梁家楼油田开发后期的不稳定注水方式_李道轩
关于油田细分层注水的研究与探讨
关于油田细分层注水的研究与探讨摘要：随着科技的发展，油田开发技术的不断深入,许多新的技术应用于油田的开采开发中。
油田细分层注水作为油田开发技术之一，它有助于解决油田的开采工作的部分难题，保障其开采开发的效率与效益。
本文将从细分层注水的现状与问题、细分层注水的作用和效果、主要方式、细分层注水在实际中的应用做以分析，旨在提高油田的开发水平，挖掘油田细分注水的潜力,改善油田开采效果，为油田高产、稳产和提高采收率服务。
关键词：细分层注水注水工艺配水管柱水嘴封隔器一、简析油田细分层注水的现状与问题油田注水，即把水通过注水井注入油层，以补充和保持油层压力的手段或方法。
而细分注水则是控制无效注水、提高储层动用程度的一项有效措施。
近几年由于实施细分注水注水技术，在完井前，根据测得的井口注水压力与流量数据即可设计水嘴尺寸。
完井时，在地面组装好带相应尺寸水嘴的配水器，直接完井注水。
如大庆油田、青海油田的开发效率和油田的开发质量因使用了细分层注水均有所提高。
面临的潜在的问题：1.受纵向非均质性的影响,各小层吸水状况存在较大差异,层间矛盾和平面矛盾不断加大,油田总体上厚层动用好,薄层动用差等问题。
2.由于各油田的储层特征不同，薄隔层、薄夹层的现象普遍存在。
由于埋藏深层段长,,低孔、低渗等造成了含水量和注水压力上升，层间差异和套管变形井递增等一系列问题影响常规分层注水工艺的实施。
3.高含水期后,层间干扰加剧,动用程度变差,高含水井层逐年增多,层间矛盾和平面矛盾突出，形成注采低效循环问题。
4.油田在开发过程中随时间增长油层能量不断消耗，有层压力递减，虽油层粘度的出现产量减少、死油采不出甚至造成停喷停产等问题。
二、简析油田细分层注水的特点和效果1.油田细分层注水在检查管柱和封隔器的密封性的过程中，具有作业管柱的自检功能特点。
在检查管柱的密封性时，正常注水情况下，只需将配水芯子两层都装上死嘴从井口投入，观察配水间套管不返水时流量变化，无流量说明管柱密封。
梁家楼油田注水系统优化改造
搞 不清 的难 题 。三年 以上未 动 管柱 井 有 ５ １口 ， 柱 管 多 年未 动 ， 上 长期 注污 水 ， 速 了井下 工具 腐 蚀结 加 加 垢 现象 的发 生 ， 业 时管 柱拔 不 动甚 至断 脱 、 捞 转 作 打 大修情 况 占 当年水 井 作业 井效 的 ６ 。 ３
梁 家 楼 油 田 经 过 二 十 多 年 的 勘 探 开 发 ， 进 入 已 特 高 含 水 阶 段 ， 井 综 合 含 水 高 达 ９ 以 上 ， 露 出 油 ０ 暴 些 严 重 制 约 油 田 稳 产 的 突 出 问 题 ， 此 ， 们 从 注 对 我 水 系统 优 化 入 手 ， 造 工 艺 流 程 ， 进 配套 新 技 术 ， 改 引 大 大 提 高 了 油 田 的 开 发 效 果 ， 上 了 开 发 良性 循 环 走 的轨道 。 １ 地 质概 况 与注 水 系统 存 在 的问题 梁 家 楼 油 田 位 于 博 兴 洼 陷 与 牛 庄 洼 陷 深 水 部 位 ， 上 而 下 共 发 育 三 套 含 油 层 系 ： 二 、 三 中 和 自 沙 沙 沙四段 ， 力 含 油 层 系 沙三 中。含 油 面积 ２． ｋ ， 主 ７ ９ ｍ 地 质储 量 ２６ ９ ８× １ ‘。储 层 岩 石 类 型 主 要 为 粗 砂 岩 ， ０ｔ 砾 状 砂 岩 及 细 砂 岩 ， 层 非 均 质 性 强 ， 透 率 差 异 储 渗 大 ， 透 率 １ — １ ０ × １ ｍ 渗 ５ １４ ０ 。
１２ 注 水 管 网、 备老 化 ， 统能 耗 高 。 行 效率低 ． 设 系 运
主 力 层 系 沙 三 中 纵 向 上 渗 透 率 差 异 大 ， 入 水 注 沿 高 渗 透 ４ ５号 小 层 突 进 ， 而 ０ １号 小 层 水 洗 程 度 、 使 、 低 ， 能 正 常 注 水 导 致 井 网 完 善 程 度 变 差 ， 井 供 液 不 油 能 力 差 ， 理 难 度 大 。 梁 ５ ｊ２ ０ 管 如 ６￣ ０ １年 ， 块 日注 水 ￣ 区 量 由正 常 的 ２ ５ ｍ。ｄ下 降 到 １ ７ ｍ。ｄ， 块 供 液 能 ５４ ／ ５６ ／ 区 力 明 显 下 降 ，日 产 油 量 由 ２ ０ ０ ０年 底 的 ９ ｔ下 降 到 ９ ２０ ０ １年 底 的 ５ ． ｔ 开 发 效 果 急 剧 变 差 。 ９ ｉ， ２ 剩余 潜 力分析 通 过 精 细 油 藏 研 究 重 建 的 三 维 非 均 质 模 型 为 依 托 ， 家 楼 油 田 有 剩 余 可 采 储 量 ５ ３万 ｔ 梁 ０ 。纵 向 上 ， 下 部 渗 透 率 高 而 中 上 部 低 ， 而 油 层 下 部 吸 水 好 而 上 因 部 吸水 差 ， 入水 大 量 进 入 油 层 的 下部 而 沿 底 部 高 注 渗 透 带 快 速 突 进 ， 力 作 用 又 不 断 使 进 入 中 上 部 的 重 注入 水下 沉 ， 加 剧 了下部 的 过水 流量 和 水洗 强 度 ， 更 使上 部油 层难 以动 用 ， 余 油 富集 。 有“ 好 水 、 剩 只 注 注 足 水 、 效 注 水 ” 加 大 油 藏 的 水 洗 强 度 ， 能 提 高 油 有 ， 才 田的 开 发 效 果 。 ３ 注 水 系 统 优 化 改 造 情 况
油田注水开发后期提升采油率的技术措施_2
油田注水开发后期提升采油率的技术措施发布时间：2022-05-06T06:21:49.607Z 来源：《工程管理前沿》2022年第8卷2期作者：董健苏会军丁绪良[导读] 为保持或提高油层压力，油田企业常采用油田注水方式开发油田。
在油田注水开发环节，董健苏会军丁绪良中国石化胜利油田桩西采油厂采油管理一区山东东营，257237摘要：为保持或提高油层压力，油田企业常采用油田注水方式开发油田。
在油田注水开发环节，合理选择注水时机，科学应用注水开发技术是提高采油率的关键。
以提升油田注水开发采油率为目标，结合油田注水开发现状和实践经验，对油田注水开发后期提升采油率的措施进行探讨。
关键词：油田注水开发；注水时机；石油开采；采油率；技术措施中图分类号：TE357文献标识码：A引言石油是人们生产生活中不可或缺的能源，作为石油供给与应用的源头，油田开发一直备受关注。
随着油田开发规模扩大及开采时间增长，许多油田都出现了油层压力不足的问题，对石油开采造成极大阻碍，为保障开采质量石油企业往往会选用油田注水方式。
不过，油田注水也并非一劳永逸，强化采收技术措施优化，保持注水开发后期的采油率，仍然是油田企业的关注重点。
1油田注水开发方式概述1.1原理与优势油田注水开发是一种获得较高采收率的采油方法，主要应用于开发时间长、地下亏空严重、油层压力低的油田。
这种开采方式的主要原理就是通过注水为地层补充能量，使油层压力保持在稳定可用或实现油层压力提升，最终实现油田高产稳产。
在实际应用环节，油田注水时机分为超前注水、早期注水、中期注水和晚期注水，而油田注水方式有边缘注水、切割注水、面积注水之分。
当前，油田注水开发已经成为石油开采的常规方法，在各大油田中均有应用。
应用油田注水开发方式，可以弥补油田一次开采后的后继无力问题，可基于人为干预重构地层环境和油田生态，进而为提高采油率提供辅助。
从现实角度来看，油田注水开发方式展现出了较为突出的二次生产辅助优势，在增强采油效率方面也具有独特价值。
梁家楼油田特高含水期提高采收率技术研究与实践_赵淑霞
梁家楼油田特高含水期提高采收率技术研究与实践赵淑霞 谢绍敏 蔺明杰(胜利油田有限公司纯梁采油厂) 摘 要 针对梁家楼油田特高含水期产量递减严重、稳产难度大的矛盾,充分运用动、静态资料进行精细油藏地质研究,认识油水运动规律及油藏水淹特征。
根据剩余油分布状况,区块整体调整、零星完善、油井堵水、不稳定注水、水平井等一系列技术措施相结合,进行剩余油挖潜,提高油藏采收率,形成了一整套特高含水期挖潜技术系列。
关键词 微构造 储层 底水锥进 水平井 堵水 不稳定注水 产液结构 采收率 梁家楼油田位于纯化镇—草桥断鼻带向北倾没部及中央隆起带向西延伸部位上。
主力含油层系沙三中,构造简单,自南向北7条近东西向北倾的断层,将地层切割成向北依次降低的10个含油断块,油藏埋深2500～3150m,含油面积2719 km2,地质储量29168Mt。
该油藏1970年投入开发,1989年进入特高含水期,产量递减不断加大。
为此,应用开发测井、三维地震、动态监测等资料,利用数值模拟、油藏描述等技术,在对梁家楼沙三中油藏地层、构造、储层、沉积相及剩余油分布规律进行深入细致的研究,深化油藏认识的基础上,提出有效的挖潜技术措施,提高油田采收率。
1 精细油藏综合地质研究111 沙三中油藏微构造精细认识梁家楼油田经过多年的开发认识,总体构造格局已基本落实,三维地震出站后,利用三维地震和开发测井资料,结合先进的技术手段,进行微构造精细研究,发现内部构造形态有所变化。
梁35、43断块原认识分别由近东西向断层切割的断鼻和单斜构造,重新描述后发现梁43块北界断层在梁31井东部附近消失,两块合并为两条北倾断层所夹持的断鼻构造,构造高点分别位于梁35-2、梁43-2井区。
纯56块南部断层东段南移且有3个微构造高点;纯47块西北部发育一构造平台及2个微构造高点,这些区域由于断层的遮挡,井网控制程度差。
112 储层精细认识11211 平面上储层受沉积微相影响明显梁家楼油田沙三中储层原认识为湖底浊积扇沉积,发育2个亚相带:补给水道和水下天然堤,通过对钻井、地震、测井和测试资料的精细分析,认为梁家楼油田是一个由水下河道控制的、具有牵引流和浊流双重沉积特征的湖底扇,自南向北呈树形放射状撒开,南窄北宽,东西两侧尖灭于暗色泥岩中,纵向剖面上呈透镜体状、中间厚,两边薄,发育8个微相单元:水下主干河道、水下分支河道、末梢河道、河道侧缘微相、河道间朵叶体、河道间泥坪、河口朵叶体和席状砂体。
梁家楼油田中区油藏特征及水平井效果研究
本区有５ 条主要断层 ，其断层要素地下表：
断 詹
蝙 号
主 向
西＾ 西 南
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西 北
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ｉ 戈 落土 造 仲 长 度
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Ｌ！ｕ Ｌｉ ８ 一 ３一 ｔ
沙三 中汕气分布主 要受构造 ．断层和岩性的影响 ① 在沙三中储 ， 层 Ｉ ，油气分布子 南部构造 高部位 ，油水边 界位于北 部低部位。经 分 ｛ ｜ 析 ，梁 中 沙三 中 Ｉｓ — 小层 属 于 同一 油 水系统 ，油 水界 而 为一 ８ ５ｔ ２ ６ Ｊ． ７ （ 减补心高 ） ② 油层在 上倾方 Ｉ 主要受南界大断 层遮挡 ，在东西两 ｕ ， 】 侧砂体发生岩性尖灭 ，ｆ 气分布受岩性 控制 综上所述 ，沙三中油藏 ｌ ｔ ｔ ． 为构造—岩 性油藏、 ，
７． ９３ ％ 到 ２ １ 年 “ ，４Ｊ水 平 井 日液 平 ， ）．ｍ ． 日 油 平 均 ００ 月 ｔ 匀【 ／ ２ ｄ
６１ ，含 水 平 均 ９ ％。 截 止 ２ １ 年 ６ ， ４ 井 累 油 ９ ３ ｔ ． ３ （０ 月 １ ｕ ４ ６ ，累 水
｛ Ｉ 表 ３） ｝ １ １ （
面￣，８５ ｍ Ｊ ．ｋ ，主 力含油层系为沙三 中 ｉ
１ 油 藏 地 质 特征 １１ 构 造 特 征 ．
水道 的偏移而有所 变化 （ 油 层分 布特征 。 ４ｌ ，沙三 中油 层分布受 油水边 界和岩性尖 灭双 重控 制 ，Ｌ 部较厚 ，ｒ北 山于构造变 低而 油层减薄 ，Ｉ 西山于砂体尖 Ｉ ¨ Ｊ ｕ ｒ 】 灭而储层偏干 ｌ ｓ ＿ 小层 油层分 布叠『 连片 ，主 力油 层分布范围广 刖 沙 三中２ ， ４ 层有 １ １ ｌ 钻遇 油层 ，占总井数ｆ ￣％；４ ２ Ｉ井 Ｌ ｌ ｏ ＇ Ｖ 小层 有９ １井 ２１ ２ 划 分 了有 效厚 度 ，占总 井数 的６ ％；５ ９ 小层 有． ｌ 井 划分 了有 效厚 ５－ ，１ ４ 度 ，占总 升数的４１ ４％。
关于对油田注水技术的研究与探讨
关于对油田注水技术的研究与探讨油田注水技术是一种用水来增加油田地下压力，提高原油采收率的方法。
随着石油勘探开发的不断深入，油田注水技术在石油行业中的应用也越来越广泛。
随着时间的推移和技术的发展，人们对油田注水技术的研究也越发深入，发现了一些问题和挑战。
本文将对油田注水技术的研究与探讨进行深入分析。
一、油田注水技术的原理油田注水技术是利用高压水泵将水注入到油层中，增加地下水压，推动原油流向井口，提高采收率。
注水技术具体包括地层水平注采、斜井注采、封闭循环注采、夹层注采等多种方法。
1.注水对油田产量的影响通过实验和实践，科学家们发现，合理的注水技术可以明显提高油田的产量。
在实际应用中，一些油田的产量并没有得到明显的提高，甚至逐渐下降。
这需要进一步研究油田注水技术的原因和机理。
2.注水对地层环境的影响大量的注水会对地下地层产生一定的影响，包括地下水位的变化、地层的压力变化等。
这对地下水资源和地质环境产生了一定的影响，需要进行深入研究和调查。
地质构造是油田开发中的重要因素，通过注水技术，有时候会导致地质构造的变化，这对油田的开发和生产造成了一定的困难。
需要对这方面进行进一步的探讨和研究。
1.改进注水技术通过改变注水的方式、注水的量和注水的频率，来提高注水的效果，进而提高油田的产量。
2.优化地质构造通过优化地质勘探和地质构造，减少注水对地质构造的影响，从而降低开采成本，并提高采收率。
进行大量的实地调查和实验研究，了解注水对地下地层环境的变化规律，制定相关政策和规范管理。
随着科技的不断进步和对油田注水技术的深入研究，注水技术将会得到更广泛的应用，并且会得到更好的优化和改进。
注水技术是一种重要的提高油田采收率的方法，它的发展和应用将对我国石油工业产生积极的推动作用。
浅谈注水开发油田的“三大矛盾”及其调整方法
浅谈注水开发油田的“三大矛盾”及其调整方法由于沉积环境、物质供应、水动力条件、成岩作用等的影响，使储层在岩性、物性、产状、内部结构等方面都有不均匀的变化和显著差异，这种变化和差异称之为储层的非均质性。
低、特低渗透油藏储层非均质性严重，正是由于油层纵向和平面上的非均质性，引起了一系列的矛盾，归纳起来有三种矛盾：层间矛盾、平面矛盾、层内矛盾。
特别是在油田进入开发中后期，由于三大矛盾日益突出使自然递减和综合递减逐渐加大，最终影响油田的稳产和最终采收率。
本文从治理油田三大矛盾入手，介绍三大矛盾产生的原因、表现形式、调整方法和分析的内容，再结合姬黄37井地区油田开发的实际情况，简单介绍本区块在治理“三大矛盾”，控制两个递减方面所做的主要工作。
一、层间矛盾由于油层垂向上的非均质性，在笼统注水、采油过程中，构成了单层与单层之间的差异，即层间矛盾。
层间矛盾就是高渗透性油层与中低渗透性油层在吸水能力、水线推进速度等方面存在的差异性，由于层间矛盾的存在，在笼统注水、采油的条件下，将会出现注采不均衡、压力不均衡和层与层之间相互干扰的现象，影响油井产能充分发挥和最终采收率，因此，层间矛盾是影响开发效果的主要因素。
（一）层间矛盾产生的原因1.内因：非均质多油层之间存在差异2.外因：笼统注水、采油（二）层间矛盾在生产上的表现1.在笼统注水采油过程中，由于各油层渗透率、连通情况不同，使各层在开采上出现差异：高渗透层开采的好，中低渗透层开采的差。
在注水井端，高渗透层吸水能力高，低渗透层吸水能力低，由于水淹区对水流动阻力大幅度减小，水的相渗透率增大，水在高渗透层越跑越快，与低渗透层相比，形成单层突进。
在采油井端，高渗透层出油能力强，中低渗透层常不能很好发挥作用，油井内高渗透层见水后，流动压力上升，干拢中低渗透层，甚至使个别层停产或倒灌。
同时高渗透层水淹后形成高压层，成为水流的有利通道，也降低了注入水的利用效率。
2.注水井分层配水，油井笼统开采的条件下，控制了高渗透层注水强度，加强了中低渗透层的注水强度，注水井内层间矛盾有所改善。
不稳定注水在包14块低渗透油藏注水开发中的应用——辽河李文涛
包14块历年吸水剖面统计
1400 注水厚度 吸水厚度 水驱储量动用层度
70 60 50.8 44.3 35.1 30 20 10 0 Ⅰ1 Ⅰ2 Ⅰ3 Ⅰ Ⅲ 43.6 55.3 50 40
水驱储量动用层度（% ）
Ⅲ油组
单层沉积厚度3.4米， 裂缝密度0.4条/米
1200 1000
包4-16井水驱前缘叠加图 优势方向正西270° 水驱波及长度 120米 水驱波及宽度 95米
包11-2井水驱前缘叠加图
优势方向东北65°正西270° 水驱波及长度 185米 水驱波及宽度80米
二、注水开发中存在的主要问题
2、非均质性严重，纵向层间矛盾突出
砂体间非均质性较强，均质程度较低，变异系数大于1，渗透率级差在6～
不稳定注水是利用周期性的提高和降低注水量的办法，使得油层内部产生不稳定 的压力降，引起不同渗透率层间或裂缝与基质块间液体之间的相互交换，同时促进毛 管渗吸作用，并增大其渗吸深度，扩大注入水的波及系数，降低含水，提高产油量。
三、不稳定注水的应用
3.1 注水周期的确定
结合包14块的裂缝发育情况、储层物性特征、油井注水见效特点，应用 不稳定注水的注水方式分区域、分层位制定注水参数。
粒度中值㎜ 0.16/7 0.18/11 0.12/23 0.14/6 0.37/3 0.11/7 0.15 0.15 0.15
分选系数 1.72/7 1.91/11 1.13/23 0.97/6 2.75/3 1.27/7 1.4 1.49 1.44
属于中孔—低渗透储层，平均孔隙度为17.0%，平均渗透率为33.9×10-3μm2，泥质含量16.15%。
分区域：
包14块井位图
梁家楼油田梁北区剩余油分布研究
研 究 区是 被 断 层 切 割 的依 次 下 降 的 三 个 含 油 台阶 （ 梁５ １ 、 梁 ３ ５ — ４ ３ — ４ ６ 、 梁６ １ — ６ ３ ） ， 其能量驱动方式及利用状况各具 特色 ， 现分 述 如下 ： （ １ ） 梁５ １ 块 — — 弹性 水压 驱 动方 式 投 入 注 水 开发 前 ， 主要 以 弹性 边 水 驱 动 为 主 ， 随着 采 出程 度 的 提 高 ，约 占 １ ． ９ 平 方 千 米 的水 体 能量 减 弱 ， ８ ７年 以后 转 化 为人 工 注 水开发 ， 其８ ７ — ９ １ 年间注入量大， 水外溢明显 ， 无边水能量驱动 ， ９ ２ 至 目前注水量大大减少 ，边水能量有 变活跃 的趋势 ，地层总压降 ２ ． ９ ６ Ｍ ｐ ａ ， 为确保 电泵井正常供液 ， 应适 当提高油水边界注水井的 注水 量 。 （ ２ ） 梁６ １ 块— — 人 工 注水 驱动 方 式为 主 该 区块 开发 初 期 以天 然 水 驱能 量 为 主 ， 随着 油 田开发 指 导 思 想 从控水增油 向提液增油的转变 ，油 田注入水大幅度上升 ，自９ １ 年 后 ，完全依靠 注入水 驱能量采 油 ，而且外 溢明显 ，地层压力 为 ３ ３ ． ４ ＭＰ ａ ， 高 于原 始 地 层 压 力 ， 地 层 总压 降为 一 ２ Ｍ Ｐ ａ ， 实 现 了 自喷 生 产。 （ ３ ） 梁３ ５ 块 — — 天然 边水 驱 动 开发 梁３ ５与梁 ４ ６ 两块是被两条断层切而不断的一个水动力单元 ， 其 原始 地 层压 力 水平 接 近 ， 分别 为 ２ ４ ． ６ ＭＰ ａ 、 ２ ５ － ３ Ｍ Ｐ ａ ， 而 且 断 层两 侧 注采 对 应受 效 明 显 ，梁 ４ ６ — ８注水 量 增 大 ，梁 ４ ６ — １ ３ 井 动 液 面上 升， 产液 量 增加 ， 静态 断 层 封 闭性 研究 已证 明 ， 这 两条 落 断 层 为非 封 闭性 断 层 。 ３ ＿ ３含 水上 升 规律 该 开 发 区 油层 水 淹 快 ， 不 仅 反 映 在 无 水 采 油期 短 、 平 均 单 井 无 水采 油量 低 方 面 ， 而且 从 分 析不 同含 水 开 发 阶 段 可 见 ， 随着 油 田开 发时间的延长 ， 注入水水质差使 注水井井况 日渐变差 ， 导制注采井 网不 完 善 ， 加 之 储 层 强 非 均 质性 及 较 活 跃 的边 水影 响 ， 使 注 采 调 配 难度大 ， 水淹面积愈来愈大 ， 油井含水上升快 ， 即使 目前 已进入特高 含水开发阶段 ， 含水上升率仍高达 ３ ． ３ ％， 远远高于该油 田其它单元 的含水上升率值。从含水与采出程度理论与实际对 比曲线可以看 出： 各含 水 开 发 期 ， 含 水 上 升 速 度 高 于理 论 值 ， 开发 效 果 差 ； 特 高 含 水期 ， 含水上升速度有所减缓 ， 仍高于理论值 ， 开发效果不理想 ３ ＿ ４产 量 递减 规 律— — 衰减 规 律 研 究 区 产量 变 化符 合 产 量 衰减 规 律 ，标 志 着水 驱 开 发效 果 差 。 分 析造 成 油 井产 量呈 衰 减 规 律 的主 要 因 素在 于 油 藏性 质 ， 即一 是 厚 油 层 内 的层 内非 均 质 ， 二 是原 油 性 质属 低 粘 度稀 油 品 质 。在 弹 性 开 采 及 注水 开 发初 期 ， 地 层 压力 大于 等 于 ２ ８ ＭＰ ａ， 原 油粘 度 大 于 地层 水粘度 ， 在较强边水能量作用下 ， 边水渗流能力大于原油渗流能力 ， 油 层 水 淹快 ； 在 全 面注 水 受 效 开 发 阶段 ， 因 油 藏地 层 压 力 状 况 保 持 良好 ， 为２ ５ — ２ ８ ＭＰ ａ ， 原油粘度略低于地层水粘度 ， 流体 在已形成水 包油的高渗透液流通道强非均质储层中流动 ， 注入水必沿高渗透段 窜流 ， 使 中低 渗透层末动 ， 高渗透层动用程度底 ， 使水驱波及体积 小 。反 映在 产 量变 化 上 ， 油 井 见水 后 无 因次 采 液 （ 采油 ） 指 数 急剧 下 降， 低于 １ ， 当含水大于 ９ ０ ％时 ， 其无因次采 液指数开始 回升 ， 但此 时已错过 了提液增油的最佳时机 ， 因此产量递减快 ，
采油工程中注水工艺存在的问题及改进措施
37在我国的原油开采工作当中，油田注水工艺是关键性的技术。
为了能够更好的保持油田稳产，针对各类油藏不同的需求，科研人员进行了大量的研究与实践，取得了有效的成果。
一、注水工艺的发展1.注水技术发展历程我国注水开发油田开发层系多且油层非均质性严重，在不同的油田开发阶段，由于投入开发调整的对象和要求不同、分层注水工艺的要求和细分程度不同，开采的目的层数量和性质也不一样。
为保证各开发阶段注水井能够实现注够水、注好水，注水工艺的发展主要经历了以下过程：封隔器由水力扩张式发展到水力压缩式；配水工作筒由同心式发展到偏心式，再发展到与封隔器一体化；配注水嘴由固定式发展到活动式，再发展到电动可调式；水嘴投捞方式由起下注水管柱投捞发展到液力投捞和钢丝投捞。
2.分层注水主体技术及研究新进展国外油田在注水尤其是分层注水技术方面研究较早，已形成了一整套适合不同油田特点的系列分层注水工艺，分层注水封隔器、配水器等配套工具都已经标准化、规格化、系列化。
总体上己经由初期的定压注水向定量注水转化，同时由于国外十分注重水质，没有不动管柱洗井的要求，对地层进行定量注水，测试调配工艺相对简单。
国内注水始于20世50年代，1954年玉门老君庙油田MN27井开始注水，标志着国内油田注水技术进入实施阶段。
20世纪60年代研发成功固定式分层配水技术和活动式分层配水技术，20世70年代研制成功665-2偏心配水器，20世纪90年代研制成功同心集成式注水技术，进入21世纪，研发成功桥式偏心分层注水和高效测调联动分层注水配套技术，同时发展了防砂、分层注水一体化注水技术，研究应用了斜井等持殊结构井分层注水技术。
二、注水工艺存在的问题1.注水水质依然较差目前多数油田均使用地层采出水进行回注，一方面能够有效节约水资源，另一方面还能减少污水无效回填、外排，具有重大的经济社会效益。
但由于目前水处理工艺存在一定的不足，导致注入水水质达标率不高，特别是在固含量、粒径中值、硫酸盐还原菌等指标上较欠缺。
油田长2油层改善注水开发效果调整措施
油田长2油层改善注水开发效果调整措施摘要：结合我国当前石油开采情况来看，因为注水开采的效果相对较差，甚至会出油井见水或者水淹、吸水剖面不均匀等诸多问题，为了有效解决这些问题，本文将针对某油田为例，针对该油田的地层压力、井网情况、注水情况进行详细分析，并且适当的开展开发调整措施，切实保障长2油层油田开采效率，促进油田可持续生产。
关键词：油田；长2油层；注水开发在我国社会不断发展和进步的当下，社会对于石油资源的需求日渐增多。
结合我国当前诸多油田开采情况来说，虽然长2油层的开采潜力巨大、是油田开采的主要生产力油层，但是实际开采效果并不尽如人意，本文将针对油田长2油层改善注水开发效果调整措施进行详细分析。
1、长2油层开发概况某油田处于鄂尔多斯盆地东部位置，该斜坡为西向斜坡，构成了平缓的单项大斜坡，地层的倾斜角小于1°。
该油田长2油层区域发育较为良好，方向为自东向西倾伏低缓鼻状隆起，隆起幅度为10——20cm，油田长2油层在砂体轴部构造发育，与当地差异压实有着直接的关系，该油田油藏类型主要为岩性油藏。
结合该油田的实际情况来看，该油田位于三角洲平原分流河道部位，该区域土壤类型为沉积砂体，油田长2油层为该油田的主要生产油层。
该油田的油藏深埋在地下300米——750米区域，渗透率为（5——40）× ㎡，孔隙度为12%——16%，地面原油密度为0.841——0.846，地层原油黏度为2.7——6.15mPa•s。
地层水总矿化程度为38000——48000mg/L，原始地层压力为2.34MPa，底层原油饱和度压力为0.68——0.82MPa。
该油田自从上世纪末开采至今，累积产油量为153.3521×104t，累积转注采油井94口。
但是随着油田开采时间的延长，注水开发年限到达一定程度会造成油井开采效率降低。
少量一线井的含水量不断提升，造成部分注水井吸水情况出现异常，直接影响了注水开发效率【1】。
实行不稳定注水,提高垦东12块馆53开发效果
1 070 K D12- 0- X 14
2 K D12- X 63 2
106 3. 6
4. 8 4. 8
K D 12- 0- X 12
干 1 068. 1 0. 4
K D 12- 0- X10
KD 12- X 33
1063. 7
干
图 5 地层压力变化图
图 1 垦东 12 块馆 53 小层注采井网图 （一）油藏地质特征 该区构造平缓， 典型的河流相沉积使得该小层具有油层厚度较薄， 横向变化比 较快、非均质 较强的特点： 1 、 油层 厚 度 薄
图 3 馆 53 油水井渗透率 级差对比图 图 4 垦东 12- 0- x12 层内渗透率分布图 （二）转注以 来出现的问题
四、实施不稳定注水的效果 551
管理科学与工程技 术
GUANLIKEXUEYUGONGCHENGJISHU
煤矿瓦斯抽采系统自动放水装置研制
刘广 顺 / 安徽淮 南矿业集团潘一东 项目部，安徽 淮南 232082 【摘 要】通过对瓦斯抽采系统管路积水影响抽采效率的分析，研制出一种在负压状态下抽采管路自动放水装置，该装置的应 用，大大提高了瓦斯抽采效率。 【 关 键 词 】 抽 采 ； 管 路； 自 动 放 水 一、概述
三、不稳定注水的设计与实施
图 2 馆 53 部分井联井剖面 2、非均质性较强 从各 单井 的渗 透率 级差 来看 ， 差异 比较 大， 最大 的 8 . 1 6 ， 最 小的 1 .6，这反映了在平面上渗透率展布的差异；以垦东 12- 0- x12 为 例， 层内呈 现明 显的正 韵律 ，底部 高渗 区渗透 率是 顶部渗 透率 的 6 倍以 上 。
二、不稳定注水的机理
不稳定 注水技 术是通 过周期性 地改变 注水方 向或注 水量，在 油 层内产生连续不稳定压力分布，使非均质小层或层带间产生附加压差， 促进毛细管渗吸作用， 强化注入水波及低渗透层带并驱出其中滞留油， 以提高采 收率，改善开 发效果。 不稳定注水技 术能缓解三大矛盾: 该技术有 利于采出平面上非 主 流线和死油区的剩余油，有利于剩余含油饱和度相对 高的低渗层段及 区域的开采 ，有利于油井中 与水井不连通油 层潜力的发 K D 12 - 0- X 24 10 62. 9 4 4
纯梁油田多种注水工艺技术
由于 水 质不 合格 ．注 入水 中的大 颗 粒悬 浮 物 、细
小 泥砂 等 机 械杂 质 也被 带 入地 层 ，从 而造 成 注 水 油层 堵 塞 。 同时 ，长 期停 留在环 空 中的 污水极 易 造 成 细菌
的生长 繁 殖 ，对 管 柱各 部 位产 生 不 同程 度 的腐 蚀 ，使 得 油层 套 管 强度 降低 、 内径 缩 小 ，在 地层 应 力 作用 下
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第３ Ｏ巷 第 ４期
２０ ０ ２年 ８月Biblioteka 石 油 钻
探
技
术
Ｖ ｏ１ ３０． ． ＮＯ．４ Ａｕ ｇ．， ００ ２ ２
ＰＥ ＴＲＯＩＥＵ Ｍ ＩＲＩ ＩＩ ） ｌ ＮＧ ＴＥ ＣＨＮＩ ＵＥＳ Ｑ
． 试 井 与 开 采 ． Ｉ
可 用来 补 偿油 管 因温 度 等 因素 引 起 的伸缩 ，改 善管 柱 的受力 状 况 ，从 而弥 补 管 柱蠕 动 。 采 用 水力 锚 和 支撑 卡 瓦 ． 对管 柱进 行 锚 定 和支撑 ．
皮 筒在 运 动过 程 中可能 被磨 坏 ；在封 隔 器移 位 、胶 皮
筒 损坏 的情 况下 ．封 隔 器 自然 也 就起 不 到应 有 的分 层
２ 配套注水 工艺研究 ＿ ３
２ １ 配 套 相应 工 具 ，克 服 管柱 蠕动 ． 在管 柱上 增设 了水 力锚 、补偿 器 、支撑 卡 瓦 ．从
三 个不 同角度 减缓 管 柱 蠕 动带 来 的损 失 ．因而 寿命 长 耐 压 高 ，又称 为 “ 寿 命 ”注 水 工艺 。 长 补 偿 器 一般 下 在 第 一 级 封 隔器 的 上 方 ４ ０ 处 ， ０ｍ
发 生断 脱 。
多种注水工艺在纯梁油田的优选应用
图 １ 锚 定 补 偿 分 注 示 意 图
蒌萋
Ｉ ｌ
不足 之 处 在 于 ， 柱 结构 较 复 杂 ， 套 工 具 多 ， 管 配 锚 爪 对套管 有 一定 的 破坏 作用 ， 于结 垢 严重 的井 ， 对 锚 爪 不 易复 位 ， 造 成 解封 困难 。 易 ３ １ ２ 空 心 液 力 座 封 注 水 一 次 管 柱 ．．
２ ３个 ， 段 合 格 率 达 ７ ． （ 成 层 段 不 合 格 的 原 层 ５６ 造 因是 多 方 面 的 ， 如地 层 堵 塞 、 嘴 堵 塞 、 质 问题 诸 水 水 等 等 ） 比胜 利 油 区 平 均 层 段 合 格 率 （ １ ６ ） 出 ４ 。 ７． 高
个百 分 点 。
３ １１ ．． 锚 定 补 偿 分 注 工 艺
菩
图 ２ 空 心 分 注 工 艺 示 意 图
该 管 柱 主 要 由补偿 器 － ｛ 力 锚 十 Ｙ３ ｌ封 隔 器 －水 ４ Nhomakorabea．
收 稿 日期 ：０ ６ ４ ６ ２ ０ —０ —０ 作者简介 ： 刘瑞卿 ， １ ８ 年毕 业于胜利石油学校机械专业 ， 男，９ １ 主要从事油 田新 工艺新技 术的科研及 管理 工作。
１ 引言
＋ Ｚ Ｋ 空 心 配 水 器 ＋ 水 力 卡 瓦 等 组 成 （ １ ， 用 Ｊ 图 ）适 于注 水水 质较 好 ， 水 压 力较 高 的分注 井 。 注 目前 在 纯 梁 油 田应 用 １ ５井 次 。 从 测 试 情 况 来 看 ， 以 满 足 分 可 层 配注 水 量 的 需要 ， 试 的 ３ 测 １个 层 段 中 ， 格 的 有 合
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１２ ５
内 蒙 古石 油４ － Ｌ． ｒ －
梁家楼油田沙三中挖潜难度分析及提高采收率的对策
为了高效利用资源、实现油田开发的可持续发展，对梁家楼油田沙三中剩余油进行深度挖潜，成为当务之急。
这既是一项挑战，又是一次难得的机遇。
因为剩余油的挖潜不只可以提升采收率，也能进一步挖掘油田的潜力、延长油田的生命周期，进-步提升梁家楼油田沙三中的开发效益，成为了我们面对的重要课题。
1 剩余油挖潜是提高梁家楼油田沙三中采收率的关键举措梁家楼油田沙三中目前已处于开发后期，传统的开采方式已趋近极限，随之带来的是采油速度的急剧下降，仍有很多剩余油开采不出来。
对这些剩余油进行有针对性的挖潜，就显得非常重要。
剩余油资源的挖潜和开发，不仅有利于提升资源的开发效益，更能加强油田的可持续开发，发挥油田在整体能源体系中的核心作用。
通过采用合适的油藏工程方法和技术，对剩余油开展高效率、低成本的挖掘，能够明显改善油田的开发状况，显著提高采收率。
有效挖掘梁家楼油田沙三中的剩余油需要多种措施相结合。
第一，从技术层面，需要不断创新和完善现有的增产技术，如酸化、地层压裂等增产技术，提高驱油效率，改善油井生产条件；第二，从管理层面，推动精细化油田管理，由粗糙的“大打大拉”转变为细致入微的“小打细算”，更有针对性地进行剩余油的开挖；第三，从政策层面，积极推动政策引导，制定适当的资源税、矿产资源抵扣政策等，鼓励企业进行剩余油资源的开发。
通过对剩余油的详细分析和深入研究，可以找到最适合梁家楼油田沙三中的开发策略和方法，实现剩余油的最大化开发，提高最终采收率。
2 梁家楼油田沙三中挖潜的难点分析2.1 地质构造复杂地质构造的复杂性在很大程度上决定了油田开发的难度。
这在梁家楼油田沙三中得到了广泛的展现。
该地区的油层连续性差、断块多，为开发工作带来了显著的困难。
连续性差的油层影响基础性的油田开发工作。
连续的油层能保证油田在开发过程中的稳定性，将最大程度地减少压力漏失，以达到高效开采的优势。
但在梁家楼油田沙三中，油层的断裂和不连续的特点，导致开发困难且风险增大。
梁11断块特高含水开发后期面临的形势及注采潜力分析
梁11断块特高含水开发后期面临的形势及注采潜力分析摘要：针对梁11断块处于特高含水的开发阶段后期，开发问题突出，严重制约了断块开发水平。
为进一步提高采收率，对梁11断块开展潜力分析并找到治理对策。
关键词：欠注层段合格率水驱储量剩余油梁11断块自1979年投入开发历经三十多年的开发，已进入特高含水开发后期[1]，油藏动用程度高、水淹严重、剩余油零散分布，加上井况问题突出，层段合格率低等问题，严重制约了断块开发水平的进一步提高。
针对油藏开发的主要问题，通过注采潜力分析，利用水井增注提升地层能量，提高水驱储量的控制，降低自然递减，进一步改善油藏开发效果。
一、梁11断块概况史南油田梁11断块位于东营凹陷中央隆起带西段南部，其东部为现河庄油田，南部为牛庄油田，西部为史南油田河120断块，北部为史深100、史8断块。
主要含油层系为沙二7、8、10、沙三四个砂层组。
含油面积3.2km2，地质储量985×104t ，可采储量540×104t ，最终采收率54.8％。
二、开发现状截至到目前，断块有油井44口，开井30口，日液水平2797t/d，日油水平79 t/d，平均单井日油2.5 t/d，综合含水97.2％，平均动液面1202.8m，采油速度0.29％，累积采油506.6497×104t，采出程度51.44％；水井总井24口，开井22口，日注水量4421m3/d，月注采比1.56，累积注水2744.1791×104m3，累积注采比0.87，地层压力18.9MPa，总压降9.3MPa。
三、断块目前存在问题1.井况问题多，储量失控严重，井网适应性差由于历史上作业频繁、套管腐蚀严重、结垢等原因，导致断块油水井井况逐年变差。
总计梁11断块油井总井99口，停产井67口，可再利用井32口，占总油井的37.8%。
水井总井50口，停产井27口，可再利用井11口，占总水井的25%。
共计失控地质储量136.2×104t，损失水驱储量[2]185×104t 。
梁家楼油田开发后期的不稳定注水方式
梁家楼油田开发后期的不稳定注水方式
李道轩;蒲玉国;徐新丽
【期刊名称】《大庆石油地质与开发》
【年(卷),期】2002(021)005
【摘要】通过对梁家楼浊积油藏储层复合韵律特征及其开发特征的认识与研究,结果表明该油田特高含水期同样蕴藏着可观的可动剩余油潜力,其剩余油控制因素为静态遮挡与动态水势,富集区主要分布于正韵律油层的顶部、正向微构造、物性相变带及井间势平衡滞流区等;据剩余油分布形式、富集程度及现实开发技术等,确定不稳定注水为进一步开发该类可动剩余油的方式,由此通过微观水驱油实验与数模分析等确定不稳定注水参数的研究基础上,针对不同类型的区块实施了不同形式的不稳定注水方式,均取得了显著的增油降水效果,提高了梁家楼油田的采收率与可采储量.
【总页数】4页(P23-26)
【作者】李道轩;蒲玉国;徐新丽
【作者单位】胜利油田有限公司,纯梁采油厂,山东,博兴,256504;胜利油田有限公司,纯梁采油厂,山东,博兴,256504;胜利油田有限公司,纯梁采油厂,山东,博兴,256504【正文语种】中文
【中图分类】TE357.6
【相关文献】
1.侧钻井挖潜技术在油田开发后期的应用--以纯化、梁家楼油田为例 [J], 胡兴中
2.梁家楼油田不稳定注水技术的研究和应用 [J], 张岗
3.梁家楼浊积岩油藏不稳定注水试验 [J], 蔺明杰;谢绍敏
4.梁家楼油田开发后期侧钻井挖潜技术研究 [J], 陈丙申;王杉荣;杨立军;谭辉
5.梁家楼油田不稳定注水试验 [J], 蔺明杰;柳小正
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对开发好低渗透油田的新思路--李道品
常规油气藏：易于开采
过 去
现 在 非常规油气藏：难以开采 未 来
世界油气资源分布及发展形势示意图
资料来源：第七届国际石油工程会议文集
我国低渗透储量探明和动用状况
虽然我国的石油资源比较丰富，原油产量 也稳中有升; 但是与我国经济发展和需要相比， 尚有较大距离。去年我国净进口石油高达1.78 亿吨,原油对外依存度达到47.9％ 。 中石油累计探明原油地质储量中低渗透储 量约占30%; 已动用储量中低渗透储量约占 19%; 储量分类图 累计探明未动用储量 81% 中,低渗透储量约占 62%; 而近年探明储 量中,低渗透储量所占 比例高达66%。
N16-12 N17-13 H32-16 H33-16 H34-16 H35-16 H36-16 H37-16 H38-16
一、有效“垂向驱油 ”
在油田开发长期生产实践中，我们发现注入水运动和 驱油状况与储层沉积方向有密切关系。以后大量观察分析 表明，储层沉积和结构特征对油水运动规律和驱替效果有 明显地控制作用，掌握和运用这种规律，可以显著改善油 田开发效果、提高原油采收率。
1)早期大庆等油田的发现
大庆油田注水开发后，早在60-70年代就发现明显的“ 南涝北旱”矛盾现象。即：同一注水井排南面的生产井排， 老瞒怨注水井注水量太多，油井含水上升太快，“水涝”现 象突出；而北边的生产井排，总 嫌注水量太少，油井压力 保持不住，“旱情”现象严重。见下图。
低渗 其它
累计探明 动用储量
30%
70%
19%
1 2
1 2
未用储量
近年探明
62%
38%
1 2
66%
34%
1 2
低渗油田动用储量、新建产能、产量规模 不断增长，作用越来越大。
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收稿日期:2002205202作者简介:李道轩(1963-),男,四川南充人,高级工程师,从事油气田地质与开发工作。
文章编号:100023754(2002)0520023204梁家楼油田开发后期的不稳定注水方式李道轩,蒲玉国,徐新丽(胜利油田有限公司纯梁采油厂,山东博兴 256504)摘要:通过对梁家楼浊积油藏储层复合韵律特征及其开发特征的认识与研究,结果表明该油田特高含水期同样蕴藏着可观的可动剩余油潜力,其剩余油控制因素为静态遮挡与动态水势,富集区主要分布于正韵律油层的顶部、正向微构造、物性相变带及井间势平衡滞流区等;据剩余油分布形式、富集程度及现实开发技术等,确定不稳定注水为进一步开发该类可动剩余油的方式,由此通过微观水驱油实验与数模分析等确定不稳定注水参数的研究基础上,针对不同类型的区块实施了不同形式的不稳定注水方式,均取得了显著的增油降水效果,提高了梁家楼油田的采收率与可采储量。
关键词:特高含水期;浊积油藏;模型;参数;剩余油;不稳定注水;梁家楼油田中图分类号:TE35716 文献标识码:B 梁家楼油田已经历了弹性开发、注水开发、产量递减等三个主要开发阶段。
到1996年采出程度为3419%,采出可采储量1217×104t 的8512%,综合含水高达9210%,已处于开发的后期。
如何改善高含水期油田水驱油效果,提高采收率和开发经济效益,实现持续有效的开发该类油藏是一个非常现实的技术难题。
1 储层特征111 沉积微相与特征近年来,通过大量的地震、钻井、测井、开发和测试等资料的分析研究,认为梁家楼油田沙三中储层是一个由水下河道控制的、具有牵引流和浊流双重沉积特征的湖底扇,自南向北呈树形放射状撒开,南窄北宽,东西两侧尖灭于暗色泥岩中,纵向上呈中间厚、两边薄的透镜状。
据该湖底扇特征,将其划分为8个微相单元:水下主干河道、水下分支河道、末梢河道、河道侧缘微相、河道间朵叶体、河道间泥坪、河口朵叶体和席状砂体。
依据各沉积微相带的岩性、物性及微观特征,将沙三中储层分为4类:①主力储层,为主干河道微相,砂体厚度大,物性好;②有利储层,为分支河道与河道间朵叶体微相,有良好的孔渗性;③较有利储层,为末梢河道、河道侧缘及河口朵叶体微相,物性相对较差,储集性能一般;④一般储层,为席状砂体,位于扇缘部分,向外则过渡为深湖泥相。
112 储层韵律特征与非均质性梁家楼油田沙三中储层为多期水道叠置的沉积,由于水动力的期次与强弱等,形成了平面上不同的沉积微相带的交错叠置与纵向上的韵律特征,由此储层沉积韵律有正韵律、反韵律、均质韵律及复合韵律等类型;其中正韵律是梁家楼沙三中最主要的类型,广泛发育于上砂组中,尤其在梁中主干河道部位发育;均质韵律在梁南主干河道有发育;反韵律在梁北下砂组发育。
据该湖底扇的沉和微相特征表明,该储集体非均质性具体表现为层间、平面、层内及微观4种类型,并直接影响了渗透率的分布与变化,是控制剩余油分布的主要的静态因素之一,尤其是储层韵律性直接控制着渗透率的垂向变化,如:分支河道微相中,由于发育正韵律,自下而上渗透率逐渐变差,同时各小层内011～014m 的泥质和钙质不连续薄夹层是层间非均质性的重要表现,对油水的重力分异起着明显的隔板作用;同时各小层间有2～5m 的泥岩或物性隔层分布;从储层的微观非均质来看,该区储层整体上孔吼分选差、吼道偏细,并变化范围大,且孔吼分布具有双峰特征,非均质性强;各小层渗透率变异系数和突进系数均大于111,表明储层层内非均质性也较强,并上砂组强于下砂组;由此说明该油田储层三维非均质性严重。
2 剩余油的分布与特征211 剩余油控制因素分析据流体势原理,油藏的可动剩余油即潜力区就是・32・ 第21卷 第5期 大庆石油地质与开发 P 1G 1O 1D 1D 1 2002年10月油(气)富集滞留的低势闭合区[1];油藏注水开发后,由于水势的因素将改变注水前一般由静态遮挡的单一排替作用,形成动用水势与静态遮挡联合作用的新的动态流体势格局,这种动态势格局一般在保持最大面积的油(气)流向低势区油井的同时,由于种种原因(如注采井网、构造与储层的认识、井网及注采液量的较大调整等)将形成开发中的可动剩余油,即开发中的潜力区。
由此可动剩余油控制因素分为静态遮挡与动态水势两个方面,目前老油田主要研究与实践的正向型微构造区仅是潜力区的一种类型,水动力作用及其变化对潜力区的形成与更迭应是注水老油田挖潜的新领域;据该块油藏的动静态特征与实际资料研究表明,梁家楼油田剩余可动油的控制因素可具体细分为水锥、断层、尖灭线、高点区及物性相变带等5个方面。
212 剩余油分布形式与特征据以上储层沉积微相、韵律特征及非均质性的研究,并结合近年来动态与测井资料,尤其是C/O比等监测资料分析研究表明,梁家楼油田高含水期蕴藏着可观的剩余油,其分布与特征主要有如下5种类型:一是水锥与水锥控制的形式。
该油田部分高含水油井据研究为超过了临界液量而形成的水锥所引起[2],由此其剩余油表现为油井中形成水锥间的滞流区范围等,一般连片分布范围较大,呈星云状特征,并单块剩余油储量较小,该类剩余油分布与特征的描述目前数模手段可有效解决。
二是水锥与边界断层遮挡控制的形式。
如南北高低部位的断层分布区等,一般连片分布范围较小,呈条带状分布特征,但单块剩余油储量丰度较大,如高部位剩余油富集区钻探实践表明往往为高产与稳产区,一般需人工精细描述如高部位的构造(具体为断层)后即可确定剩余油分布范围。
三是以构造为主控因素的形式。
如断层附近的小牵引、小断鼻、小背斜及一些小的沉积高点区等,差异压实作用是其形成的主要原因,一般为高产富油区,是目前老区挖潜研究与实践的主要类型。
四是以边界岩性尖灭线为主控因素的形式。
如东西部位岩性尖灭线控制区等,一般连片分布范围大小主要与原认识与研究的尖灭线正确位置有直接关系,呈片状分布特征,单块剩余油面积较大,然而油层厚度、含油饱和度及物性较差,往往钻直井效果较好,但一般需精细沉积相的研究与预测等才能有效地减小钻探风险。
五是构造(断层)与岩性因素等复合控制的形式。
如断层与岩性尖灭线分布的三角区等,是以上3种形式的复合型,实践表明该类型潜力较大,是油田与区块开发后期最为直接与主要的挖潜区;呈片状分布特征,单块剩余油储量较大,往往钻探有效率高并产能较好。
梁家楼油田沙三中剩余油分布的形式、特征及丰度等研究表明,部分储量较大的剩余油区适宜通过钻井进行挖潜,而相当部分剩余油分布区则不适宜钻井,经研究不稳定注水为开发该类可动剩余油的有效方式。
3 不稳定注水方式研究311 不稳定注水的机理不稳定注水是以某种方式进行注水量波动调整为中心内容的一种注水方式,是周期注水的发展,是以减缓原油产量递减、控制含水上升率的一种提高油田采收率的技术。
实施过程中具有灵活多变的方式,尤其是油井可以不停产,因此是一种适应目前油区环境与油田开发后期需要的值得推广的一种开发方式。
据前苏联专家根据26个层状非均质油藏的不稳定注水矿场试验总结,在保证平均注水量基本不变的条件下,注水量波动幅度达50%以上时能取得好效果[3]。
其机理为加强注水的过程是一个升压过程,地层的高渗区压力传播快因而升压快,低渗区压力上升缓慢,形成高渗区的压力高于低渗区;高渗区中水多油少,而低渗区中油多水少;从而在控制注水时,压力下降,首先是高渗区下降快,处于较高压力且含油多的低渗区的流体流向高渗区而被采出,从而有效地调整了注水2产液结构,降低了油井含水。
312 梁家楼油田不稳定注水的微观水驱油实验研究31211 均质、非均质条带亲水油层不稳定注水微观水驱油模型实验实验应用填砂方法设计均质与非均质两个微观模型,模拟反韵律油藏均质与非均质的不稳定注水实验。
实验研究结果表明:均质与非均质储层进行不稳定注水都能提高采收率,提高幅度达6123～11121个百分点;非均质储层提高采收率的幅度更大,是均质模型提高幅度的1倍左右,即不稳定注水更适合于非均质油藏;同时表明第一个周期提高采收率的幅度最高,随着注水时间的延长,后续周期提高采收率的幅度减小,效果变差。
该实验还研究表明:非均质油藏进行稳定注水时,驱替前缘不均衡,驱替效果差,而不稳定注水方式在一定程度上可以创造相对均衡的驱替前缘,从而提高注水波及系数与采收率。
・42・大庆石油地质与开发 P1G1O1D1D1 第21卷 第5期31212 非均质储层注水速度的微观水驱油模型实验研究实施不稳定注水实质上是通过调整注水速度来实现的,由此利用油砂制作反韵律模型与无层间干扰模型来研究注水速度的改变对采收率的影响。
(1)单一非均质反韵律油层微观水驱油实验模型设计:采用三维填砂平板模型,模型长40 cm、宽3cm、厚319cm,从下到上分别装入厚度均为113cm,而渗透率分别为21×10-3μm2、74×10-3μm2、235×10-3μm2的油砂。
实验结果表明注入速度对开发效果影响较大,表现为采收率随注水速度的增加而降低;当注入速度为013m/d时,无水采收率1112%、最终采收率4213%;而当注水速度提高到017m/d时,无水采收率和最终采收率分别降低为9145%和3711%。
因此,在单一非均质油层注水开发时,特别是进入高含水期开发阶段一定要控制好注入水的注入速度,注入速度不宜过高,否则将影响油藏的最终采收率。
(2)多层微观水驱油的模型实验,呈现出一定的沉积韵律特征。
梁家楼油田的储层以正韵律特征为主,因此,实验采用了3个圆柱形长管模型并联,分别充填渗透率为:3918×10-3μm2、65×10-3μm2、12614×10-3μm2的油砂,构成正韵律多层模型。
实验结果表明:当注入速度为013m/d时,采收率可达39101%;当注入速度为017m/d时,采收率下降为3414%,下降了4161个百分点。
综上研究实验表明,单层与多层模型的采收率随注入速度的增加均降低,并注入速度对多层模型采收率的影响程度大于单层模型。
31213 梁家楼油田不稳定注水的参数的确定不稳定注水主要参数有:不稳定注水方式、调整周期、水量波动幅度、注入速度。
(1)不稳定注水方式:主要依据不同开发单元的油藏与井网特征确定,以尽可能调整液流的方向为原则。
(2)调整周期:由公式T=2L2/d确定。
式中 T———调整周期,s;L———注水线到采油线的距离,m;d———地层平均导压系数,m2/s。
(3)注水量波动幅度:由公式B=(q1-q2)/ 2q确定。
式中 q1———加强注水的注水量,m3/d; q2———控制注水的注水量,m3/d;q———正常注水的注水量,m3/d。
q1由注水指示曲线在一定的系统允许泵压下计算得出。