高含水油藏提高采收率技术研究与进展开题报告

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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

高含水油田提高采收率主要技术措施研究

９０％，已经进入特高含水期，并且在经过了多次采油之后，也仅的变化，前期制定的开采方案不一定可以满足后期开采的需
能采出地下总储量的３０％左右，地下仍然有很多剩余油，这些求。因此，应该对开采区域进行重新勘测，并对勘测数据进行
新调整优化，而高含水油田的开采与其他类型的油田不同，它对井网的性能、密度等的要求更高，并且由于高含水油田分布位置、含水层、含水量的不同，在对井网进行调整与优化时，也
５０％，并且含水都已经达到９７％。这些高含水油田大多是岩性要根据实际需要有针对性的制定井网重组、加密、细分的方案。
油藏和构造油藏，储层物性相对较好，油田进入特高含水期之３．３分阶段制定开采方案
后，采收率降低，油田产量递减普遍变缓，沉积相以河流相沉积
油田的开采可以分为三个阶段：前期、中期、后期。通常情
为主，并且很多都具有边底水，能量强度差异比较明显。
１国内外高含水油田情况
１．１国外高含水油田情况
３提高高含水油田采收率技术措施
３．１加强对老井的复查工作在油田的开采初期，油田的含水量是最低的，随着开采程
度的不断深入，由于开采过程中对油层的破坏以及含油量的逐渐减少，使得油层中的含水量逐渐增大。加强对老井的复查，可以弥补之前开采技术的不足，既提高了老井的采收率，又提高油田的产量，减少石油资源的浪费。从目前我国油田开发情况来看，对高含水油田开采技术的研究逐渐引起了各大油田的重视，但是很多油田还是采用传统的方法来开采老井，因此必须重视对高含水油田老井的复查工作。３＿２重新调整优化井网

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摘要：石油对于我国的经济、军事、政治、外交等多个方面都具有重要的意义，当前我国正在加大力度开发油田，而油层当中剩余的油量则逐渐表现出分散的状态。

其中不乏还有相对集中的地方，所以在油田开采的新形势下，对油田开采的相关技术和环节进行调整，使其更加适应油田开发的特点，最终提升含水油田的采收率显得尤为重要。

关键词：高含水油田；采收率；问题；随着石油资源的需求量不断增加，如何提高油田采收率成为社会共同关注的问题。

高含水油田是石油勘探开发中所面临的重要问题，呈现出地质环境复杂、油藏分散、采收难度大等问题，常规的勘探开采技术无法满足需要，因此结合高含水油田的特征，展开深度开发技术方面的研究，这是未来解决石油资源市场供给的重要手段。

一、当前我国高含水油田开发所面临的挑战1.地质环境复杂。

从我国高含水油田开发所面临的挑战来看，因高含水油田复杂性质因素，其多处于复杂的地质环境当中，并且地质具有多断层的特征，断块规模较小，不同断块具有不同差异，层次较大，多以屋脊式构造地质及层次油藏形式为主，断块与断层之间缝隙夹角较小，并且层位多以不对称为主，这样的地质环境使得高含水油田的开发效率十分低，虽然储量较为丰富，但多以分散形式存在，难以达到高效率采收。

在这样的地质环境下，油田快速进入高含水的状态当中，尤其是在忽视采收率及采收技术的情况下。

另一方面，由于地质砂体是以分散形式存在，未以连通与平面的方式存在，因此地质结构空隙常常以不规则方式分布，油层内水油不连续分布，变化差异较大，且油田在高含水阶段时，其会使得地质环境形成回旋状，这使得高含水油田在采收过程中容易出现底部渗透率高，上部渗透低，并在重力环境下会出现窜流现象。

2.高含水油田残留率高。

在开发阶段中，油田经过一、二次采油以后，采收率一般可达到 50% 以上，地下还有大量剩余的原油还没有开采出来。

其油田的大规模采集工程已结束，且油田资源存储量已十分少，并在经过多个阶段的不断采集与注入，油田残油量已较多，且多以条状形状为主，油田资源识别难度较高，开采系数具有较高难度。

高含水期油藏提高采收率方法研究及应用

f loo d ing. SP E R e se rvo ir Eng inee ring, 1987, 2: 17～ 251 [ 18 ] 程艳, 黄宏度, 吴一惠, 等. 氯化钠和异戊醇对石油羧酸盐界面活性的改善. 江汉石油学报, 2001, 23 (2) : 65～ 671
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。

特高含水期油藏剩余油分布规律及控制因素研究的开题报告

特高含水期油藏剩余油分布规律及控制因素研究的开题报
告
本文旨在研究特高含水期油藏剩余油分布规律及其控制因素，以提高油田开采效率和经济效益。

首先，我们将对特高含水期油藏的形成原因和特点进行简单的介绍。

特高含水期油藏指的是油藏中地下水含量超过80%的油藏，由于含水量高，使得采油难度大，开采效率低下，成为当前油田开采面临的主要问题之一。

接着，我们将对特高含水期油藏的剩余油分布规律进行研究，探究剩余油的储量和分布情况。

在研究过程中，我们将采用岩石力学、渗流力学和油气成藏方面的知识对其剩余油分布规律进行研究，并借助现代化的科研工具和技术手段实现对该过程的模拟和计算。

然后，我们将研究特高含水期油藏剩余油分布规律的控制因素，探究造成油藏剩余油分布不均匀的原因。

在研究过程中，我们将结合油藏成因、流体力学和地质构造等方面的知识，分析驱动剩余油分布的原因及其机制，并且探讨剩余油分布规律的因素之间的相互作用关系和重要性。

最后，我们将分析上述研究结果，总结控制特高含水期油藏剩余油分布规律的关键因素，并提出针对性的对策和建议，以提高油藏开采效率和经济效益。

综上所述，本文将探究特高含水期油藏剩余油分布规律及其控制因素，是研究在效率和效益方面具有很高研究价值的课题。

水平井提高底水油藏采收率研究的开题报告

水平井提高底水油藏采收率研究的开题报告一、选题背景和意义1.1背景水平井技术的发展使得底水油藏的开发成为可能。

底水油藏是指油藏底部存在一定厚度的水层，在一些发达油田中多发现于长期开采后。

由于底水的存在，使得油藏内部下部空间常常无法充分利用，从而影响采收率的提升。

针对这一问题，提高底水油藏采收率的研究成为了当前油田开发的重点之一。

1.2意义提高底水油藏采收率可大幅增加油田的经济效益，降低成本。

此外，该研究可为其他类似油藏的开发提供经验和技术支持，具有一定的推广价值。

二、研究内容和方法2.1研究内容本研究针对底水油藏，探讨水平井技术对采收率提升的影响。

具体研究内容包括：（1）分析底水油藏的产油机理、底水分布规律、水平井对底水油藏贡献以及最优井网形式；（2）建立数学模型，模拟分析水平井对底水油藏采收率提升的效果；（3）通过实验室模拟和实际油田内试验，验证模型的可靠性和实用性。

2.2研究方法本研究采用综合性的研究方法，包括文献调研、数学建模、数值模拟、实验室模拟、实验数据分析等。

具体如下：（1）通过文献调研了解底水油藏的特点、水平井技术的优劣势，为建立数学模型提供理论基础；（2）根据实验室模拟和实际油田内试验，获得实验数据，进行数据分析；（3）建立数学模型，并采用数值模拟法进行模拟计算，验证底水油藏采收率提升的效果，探究最优井网形式。

三、预期成果3.1理论成果本研究可为底水油藏的开发和利用提供较为完备的理论知识和技术指导。

3.2实践成果通过实验室模拟和实际油田内试验，可获得实际应用的数据，为油田开发提供技术支持。

四、研究进度安排4.1阶段一：文献调研，撰写开题报告时间：2022年9月-2022年11月主要工作：收集资料并进行综合整理，撰写开题报告。

4.2阶段二：数学模型建立及数值模拟时间：2022年12月-2023年3月主要工作：根据文献调研结果，建立底水油藏的数学模型，并进行数值模拟。

4.3阶段三：实验室模拟和实地试验时间：2023年4月-2023年8月主要工作：通过实验室模拟和实际油田内试验，获得实验数据，进行数据分析。

强边底水油藏高含水期提高采收率研究

一、前言研究区块构造位置处于凹陷东部断裂带中部吴①断层上升盘，为一屋脊式断块油藏，油层紧贴断层高部位，呈条带状分布，主要含油层系为K2t1层。

油藏埋深为1435～1520m，油藏类型为边底水活跃的底水油藏。

二、剩余油定量化描述研究1.储层地质建模以精细构造解释、储层反演、沉积微相及测井解释结果为基础，利用Petrel 软件，运用砂地比以及各属性图件进行约束，采用相控随机建模方法，建立了构造模型和属性模型。

对研究区块沉积微相做了大量研究，建立完整的沉积微相数据体，离散化后在构造模型基础上，通过设置适当的变差函数，对物性的空间分布规律进行有效约束，建立孔隙度、渗透率、含油饱和度等模型，使孔隙度、渗透率等属性的变化更加直观的反映到各沉积微相之上，从而形成基本完整的地质模型。

2.油藏数值模拟在储层地质建模的基础上，考虑砂体分布特征及研究的精细程度要求，对储层精细模型进行网格优化。

利用已知井的岩石及流体测试参数，通过单井属性曲线粗化和正态变换，利用分层建立的变差函数模型，按照一定的插值方法对每个三维网格进行赋值，完成了油藏数值模型的初始化。

3.剩余油分布特征及规律研究区块纵向上划分为3个砂层组共11个含油砂体。

根据数值模拟得到的含油饱和度分布图，各砂层组平面上靠近北部断层的顶部位置剩余油饱和度较高，在0.56以上，中间区域呈油水过渡带状况，饱和度相对较低，南部区域呈现未动用剩余油，剩余油饱和度基本上与构造线平行，呈现集中分布；纵向上，含油面积内上部剩余油饱和度整体高于下部剩余油饱和度，剩余油分布规模变小。

三、提高采收率技术对策研究1.优化方案设计，突出水平井的规模化应用通过油藏工程研究和剩余油分布规律分析，认为研究区块具备通过开发调整来提高采收率的物质基础。

在调整挖潜方案优化设计上，为充分发挥水平井在底水油藏中提高剩余油储量控制程度、提高单井产能、提高采收率和防止底水锥进的技术优势，围绕水平井筛选条件、经济技术界限和水平井参数优化设计，开展了大量基础研究工作。

深度开发高含水油田提高采收率问题的探讨

２深度开发高含水油田提高采收率的策略
２．１油藏精细描述针对高含水油田的采收率提升策略而言，识别油藏位置及特点是第一步。但在进入三次采油阶段之后，含水量的上升导致常规的地震资料构造图勘测无法正确显示，相对应地，油田企业需要详细了解油井地质的层构造图（包括砂层顶、油层顶等），必须引入全新的技术手段对油藏进行精细描述。
摘要：随着石油资源的需求量不断增加，如何提高油田采收率成为社会共同关注的问题。高含水油田是石油勘探开发中所面临的重要问题，呈现出地质环境复杂、油藏分散、采收难度大等问题，常规的勘探开采技术无法满足需要，因此结合高含水油田的特征，展开深度开发技术方面的研究，这是未来解决石油资源市场供给的重要手段。本文以下针对高含水油田开发中存在的问题进行分析，提出有效地采收策略。关键词：高含水油田；油田采收率涧题探讨；解决策略针对国内石油企业而言，从上世纪九十年代开始，油田的开采速度以平均每年９％的速度递增，数据显示， “ 十二五 ” 期间我国的高含水油田采油速度已经达到了２０％以上；相对应地，石油企业单纯地增加开采产量，却很容易忽视对油田采收率的关注，因此造成地下大量残油剩油分布，长期以往导致开采困难和资源浪费，同时严重破坏生态环境。因此，无论从经济角度还是环境角度，强调深度开发高含水油田提高采收率都是十分必要的，

提高大洼油田高含水期油藏采收率的措施研究

100一、区域概况大洼油田构造位于辽河断陷盆地中央凸起南部倾没带大洼断层西侧，清水洼陷东部。

主要含油层系为东营组马圈子油层东二段。

储层孔隙度平均为25.99％，渗透率平均为720×10-3μm 2，物性属高孔高渗储层。

纵向上自上而下物性变差；在平面上，相带类型不同，储层物性也随之改变。

油气分布构造因素起主导作用，油气藏类型属于构造油气藏。

油层主要为褐黄色中、粗粒油砂，胶结疏松，物性较好，埋深一般为1450-3100m。

纵向上分布不集中，单井最大油层厚度为68.2m，最小油层厚度为1.5m，平均为27.59m，具有多套油水组合，但没有统一的油水界面。

原油性质属稀油，随着油层埋深增加，原油物性变好，密度、黏度减小，含蜡量、凝固点增大。

二、存在问题1.注水利用率低，提高水驱波及体积难度大。

研究区的存水率较低，注水利用率较差。

大部分注入水沿着高渗带推进，被油井采出，形成了注入水的大量无效循环，水驱效果变差，提高注水波及体积的难度很大。

2.油田递减逐年加大，稳产基础薄弱。

从2006年开始，油田年产油骤减，从19.2×l04t降到9.5×l04t，3a时间减产一半以上。

老井自然递减率达到31.6％，油田递减率逐年加大，稳产基础薄弱。

3.油层水淹严重。

平面上，主要受沉积相影响，注入水沿分流河道的主流线快速推进，使得主流线部位的油井水淹严重。

目前油田综合含水达到83.8％，统计8个四级断块的注水开发采油井，其中含水在80％以上的采油井共50口，占油井开井数的40％，含水在60％-80％之间的采油井44口，占油井开井数的35.2％，油井水淹较严重。

4.吸水状况不均衡。

大洼油田共有注水井69口，分注井最多达到56口，分注率为81.2％。

虽然分注率较高，但是由于注水井段长，加上受非均质性影响，导致吸水不均衡现象较严重。

统计油田注水井吸水剖面测试情况显示，吸水厚度占射开厚度的55％，反应出吸水状况不均衡的特点。

整装油藏流场重整提高采收率的数值模拟研究的开题报告

整装油藏流场重整提高采收率的数值模拟研究的开题报告题目：整装油藏流场重整提高采收率的数值模拟研究一、研究背景随着我国油气资源逐渐的枯竭，开采难度也在逐年增加，因此开采更多的油气资源成为了当前亟待解决的问题。

然而，传统的油气开采方法存在一些限制，如采收率低、技术难度大等问题。

整装油藏不仅可有效避免渗透压对油藏产生的影响，还可以利用采油技术进行高效的开采，因此备受研究者的关注。

二、研究内容和目的本次研究以整装油藏为研究对象，主要考虑整装油藏内部的流场重整对采油过程中采收率的影响。

具体研究内容包括：1. 基于物理模型建立数值计算模型来模拟整装油藏内部的流场分布；2. 通过数值模拟研究整装油藏内部流场重整对采收率的影响；3. 分析整装油藏内部的物理参数，探讨基于流场重整技术提高采收率的可能性。

本次研究旨在深入研究整装油藏的开采特点，揭示整装油藏内部流场重整对采收率的潜在影响，为探索高效的油气开采方法提供理论支持。

三、研究方法本次研究主要采用数值模拟方法，通过建立物理模型并利用计算机模拟其流场分布，来研究整装油藏内部流场重整对采收率的影响。

具体方法包括：1. 利用有限元方法建立整装油藏的三维数值模型；2. 选取适当的流体模型和边界条件，利用计算流体力学方法模拟整装油藏内部的流场分布；3. 基于模拟结果，通过分析油藏内部的物理参数来评估整装油藏内部流场重整对采收率的影响。

四、研究计划本次研究计划分为以下几个阶段：1. 研究前期调研阶段（1个月）：调研整装油藏的开采特点、数值计算方法及其在油气开采领域中的应用等相关内容，明确研究目标和方向；2. 模型建立阶段（2个月）：根据前期调研结果，建立整装油藏的数值计算模型，并进行模型验证；3. 数值模拟阶段（3个月）：采用数值计算方法模拟整装油藏内部的流场分布，并针对不同情况进行模拟计算，得出结果；4. 结果分析与总结阶段（1个月）：对数值模拟结果进行分析，得出整装油藏内部流场重整对采收率的影响，总结本次研究的成果和不足之处。

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【摘要】高含水期油田采收率低是当前油田开发中普遍存在的问题。

为此，本文从调整注水井控制方式、优化注水井注入参数、提高油藏压力、采用增强采油技术和优化水驱体系等方面探讨了提高采收率的有效措施。

通过合理调整注水井控制方式，提高注入参数，增加油藏压力，采用增强采油技术和优化水驱体系，可以有效提高高含水期油田的采收率。

这些措施对于提高油田开发效率、降低生产成本具有重要意义。

未来，随着技术的不断进步和市场需求的不断增长，高含水期油田提高采收率的有效措施将不断完善和发展，为油田开发提供更多的技术支持和指导。

【关键词】高含水期油田、提高采收率、注水井、油藏压力、增强采油技术、水驱体系、有效措施、未来发展趋势1. 引言1.1 研究背景提高高含水期油田采收率一直是石油行业面临的重要课题。

随着油田开采的深入，含水期油田的含水量逐渐增加，造成油井产量下降、采收率降低的问题日益突出。

为了解决这一问题，研究人员不断探索各种提高采收率的有效措施。

含水期油田的开发利用面临着一系列挑战。

含水量增加导致采出油的困难，采收率低下成为制约油田开发效率的主要因素。

传统的采油技术已经不能满足高含水期油田的开采需求，需要引入新技术提高采收率。

针对高含水期油田提高采收率的研究具有重要意义，可以有效提升油田的开采效率，实现资源的最大化利用。

为了解决高含水期油田采收率低的问题，需要综合运用调整注水井控制方式、优化注水井注入参数、提高油藏压力、采用增强采油技术和优化水驱体系等多种手段。

这些措施将有助于提高油田的采收率，提高石油开采效率，实现资源的可持续利用。

研究高含水期油田提高采收率的有效措施具有非常重要的意义。

1.2 问题提出在高含水期油田开发过程中，提高采收率一直是石油工程领域的重要问题。

随着油田开采的不断深入，油水混采问题变得日益突出，导致采油效率低下，采收率下降。

随着油田开采时间的延长，油井产量逐渐衰减，使得提高采收率愈发迫切。

超高含水油田采收率提高研究探讨

2019年06月超高含水油田采收率提高研究探讨谢进宜（中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东湛江524057）摘要：涠洲11-4油田已经开采25年，综合含水94.5%，属于高含水油田。

受生产水处理能力和油田电力负载双重限制，已经没有提液余量，而且，换大泵提液和换层侧钻等常规增产措施，增油潜力有限。

文章从井下油水分离技术和表面活性化学驱两个方面，开展高含水油田的开发与研究。

通过借鉴先进的开采新技术和新工艺，从理论来分析论证可行性，从而提高油田采收率，降低地面工艺处理难度，既节约药剂成本，又降低了排海环保压力。

关键词：高含水油田；井下油水分离技术；表面活性剂驱；降本增效1概述涠洲11-4油田于1993年投产，属砂岩边底水驱动油藏，边底水活跃，天然能量充足，采出程度50%，累计生产原油1400万方，目前29口油井生产，1口污水回注井，日产原油800方，日产水15000方，综合含水率94.5%，属于高含水油田。

目前，油田处于开发后期，属于典型的高含水油田，面临两大生产难题。

问题1：不断增加的液量与生产处理能力存在矛盾。

目前油田生产处理已达到饱和，持续增加液量将超出处理能力，结果是排海不达标。

问题2：不断增加的负荷与油田电力饱和存在矛盾。

老油田电力系统已达到满负荷运转，换大泵提液增加的电力负荷，使主变压器母排不堪重荷。

受生产水处理能力和油田电力系统负载双重限制，已经没有提液余量，而且，换大泵提液和换层侧钻等常规增产措施，增油潜力有限。

本文从井下油水分离技术和表面活性化学驱两个方面研究的可行性开展高含水油田的开发与研究。

通过借鉴先进的原油开采新技术和新工艺，从理论来分析论证新技术的可行性，从而提高油田采收率，降低地面工艺处理难度，既节约药剂成本，又降低了排海环保压力。

2井下油水分离技术井下油水分离是近年来发展起来的一项采油开发新技术，井液在井下实现油水分离，大部分的水直接注入地层，少量水和原油一起被举升到地面。

高含水油藏注气驱提高采收率技术探讨

高含水油藏注气驱提高采收率技术探讨我国油藏资源十分丰富，社会发展对油藏资源的需求也在不断增加，这对油藏资源的开发就提出了更高的要求。

而在油藏资源的开发中，一般都是通过注水开发，但到了中后期后，往往注水就不能够维持高效和稳产的效果。

为了提高其油藏资源的采收率标签：高含水油藏;注气驱;采收率;驱油效果1.实验流体的性质在本实验中，所用原油以及天然气均取自某一油井内，并按照开发的初期阶段此油藏区域内原始性PVT的数据和汽油比等资料，对原油实施配制。

所得原油的饱和压力是18.22 MPa，其单次脱气的原油所溶解的气油比是135. 828 m3 /m3，其地层油的体积系数是1. 34，且地层油溶解气体的系数平均是7.493 m3 /（m3·MPa），体积的收缩率是26. 012%;活油的密度是0. 696 g/cm3、死油的密度是0.826 g/cm3。

其中的活油主要是在地层的压力下所溶解存在气体的一种液态烃物质，而死油主要是油气藏的烃类流体通过单次脱气至大气条件状态所得的一种液态烃物质[1]。

通过对原油物性实施分析，则原始的地层条件中是挥发油物质。

2.高压物性的实验按照研究需要，分别针对富气以及CO2会对流体的相态产生影响的实验实施开展，对注入不同的摩尔分数富气以及CO2的气体会对流体的膨胀性能力、粘度和饱和压力等影响实施测试。

在高压物性的测量系统中，主要包括气体体积的计量计、PVT斧和毛细管的黏度计等，还有一些真空泵和压力泵等设备的软件。

2.1分析对流体的相態影响在实施不同比例的CO2以及富气注入时，能够得到液相相对的体积和压力存在的关系。

对两图实施对比观察，不同注气的比例下两图曲线变化的趋势大致一样，则在相应注气的比例下随压力发生降低，在初始阶段的相对体积呈现出较为平缓的曲线，而在压力下降至某一个点后，其曲线就会发生快速地上升，此点对应压力就是泡点的压力。

若处在泡点的压力下，其流体会出现相变，自纯液相朝气液两相实施转变，因此在压力比泡点的压力低后，其压力会继续下降，相对体积的增大速率也会变大。

高含水期油藏提高采收率方法研究及应用

关键词：高含水油藏｝期注水｝收率；动力学；合递减周采水综随着油藏开发的不断深入，含水及特高含水高期油藏逐渐增多，含水期油藏普遍面临着好含水高
高采出的双重矛盾。曙光油田１７９５年投入开发，截止目前油藏已开发了３０年，要油藏已进入高含水主
期提高采收率主要通过应用水动力学方法及三次采油来改善水驱开发效果。结合曙光油田主力断块油藏发育、通等具体情况，择主力油层发育较为单连选Ｅ］张常群，苏，传钧．均匀表面两阶段吸附８景赵非
善了油藏开发状况。１概况
期开发，分区块已采出可采储量的８，此高含部０因
水期油藏的开发方法已成为改善曙光油田一些复杂断块油藏开发效果的主要问题。通过对国内外注水开发油藏高含水期油藏开发进行分析研究，含水高
［５１］徐广字，字鹏．性碱木质素产品在三次采陈改油中的应用研究．精细与专用化学品［］Ｊ．
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ＬｓＶｅａ，ｅｔ２～２．ａｇｓＳｐ．２５
［１Ａｕｔｄ，Ｔ，ｊｌｅ．ｎｏｒｓｒｏｒｃｒｓ１］ｓａＦｅｄ，ＩｏｔｅｅｖｉｏｅＡｄｏｐｉｎＶＬＩｎｇｉｂｉｍｄｏｐｉｎｓｒｔｏＶｏｅｕｌｒｕａｓｒｔｉｏ

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1. 引言1.1 背景介绍随着油田开采的不断深入，高含水期油田的开发和生产成为当前油田开发的一个重要问题。

高含水期油田指的是油井产水占总产量的比例较高的油田，这种类型的油田采收率较低，生产难度较大。

随着全球能源需求的增长和油田资源逐渐枯竭，如何提高高含水期油田的采收率成为了油田开发的一个紧迫问题。

在高含水期油田开发中，由于产水量大、油水混藏、油水分离困难等因素的影响，传统的提高采收率技术往往难以发挥作用。

需要采用一系列有效措施来解决这一问题。

优化注水技术、改进提高采收率技术、实施化学驱技术、推广先进控制技术以及加强油田管理等多方面的措施成为提高高含水期油田采收率的关键。

通过对高含水期油田的背景介绍，可以更好地了解面临的问题和挑战，从而有针对性地制定有效的提高采收率措施。

在接下来的将详细介绍这些有效措施的具体实施方法和效果。

2. 正文2.1 优化注水技术优化注水技术是提高高含水期油田采收率的重要手段之一。

通过优化注水技术，可以有效提高油井的采收率，减少水分含量，提高原油产量。

具体来说，优化注水技术包括以下几个方面：对注水井的布点和注水量进行合理调整。

通过研究地层渗透性等参数，确定注水井的最佳布点和注水量，以确保注水效果最大化。

优化注水井的作业周期和工艺参数。

合理控制注水井的注入压力、注入量和注入频率，避免水油比过高或过低，确保注水效果稳定可靠。

采用先进的注水设备和技术。

选择高效节能的注水泵和注水管道，提高注水效率，减少能耗，降低生产成本。

及时清理和维护注水设备，保持注水系统的畅通和稳定运行。

定期进行注水井的检测和维修，防止注水效果受到影响。

优化注水技术是提高高含水期油田采收率的重要举措之一，只有在实践中不断完善和优化，才能更好地发挥其作用，为油田的稳定运行和提高产量做出贡献。

2.2 改进提高采收率技术改进提高采收率技术是高含水期油田提高采收率的重要措施之一。

通过合理选择采收率提高技术，可以有效增加油田产量。

高含水期油田提高采收率技术实践探究

高含水期油田提高采收率技术实践探究摘要：近年来，随着我国油田开采逐步向纵深方向发展，油田的综合含水率越来越高，有些油田甚至超过了90%，这些油田的产量在我国原油总产量中所占的比例非常大。

为了确保我国油田工业的健康、稳定、持续发展，必须对这部分油田的开发效果进行改善，并采取有效的技术措施不断提高高含水期油田的采收率。

基于此点，本文首先介绍了提高油田采收率的常用技术，并在此基础上对高含水期油田提高采收率的有效技术进行研究。

关键词：高含水期油田采收率水力学技术一、提高油田采收率的常用技术为了提高油田的采收率，国内外的专家学者在不断研究的中提出了以下几种技术：1.加密钻井技术自上个世纪60年代开始，前苏联便已经开始应用加密钻井技术来提高油田采收率，该技术在巴什基里亚油田中的应用取得了良好的效果。

随后，美国也逐渐对该技术给予了一定的重视，并在原有的基础上进行了不断改进和完善，将软件技术引入到了加密钻井技术当中，使其能够对油层的可采储量进行准确预测。

在2011年，哈图油田在三塘胡应用了加密钻井技术，采收率提高了4个百分点。

2.井下调整技术该技术具体是指采用化学制剂对油井进行调剖和堵水处理，从而达到提高采收率的目的。

应用比较广泛的一类化学制剂为聚丙烯酰胺。

机械堵水技术则主要采用封隔器对油井进行堵水处理，同时，细水泥堵水技术和封闭式机械堵水技术也获得了广泛的应用，这两种技术在有效性和成功率方面都要比封隔器堵水的效果好很多。

此外，酸化压裂技术也是井下调整技术中比较成熟的一种方法，该方法在国内各大油田的应用比较普遍，在提高采收率方面的效果也比较明显。

3.水平井上个世纪30年代初期，一些发达国家便开始在油田开采中应用水平井，80年代水平井在全世界各国获得了广泛应用，我国在90年代开始在一些油田中对水平井进行应用，如大庆油田、塔里木油田、胜利油田等等。

水平井在高含水期油田开采中的应用是在20世纪末期，由于水平井本身的泄油半径以及接触面积比较大，使其在提高采收率方面效果明显，但是因为修建水平井的成本约为直井的2-3倍，并且技术难度较大，故此水平井的数量在油井总数量中所占的比例较小。

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。

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。