖面动用、含水上升、油藏递减、水驱效果等方面
的特征，分析制约油藏开发效果主控因素，开展了油藏精细描述及各类试验研究并提出了下步对策，旨在引起读者对同类油藏开发的思考，为该类油藏的开发提供借鉴。
（３）油藏非均质性强，产、吸剖面动用不均。４口井产液
剖面同井点对比，产液强度由２０１１年的０．５ｔ／ｄ－ｍ下降到目前的０．３９ｔ／ｄ・ｍ。１６口注水井同井点对比，吸水厚度动用程度由２０１１年６４．８％下降到目前的４６％。（４）注水见效差，部分井先见效后见水。统计受注水控制的４５口井，见效不明显及见效井１０口，见效时间７— ２０个
月，平均１３．９个月，部分油井表现先见效后见水而后不出。见水１１口，未见效井２４口（占５３％），未见效井表现动液面

采油井、注水井措施效果实例分析

沉没低，供液能力差。

3. 下步措施1）认真录取生产数据，对间歇出油井应延长量油时间或加密计量次数。

2）加强相连通水井的注水，提高油井的供液能力。

以上所举的措施实例中，有近几年实施的，也有很早以前就已实施的，如自喷井压裂都是20世纪80年代以前实施的；都是多年来在油田现场所实施的大量措施中，经过筛选出相对比较典型的一小部分。

还有许多措施没有进行列举，如自喷井转抽、采油井酸化、抽油机井调参、电泵井缩放油嘴、注水井酸化等，因为这部分措施有些现在已经非常少了，而有些是属经常采取的生产管理措施，还有些基本实施在新投井上。

第一章抽油机井生产分析、问题诊断及处理有杆泵抽油机采油是目前应用最广泛、最常规人工举升的采油方式，在油田生产中占有重要位置。

抽油机采油是将驴头悬点的往复运动通过抽油杆传递给井下抽油泵，抽油泵柱塞上下运动抽出井下液休并通过油管排到地面上来。

由于抽油机井是一种有杆泵机械采油，不可避免地会出现各种机械故障，再加上管理不到位以及客观因素的影响等，都会使抽油机井出现各种各样的问题或故障而影响生产。

能够及时发现、分析、诊断、处理抽油机井在生产过程中出现的问题或故障，将产量影响降到最小，一直是基层技术人员和生产管理人员追求的目标。

一、如何发现抽油机井生产中的问题我们知道，抽油机井正常生产时，录取的生产数据都应在一个相对合理的范围内变化，也就是波动的动态资料，但也是相对稳定的。

如果抽油机井生产一旦出现问题或故障，某个或某些动态资料就会出现一定的变化。

因此，只要在抽油井的日常管理中，能及早地发现动态资料的变化，再加甄别、分析、诊断，就能够及时抽油井生产中出现的问题或故障；然后再根据具体问题或故障采取相应的措施，使井尽快恢复正常。

抽油井日常录取的动态资料有：产液量、含水率、油套压、上下电流、示功图、动液面等。

在正常情况下，每天要对抽油机的电流进行监测，对上下电流的变化做到及时发现、及时甄别、及时分析、及时查明问题；另外，每月要根据动态资料变化对抽油井生产状况进行全面、综合分析，尽早发现问题，采取措施，将影响降到最小。

普通稠油油藏水驱开发的相关调研解读

水驱在胜利油田的应用
胜利油田尚二区主要含油层系为馆陶组和东营组，含油面积为 8.1 km2，石油地质储量为
800×104t，油藏埋深为1023～1260m。地层温度为44～52℃，馆陶组原油黏度范围为526～
4931mPa·s，平均为1199 mPa·s；东营组原油黏度为465～6 066mPa·s，平均为1562 mPa·s，属于普通稠油油藏。
三、普通稠油油藏水驱相渗曲线
相对渗透率曲线的相关应用
1、计算油井产量，水油比和流度比
2、分析油井产水规律 3、确定油水在储层中的垂向分布 4、确定自由水面 5、计算驱油效率和油通稠油油藏水驱相渗曲线
因高黏度特征和稠油转蒸汽驱替的可能等方面的考虑，在测量普通稠油油
多油组互层状稠油油藏单层块状稠油油藏
单层状构造岩性稠油油藏新疆克拉玛依油田九区薄层状稠油油藏
汇报提纲
一、稠油油藏类型及特征二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题三、普通稠油油藏水驱相渗曲线
四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度
五、油藏水驱开发评价
六、致谢
二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题
二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题
二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题
渤海SZ36-1油田水驱降粘研究现状及存在问题
渤海SZ36-1油田属海上重质稠油油田，常规注水开发采收率较低。提出水驱降粘开采新思路，即在常规注水开发的基础上,向注入水中加入少量高效经济的降粘剂，如碱降粘、表面活性剂降粘、碱和活性剂复配降粘。使注入水不但能驱油，而且能降粘，改善水油流度比，达到改善开发效果、提高采出程度的目的。
油空间类型或油气水分布状况、原油性质、驱动类型等。（2）现阶段稠油油藏以注蒸汽开发为主，储层发育状况极大的影响到注蒸汽开发的效果。分类时推荐以储层类型及其发育状况为基础进行分类。

复杂断块普通稠油油藏高含水期改善开发效果途径

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２００８年第７期
西部探矿工程
８９
复杂断块普通稠油油藏高含水期改善开发效果途径
院文庆
（中石化河南油田分公司，河南南阳４３０）７４０
摘
要：王集油田属复杂断块普通稠油油藏，断块构造格局制约，入高含水期开发后，受进注采关系调
整困难，田稳产难度大。针对这种情况，究分析了王集油田剩余油分布规律，油研实施了一系列改善
水驱开发效果的综合治理措施，对王集油田的稳油控水、高开发效果将起到重要的作用。提
关键词：复杂断块普通稠油油藏；高含水期；余油；发效果；合治理剩开综中图分类号：３５文献标识码：文章编号：Ｏ４５１（０８０一Ｏ８— ０ＴＥ４Ｂ１Ｏ— ７６２０）７０９２
工作。
Ｅ］李正昭．５复杂地层金刚石取心跟管钻进技术Ｅ］探矿工程Ｊ．
（土钻掘工程）２０（１．岩，０３Ｓ）
［］杨玉坤，２成伟，凡亮，松软地层取孔等．５Ｉ具加压机构工作
维普资讯
（）３对取心钻头的研究有待深人。钻头是成心的关状态分析［］钻采工艺，Ｏｌ２１：０５．Ｊ．２Ｏ，４（）５—３键，唇面形状、其布齿情况、口结构、岩速度等对复水破［］李海石，国强．井取心技术［．京：油工业出版３符钻Ｍ］北石杂地层岩心的形成和人筒有重大影响。社，９３７．１９：８（）４钻压、速、量、井液性能等参数也直接决［］杨玉坤，转泵钻４成伟．国松软地层取心技术浅谈［］石油机械，我Ｊ．定松软地层取心结果，因此优化作业参数是十分必要的２０（１．０３Ｓ）