高含水高采出程度阶段砂岩油藏提液开采研究_以彩南油田彩9井区三工河组油藏为例
高含水期油藏提高采收率方法研究及应用
Ξ 收稿日期: 2006- 11- 02 作者简介: 宗会凤 (1967- ) , 男, 工程师, 1991 年毕业于江汉石油学院测井专业, 现从事油田开发管理工作。 © 1994-2007 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved.
对于高含水期油藏改善油藏水驱效果的水动力 学方法包括改变液流方向、周期注水和封堵大孔道 调剖三种方法, 根据曙 4714 块油藏油层发育较为单
3% , 其中主力油层杜 组吸水厚度占射孔厚度的 95. 4% , 从统计结果可以看出, 油层纵向上动用存在 较大的差异。
④主力区域注采平衡 通过压力资料评价主力区域注采较为平衡, 地 层压力下降趋势较小。 综合分析该块符合周期间注条件, 对切割注水 或改变液流方向注水方式不很适应, 因此选择周期 间注作为高含水期改善油藏水驱效果的主要方法。 3 周期间注机理研究
合理的间注量。由于油田地下油水运动比较复杂, 油
层在井间和层间的差异也比较大, 因此确定合理的
间注周期必须考虑两个方面, 一是周期注水本身作
为一种改善油田开发效果、提高原油采收率的重要
手段之一, 从长远看应选择多采油的间注周期, 即最
终采收率; 同时还应考虑原油产量的稳定, 即合理的
间注周期既要保证停注期油水的置换时间, 又要保
持油藏一定的压力水平使产油量保持相对稳定。
中渗高含水油藏厚层砂体细分提高采收率的技术研究
中渗高含水油藏厚层砂体细分提高采收率的技术研究发布时间：2022-03-31T06:09:54.179Z 来源：《科学与技术》2021年25期作者：李豫[导读] 濮城油田南区沙二下油气藏位于濮城背斜构造南端，是一个被断块复杂化断块岩性-构造油藏，目前处于高含水、高采出程度阶段，剩余油分布零散。
李豫中石化中原油田分公司濮城采油厂采油管理三区河南濮阳 457532摘要：濮城油田南区沙二下油气藏位于濮城背斜构造南端，是一个被断块复杂化断块岩性-构造油藏，目前处于高含水、高采出程度阶段，剩余油分布零散。
通过地质精细研究、分类剩余研究，形成了层系、层间、层内的“三级细分”开发模式，取得了较好的经济效益和社会效益。
关键词：断块构造；油藏；高含水；剩余油；厚层砂体细分；0 引言濮城油田南区沙二下油藏位于濮城背斜构造南端，北以濮14断层为界，西与文51块相接，东靠濮19断层，南以濮24断层为界，构造面积约15km2，含油面积为8.3km2，石油地质储量1280×104t，标定采采收率为41.6%，可采储量532.0×104t。
该油藏总共划分为8个砂层组，50个小层，层间非均质性强，渗透率极差10-20倍，具有层多、非均质性强的特点，属常压中渗复杂断块岩性-构造油藏。
至2018年年底南区沙二下油藏共有油水井137口，井况有问题的油水井多达48口，事故井增多，增加了平面完善和层间调整的难度，井网适应性变差。
1 方法技术1.1厚层砂体细分技术在开展地下储层结构研究中，大多数学者基本都采用了Miall所提出的储层结构界面及结构要素划分思路，虽然该方案严格遵循了沉积结构层次性原则，但明显存在与现场地层及小层划分方案和使用习惯不配套的问题，因而有必要针对具体的研究对象提出全新而具体的砂体内部结构划分方案。
鉴于此，本次研究过程中，针对研究区厚油层的结构性和现场使用习惯提出了适合本油藏的砂体内部结构划分方案。
彩南油田底水油藏高含水井的治理
彩南油田底水油藏高含水井的治理王晓惠;王明星;孔新民;孔明炜【期刊名称】《石油和化工设备》【年(卷),期】2009(012)011【摘要】彩南油田三工河组油藏部分油井高产水,分析结果表明出水原因比较复杂,一方面是由于该油藏底水发育,随着开采时间的延长,当生产压差达到一定程度时,底水容易发生锥进现象;另一方面从测试资料显示部分油井存在管外窜,产生锥进的底水沿管外窜槽进入射孔段,抑制了原油的产出.2007-2008年针对该类油藏高含水油井的治理进行了大量室内研究,最终筛选出适合彩南三工河组油藏的堵剂及配套施工工艺,并将该技术应用到现场,取得了很好的降水增油效果.【总页数】3页(P25-27)【作者】王晓惠;王明星;孔新民;孔明炜【作者单位】新疆油田公司采油工艺研究院,新疆,克拉玛依,834000;新疆油田公司采油工艺研究院,新疆,克拉玛依,834000;新疆油田公司采油工艺研究院,新疆,克拉玛依,834000;新疆油田公司采油工艺研究院,新疆,克拉玛依,834000【正文语种】中文【中图分类】TE9【相关文献】1.高含水高采出程度阶段砂岩油藏提液开采研究——以彩南油田彩9井区三工河组油藏为例 [J], 郑强;张武;杨新平;加玉峰;唐东2.底水断块油藏断裂绕障水平井设计——以彩南油田彩10井区CHW05井为例[J], 唐林;张艳梅;季卫民;田波3.彩南油田彩9井区西山窑组油藏堵塞机理研究 [J], 张晏;王琳;张文新4.海上低幅边底水油田高含水水平井综合治理研究——以L油田为例 [J], 张国浩;张振杰;王树涛;张彩旗;郑华5.底水油藏水平井含水上升规律影响因素研究—以临盘油田某底水油藏水平井为例[J], 康博韬; 肖鹏; 孙依依因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
油藏持续稳产和提高采收率的技术——以彩南油田三工河组油藏为例
平 均 日产 油 ２９ １ｔ ３ ，综 合 含 水 率 ３ ．％ ，采 油 速 度 ８８
４３ ， 出 程 度 ２ ． ； 水 井 ９ 口 ， －％ 采 ８４ 注 ％ 日注 水 ８ １１ ０ ｌ， ｉ 累计 注 水 １２ １ ｌ４ ， 度 注 采 比 ０１ ， ２ ．ｘ ０ 月 ｍ ．３ 累计 注 采 比
油 藏 持 续 稳产 和 提 高 采收 率 的技 术
— —
以 彩 南 油 田 三 工 河 组 油 藏 为 例
李兴训， 罗加强， 武， 张 杨俊涛， 巴拉提・ 库尔班
（ 国石 油 中 新 疆 油 田分公 司 彩南 油 田 ， 疆 阜 康 新 ８ １ １） ３ ５ １
摘 要 ： 重 介 绍 了如 何 根 据 油 藏 地 质 特 征 和 开 采 过 程 中 对 油 、 运 动 规 律 的认 识 ， 针 对 性 地 综 合 运 用 天 然 水 驱 、 着 水 有 封 隔 边 底 水 、 时加 密 井 网 、 Ｃ Ｇ 凝 胶 调 驱 等 多项 技 术 ， 彩 南 油 田 三 工 河 组 油 藏 的 稳 产 期 较 方 案 设 计 延 长 一 倍 ， 适 注 Ｄ 使 平 均 以 ３５ 的 采 油 速 度 高 速 稳 产 可 达 １ ． ％ ０年 以 上 ， 产 期 平 均 含 水 上 升 率 可 控 制 在 ｌ ％ 以 下 ， 藏 的 最 终 采 收 率 由 稳 ＿ ４ 油 原 方 案 设 计 的 ３ ％ 可 提 高 至 ６ ％ 以 上 ， 仅 大 幅 度 增 加 了可 采 储 量 ， 且 经 济 效 益 十 分 显 著 。 ５ ０ 不 而 关 键 词 ： 噶 尔 盆 地 ； 南 油 田 ； 驱 ； 产 期 ； 高 采 收 率 准 彩 水 稳 提
稳产期 可达 １ ０年 以 上 。
高含水砂岩油藏开发过程中面临的问题
高含水砂岩油藏开发过程中面临的问题摘要：我国高含水期陆相砂岩油藏的储备量较大，但油藏开发的难度相对较大，故需要工作人员重视油藏开发的要求及措施，通过总结低不同渗透程度油藏开采要求及开采难题，制定科学的处理对策，提高油藏的采收率。
另外，工作人员也要确定陆相砂岩油气藏后期持续开采的要求，降低环境、技术、管理等角度对又在哪个持续开采的影响。
基于此，文章就高含水期陆相砂岩油藏开发面临的问题及对策进行了分析。
关键词：高含水期；陆相砂岩；油藏开发；对策引言：陆相砂岩油气藏是国内油气藏重要的组成部分，但传统油藏开采中会受到地质条件、水文、技术、人力资源问题的影响，限制了油藏开发的水平及质量。
在油藏实际勘探过程中，主要存在储层非均质性严重、原油密度大、粘度高的难点，而油藏水驱开采的水平也不理想，导致油藏存储、开采、增产的难度较大。
为了进一步提高油藏开采的水平，需要工作人员做好油田管理，降低开采安全隐患对陆相砂岩的开发的不利影响。
一、高含水期陆相砂岩油藏开发面临的问题1.1 低渗透油气藏低渗透油气藏储层区域的渗漏率相对较低，储层的孔隙密度较小，故该区域的油气含量较低，并且剩余油气的开采难度较高。
当储层内部所含有的水分较多，可能会导致低渗透储层物性降低，提升了油气的开发难度。
此时，油藏储层的物性水平逐渐降低，也提升了开发的难度系数。
目前，高渗透储层的开发难度相对较高，且井网密度中驱动压力系统应用难度相对较高，且压裂施工成本问题也会逐渐增加油气藏的开采成本。
当油层的含水量较高时，裂缝型低渗透相砂岩油气藏水窜问题明显。
如果压裂改造处理后，原生裂缝会与人工高压裂缝同时存在，此时人工裂缝极其容易导致地层出现严重破裂问题（井内吸水能力大）[1]。
因此，水窜问题时导致生产井出现爆性水淹的重要原因，需要工作人员重视水平井开发井网的设计与优化，满足水平井的应用要求，且具有较好的效果。
在低渗透油气藏开采作业中，水平井网部署的难度较高，容易出现井网参数、储层参数匹配、注采排距设计不合理的问题。
高含水、高采出程度阶段油田剩余油定量表征及其综合评价
高含水、高采出程度阶段油田剩余油定量表征及其综合评价郑春峰;赵忠义;郝晓军;彭良群;李芳;谷丽红【摘要】河南X油田目前综合含水94.20％,采出程度38.6％,属于高含水、高采出程度(简称“双高”)开发的油田.如何进一步发展“双高”开发单元提高采收率的方法,已成为目前的研究重点.建立X油田数值模拟模型,对其进行历史拟合.满足历史拟合要求后,针对“双高”阶段剩余油分布特点给出不同水淹级别划分标准.着重分析不同水淹级别下剩余油饱和度、剩余地质储量、平面和层间剩余油分布特征.建立了剩余油挖潜综合评价方法,将评价指标划分为4类,按照同一油组不同水淹级别对剩余油潜力区进行精细刻画,进而找出剩余油主要集中在Ⅲ、Ⅳ类潜力区.并针对不同潜力区提出不同挖潜策略,为X油田下一步剩余油精细挖潜提供依据,该方法对国内类似“双高”油田有借鉴意义.【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2012(034)002【总页数】5页(P131-135)【关键词】高含水;高采出程度;剩余油;综合评价方法;挖潜策略【作者】郑春峰;赵忠义;郝晓军;彭良群;李芳;谷丽红【作者单位】中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院,天津300452;大庆油田有限责任公司第八采油厂地质大队,黑龙江大庆163514;中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院,天津300452;中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院,天津300452;中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院,天津300452;中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院,天津300452【正文语种】中文【中图分类】TE327国内外大部分油田采用注水开发，目前普遍进入高含水、高采出程度（简称“双高”）阶段［1］。
这一阶段的剩余油分布零散，加上储层非均质性，断层的分割、遮挡作用，使开发难度越来越大［2，3］。
“双高”阶段提高开发效果的措施很多，但应用效果越来越差，吨油操作成本越来越大，经济效益变差［4，5］。
彩南油田彩9井区西山窑组油藏堵塞机理研究
［ 关 键 词 ］ 彩 南 油 田； 彩 ９井 区 ；西 山窑 组 ；储 层 物性 ；敏 感 性 ； 流体 配 伍 性 ；堵 塞
［ 中 图 分 类 号 ］ ＴＥ ３ ５ ７ ． ６ ［ 文献标 志码］Ａ ［ 文章编号］１ ６ ７ ３—１ ４ ０ ９（ ２ ０ １ ４ ）０ ２— ０ ｌ ｌ ５ —０ ３
因 ，建 议 用 缓 速 酸 酸 液 体 系 和 表 面 活 性 剂 增 注 体 系 来 降低 西 山 窑 组 油 藏 的 注 入 压 力 ， 进 行 径 向水 力 喷 射
技 术 和 系统 防膨 工 艺 对储 层 进 行 改 造 ，从 而 解 除地 层 堵 塞 ，解 决 注 不 进 的 问题 。
彩 南 油 田位于 准噶 尔盆 地东 部 ，距乌 鲁 木齐 １ ４ ０ ｋ ｍ，平 均地 面海拔 ６ ９ ０ ｍ，是一 个 典 型 的 内陆 盆地 干 旱 沙漠油 田。彩 ９井 区西 山窑 组油 藏位 于 彩南 油 田西部 ，油 藏构 造为 一被 断裂 切割 而复 杂化 的低 幅度 背 斜 。背斜 轴 向 ＮＷ— Ｓ Ｅ，两翼 地层 倾 角 ２ ～ ３ 。 ，圈 闭闭合 高度 ｌ ０ １ ｍ＿ 】 ］ 。 目前 ，该油 藏储 层渗 流能 力下 降 较 大 ，压 力 扩散慢 ，注不 进采 不 出的矛 盾 突 出历 年 复压 资料 统计 分析 ，彩 ９井 区西 山窑 组储层 有 效渗 透 率 呈 降 低 的趋 势 ，２ ０ ０ １年 以后 有 效 渗 透 率 只有 初 期 的 １ ５ ～３ ５ ，油 水 井 间 流 压 差 由 １ ９ ９ ５年 的 １ ３ ． ０ ８ ＭＰ ａ 升 高到 ２ ０ １ ０年 的 ２ ２ ． ８ ０ ＭＰ ａ ，水 井 注不进 油井 采 不 出的矛 盾 突出 。针对 该 问题 ，笔者 从储 层
高含水期油藏提高采收率方法研究及应用
高含水期油藏提高采收率方法研究及应用【摘要】近年来，随着社会经济的不断发展，石油资源的开采也不断深入。
在探寻油藏的过程中，发现较多高含水期的油藏，为了充分开发、利用油藏，需要对这些高含水期油藏的开采技术进行研究，以能切实应用与高含水期油藏的有效开采，提高采收率。
本文主要通过对比研究国内外现有的高含水期油藏开采办法，以长庆油田的高含水期油藏A断块为例，采取周期间注法开发，对其适应性和实用性进行评价，以总结有效经验及方法。
【关键词】高含水油藏周期注水法采收率水动力学综合递减1 前言在社会经济发展过程中，油藏开采需求增大，越来越多的高含水期油藏被勘查出来，但是高含水期的油藏却存在高含水高采出的矛盾，成为目前高含水期油藏开采的主要问题。
我国大部分油田都已经投产数十年，许多油藏都逐渐进入高含水期阶段，一些区块甚至采出所在区域储量的80%，所以，研究如何开采高含水期油藏，成为解决目前油藏开采困境的重要途径。
国内外相关研究提示，一些通过水驱技术开发的油藏，提高其采收效率主要有三次采油及水动力学法。
长庆油田是我国年份较久的油田，因为长期的开发，该油田一部分油藏区域已经进入高含水期，油藏的发育以及油层的连通具典型性，因此，本文选择长庆油田的高含水期高渗透大厚层高含水油藏作为研究对象进行研究，以探讨提高高含水期油藏采收率的方法，取得较理想的效果，本文作如下综述。
2 油藏概况长庆油田的主要含油层是以中生界三叠系延长组特低渗透油藏和侏罗系延安组低渗透油藏为主，主力的油藏是三叠系延长组储层，在此简称A断块。
其埋深1000～2600，油层渗透率0.5～10-3m2，孔隙度为8%～14%，地层温度40°C～75℃产量占到长庆油田总产量的72.2%，截至2008年底，共投入开发油田32个，储层普遍具有“低孔、低渗、低压、非均质性强”等特征。
3 确定周期间注法和挖潜依据目前有3种水动力学办法用于改善高含水期油藏的水驱效果，分别是周期注水法、改变液体流向法和封堵大孔道调剖法。
油田高含水期油水井分层注采技术研究
油田高含水期油水井分层注采技术研究作者：石观涛来源：《中国科技博览》2019年第08期[摘要]油藏进入高含水期后，开展分层采油是建立在精细地质研究及油藏描述的基础上，依据各层位的吸水能力、动用程度等参数而采取的分压力系统的注采方式。
通过分层采油技术，能够有效提升油藏的采出程度，提高生产效率，从而达到控制含水率、治理无效循环的目的。
本文即从控制层间矛盾、层内细分采油等角度对高含水期油藏治理的思路做出分析，并进一步阐述了分层采油的配套技术工艺。
[关键词]高含水期；分层采油；治理思路；应用中图分类号：G712 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2019）08-0074-01目前，我国大部分油田已进入高含水开发阶段，实施多层合采所实现的采油效果往往会明显低于各油层分层开采之和。
为能够更好地实现对油藏的有效开发，则须在开展精细油藏描述后，对不同层位实施分层开采。
1、高含水期油藏治理思路1.1分层采油控制层间矛盾通过对大港油田王官屯等地区的油藏分析不难发现，高含水时期油藏层间矛盾往往比较突出，不同层位含水率差异较大。
因此，在实施分层采油的过程中，可在井筒内建立起多个压力系统，对于含水率较高的层位保持较为稳定的注采压差，同时对于含水率较低的层位适当扩大注采压差，提高发育有剩余油油层的动用能力，同时对不同层位分配与产能相适应的配产器，从而确保各层位顺利开采。
1.2层内细分采油当含油层系内发育有比较稳定的隔夹层时，可根据隔夹层的分布情况重新进行注采单元的划分，将厚油层内部划分为多套开发层系，并在开采过程中对应不同的压力系统，通过利用适用于较薄夹层的细分注采管柱进行厚油层内部的分层采油。
同样地，对于强水淹层需控制压差，而对于弱水淹层、中水淹层则需增大注采压差。
在采油工艺方面，为尽可能缩小卡距，建议选用偏心集成配水器。
由于夹层附近通常有剩余油发育，因而可采用定位平衡压裂、补孔等措施进行剩余油趋替，从而实现产量的提升。
高含水期油藏提高采收率方法研究及应用分析
高含水期油藏提高采收率方法研究及应用分析作者：杜晓炜钱磊马彬胡小燕黄艳来源：《中国化工贸易·下旬刊》2018年第10期摘要：在最近几年里，随着油藏开发的不断深入，高含水期油藏数量呈现出上升的趋势，怎样科学运用油藏、增强油藏开发效果，是当前相关人员值得深思的课题。
鉴于此，本文将某地区油田的高含水期油藏当作论述对象，在此基础上分析提升含水期油藏采收率的技巧，取得比较显著的成果，现分析如下。
关键词：高含水期油藏；周期注水；采收率0 引言我国经济水平的发展与进步，促使油藏开发需求逐年升高，同时大量的高含水期油藏也被慢慢勘查出来，然而该类油藏存在高含水高采出的矛盾，所以成为现阶段油藏开采的难题。
鉴于此，本文围绕着高含水期油藏提高采收率方法研究及应用展开论述，并提出合理化建议，供相关人士参考与借鉴。
1 对周期间注法和挖潜依据加以明确该地区油田主力的油藏是三叠系延长组储层，以下叫做A断块。
我们结合A断块的具体情况，在借鉴国内外丰富经验的基础上，决定使用周期注水法进行挖掘。
其依据如下：首先，A断块处于高含水地域，结合该块46.3%的采出率来讲，假如设定60%的采收率，那么其采储量可以达到77.2%。
其次，A断块主体油层是全区发育，有着较强的连通性，高达82.0%；最后，该块的纵向宏观非均质比较强。
在对岩心进行深度剖析以后可以发现，该块的变异系数呈现出上升的趋势，渗透率通常在0.064μm～1.231μm之间，较好的表明了其层间有着较强的非均质。
结合相关统计学得到了该块主体同位素吸水剖面的相关数据，可以知道该断块油层组的总射孔厚度是95，总吸水厚度是77.2，总百分比数是81.3%。
对上述数据进行分析可以发现，该块水驱储量动用程度比较高，油层纵向上动用也呈现出显著区别。
通过上面的论述，可以得到以下结论：第一，改变液体流向以及封堵大孔道剖法不适合用在本次油藏开采中；第二，结合水驱储量动用程度比较高这一特点最终采用周期注水法。
高含水区域油藏开发及水驱方式研究
高含水区域油藏开发及水驱方式研究随着全球能源需求的不断增长，地下油藏的开发利用成为人类的关注焦点。
然而，随着时间推移，大部分油田开始进入高含水期，这对开采工程提出了更高的要求。
本文将讨论高含水区域油藏开发及水驱方式的研究，以有效提高油井的采收率和提高开采效益。
首先，我们需要了解高含水区域油藏的特点。
高含水油藏是指油井的产液中水含量高于50%的情况。
这种油藏通常具有较高的含水层位，油井的产液中含有大量的水。
高含水油藏的开发难度较大，因为水的存在会影响油藏中油的流动性，降低油井的采集率。
此外，油水井之间的界面张力也会影响水的排出速度，从而增加了开采难度。
针对高含水油藏的开发，有几种常见的水驱方式。
水驱是指在油藏中注入水以增加采收率的一种方法。
目前，最常用的水驱方式包括前驱水驱、顺序水驱和后驱水驱。
首先是前驱水驱。
前驱水驱是指在高含水油藏中，先注入大量的水以驱出油井中的原油。
这样可以降低油井中的原油黏附力，提高采收率。
前驱水驱的优点是操作简单，但需耗费大量的水资源。
此外，前驱水驱还有可能造成水侵，从而降低开采效率。
其次是顺序水驱。
顺序水驱是在前驱水驱的基础上进行的一种改进方法。
在顺序水驱中，我们根据油井的渗透能力和密度等条件进行分区，分别注入不同浓度的水来驱出油井中的原油。
这种方式可以更好地控制水的注入量和压力，提高采收率同时减少水的浪费。
最后是后驱水驱。
后驱水驱是指在油井开采过程中，注入低含水量的水来驱出油井中的原油。
后驱水驱的优点是节约水资源，同时以较低的成本提高采收率。
然而，后驱水驱需要较高的工程技术支持，才能保证水的注入速度和压力的控制。
除了水驱方式，还有其他的开发方法可以应用于高含水油藏的开发。
例如，采用人工举升方法可以通过抽吸泵将油井中的原油抽出，可以快速提高采收率。
此外，也可以尝试使用化学驱等新的技术手段来提高采集效率。
总结起来，高含水区域油藏的开发是一个技术难题，并且需要根据油井的具体条件选择合适的水驱方式。
彩南油田三工河组油藏微凝胶调驱技术
彩南油田三工河组油藏微凝胶调驱技术
李兴训;张武;曹菊兰;杨俊涛;赵勋;艾合买提·依米提
【期刊名称】《石油规划设计》
【年(卷),期】2007(018)004
【摘要】针对彩南油田三工河组油藏储层非均质性较强,水驱状况较差和无法提高注水量以稳定地层压力的状况,通过试验,筛选出适用高温、高盐油藏储层的微凝胶调驱体系.经现场实施结果表明,微凝胶调驱技术明显地改善了油层水驱状况,达到了稳油控水和提高采收率的目的,经济效益显著.
【总页数】3页(P25-27)
【作者】李兴训;张武;曹菊兰;杨俊涛;赵勋;艾合买提·依米提
【作者单位】中国石油新疆油田分公司彩南油田;中国石油新疆油田分公司彩南油田;中国石油新疆油田分公司彩南油田;中国石油新疆油田分公司彩南油田;中国石油新疆油田分公司彩南油田;中国石油新疆油田分公司彩南油田
【正文语种】中文
【中图分类】P61
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1.高含水高采出程度阶段砂岩油藏提液开采研究——以彩南油田彩9井区三工河组油藏为例 [J], 郑强;张武;杨新平;加玉峰;唐东
2.彩南油田三工河组油藏综合解堵技术研究 [J], 赵玲莉;王晓惠;周兴旺;王明星
3.彩南油田彩9井区三工河组高温油藏分层调剖技术 [J], 宫兆波;汪玉琴;付光慧;周惠泽;杨朝晖
4.油藏持续稳产和提高采收率的技术——以彩南油田三工河组油藏为例 [J], 李兴训;罗加强;张武;杨俊涛;巴拉提·库尔班
5.适于CDG凝胶调驱技术的有利条件——以彩南油田三工河组油藏为例 [J], 李兴训;张武;沈楠;杜文军;杨俊涛;冯业庆
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
水驱砂岩油田含水与采出程度分析
水驱砂岩油田含水与采出程度分析摘要:分析了中国砂岩油田的地质特点和含水变化影响因素，在分析含水与可采储量采出程度关系曲线的基础上，利用中国已进入高含水阶段的１５个典型注水砂岩油田开发资料，得到了代表全国注水开发水平的含水变化曲线及理论公式。
对不同含水阶段下采出程度的定量分析结果表明，中国水驱砂岩油田含水变化整体呈凸型曲线特征，近７０％的可采储量要在油田进入高含水阶段（含水率＞６０％）之后采出，其中高含水期（６０％≤含水率＜９０％）是提高采收率最为关键的时期，约５０％的可采储量要在此阶段采出。
本研究成果除充分认识中国水驱砂岩含水变化规律并进行定量分析外，还可应用于油田开发指标预测、开发效果评价和开发潜力评估等方面。
关键词:水驱砂岩油田；含水；采出程度；归一化方法；量化关系1前言选择的包括喇萨杏等在内的１５个业已进入高、特高含水期的大中型注水砂岩油田中１０个油田已进入特高含水阶段（含水率≥９０％），油田综合含水率最低７５．８％，最高达到９３．８％。
这些油田覆盖了中国的１０大油区，累计动用石油可采储量３２．４×１０８ｔ，占全国总动用可采储量的５０％以上。
因此，选择的油田能够代表中国油田开发的总体规律和趋势。
油田开发理论及实践表明：油水黏度比、储层非均质性和岩石表面润湿性是影响水驱油田含水变化规律的３个主要因素。
笔者在结合大量油田实际开发资料的基础上，将１５个油田的主要参数汇总。
2含水与采出程度定量化关系含水上升率定义为“每采出１％的地质储量时含水率的上升值”，即含水率对地质储量采出程度的导数。
笔者采用可采储量采出程度，则相应地，含水上升率为“每采出１％可采储量含水上升率的上升值”，即含水率对可采储量采出程度的导数。
高含水期的开采特点是:耗水量大,开发时间长,油层孔隙中的剩余油将靠注入水的不断冲洗开采出来。
这就对油、水井和地面集输流程的更新改造提出了更高的要求。
喇、萨、杏油田各大开发区自1960年后相继投入开发,到目前各开发区综合含水已达到75%～88%.喇、萨、杏油田和其中的三个开发区含水率变化的曲线。
疏松砂岩油藏中高含水期提高采收率技术
疏松砂岩油藏中高含水期提高采收率技术
王召梅
【期刊名称】《内江科技》
【年(卷),期】2011(32)2
【摘要】通过新井多功能及动态资料显示,在分流线及井网不完善区域剩余油仍相对富集.通过取芯、新井、监测资料显示,厚油层纵向上油层多段水洗,各段水洗程度差并较大水淹差异较大,且水淹层与未水淹、弱淹层交互存在,一般上部剩余油富集.在合理井网密度研究的基础上,对剩余油富集区实施局部加密,在厚油层硕部动用差部位采用水平井开采.
【总页数】2页(P103,124)
【作者】王召梅
【作者单位】胜利油田有限公司孤东采油厂
【正文语种】中文
【相关文献】
1.特低渗透油藏中高含水期提高采收率技术研究及应用
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3.桥口油田中高含水期提高采收率技术应用研究
4.新民低渗油田中高含水期提高采收率技术研究
5.渤海典型多层砂岩油藏中高含水期定向井产能预测新方法
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探讨高含水砂岩油藏欠注层成因与治理对策
探讨高含水砂岩油藏欠注层成因与治理对策【摘要】本文对胜利油区欠注层现状进行调查，分析了砂岩油藏欠注层产生的影响因素，详细介绍在预防和治理改造欠注层上应用的成熟方法。
通过采取改善注入水水质，加强洗井、测试调配的管理，来预防欠注层的产生，为砂岩油藏有效控制欠注层，提高注水效果提出可行性建议。
【关键词】高含水砂岩油藏欠注层治理胜坨油田具有多套油水系统，油水关系复杂。
储层发育纵横向变化大，含油层系多，油层多，井段长，平面上原油物性差异大。
部分区块油气藏埋藏深，孔隙小、吼道细，渗流阻力大，导致整体低渗，造成注水井吸水能力差，启动压力高，注水压力上升快，甚至注不进水的现象。
砂岩油藏欠注层现状：尽管每年实施欠注层改造20井次以上，但欠注层的总量没有明显的变化。
近年来增注井存在措施后水量下降快、有效期短的现象。
通过分析，主要因为欠注层分布油藏、层系有所变化，低渗透及砂砾岩油藏欠注层逐年增加。
一、注水井欠注原因分析（一）注水水质问题胜坨油田污水处理站处理工艺流程采用水力旋流除油流程，由于工艺技术和资金投入不足等问题的存在，造成处理后部分主要水质指标不达标，其中悬浮物及腐蚀率等含量超标。
通过对油田水质监测点的检测表明，注水水质达标率76.28%，其中悬浮固体含量超标较严重，必然对一些中、低渗透层造成伤害。
在采油队配水间进行的现场挂片监测表明，平均腐蚀率为0.124mm/a，超过水质标准的最低要求1.6倍。
铁含量要求是0.5mg/l，从检测数据来看，胜坨油田的注水水质铁含量大多在1.6mg/l以上，都不达标，由此指标来看，不仅表明地面流程、管线的严重腐蚀，而且铁离子含量超标，对地层的污染更为严重。
可以看出：由于罐的容量有限，造成沉降时间短，加上斜板罐和过滤罐都因结构腐蚀，滤料板结不能正常运行，造成水质不理想。
由于水质得不到根本的改善，悬浮物、油、细菌等含量超标，致使油田欠注潜力层水驱效果差，储量动用低，增注施工井的有效期短。
国内外高含水、特高含水油田采油工程技术研究
国内外高含水、特高含水油田采油工程技术研究随着油田开采时间的增长，国内陆上油田总体上都已进入高含水、高采出阶段，油藏生产动态复杂，稳产期短，油井见水快，产量递减快，油田开发指标预测难度大，预测结果存在较高的不确定性；但对于老油田而言，地下仍含有大量的剩余油，如何准确地描述剩余油的分布和提高油气采收率是当今油田勘探和开发的主要目标。
要实现这些目标，就需要科学地进行精细油藏述、油藏数值模拟、开发方案调整、精细地质模型的建立和剩余油的分布，不仅是油藏描述的主要内容，也是有效地开发油气藏的基础，在整个油气藏的勘探和开发过程中都具有十分重要的意义。
标签：高含水；剩余油；采收率已开发的油田进入高含水后期开发后，随着开采程度加深，地下油水关系、剩余油分布越来越复杂，非均质性更严重，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。
目前我国东部许多主力油田已成为高含水油田，经过一次、二次采油后，仅能采出地下总储量的30%左右，“三高二低”的开发矛盾突出，即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，仍有约较多的剩余石油残留在地下，这些残留在地下的剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。
据估计，如果世界上所有油田的采收率提高1%，就相当于增加全世界2～3年的石油消费量。
因而通过技术手段提高高含水油田的采收率具有重要意义。
1 国内外情况在油藏精细描述和剩余油分布研究的基础上，除采取强化采油措施外，国际高含水油田开发技术主要有：井网优化技术（包括细分层系、加密调整井、井网重组）、注水调整技术（包括不稳定注水、选择性注水、优化注水压力、提高产液量、调整注采井网、注污调剖等）、特殊钻井技术（包括水平井技术、大位移多靶点定向井、侧钻井技术等）、油层深部调剖技术等。
改善高含水期油田注水开发效果一直是国外油气开采领域的研究重点，国外在不稳定注水技术、水平井技术、油层深部调剖技术等方面具有明显优势。
控水稳油及区块综合治理工作是实现老油田稳产、提高经济效益的重要手段。
特高含水期油藏精细注采管理方法探讨
特高含水期油藏精细注采管理方法探讨油田处于高含水期后，采出程度近半，新井、措施井挖潜难度逐年增大，稳产基础薄弱，同时特高含水驱开发导致作业维护上修难、动态调配效果差、杆管偏磨加剧等开发现状。
今年以来，我们围绕如何做好油藏的稳产开发工作，通过精细注采管理，推行班组注采分析与操作管理，实现了产量的稳定开发，对特高含水驱油藏稳产开发具有较好的借鉴意义。
标签：特高含水驱;稳产开发;注采管理;分析油田进入高含水期，降本增效的压力日益加剧。
最大限度的降低“成本压缩，工作量减少”对动态管理工作带来的影响，进一步提高动态管理水平，与特高含水期老油田规范、精细的要求还有差距。
特别是低油价下动态管理工作面临着更大的挑战，必须进一步创新思路才能适应新的要求。
1.特高含水驱油藏注采基础管理针对特高含水期注采开发特点，我们把注采管理的重心延伸到地下，注重地质基础开发，协调注采关系，全员过程分析与控制，提升了特高含水驱油藏的稳产工作。
1.1成立注采管理开发分析体系。
成立注采管理项目小组，制定了注采系统管理的目标、责任、运行和考核机制，采取日分析、旬对比、月考核方式落实注采管理工作;通过指标预警开展注采分析，通过每日的细微指标变化，大家互相督促，开展地面、井筒、油层的动态联动分析诊断，摸清油藏动态变化趋势，制定恢复稳产措施。
1.2精细地质基础管理。
一是规范了油藏剖面图、地质构造图、产能构成图、平面图、开发数据曲线等基础资料，同时完善基础图表和开发数据资料，浓厚了地质开发氛围，为动态分析和上产提供了良好的平台。
二是精细资料录取标准，强化资料录取的及时性、准确性、全面性、同步性。
在资料录取过程中加大录取频次、录取质量，突出资料的可靠性和真实性，为地质动态分析提供有力保障。
三是制定了适合采油七队特高含水驱的资料录取新规范，在生产过程中，为了细化动态分析，创新和制定了单井动态分析流程、单井液量管理规范、单井化验管理规范、高含水换大样桶取样、低含水延长取样时间、掺水井归真资料录取、油井分级分类资料录取管理等新规范，为动态分析提供了准确性资料。
高含水期细粉砂岩油藏防砂配套技术的开题报告
高含水期细粉砂岩油藏防砂配套技术的开题报告
一、选题背景和研究意义
细粉砂岩油藏是低渗透、低孔隙度的油藏类型，具有产油量低、开发难度大的特点。
而高含水期的细粉砂岩油藏则存在着严重的砂堵问题，油井产量受到了严重限制，给油田的开发和生产带来了不小的困难。
因此，研究高含水期细粉砂岩油藏防砂配套技术，在保证油田正常开采的同时，提高油井的产能，降低生产成本，具有重要的研究意义和应用价值。
二、研究内容和方法
1. 研究内容
本次研究主要包括以下几个方面：
（1）高含水期细粉砂岩油藏特征分析
主要对油藏地质特征、油藏物性、油藏生产动态等进行分析研究。
（2）砂堵成因及研究现状
对高含水期细粉砂岩油藏中常见的砂堵成因进行研究分析，探讨国内外砂堵研究现状。
（3）防砂配套技术研究
研究国内外现有的防砂技术，结合高含水期细粉砂岩油藏的特点，重点研究防砂配套技术的研发。
2. 研究方法
（1）文献调研：从多个角度收集和整理国内外的文献资料，以统计分析的方式
总结收集到的有用信息。
（2）实验研究：采用实验测试的方法，对防砂配套技术的有效性进行验证。
（3）数值模拟：采用数值模拟方法，对不同防砂配套技术在不同工况下的应用
效果进行仿真研究。
三、预期成果
（1）对高含水期细粉砂岩油藏的特征和形成机理有更详细的认识。
（2）总结国内外砂堵防治技术现状，为砂堵防治提供参考。
（3）归纳总结适用于高含水期细粉砂岩油藏的防砂配套技术，并对其进行现场使用和测试，提高油井的产能和减少生产成本。
（4）撰写毕业论文，并结合学术交流或实际应用等多种形式，推广防砂配套技术的应用。
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水开始快速上升， 油藏进入高含水期后具有一定提 饱和压 液潜力。油藏原始地层压力为 21． 83MPa， 力为 15． 5MPa， 饱和程度 71% 。目前注采井网较完 善、 地层压力保持程度 91% ， 目前提液具有较好的 井网和压力基础。
4 电潜泵提液后的合理开采政策 界限
高含水高采出程度阶段砂岩油藏提液开采研究
— — — 以彩南油田彩 9 井区三工河组油藏为例
郑
1 强， 张 2 1 3 武， 杨新平 ， 加玉峰 ， 唐
东
Байду номын сангаас
2
( 1． 中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院; 2． 彩南油田; 3． 石西油田; 新疆 克拉玛依 834000 ) 摘 要: 彩南油田目前处于中高含水和高采出程 度 阶 段， 注采 井 网较 为 完善， 地层 压 力 保 持 程 度 高， 油井供液能力较为旺盛， 具有提高排液量的能力。通过油藏工程方法和数值模拟优化了三工
由实际压裂数据确定彩南三工河组油藏地层 破裂压力为 33． 7MPa， 井口最大注入压力不能超过 8． 94MPa， 计算彩 9 井区三工河组油藏单井最大日 3 280m 。 注水量为
5
电潜泵提液后效果预测
为了预测电潜泵提液的效果，模拟对比了局 部提液 21 口井 和 全 部 提 液 87 口 井 的 开 发 效 果。 局部提液选井原则为油井含水率 ＞ 85% ， 压力保持 程度 ＞ 85% ， 这些井主要分布在油藏边部。
最优采液强度： 在油藏边部， 最优采液强度为 34t / d． m （ 图 1 ） ， 在 油 藏 中 部， 最 优 采 液 强 度 为 14t / d． m。
25
新疆石油天然气
2013 年
图1 4． 3 最大注入量
彩 9 井区三工河组油藏油水井分区示意图 提液井的配产根据采液强度确定， 当单井配产 量超过最大排液量时， 则以各区块不同位置的最大 排液量为上限。提液后单井配注量， 以满足物质平 衡为原则， 根据周围井的排液量进行配注， 同时要 求单井配注量不能超过单井最大日注量 。 数模结果表明彩 9 井区三工河组电潜泵提液 有以下特征： 提高油井排液量后， 虽然含水率上升 速度加快， 但年产油量提高明显。 提液后前 5 年的 增幅最大， 提液井数越多， 油藏的年产油量越高， 但 递减幅度也越大（ 图 2 ） 。
2 提高排液量是目前增加双高油田 产量的有效方式
常规挖潜措施匮乏， 措施效果逐年变差，2010 年彩南油田三工河组油藏平均单井措施增油量仅 有高峰期的十分之一。可措施油层日益减少， 通过
收稿日期： 2013 － 02 － 05 修改日期： 2013 － 03 － 02
作者简介： 郑强( 1967 － ) ， 男， 上海市人， 中国石油新疆油田公司勘探开发研究院 ， 高级工程师， 油田开发。
图2 26
彩 9 井区三工河组油藏提液方案年产油量变化曲线
第 9 卷第 2 期
郑强等: 高含水高采出程度阶段砂岩油藏提液开采研究
为满足注采平衡要求， 彩 9 井区三工河组全部 3 油井提液后平均单井日注量需 450m ， 超过了单井
3 的最 大 注 入 量 280m ， 形成在地层破裂状况下注 水， 易造成水淹、 水窜， 因此 该 区 整 体 提 液 存 在 风
三工河组油藏单井最大排液量计算 最大生产压差 （ MPa） 7． 49 7． 49 米采液指数 （ t / MPa． d． m） 9． 38 3． 72 最大排液量 （ t / d） 316． 2 194． 2
动用程度 （ %） 0． 90 0． 85
边部 中部
4． 2
最优采液强度
经过多年堵水补孔后， 目前主要生产层位集中 1 2 J1 s2 。利用数值模拟优化了电潜泵提液的 在 J1 s 2 、
3
3． 1
电潜泵提液的机理和适用条件
电潜泵提液的机理
电潜泵采油具有排量扬程范围大、 功率大、 生 产压差大的特点， 采用电动潜油泵开采后， 大幅度 增大了生产压差， 从而增加排液量和产油量。 3． 2 电潜泵提液的适用条件 国内外许多油田采用电动采油泵工艺技术来 提高排液量， 产液量平均在 2 ～ 3 倍左右， 产油量增 加 1 倍左右， 最大增加 2 倍（ 表 1 ） 。
24
第 9 卷第 2 期
郑强等: 高含水高采出程度阶段砂岩油藏提液开采研究
表1 实施阶段 （ 年份） 实施井数 （ 口）
各油田强注强采效果统计 实施前单井生产情况 产液 （ t） 产油 （ t） 28． 4 5． 7 13． 1 8． 2 含水 （ %） 67． 2 88． 0 90． 0 83． 7 实施后单井生产情况 产液 （ t） 254． 5 117． 0 372． 0 178． 2 产油 （ t） 52． 2 17． 0 21． 9 17． 2 含水 （ %） 79． 5 85． 5 94． 1 90． 3 457． 4 8． 6 18． 8 7． 8 累增油量 （ 10 4 t）
为满足提液需求， 需要对井组进行精细柱水。 首先， 以井组为单元， 从平面和纵向上修改和完善 每个井组静态油层注采对应关系。 其次， 运用流线 数值模拟方法， 以注水井为中心确定每个井组内油 井产量劈分系数（ 图 3 ） ， 进一步修正每个井组注采 连通关系， 计算出相应的地下采出体积。 最后， 结 合油藏 生 产 动 态 确 定 每 个 井 组 注 采 比 及 月 度 配 注量。
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Vol． 9 No． 2 Jun． 2013
Xinjiang Oil ＆ Gas ( Edition of Natural Science)
economic and social benefits are achieved． Key Words： reservior protection； drilling fluid； the broken plastic； deplugging； penetration； applications
7
实施效果和结论
截止到 2012 年 4 月， 彩南油田作业区已经投 4 运的 28 口电潜泵井累计增油 4． 19 × 10 t， 利用电潜 泵提液后的产液量是提液前的 2． 8 倍， 产油量是提 液前的 2． 1 倍， 单井平均日增液量 74． 0t， 单井平均 日增油 3． 0t， 电潜泵提液增油取得较好的效果， 其 中边部井提排效果好于中高部位井 。 理论和实践证明： 彩南三工河组油藏在高含水 高采出阶段， 边部区域高含水油井提高排液量后可 以增加采油量， 改善开发效果。
4． 1 单井最大排液量 系统试井结果表明， 由于油藏边部地层压力的 保持程度和能量补给比油藏中部高， 造成油藏不同 部位产液能力差异较大， 油藏边部米采油指数为 9． 38t / MPa． d． m， 油 藏 中 部 米 采 油 指 数 为 2． 72t / MPa． d． m， 边部采油井供液能力是油藏中部油井的 2 ～ 3 倍， 边部油井极限排液量为 316． 2t / d， 中部油 井极限排液量为 194． 2t / d（ 表 2 ） 。
论证了电潜泵提液的实施规模。利用流线数值模拟结果， 修 河组油藏电潜泵提液开采政策界限， 根据井组的排液量， 对井组进行动态精细注水。 正每个井组注采连通关系， 关键词: 提液; 开采政策界限; 数值模拟; 精细注水方法 中图分类号: TE355 文献标识码: A
1
油藏基本特征及开采现状
稳定油田原油产量 常规措施挖潜进一步减缓递减、 难度较大。目前三工河组油藏水驱储量控制程度 考虑目前剩余油分布， 除个别零散区 达到 91． 6% ， ， 域可钻加密井挖潜外 其余区域已不能进行规模加 密钻井， 以靠井网加密钻新井方式挖潜剩余油余地 不大。 进入中高含水期后， 随着含水的上升， 要保持 油田产油量稳产或增产， 提高油井的排液量是保证 国内外许多油田采 油藏长期稳定开发的有效途径， 用电动采油泵工艺技术来提高排液量 。
第9 卷 第1 期 2013 年 6 月
新疆石油天然气 Xinjiang Oil ＆ Gas
Vol． 9 No． 2 Jun． 2013
文章编号： 1673 —2677 （ 2013 ） 02 —0024 － 04
油田名称
大庆油田 辽河曙光油田 胜利埕东油田 前苏联阿尔兰油田
1981 － 1985 1984 － 1991 1990 － 1992 1980
643 35 50 35
86． 6 47． 5 131． 2 58． 9
通过对大庆油田、 胜利埕东油田、 辽河曙光油 田以及前苏联阿尔兰油田等的国内外强注强采的 重点对比了油藏条件、 提液时机、 提液效 实例调研， 果等， 得出强注强采的油田有以下特征 ： ①地饱压差大、 油层发育较好、 原油物性中等， 注采井网较为完善， 油井供液能力较为旺盛； ② 油 从提高最终采收率的角度来 藏处于中高含水阶段， 看， 强注强采的时机晚些为好； ③ 实施提液措施后， 可以明显提高单井产量和采油速度， 能够起到对油 田稳产或增产的明显效果。 3． 3 彩南油田三工河组具备电潜泵提液的油藏地 质条件 三工河油组油藏平均孔隙度 20% 、 平均渗透率 －3 2 165 × 10 μm ， 变 异 系 数 0． 78 ， 地层油黏度为 1． 55mPa·s， 属于中孔、 中渗储集层、 原油性质好， 具有提高排液量的先天条件。 彩南油田三工河组 油藏在含水率大于 70% 以后， 无因次采液指数随含
险， 建议实施局部提液。 彩 9 井区三工河组 21 口高含水油井提高排液 3 平均单井日注量 240m ， 采油速度由 1． 09% 量后， 提高到 1． 40% ， 采收率比现方案提高 1． 04% 。
6
井组精细注水
图3
注入水流线模拟图及注水井为中心注采连通关系示意图 参考文献：
［ 1］ 李兴训， 等． 彩南油田三工河组油藏提高采液量分析 ［ J］ ． 新疆石油地质， 2003 ， 24 （ 5 ） ， 435 － 437． ［ 2］ J］ ． 王志刚， 等． 不同类型井提液增产效果及有效途径［ 1994 ， 13 （ 3 ） ， 31 － 34． 大庆石油地质与开发， ［ 3］ 任允鹏， 等． 埕岛油田馆陶组提液时机及技术界限研究 ［ J］ ． 油气地质与采收率， 2009 ， 16 （ 2 ） ， 91 － 93． ［ 4］ 陈林， 等． 水驱油藏开发后期提液稳产研究 ． 石油地质 2007 ， 21 （ 6 ） ， 47 － 49． 与工程， ［ 5］ J］ ． 杨永利， 等． 油田开发后期提液井优选的地质条件［ 2009 ， 23 （ 2 ） ， 333 － 336． 现代地质，