特高含水期储层水驱规律及措施调整研究

合集下载

复杂断块特高含水油田储层及渗流规律研究

簟２０● 簟４ ■
２０１３年８月
蹭油
ｓｐｅｈｄ０ “ ＿ｔ－ｄａ ●● 舢
…
ｌｒ●
ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００６—６５３５．２０１３．０４０１７
．
复杂断块特高含水油田储层及渗流规律研究
，，
，
因此冲出的地层微粒以小颗粒为主随着注水冲刷进一步加强，被胶结的地层微粒参与运移甚至被冲
属于典型的复杂断块油田。目前已进入特高含水开发阶段。针对冀东复杂断块油田特高含水期采出程度低、自然递减大的实际情况通过研究该油田特高含水期储层变化及油水渗流规律为深入研
，。
图Ｉ不同含水阶段孔隙度变化曲线
１．１．２渗透率
冀东油田典型井岩心不同含水阶段的渗透率变化如图２所示。可以看出，渗透率随着含水升高
１．１．１孔隙度
而增大，但随着含水的升高渗透率增加的幅度逐渐
２９
含水率／％
针对冀东柳赞南区及高尚堡浅层北区典型井岩心采取不同的注入倍数来模拟现场不同的含水
阶段（高含水期为６０％一９０％、特高含水期不小于９０％），实验测定不同含水阶段的储层参数值进而研究不同含水阶段不同储层参数的变化规律

断块油藏高含水期水驱规律研究

第３２卷第６期
２０年０ｌ
西南石油大学学报（自然科学版）
ＪｕｎｌｏｏｔｗｓＰｔｌｕｎｖｒｉｆｅｅｅ＆ＴｃｎｌｇｄｔｎｏｒａｆＳｕｈｅｔｅｒｅｍＵｉｅｓｔｉｎｅｏｙＳｅｈｏｏｙＥｉｏ）ｉ
关键词：润湿性变化；水倍数；油效率；替程度；块油藏注驱驱断
中图分类号：Ｅ４Ｔ３７文献标识码：ＡＤＩ０３６／．ｓ．６４— ０６２１．６０８Ｏ：ｌ．８３ｊｉｎ１７５８．０００．２ｓ
现，于类似结论的报道同样很多。针对开发过程芯实验，关同样得出类似结论，润湿指数逐渐增大、即中水驱油效率是否发生变化的问题，展了室内高开温高压物理模拟实验和油藏数值模拟研究。
性质不同的物质，流过程中流体对岩石表面冲刷渗等因素均可改变岩石表面的物理和化学性质，而进引起油藏岩石润湿性变化＿Ｉ。大量研究资料表４
明，田长期水驱开发，油储层岩石的润湿性出现
摘
要：大港油田油藏类型大多为断块油藏，断层多、断块小、层非均质性强，绝大多数已进入高含水、储且高采出程度
阶段，目前，驱效果不理想。为了进一步改善油藏水驱效果、高水驱采收率，用室内高温高压物理模拟实验、藏水提应油数值模拟等技术手段，断块油藏高含水开发后期的水驱油规律和特点进行了研究。结果表明：块油藏水驱油效率随对断

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。

特高含水期油藏精细管理方法

质砂岩油田。

大庆油田历经60余年的开发，始终以高水平、高效益为目标；以解决“层间、层内、平面”问题为核心，在持续的实践与探索中，形成了完善的油田开采理论以及与之相匹配的开采技术。

特高含水期油田的储采严重失衡，剩余油严重分散，液油比迅速上升，挖潜难度极大。

因此，应以“控含水、控递减、提高采收率、提高难采储量动用程度”作为精细管理的最终目标。

以大庆长垣油田为例，储层的非均质特点对最终的油田开发效果产生重要影响。

上世纪末，喇萨杏油田通过全面的地质调查，采用垂直上细分沉积单元、平面上细分沉积微相的方式，构建了大庆长远油田的砂体沉积模式，并创立了“模式绘图法”，得到了大范围的实践应用。

步入21世纪后，无论是三次采油力度还是综合调整的力度都有了显著提升，调整对象也从层间逐渐转向了层内，厚油层底部的低效、无效循环和顶部的剩余油共存[2]。

在这种情况下，如果只认识到河道砂体的非均质特点已经无法满足开采需求，因此开始倾向于河道类型划分、层次划分等河道砂体的非均质性描述的研究。

比如，关于曲流河型砂体的研究，分别从复合河道砂体识别、单一河道的识别、单一点坝、点坝内侧积体与侧积夹层识别、内部构型的三维地质建模五个方面进行研究，加深了对曲流河型砂体平面和层内的非均质性特点的认知。

当油田的采收进入中后期，油水比会越来越高，粘结度也会发生很大变化，从而给注水开采带来困难。

该时期的油藏特点决定了无水采油的时间非常短，采收过程中几乎不可能是成片的油藏。

见水之后，油藏的含水率会迅速上升，然后便会呈现高含水、特高含水现象。

为了提高有产量，往往会采用强注强采的方法，从而在短时间内获得满意的采收率，而且并不会立刻产生其他不良影响。

但实际情况却是，地下油水的分布已然发生了翻天覆地的改变，水油比越来越大，给后期开发、开采造成很大阻碍。

如果仍然用早期的油藏来描述这一阶段的油藏特点，显然无法达到开采要求，所以要针对特高含水期油藏的具体特征来构建剩余油的预测模型，利用精细化系统模型分析剩0 引言我国的油藏管理的研究开始于20世纪90年代中期，阎存章、杜志敏、张朝琛等学者先后在江苏、胜利、中原等老油田进行了实践调查与研究。

萨中油田特高含水期加密调整方法

摘要：多层砂岩油田在进入特高含水期后，因为经过了多阶段、多套层系井网开发，所以递减加快，措施效果变差，油田稳产难度增大。通过对萨中油田各类油层特高含水期开发效果评价及对水聚驱现场试验的研究，认为多层砂岩油田在特高含水期，应适时构建ｊ三次采油井网，采取先期水驱加密调整挖潜，后期实施三次采油的加密调整方式，实现油田的长期稳产。在此基础上，以中区西部为例，依托原井网，部署了３套加密调整井网。通过新井完钻后地质特征和剩余油分布再认识，优化射孑Ｌ选层，优化封堵、补孔手段等，加密调整井网对油层的控制程度进一步提高，改善了开发效果。并分析了特高含水期加密调整效果及开采特征，改进了特高含水期加密调整层系井网部署及射孑Ｌ选层方法。
２０１３年６月
大庆石油地质与开发
ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＯｉｌｉｅｆｌｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｉｎＤａｑｉｎｇ
Ｊｕｎｅ，２０１３
ＶｏＩ．３２Ｎｏ．３
第３２卷第３期 Fra bibliotekＤＯＩ：１０．３９６９／Ｊ．ＩＳＳＮ．１０００．３７５４．２０１３．０３．０１６
萨中油田特高含水期加密调整方法
吴忠臣
（大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆１６３７１２）
ｊｕｓｔｍｅｎｔｓｔｏｍａｋｅｌｏｎｇ－ｔｅｒｍｓｔａｂｌｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｏｆｔｈｅｏｉｉｅｆｌｄｃｏｍｅｓｔｒｕｅ．Ｏｎｔｈｅｂａｓｉｓｏｆｔｈｅａｂｏｖｅ，ｔａｋｉｎｇＷｅｓｔＭｉｄｄｌｅＢｌｏｃｋａｓｅｘａｍｐｌｅ，ｔｈｒｅｅｓｅｔｓｏｆｉｎｉｆｌｌｉｎｇａｎｄａｄｊｕｓｔｉｎｇｗｅｌｌｐａｔｔｅｒｎａｒｅａｒａｎｇｅｄｏｎｔｈｅｂａｓｉｃｏｆｏｌｄｗｅｌｌｐａｔ —

喇嘛甸油田地质特征及特高含水期厚油层水驱加密挖潜研究的开题报告

喇嘛甸油田地质特征及特高含水期厚油层水驱加密挖潜研究的开题报告一、研究背景及意义喇嘛甸油田位于青海省西部，是我国西部地区一座具有较大规模的石油油田。

该油田属于储层类型为古近系沉积岩，是一种砂岩和泥岩交替分布的砂岩岩性，具有良好的孔隙和裂缝发育状况，适合开展水驱提高采收率的工作。

但近年来，由于油井产出水含量高、含水期延长，加上油藏成分复杂、物性差异大、显露度低等诸多因素的综合影响，导致喇嘛甸油田油井产量不稳定，采收率下降，储量逐渐枯竭。

为此，针对喇嘛甸油田地质特征及特高含水期厚油层水驱加密挖潜问题，进行了深入的研究和探讨，旨在通过优化水驱工艺、调整采油方式和提高油井石油采收率等综合措施，实现喇嘛甸油田油藏的高效开发与利用。

二、研究内容和方法（一）研究内容本次研究主要围绕喇嘛甸油田地质特征及特高含水期厚油层水驱加密挖潜问题展开，具体研究内容包括：1. 喇嘛甸油田地质特征分析，全面了解油藏地质特征、岩石物性、孔隙度和渗透率等相关参数。

2. 厚油层水驱加密挖潜技术分析，研究采油过程中存在的问题和难点。

3. 水驱工艺优化研究，探讨适合喇嘛甸油田的水驱工艺方案，包括驱动流体的种类、注入方案和调节注入参数等。

4. 采油方式调整研究，比较不同采油方式之间的优劣，并结合实际情况推荐最佳采油方式。

5. 油井石油采收率提高技术研究，研究如何提高油井石油采收率，包括添加助驱剂、增加注水井等技术手段。

（二）研究方法本次研究主要采用以下研究方法：1. 调研法：通过实地考察和采油厂设备、操作人员等方面的访谈，全面了解喇嘛甸油田现状，确定问题研究方向。

2. 实验法：采用岩心分析、数值模拟等实验方法，研究喇嘛甸油田地质特征和孔隙隙度、渗透率等物理参数。

3. 统计法：通过对比研究不同水驱工艺方案之间的效果、采油方式和石油采收率等指标，分析各方案的可行性。

4. 综合法：综合各种研究方法，分析喇嘛甸油田厚油层水驱加密挖潜问题，提出可行的解决方案，为油田开发提供科学依据。

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。

特高含水期精细分层注水需要解决的问题

２０１０年第４期·石油科技论坛１９
技术创新
按照注水井合理分级“７７８３８”精细分层注水开发标准，即，细分层段内小层数控制在７个以内，变异系数小于０．７，砂岩厚度小于８ｍ，每年测调３次，动用程度达到８０％，注水层段需要在现有的平均单井４个提高到平均７个以上，单井细分层段最高将可能达到８～１０个。为此，注水工艺技术需要解决以下问题。
精细分层后，单井注水层段由４段增加到７段，封隔器级数增多，二次作业时管柱解封力增大，现有的作业设备不能满足需要。杏北开发区采用的Ｙ３４１－１１４ＭＴＬ免释放注水封隔器，为保证长期密封效果，每级封隔器有４个 φ６．０ｍｍ解封销钉，单级封隔器解封拉力需要达到６．８ｔ。３～５级封隔器组成的注水管柱，全井管柱上提解封拉力需要２００～３００ｋＮ，一般普通车载作业井架可以完成施工。封隔器级数增加到７级以上时，全井管柱上提解封拉力需要４００～５００ｋＮ，普通车载作业井架无法完成，需要动用拔管机等设备，增加了作业工作量。根据２００８年杏北开发区封隔器级数和拔管机拔封负荷绘制了散点图（图７），统计了５５口拔出井，平均级数为５．１级，平均拔封负荷达４２３ｋＮ，即
徐国民等：特高含水期精细分层注水需要解决的问题
特高含水期精细分层注水需要解决的问题
徐国民民刘亚三民米忠庆大庆油田有限责任公司第四采油厂
摘摘要：大庆油田进入特高含水期，为提高水驱开发效果，实施了精细分层注水，平均单井注水层段由目前的４个增加到７个以上。由于油层纵向上细分层数的增加，工艺上需要解决在较薄的隔层上卡封隔器，以及在较小的卡距内配置偏心配水器等问题；同时，由于分层注水工具级数增多，带来了管柱重配时解封困难和管柱洗井不彻底等问题。为此，需要研究有效隔层厚度标准，适应薄隔层、小卡距的分层注水工具及测试投捞技术，以及能够保证细分层管柱有效解封和高效洗井的配套技术，以满足精细分层注水对工艺的需求。

特高含水期精细水驱技术研究与实践

论文之宙 / DISSERTATION |特高含水期精细水驱技术研究与实践李韬1石乔木1董晓玲2(1.长江大学湖北武汉430100; 2.中国石油吉林油田公司吉林松原138000)摘要：扶余油田西5-8区块为裂缝性中高渗透砂岩构造油藏，开发历程近50年，经历了溶解气驱、注水、三次规模化加密调整5个开发阶段，至2012年区块水驱开发效果变差，注采矛盾突出、无效水循环严重。

通过单砂体刻画、水驱规律、剩余油、井网适应性及注采结构评价等方面进行精细水驱论证，创新实施双井点细分注水井网模式，细分注采层段优化，有效实现了高渗储层控水，中低渗储层扩大波及体积注采结构优化调整的目标，区块日产油量由19.9t上升至31t,含水下降，大幅度提高了采收率。

关键字：特高含水;单砂体;双井点;注采层段;精细水驱前言西5-8区块为裂缝性中高渗透砂岩构造油藏，油藏埋深 300m-500m,平均孔隙度25.8%,渗透率186 xlCTVm2。

自1965年投产以来，经历五个开发阶段：一是以200m井距、正三角形基础井网溶解气驱方式投入开发，初期产量高，随后产量开始下降，地层压力迅速下降，产量递减快；二是部署东西向水井转入注水开发，产液量、注水量快速增长，地层压力回升，随着注水开发大批油水井套变，注水沿东西向懸推进，造成油井暴性水淹，含水上升快，区块大幅度降产；三是开展油井排加密，开采目的层由主力油层向中低渗透层转变，含水上升较快，措施增产量明显下降，导致油田产量下降；四是加密调整再稳产阶段，形成两夹多井网，井况、井网、注水、地面系统等问题日益突出，导致含水上升加快，产量递勵D大；五是形麵模线性密井网二次开发阶段，初期取得显著的效果，区块产量上升，综合含水下降。

至2012年产量开始迅速下降。

区块共有油水井56 口，油井40口，水井16口。

平均单井日产液10.5t/d,平均单井日产油0.4t/d,综合含水95.2%。

水驱油藏特高含水期开发特征的几点认识

90 油粘度：15.2mPa.s
90 油粘度：46.78mPa.s
驱 60 油效率， % 30
驱 60 油效率， % 30
0
0.01
0.1
1
10
1 0 01 5 2 . 2 P V1 0 0 0
注入倍数，PV
10000
0 0.1
1
10
100 414PV 1000
注入倍数，PV
较低原油粘度：150PV左右，较高原油粘度：400PV左右。
驱 80
油
6.3%
效 70
率 % 60
0.031MPa/cm
0.016MPa/cm 0.01MPa/cm
Ka=217mD
50
=23.4%
0.005MPa/cm 40
Uo=25.2mPa.s
注入倍数
30
0
100
200
300
400
500
600
驱替压力梯度 M P a / cm
0.005 0.01 0.016 0.031
… 97.4 96.1
采出程度 %
58.1 50.1 57.3 45.9 50.6 47.2 47.5 48.8
… 48.8 47.8
平均空气渗透率 10-3μm2 6900 2700 6500 2526 1810 2493 537
… 1980
地层原油粘度 mPa.s 2.5 2.8 13.2 46.2 6.3 12.2 3.6
一、水驱油效率能超过70%
传统认识
矿场密闭取心认识
水驱油效率一般低于60%
矛盾
水驱油效率可超过 70%
传统驱油效率的认识有

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

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。

油田特高含水期注采调整技术对策与措施

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。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。２注采调整的依据从剩余油分布隋况看，高含水后期油层岩性、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３３．２％。因此，注聚后调整改善开发效果仍然具有较大基础。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９６％２￣Ｅ右发生“ 上翘现象。如果不
裂、酸化、混排、地填、完善注采关系，以及水井细分调整和措施增注，提高薄差
层的供液能力。优选治理含水低于９０％，日产液小于３０吨的油井，单井日产油由
２．３ｔ／ｄ－匕升到４．５ｔ／ｄ，日增油２．２ｔ／ｄ。３．３储采结构调整
的井层重点降液，采取高关、间歇开井、堵水措施治理。实施高含水井间歇开井
５０－６０井次。堵水措施３Ｏ井次，日产油由１．６ｔ／ｄ上升到４．０ｔ／ｄ，含水由９７．７％

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。

特高含水期水驱精细压裂方法研究

特高含水期水驱精细压裂方法研究X金艳鑫(大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆　163712) 摘　要:喇嘛甸油田进入特高含水期后,水驱开发面临着可采储量少、储层动用程度高、综合含水高、剩余油分散等难题。

为有效控制水驱产量递减及含水上升速度,每年均实施一定数量的采油井压裂措施。

但由于目前水驱存在着重复压裂井比例大、压裂前含水逐年增高及压裂选井选层余地逐渐缩小、难度逐渐加大等诸多问题,导致压裂效果逐年变差。

因此,必须不断拓宽压裂选井选层思路,增大压裂规模,在搞清水驱目前压裂现状及潜力的基础上,精细分析影响水驱压裂效果的主要因素,从而研究出一套特高含水期水驱精细压裂的方法,指导水驱精细压裂,确保压裂井高效、长效。

关键词:特高含水期;水驱;压裂效果中图分类号:T E 357.1+3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)04—0118—02 水驱压裂的选井选层余地逐渐缩小,难度逐渐加大。

1　特高含水期水驱精细压裂方法研究1.1　在选井选层上,实现“三个转移”,拓展压裂选择空间在压裂选井上,预选压裂井的压前含水由原来的低于全区综合含水2个百分点转移为在全区综合含水附近的采油井表1　“九五”以来水驱压裂井实施效果对比表时期水驱综合含水(%)压裂井数(口)压裂前平均单井压裂后平均单井差值日产液(t /d)日产油(t /d)含水(%)与同时期含水差值(个百分点)日产液(t /d)日产油(t /d)含水(%)日产液(t /d )日产油(t /d)含水(%)“九五”90.918322.5 5.874.2-16.747.514.170.325.08.3- 3.9“十五”93.410926.7 2.789.9- 3.553.67.885.426.8 5.1- 4.5“十一五”94.218627.41.992.7- 1.569.56.890.142.14.8- 2.6 在压裂选层上,预选压裂层由原来以三角洲前缘相沉积为主的薄层席状砂转移到剩余油富集的厚油层内同时密闭取心井厚油层内单一砂体不同部位水洗状况表明,厚油层层内动用不均匀,厚油层顶部采出程度比底部低19.30个百分点,为挖潜厚油层内剩余油潜力指明了方向。

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。