严重非均质油藏注水开发后期提高采收率技术研究概述
深层异常高压低渗油藏提高采收率技术及认识
深层异常高压低渗油藏提高采收率技术及认识摘要: W油田油藏区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部，是文南地堑的西北部分，西以大断层为界，东以文70断层与文72断块区分隔，沿北北东呈条带状展布。
油藏埋深-2900--3400m，平均孔隙度为15.4%，平均渗透率为15.6×10-3μm2，分10个砂层组开发，含油面积4.7km2，石油地质储量464×104吨，标定可采储量183.94×104吨，标定采收率39.63%。
但是经过多次的开发与调整，受储层低渗透、油水井损坏严重、工艺技术局限性等因素影响，油藏整体注水困难，在逐层上返过程中油井见效不同步、局部注采井网不完善。
针对油田特点,重点从如何提高多油层严重非均质油藏水驱采收率角度,先后开展细分层系、逐层上返、井网重组以及攻克与注采相匹配的配套工艺等技术,提高了油藏采收率,实现了高效注水开发。
关键词:W油田;深层;低渗油藏;细分层系;注水开发;采收率W油田是一个典型的深层异常高温高压非均质复杂断块油藏,储层胶结致密,渗透率低,孔隙度小,渗流阻力大,特殊的地质特点以及严重的非均质性导致油藏水驱动用程度不均衡,分层工艺适应性差,注水开发中难度大。
1提高采收率技术及主要做法1.1开展精细地质研究、长岩心多层水驱油试验以及层系细分试验针对W油藏复杂的地质特点,多年来一直坚持开展精细地质研究,储层研究,沉积微相以及剩余油分布了规律研究,采用大比例尺、密等高线等方法精细刻画微构造形态,深化油藏认识,同时结合该地长岩心多层水驱油试验以及层系细分试验,为精细调整、井网细分重组以及非主力层的有效动用打下良好基础。
1.2细分加密调整针对W油藏层系划分较粗,储量动用程度低等问题,进行了细分加密调整,将原来两套层系分为三套层系开发,即5-7、8和9。
调整细分前,8砂组采出程度22.4%,9砂组采出程度28.6%,采收率提高了6.2个百分点8-9层系钻调整井14口,其中油井8口,水井6口,利用老井10口。
油田注水开发技术的应用研究
油田注水开发技术的应用研究油田注水开发技术是一种提高油田采收率的重要手段，广泛应用于油气勘探与开发过程中。
它通过注入高压水体或其他驱替剂到油井中，以增加油层内部的压力差，促进原油的排放和采集。
本文将介绍油田注水开发技术的应用研究。
1.提高采收率：油田注水技术可以有效地改善油藏的物理性质和流体性质，减小原油的相对渗透率，从而提高采收率。
2.延长油田生产寿命：通过注水，可以通过补充压力差，使原油能够更加容易地流出油井，从而延长油田的生产寿命。
3.优化油气勘探与开发布局：使用注水技术能够帮助工程师们更好地理解油藏的特征和性质，从而指导油田的开发布局。
目前油田注水开发技术研究主要集中在以下几个方面：1.注水井选址与设计：通过注水井的选址和设计，可以实现对油藏的最大化开发，提高注水效果。
2.注水剂的选择与优化：注水剂的选择和优化对于注水效果具有重要影响。
一般而言，注水剂要具有一定的溶解力和排水能力，以及一定的渗透性和稳定性，从而能够充分发挥注水的效果。
3.注水方式的选择与优化：注水方式主要包括常规注水、轻注、直接注水等，通过选择合适的注水方式，可以实现最佳注水效果。
4.注水参数的优化：包括注水井的注水压力、注水速率、注水量等参数的优化。
通过合理的参数设置，可以达到最佳注水效果。
5.注水过程的监测与评价：通过使用地震、测井、压力监测等技术手段，对注水过程进行实时监测与评价，以了解油藏的动态变化和注水效果。
油田注水开发技术的应用研究对于提高油田的采收率、延长生产寿命、优化油气勘探与开发布局具有重要意义。
未来，随着油藏开发技术的不断进步，注水开发技术将会进一步得到发展和应用。
注水开发后期提高采收率技术措施分析
注水开发后期提高采收率技术措施分析摘要：随着油田注水开发进入后期，由于工艺复杂性的增加以及采取各种维持油井产量的措施，开发成本逐渐增加。
同时，随着油井产量下降，开发效益可能会受到影响。
如何在保证经济效益的前提下有效开展油田注水开发是一个难点。
为了改善水驱技术，提高油田的注水开发效果。
在注水开发的后期阶段，为了进一步提高采收率，需要采取一系列技术措施。
关键词：注水开发后期；油藏；采收率；措施；前言油藏进入超高含水阶段后，仍处于高采出阶段，剩余油量大，剩余油分布更加分散。
大量实践证明，对于特高含水期的油藏，合理的水驱开发可以进一步提高采收率和开发效果，潜力巨大。
1 油田注水开发后期特点（1）水驱效果逐渐减弱：在油田注水开发的初期，由于注入水能够提高油层有效压力，促使原油向井口移动，从而增加产油效果。
然而，随着注水时间的延长，注入水沿着油层高渗层突进，导致注水水窜，生产井见水，油井生产含水大幅上升。
（2）水垢问题加剧：在油田注水开发后期，由于油井中的温度和压力变化，水中的溶解气体和溶解物质逐渐析出，形成水垢。
水垢的存在会导致油井管道的堵塞，降低注水效果，油井产能下降，需要定期清理和维护。
同时也会增加油井维护的难度和成本。
（3）油井产能下降：随着注水开发的进行，油田中的原油储量逐渐减少，油井产能也会逐渐下降。
这是因为注入水会导致油层中的油相相对饱和度降低，油井中的原油流动性变差，从而减少了原油的产量。
（4）水处理难度增加：在油田注水开发后期，由于含水率的增加，油井中的水需要进行处理才能再次注入。
然而，随着时间的推移，原油中的杂质和溶解物质逐渐增多，水处理的难度也会相应增加，需要采取更加复杂的水处理技术。
（5）成本增加：随着油田注水开发进入后期，由于工艺复杂性的增加以及采取各种维持油井产量的措施，使得开发成本逐渐增加。
同时，随着油井产量下降，开发效益可能会受到影响。
2 注水开发后期提高采收率技术研究2.1 完善注采井网通过合理调整注采井网格的布局，使得注水井和产油井之间的距离合理、均匀，有利于注水液体充分覆盖整个油藏，提高油井的采收率。
油田注水开发后期提升采收率的有效方法研究_
油田注水开发后期提升采收率的有效方法研究注水开发的方式在我国油井的普遍应用，对于提高我国石油产量做出了很大的贡献。
但是在实际的应用中，注水开发的出油率还是比较低，甚至还不能达到一半的出油率，这就要求在实际操作中应该做到合理应用，科学的操作。
标签：油田注水；开发后期；采收率在对油田注水开发过程中，应注意注水开发过程中的相关技术问题，并结合当地油田地层的实际情况，增强油田技术的实际应用水平，提高油田实际出油率。
一、油田注水开发后期的特点油田注水开发已经进入后期，油井的综合含水率比较高，油井的产能逐渐下降，为了达到稳油控水的开发效果，有必要研究提高采油率的技术措施。
对注水井进行控制和调节，保证达到注水的效果，同时对高渗透层控制注水，防止油层被水淹。
油田注水开发后期，优化设计新的增产技术措施，扩大水驱的波及体积，才能开发出更过死油区的油流，达到油田长期持续稳产的效果。
通过注水开发，能够保持油田的高产和稳产。
通过高压注水，可以将油层中的油流驱替到井底，注水井的注水压力和注水量容易控制和调节，属于比较经济的油田开发方式。
油田注水开发后期，及时进行注采井网的调整，对低渗透油藏加强注水，增加注入水的浓度，达到最佳的驱替效果。
控制高渗透油层的注水压力和注水量，降低油田的综合含水率，提高油井的产油量。
二、改善注水开发出油率的有效途径1注水水质合理提升水质要求能否达标对油井能发持续开发有重要影响。
当注入水质与地层中的相关要求不能达到时，会使其渗透率变异系数增加，影响油井采油率。
可见，注入水井水质对油井的持续开采的重要性当注入水质不合格时，会造成注水井层面损害问题。
渗透率的变异系数增加，使得水驱下降，造成层间矛盾，使地质单元不稳定性增加。
在实际开采过程中，应实际检测当地地址情况，合理选择注入水质量，确保采油不受水质的影响。
2引进先进技术针对注水油井的开采，国内外都提出和验证了一批先进技术成果。
合理引进这些先进成果，对油井的采油率增加会有显著效果。
石油工程论文---提高石油采收率—注水开发工艺技术应用分析
提高石油采收率—注水开发工艺技术应用分析摘要：低渗透油藏开发难度极大，主要表现在自然产能很低，甚至没有自然产能，不采用增产措施，根本无法投产，更谈不上正常开发。
合理高效地开发低渗透油藏需要建立有效驱替压力系统，这是提高低渗透油气田开发的关键问题。
面对这一现状，本文首先研究论述了低渗透油藏在学术上的界定范围、分类以及在我国的分布状况，并介绍了低渗透油藏的地质特征、开发特征以及保证油藏有效开发的注水工艺技术；然后根据注水开发中存在的一系列问题提出了低渗透油藏分层注水开发的可行性，并对目前我国正在应用的分层注水工艺技术进行了介绍；最后本文以长庆油田为例对分层注水工艺技术进行分析并评价其应用效果。
关键词：低渗透油藏开发特征注水分层注水目录1绪论 (1)1.1研究的目的及意义 (1)1.2国内外研究现状： (1)1.3研究内容 (2)2低渗透油藏分类及其特征 (3)2.1低渗透油藏的分类 (3)2.2国内低渗透油田分布状况 (3)2.3低渗透油藏特征 (4)3低渗透油藏注水开发技术 (6)3.1简介 (6)3.2水质处理工艺技术 (9)3.3注水井试注技术 (10)4.分层注水工艺技术 (12)4.1简介 (12)4.2桥式偏心分层注水工艺技术 (13)4.3锚定补偿式分层注水工艺技术 (16)4.4分层注水工艺新技术 (17)5.长庆油田分层注水工艺应用分析 (23)5.1开发现状 (23)5.2分层注水工艺应用分析 (25)5.3分层注水技术应用实例 (30)6.结论 (37)参考文献 (38)致谢 (39)附录 (40)1 绪论1.1研究的目的及意义低渗透油藏的渗透率很低、油气水赖以流动的通道很微细、孔喉比大、渗流阻力大、液固界面及液液界面的相互作用显著，并导致渗流规律偏离达西定律。
这些内在因素反映在油田生产上往往表现为单井日产量小，甚至不采用增产措施就没有自然产能；稳产状况差，产量下降快；注水井吸水能力差，注水压力高，而采油井难以见到注水效果；油田见水后，含水上升快，而采液指数和采油指数急剧下降，对油田稳产造成很大困难。
复杂断块薄互层非均质油藏特高含水期精细注水高效开发技术
复杂断块薄互层非均质油藏特高含水期精细注水高效开发技术摘要：中原油田薄互层非均质油藏，地质储量3.84亿吨，占总储量的68.6%，已进入特高含水开发阶段，具有埋藏深、多油层、层系多、多层薄互层发育、非均质性严重特点，目前采出程度仅为29.9%，剩余可采储量1021万吨。
通过科技攻关，在薄互层非均质油藏的精细剩余油描述精度、提高薄互层动用的工艺配套技术、精细注水管理体系建立等方面取得突破，建成了文51精细注水示范区，形成了一套适应薄互层非均质油藏特高含水期提高采收率的高效开发技术。
关键词：薄互层；非均质；相控剩余油；多级细分1项目概况1.1油藏概况及开发现状东濮老区复杂断块薄互层非均质油藏地质储量2.74亿吨，占总储量的49.6%，具有埋藏深、油层多、层系多、多层薄互层发育、非均质性严重特点，目前采出程度仅为29.1%，剩余可采储量1021万吨，综合含水94%，已进入特高含水开发阶段。
而濮城油田文51油藏层段长，渗透率级差大，层间动用差异大，属于典型的薄互层非均质油藏，经过30余年的注水开发，长井段多油层合采合注，层间矛盾加剧，开发指标呈变差趋势。
1.2 技术提出背景精细注水示范区的创建是一项集地下、井筒、地面、管理为一体的系统工程，经调查分析，进入高含水开发期后，制约濮城油田复杂断块薄互层非均质油藏提高采收率、改善开发效果的主要有三大问题：（1）窄薄河道剩余油认识技术有待进一步提高。
（2）深层薄互层分注水平不很匹配。
（3）开发后期薄互层油藏地面增注系统高耗低效普遍存在。
2治理技术政策研究2.1形成了井间窄薄河道精细刻画技术，建成窄薄河道相剩余油分布模式2.1.1窄薄河道精细刻画技术主要从井网密集区开展河道精细刻画以及井网无法控制区开展河道预测两个方面进行了研究。
（1）密井网区河道砂体展布模式的定量化研究对文51油藏沙二下37条分布稳定河道展开研究，对河道厚度、宽度、以及延伸长度进行统计分析，编制关系图版。
油田注水开发后期提升采油率的技术措施分析
在国家经济、高新技术发展过程中，石油资源是不可缺少的能源，不仅交通需要石油，人们的生活中也必不可少。
在油田实际开采过程中，传统石油开采技术具有高成本、低采油率、严重污染环境等特点，为提升采油率，近些年多采用注水法提升，然而到了开采后期，原油黏度不断升高，流动性下降，采收率也大幅下降。
为了解决这一问题，到开采后期提高采油率是十分重要的技术问题。
目前，在注水开发后期主要实施的技术有微生物强化采油、注水井高压流量控制技术等，不同技术其特点各有不同，这些技术的改进对油田注水开发后期提高采油率有很大促进作用，可解决我国对石油资源的急需问题。
1 油田注水开发方式概述1.1 油田注水开发的原理与优势在油田开采阶段，油田注水开发方式能够很大程度上提高油田的开采效率和开采质量，针对地下亏空过大、油层间压力较小以及需要较长开发周期的油田，能够发挥很大的开发优势。
油田注水开发方式，主要是向地层中灌注水来提升地层中的能量等级，让油层间的压力可以维持在规定的范围，以此实现高效率的油田开发。
这种方式包含了3个注水方法，有面积注水方法、切割注水方法以及边缘注水方法，在石油开采工作当中应用较为广泛。
通过油田注水开发方式的使用，能够在重新构建的油田生态以及地层环境的基础上，更高程度地提升油田的开采率。
目前，油田注水开发方式在二次生产方面能够产生很好的辅助优势，对于增加油田的开采产量和开采效率有很大的帮助。
1.2 油田注水开发后期的开采现状现如今，我国油田开发阶段使用最为广泛的是注水驱动开发技术，该技术可以很好地提升油田的开发能力和开发水平。
不过，由于我国不同地区的地质环境、地势地貌存在较大的差异性，一些恶劣的地质环境会干扰油田的开采进度，从而加大了油田的开采复杂程度和难度。
原先在油田的开采环节所使用的传统的机械设备以及开采技术，无法达到油田的开采要求，对于剩余的原油难以实现全方位的开采，在开采环节会遇到不同程度的问题和麻烦，从而影响了油田开采的实际效益。
油田注水开发后期提升采收率的技术措施
油田注水开发后期提升采收率的技术措施随着我国的社会科学技术的不断发展，现如今我国对于油田的开发技术也在进步一步的不断完善与更新。
石油资源作为我国的主要能源之一，是我国最为重要的能源之一，石油能源企业也是我国社会不断发展的重要经济支柱之一。
因此为了能够更好地促进对油田的合理开发和使用，本文将对油田注水开发后期提升采收率的有效技术措施进行深入的分析和研究，探讨出合理有效的技术措施，进一步地提高我国对于油田技术的开发。
标签：油田开发技术;油田注水;采收率;技术措施引言油田是我国的重要能源储备，因此我国对于油田的开采非常重视，对于油田开采的技术措施也是在不断地提升。
在对油田进行实际的开采过程当中，需要对油田开采的多种影响因素进行充分地考虑。
比如说在油田当中的微生物、原本所存在的瀝青物质等等都会给在对油田的实际开采过程当中产生巨大的影响。
特别是如果不对这些影响因素进行有效地解决，还会使得油田的运输管道遭受到腐蚀的情况，进而使得油田的堵塞问题进一步地加重。
因此为了能够有效地解决这些问题，就需要在开采的过程当中采取有效的油田注水开发技术措施来有效地解决油田开采过程当中所存在的问题，进一步地提高对于油田的开采效率。
1油田注水开发与采油率提升措施应用现状随着社会的科学技术的不断发展，人们越来越关于对于油田的开采率进行不断提高的问题。
但是随着我国石油开采企业地不断发展，而对于油田的开采率确实在逐年地呈现下降的趋势。
所以采取有效的开采措施来提升我国对于油田的开采率已经是迫在眉睫的事情了。
现如今在对油田开采的过程当中要想进一步有效的提高我国对于油田的开采效率最为重要的就是需要开发油田注水技术来使得对油田的开采效率进行进一步地提高。
2油田注水后期开发存在的问题2.1油井含水量极高在对油田进行开采的过程当中，对油田采取注水措施的时候，需要充分考虑到在油田后期可能存在的油井含水量高的问题。
因为这会导致在油田开采的过程当中会需要消耗大量的水资源，造成在实施油田注水的过程当中的水资源成本非常的高。
浅谈油田注水开发后期提高采收率的有效方法
浅谈油田注水开发后期提高采收率的有效方法伴随着社会经济的快速发展，石油产品在人们的日常生产生活中占据着重要的地位。
而在实际开采过程中，会出现一定情况的浪费，所以我们需要加大管理力度，减少不必要的浪费。
油田注水技术的合理利用，可以有效地改善浪费现象。
因此，相关技术人员应针对注水技术，进行不懈的探讨研究，更高效的为油田开采事业服务。
标签：注水开发；采收率；有效方法1 油田注水开发技术概述在实际的开采过程中，因为储层物性，流体间的不匹配，特别是微生物，悬浮固体和其他杂质，往往导致形成堵塞问题。
此外，原油沥青还有其他沉淀物也有可能造成堵塞问题。
另外，某些腐蚀性气体也会腐蚀管道、影响采油设备运行，不仅仅增加生产所需的成本，还会加剧堵塞的形成。
所以，在实际的注水开发过程中，必须加强开采过程的技术优化，并有效结合油田的油藏地质特征，制定良好的开采技术并实施。
油田注水技术在得到良好的应用下，可以有效地保障油田的采油率。
然而，使用注水技术开采会消耗大量的水资源，必须针对注水系统的各部位输送环节加大管理维修保养环节，包括水井口设备、输送管道和注入系统。
尽可能的针对油田注水系统进行合理的改造，以达到提高油田注水系统效率的目的，进一步减少水资源的浪费，实现高效而经济的注水开发。
2 油田注水开发高含水后期面临的问题2.1 高含水后期开发阶段含水显著上升应用注水技术的油田在开发后期，油井高含水，每天对水资源的消耗也在极具增加，这种现象在我国比较早期的油田中，大部分油井都非常突出。
虽然制定了一系列的控制措施，但随着开采深度的不斷增加，问题也就也来越严重。
2.2 高含水后期加强注水造成设备损坏严重油田进入高含水后期时，由于前期各种原因导致注入压力高，并会出现更多的井下作业量。
在这种高压的状态和密集的工作循环工作中，极大的加剧了油井套管损坏程度，加速了设备的报废极限。
2.3 高含水后期油田开发的成本不断加大高含水后期油田开发的成本不断加大，首先是来自对损耗设备的定期的维修保养，并及时更换磨损严重的零件，因此增加了投入需求；其次，注水管道和原油输出管线必要的调整，随着开采进程的加快，工程的改造也就更加频繁，这就需要大量的人力和资金投入；再次，油田开采的操作成本与含水量密切相关，需要以实际含水量控制为基础，研究实际的控制成本。
注水开发后期提高油田采收率的措施
注水开发后期提高油田采收率的措施摘要：随着时代的不断发展，人们越发原油采收率的提升问题。
随着油田事业的不断发展，油田的产油量正在逐年下降，这就需要采取有效的措施提高采油率。
在油田开采期间，必须要应用注水开发技术，随着这一技术的持续应用，还需要考虑到后续的能源安全，使采油率得到进一步提高。
进行油田开采时，需要考虑到许多要素，比如，微生物、悬浮固体、原有沥青等沉淀物会诱发堵塞问题。
不仅如此，管道很容易遭到腐蚀，这样就会加剧堵塞。
在这种情况下，就需要采取有效的注水开发技术，优化油田开采过程，减少堵塞问题，进一步提高油田的采收率。
本文研究了油田注水开发后期提升采收率技术，有效提高了油田开采质量。
关键词：油田注水技术采收率1 油田注水开发与采油率提升措施应用现状传统的开采方式已经不能适合特高含水油田的开采工作。
综合各方开采经验并加以分析，注水增产的方案应遵循以下几点：第一，保证经济效益。
为了满足油田对市场的需求，油田开采必须围绕经济效益来展开，所有开采都要保证经济效益这个客观事实，以防理论脱离实际。
第二，滤液流转也是开采中的重要因素，特别在注入倍数低潜力低的区域开采中。
第三，保证注水量的有效性、安全性，提高产液量。
对开采过程中的注水层段与提液进行不断完善。
相对于中、低含水油田的开采而言，特高含水油田的开采就算有专门的数据分析，但因其超高的含水量，开采难度与危险系数都非常大，在开采过程中一定要重视。
为了实现对油田的持续开发，就要正视现阶段能源短缺的问题，在应用注水开发技术时，可采用二次生产的方式确保石油的产量与稳定的采油率。
2 油田注水开发后期存在的问题（1）油井含水量极高。
在应用注水技术时，需要考虑到其开发后期的油井含水量很高，同时还会消耗大量的水资源。
尽管我国已经制定相关措施试图改善这一问题，但依然治标不治本。
随着油田开采深度的不断增加，油井含水量高的问题已经十分棘手。
（2）设备遭到破坏。
由于油田处于高含水时期，因此，设备会面临很大的考验。
提高采收率技术概况((新)
一、概述
2. 提高采收率方法及分类
化学驱的基本特点
1.高盐敏性（矿化度 限制较严） 2.化学剂损失严重
3.化学剂成本一般较高
一、概述
2. 提高采收率方法及分类
主要化学驱方法及比较
驱油方法
1．聚合物驱 2．碱驱 3．活性剂驱 4．ASP 复合驱
主要驱油机理
改善流度比，提高宏观波及效率，提高微观驱油效率。 改善岩石润湿性，降低油/水界面张力，通过乳化改善流度比。 降低油/水界面张力，增大毛管数。 1+2+3+协同效应
热 力 采 油
蒸 汽 驱 化学热法
注热水
火烧油层 电 加 热
物理热法
电磁波加热
一、概述
2. 提高采收率方法及分类
微生物采油（Microbial Enhanced Oil Recovery——MEOR）
利用微生物及其代谢产物作用于油层及油层中的原 油，改善原油的流动特性和物理化学特性，提高驱 油剂的波及体积和微观驱油效率。 微 生 物 采 油 微生物吞吐 微生物驱
主观因素对油藏开采的作用程度在逐渐增加：
一次采油
依靠
天然能量
人工注水 注气 化学驱 混相驱 热力采油 微生物采油
二次采油
立足
物理、机械和力学 等宏观作用
三次采油 应用 (强化采油)
化学、物理、热力、生物 或联合微观驱油作用
二、波及系数与驱油效率
采收率可以表示为：
Vsw So Vsw Sor Vsw So Sor ER EV ED VS o V So
评价覆盖的总地质储量：101.36×108吨（各方法之间有重叠）
提高采收率方法 覆盖储量（108t） 聚合物驱 二元复合驱 三元复合驱 混相气驱 非混相气驱 热 采 67.50 4.81 58.60 8.52 7.53 5.73 提高采收率 （％） 8.20 12.70 17.90 18.70 8.60 22.20 增加可采储量 （108t） 5.53 0.61 10.50 1.59 0.65 1.28 占总增加开采储量 百分数（％） 66.80 4.80 58.00 8.40 7.50 5.50
油田注水开发后期提升采收率的技术措施
油田注水开发后期提升采收率的技术措施摘要：在我国的部分油田中，由于地层的天然压力不足，利用天然能量很难将地层中的原油开采出地面，因此会采用注水开发方式，注水开发不会对环境产生破坏，同时能有效的提高原油的开发效率。
但是在注水开发进入到后期阶段以后，会面临地层含水率严重升高、原油产量严重降低等问题，原油的开发成本也会不断升高。
针对这一系列的问题，本次研究主要是对注水开发技术以及注水开发后期阶段会出现的问题进行全面的分析，在此基础上，提出注水开发后期阶段提高采收率的相关措施，为提高油田产量和降低开发成本奠定基础。
关键词：油田注水；开发后期；采收率；措施1注水开发油田后期的特点在油田的后期，油井中的含水率会比较高，并且油井的产能会出现下降，为了可以实现稳油控水的开发效果，必须要针对现有的开采技术进行创新，提高开采技术。
需要对注水井进行合理的控制和调节，在保证注水效果的同时，还要防止油层被水淹的情况出现。
油田注水开发后期需要优化新的开采技术措施，努力提高流程中的波及体积，才能开发出死油区的石油，提高石油的开采量，通过注水开发的形式，可以保持油田的高产和稳产，因为通过注水的方式，可以将油层中的石油驱替，并且这种形式的开发非常节约成本，注水井的压力和注水量比较容易控制，可以针对不同的油藏来进行压力和水量的变化。
但是到了油田后期，一定要及时调整注水井网的结构，特别是对于中低渗透油藏的加强注水，要增加注入水的粘度，才可以达到用水驱油的效果，从而降低油田的含水率，在很大程度上可以提高油田的来收率。
2油田注水开发后期问题分析2.1增加开发成本。
应用注水开发技术后，会进一步增大油田的开发成本。
由于设备在后期损坏的程度比较严重，因此，必须要及时对其进行维修和保养，还要对相应的部件予以更换，这样就会增大维修保养成本。
当开采活动持续深入后，对于设备和管道等内容的要求会越发严苛，必要保证其质量，及时对原有的部件进行更换与调整；同时，还要频繁进行工程的改造，这就需要持续投入资金和技术。
不稳定注水提高非均质油藏水驱开发效果研究
收稿日期:2005205211作者简介:姜必武(1976-),男,重庆潼南人,在读博士,从事油气田开发工程研究。
文章编号:100023754(2005)0420045202不稳定注水提高非均质油藏水驱开发效果研究姜必武1,牛彦良1,2,欧 瑾3,万学鹏3,李贤兵4(11中国石油大学,北京 102249;21大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆 163712;31中国地质大学,北京 100083;41中国石油勘探开发研究院,北京 100083)摘要:由于非均质地层中不同渗流特性介质的压力传导速度不同,不定期地改变注水井的注入量可在储层中高渗透层和低渗透层之间产生不稳定的压力差,压力差产生油水交渗流动,弹性力使油被置换出来,从而达到提高原油采收率的目的。
现场生产实践表明,在达到相同的采出程度时,常规注水的含水率高于不稳定注水的含水率;不稳定注水的最终采收率明显高于常规注水的最终采收率。
关键词:不稳定注水;非均质;机理;开发效果中图分类号:TE357 文献标识码:A 非均质油藏在注水开发的情况下,经过长期注水开发后,油层易形成相对固定的注采连通对应关系:注入水总是沿着渗透率相对较高油层率先到达采油井底,而渗透率相对较低的油层不容易被注入水波及到,水驱动用程度很低,甚至根本未动用。
这就造成非均质油藏采收率较低的不良情况[1,2]。
不稳定注水是针对非均质油藏的一种有效的提高采收率的方法。
1 不稳定注水驱油机理111 油水交渗在油藏岩石多孔介质中,若存在饱和度差,则存在毛管渗吸现象。
但是,依靠自行渗吸现象进入低渗孔道的深度受到一定的限制,当细小孔道中毛管力和上升水柱重力相等时,油、水界面的移动停止,这就是毛管渗吸的平衡高度[3,4]。
据研究,在实际储层中这种自行毛管渗吸的平衡水高度约为15～20c m ,可见依靠这种自行毛管渗吸作用,水不会进入低渗层较深部位,也不可能较大幅度提高低渗层的含水饱和度。
底水油藏“双高”开发期提高采收率技术研究
底水油藏“双高”开发期提高采收率技术研究摘要：张渠二区为典型的底水油藏，经过14年注水开发，已进入”双高”开发阶段，面临含水持续上升、水驱油效率差等矛盾，通过实施油井化学堵水、注水井堵水调驱及改变相渗压裂等一系列技术措施，总结出了”双高”底水油藏提高采收率的有效技术对策，为同类油藏提高采收率提供经验支撑。
关键词：化学堵水堵水调剖压裂引效张渠二区1998年注水开发，开采长213层，构造总体为一平缓西倾单斜，在大单斜背景上发育一系列幅度较小的鼻状隆起，长213砂体呈北东-南西向带状分布，东西两侧迅速减薄，油水分异不明显，为典型的构造－岩性边、底水油藏。
油藏在北部、中东部受上倾方向岩性遮挡，受构造影响，渗透率降低，底水不发育；在中西部、南部构造变低，底水发育。
一、油藏开发特征1.采出程度增大，含水持续上升张渠二区一直保持高效开发，已累计产油260万吨，地质储量采出程度15.4%，可采储量采出程度86.9%，综合含水74.6%，油藏已进入“双高”开发阶段，随采出程度增大，含水持续上升，平均以0.2%/月的速度递增，开采中受底水、注入水、同层水3种因素影响，地下水驱规律复杂，前期依靠注水调整控水达不到预期效果。
2.油水渗流通道沟通，水驱效率差该油藏原始渗透率25.4×10-3μm2，油层渗透性好。
经过14年注水，目前平均注水井口压力7.8MPa，但中部区域有12口井注水压力≤3.5MPa（监测显示套管完好无损），注水井低压易造成油水井渗流通道沟通，采出水量增多，油藏存水率下降（2009年为0.5703，目前为0.5454），水驱油效率变差。
3.地层堵塞，油井产能下降张渠二区中东边部底水不发育，随采出时间延长，地层堵塞，油井产能下降。
前期在张渠二区先后实施酸化、暂堵压裂等一系列工艺措施14口，措施后含水大幅上升，增产幅度小，常规工艺手段治理堵塞井效果较差。
二、提高采收率对策研究1.实施化学堵水，实现控水稳油针对油井含水上升问题，通过分析认为部分井生产压差过大、油水界面抬升、酸化或压裂措施改造不当引起底水锥进所致。
注水开发提高采收率技术研究
注水开发提高采收率技术研究摘要：油藏进入特高含水期后，处于高采出阶段，仍残有大量剩余油，只是，剩余油的分布更加零散。
大量实践证明，处于特高含水期的油藏，进行合理的再次水驱开发，能够进一步提高采收率，改善开发效果，具有很大潜力关键词：注水，采收率，高含水，低渗透储层前言提高采收率技术一般指通过各种方法改变驱替相/被驱替相的物理、化学性质，从而提高驱替相的波及程度或驱油效率，并最终提高原油采收率的油田开发技术。
提高采收率技术既包括改善水驱技术，也包括化学驱、气驱、热力采油等三次采油技术，可在常规二次采油的基础上，将原油采收率再提高5%-30%。
众所周知，注水是保持油层压力，实现油田高产、稳产，改善油田开发效果较为有效方法之一。
中国油田储集层里面，92%为陆相碎屑岩沉积，纵向上非均质性严重，注水开发过程中，注入水很容易沿着高渗层，进而引起水窜。
为了提高水驱油开发效果，应重视中、低渗透层注水，发展分层注水等技术，达到多油层的高效注水，这也是特高含水期，为了提高水驱采收率的重要技术之一.1改善水驱技术水驱是应用规模最大，开采期限最长，调整工作量最多，开发成本(除天然能量外)最低的一种开发方式。
改善水驱是常规水驱在理念和技术上的全面升级，核心是将“精细”这一开发理念贯穿于油田开发的各环节，将地质油藏、钻井工程和采油工艺紧密结合。
通过精细分层注水和精细分层采油，加强对单砂体注采系统和多向连通率的控制，通过调驱等措施调整注采剖面和平面矛盾，从工艺上细分注水级数并提高分注率，总体上实现油藏的立体优化，提高水驱波及系数。
精细水驱相对常规水驱可提高采收率5%-10%改善水驱技术按中、高渗透高含水油藏和低渗透油藏两个方面进行概括。
2高含水油藏改善水驱技术高含水油田储层以中、高渗透为主体，所占储量规模最大。
随着开发程度的越来越高，剩余油分布越来越复杂、高含水、地面设施老化和套管损坏等间题日益严重，给进一步提高采收率带来了严峻的技术与经济挑战。
利用不稳定注水提高非均质油藏采收率
豁 揆ｊ
利用不稳定注水提高非均质油藏 采收 率
王春 （ 中 国石 油 大港 油 田公 司第三 采油厂 ，天津
摘要： 非均质油藏 中平面及纵 向上渗 流速度不 同 ， 导致压 力
传 导速度不一致 ， 通 过 的 改 变 注水 井 的 注入 量 及 注水 压 力 ， 可在
３ ０ ０ ２ ８ ０ ）
的流体 ， 因三种流体 的绝对渗透率 值及在储层 中的饱 和度不 同，
在储层 中渗流 时会存在饱和度 差及毛管渗 吸现象 。油藏在 平稳
注水开发过程 中 ， 气、 油、 水界面停 止移 动 ， 依靠流体的 自行 毛管
３ ． 水滞留系数
水 滞 留系 数 越 大 ， 压降阶段 由低渗 层进入高 渗层 的油越 多 ，
收率 明显 高于常规 注水的最终采收率 。
关键词 ： 不稳定注水 ； 非均质 ； 采 收率； 周期 注水 ； 改向注水 不稳定注水 指的是通过周 期性地改变注 入水量或者通 过改 向注水来改变液流方 向来改善非均质油藏 的水驱效果
一
１ ． 油层岩石的润湿性
储 层亲水性越 强， 毛管 力的水驱油作 用越强 ； 反之 储层亲 油
０． ２ ７％ 。
低渗 层间形成 反向压力梯度 ， 在毛管 力和弹 性力的作用 下 ， 低渗 含水 ７ ５ ． ９ ％， 月采出程度 ０ ． １ ８ ％。实施不稳定注水 ６ 个月后 ， 区块
层 中的部分剩余油缓慢 向高渗层流动 ， 在 生产压差 作用 下流 向生
产 井 。低 压 期 与 高 压 期 压 力 差 越 大 ， 注水量减 少得越多 ， 高 渗 层
渗吸作用 ， 地层水 、 注入水不会进入低渗层驱替剩余油 ， 通过 人为 升 压 阶 段 注 入 水 驱 替 低 渗 层 剩 余 油 越 容 易 ， 周 期 性 的注 水 开 发 效 提 高注入水压 力 ， 在 高渗 层与低渗 层之 间人为的形成压 力差 ， 从 果越好 。 而 使高渗 层地 层水进入低渗 层 ， 驱替其 中的剩余油 ， 这样无疑 将 三 、 现场实例
非均质油藏注水开发配套技术研究
非均质油藏注水开发配套技术研究作者：苏华歆来源：《中国科技博览》2014年第03期摘要：采油厂开发已进入开发后期，油层水淹状况复杂，井况恶化，注采问题日益突出，开采难度加大。
通过强化注水管理、完善注水工艺技术配套措施，实现减缓老油田产量递减、控制含水上升的目的。
关键词：油田；注水工艺；细分注水；增产增注中图分类号：U261.153前言随着油田主力单元开发程度的提高，含水上升加快，层间矛盾突出，能量不足，递减加大，严重影响油田开发效益。
注水是保持油藏压力，提高水驱效率的有效途径，在及时注水保持地层能量的同是，需要不断调整注采强度和水驱油方向，提高注水波及体积，才能保持单元产量高位运行。
本文以胜坨油田为例，探索了注水工艺配套对改善油田开发效果的作用，成立注水项目攻关组，强化深层分注、中浅层增注措施，提高注水层段合格率。
1 油田现状和问题目前油田注水开发存在问题（1）注采矛盾突出，井网不完善，储量动用不均衡；由于堵塞以及地层渗透性差，水井欠注注不进，水驱效果差；（2）层间非均质影响，层间水淹差异大，纵向上吸水剖面不均匀，层间低渗透段剩余油动用差；（3）随着开发强度的加大，能量下降很快，边水影响突出，含水快速上升；（4）分层注水受水质和油井连通性影响，层段合格率低。
对注水开发中“平面、层间、层内”三大矛盾，加强油藏开发动态分析，以“注上水、注好水、注足水、高效注水”为目标，强化以注水为核心的老区综合治理，推广应用注水新工艺，开展井网完善、注采调配、源头水质一体化管理，着力改善注水开发效果。
注采对应率提高到5.4%。
通过治理，油田深层和中浅层注水符合率分别上升10.1% 和20.2%以上，夯实油田稳产开发基础。
2 注水工艺配套新技术2.1 分层注水工艺技术形成了适应不同油藏、不同井况、不同开发阶段要求的精细卡封精确定位、液控式分层注水、双管大压差等分层注水工艺技术系列，进一步提高了分注率和层段合格率，可满足井深大，工作压差≤35兆帕，2～5层的井况分注要求。
严重非均质油藏提高采收率配套技术
严重非均质油藏提高采收率配套技术
杨建华
【期刊名称】《新疆石油科技》
【年(卷),期】2003(013)004
【摘要】濮城沙三段属非均质性油藏,开发过程中经多次压裂改造,地层裂缝发育,含水上升速度加快,开发效果变差.通过应用优化设计技术和PI决策专家系统,进行室内研究,开发了油井堵水、水井调剖系列堵剂.通过现场工艺的相继实施,提高了注入水波及系数,使油藏开发指标和开发效果均得到了相应的改善.
【总页数】4页(P12-15)
【作者】杨建华
【作者单位】中原油田分公司采油二厂,457532,河南范县
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
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4.非均质油藏注气提高采收率技术研究——评《提高石油采收率技术》 [J], 田富
全; 田云吉; 余建国; 胡克来
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层充分动用；级差达
级差：13.9
合层1+2+3+5 合层1+2+4+5
到一定程度后，低渗
级差：46.9
0
合层1+3+4+5 合层1+2+3+4+5
层难以水驱动用
0
10
20
30
40 采出程度%50
采出程度（%）
1号层在不同组合下采出程度与注采压差变化关系
（注入孔隙体积倍数1.0时）
现场应用效果 在室内试验的基础上，近年来做了细分调整开发层 系的试验，将II、III类层中分离出来形成独立的开发 层系进行开采，取得了显著效果。以胡12块为例， 将原S3中6-8层系细分为S3中6、S3中71-85、S3中 86-8三套层系，实现以多套井网分别开采不同的油层， 有效提高II、III类层水驱波及体积。
主河道注水，河道间采油的不规则式井网部署形式主要解决储层的平面非 均质矛盾。
在胡七南块实施了抽稀井网，主河道注水，河道间采油的先导试验方案： 关掉主河道内高含水油井6口，转注2口，方案实施后该区日增油20t，含水由 90.6%下降到85.3%，下降了5.3个百分点。
含水（%）
日注水（m3）、日产液（t） 日产油（t）
室内长岩心多层水驱油试验分析
注 采压 差（MP a）
级差：2.3
合层1+2
驱替压差直接受级差
9
合层1+3
合层1+4
的影响。低渗层在小
合层1+5
合层1+2+3 合层1+2+4
级差下可以建立起较
6
合层1+2+5
级差：4.7
合层1+3+4
高的注采压差，使差
合层1+3+5
3
合层1+4+5 合层1+2+3+4
周期注水室内试验
分别采用单管模型、三管模型及人造韵律平板模型，对于周期注水工作方式、转 周期注水时机、波动幅度等进行研究，对比周期注水与常规注水的开发效果。
周期注水室内试验
分别采用单管模型、三管模型及人造韵律平板模型，对于周期注水工作方式、转 周期注水时机、波动幅度等进行研究，对比周期注水与常规注水的开发效果。
0
0
1、单管模型实验结果
30—1 100—1 300—1 200 采收率随时间变化关系
50
100
150
时间，分
30—2 100—2 300—2
200
周期注水数值模拟研究
依据严重非均质区块胡七南沙三下的油层特征，建立地质模型。采用正交试验设
计方法设计了多套周期注水方案。影响周期注水的主要因素是：半周期的长短；
室内长岩心多层水驱油试验分析
油藏储层水驱油实验模拟层渗透率分布区间
类别
ⅠⅡ
渗透率 (md)
区间
＜ 50
50～ 100
选用 值
32. 14
74.02
Ⅲ 100～200
151.83
Ⅳ 200～ 1000
447.08
Ⅴ ＞1000 1487.2
选用五组不同渗透率岩心，进行了不同渗透率组合条 件下的水驱油试验。
100
1000
120
90
900
110
80
800
70
700
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60
600
90
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40
400
70
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300
60
20
200
10
100
50
0
0
40
11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3
93
（年.月）
胡七南沙三中6-8河道注水试验期主要生产指标变化曲线
对于扇三角洲朵状砂体在纵向上重合迭加分布一致的情况 下，该种井网部署方式显然是有利的。胡状集储层的多物源， 多扇体组合，且在纵向上重合迭加较少的条件下，该种井网 部署方式是非常局限的。
开发中存在如下主要问题： ①受储层的严重非均质性影响，水驱动用程度低。 ②目前工艺技术水平还不能适应一类层特高含水期提 高采收率的需要。 ③依靠油井机械卡堵水、注水井分注难以改善二、三 类层动用状况。
针对胡状集油田注水开发后呈现出的高含水低采出问题，以 解决注入水短路循环、提高最终采收率为主要目的，近年来 主要开展了层系细分重组、改变液流方向、分层注水等技术 的研究和应用，虽然取得了一定的效果，但是随着开发的逐 渐深入，综合含水的逐渐升高，尤其是优势渗流通道的存在， 这些技术在解决严重非均质油藏的平面和层间矛盾方面显得 无能为力，必须寻找更有效解决优势渗流通道存在问题的方 法，因此，进行了周期注水及空气泡沫调驱技术的先导试验， 以下分别对这些技术加以介绍。
严重非均质油藏注水开发后 期提高采收率技术研究
1、前言 2、层系细分重组技术 3、改变液流方向—河道注水、边部采油 4、水动力方法--周期注水 5、空气泡沫调驱技术
中原油田严重非均质油藏主要是胡状集油田的主 力区块：胡7南断块、胡12断块、胡5断块和胡2 断块。由于近物源快速沉积，储层层间非均质十 分严重，层内存在特高渗条带，同时，因储层普 遍弱胶结，岩石疏松，注水后出现“大道”现 象，导致油井含水上升快，注入水沿特高渗透带 短路循环，水驱波及体积小，水驱动用程度低。
3号岩心 0.075 0.347 37.04 106.59 0.013 2.166 54.48 25.16
4号岩心 0.044 0.370 45.09 121.75 0.027 2.205 60.22 27.31
5号模型 0.018 0.175 21.12 120.38 0.061 2.260 45.89 20.31
注水波动幅度，注水井/采油井工作方式。
注水波动幅度B=1，
4
对称型
3.5
含水率40％ 含水率60％
周期注水
3
含水率80％
含水率90％
2.5
含水率95％
2
产量增量，％
1.5
1
含水率达60％-80％
0.5
转周期注水，周期时
室内长岩心多层水驱油试验分析
单层水驱油试验结果
项目
1号岩心
开始产油时的注入倍数
0.169
注入倍数
0.669
含水率＝0 采出程度（%） 32.55
△R／△Qi
48.66
刚开始产水时的△R／△fw 0.021
注入倍数
2.130
含水率＝98% 采出程度（%） 43.88
△R／△Qi
20.60
2号岩心 0.104 0.425 40.62 95.59 0.028 2.154 53.72 24.95
采出程度，% 采出程度，%
周期注水室内试 验
分别采用单管模 型、三管模型及 人造韵律平板模 型，对于周期注 水工作方式、转 周期注水时机、 波动幅度等进行 研究，对比周期 注水与常规注水 的开发效果。
注水时间与采出程度关系 80
60
40
20
0
0
50
100
150
时间，分
80 60 40
20
2、三管模型实验结果