利用水平井配套开发技术提高孤岛油田采收率
孤岛油田稠油油藏特征与技术对策
浅谈孤岛油田稠油油藏特征与技术对策[摘要]孤岛稠油开发了20年，目前面临的矛盾十分突出。
ng5和ng6稠油环整体一次加密调整已基本完成，进入高轮次吞吐阶段，产量呈下降趋势，加上老区逐步进入高轮次吞吐期，产量继续上升的空间有限。
本文针对孤岛稠油的现状提出了以油藏特征分析为基础，稠油热采配套开发技术为手段的一系列具有孤岛特点的开发技术，并在矿场实践中取得较好效果。
[关键词]孤岛油田稠油油藏特征技术对策中图分类号：te933.1 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）08-016-01前言孤岛厂稠油属于边际稠油，受边底水和注水水侵影响大，特别是目前已进入高含水高轮次深度开发阶段，投资风险和技术难度不断增大。
在这种情况下，稠油产量保持持续增长以及今后的挖潜方向是摆在开发工作者面前期待解决的难题。
1 孤岛稠油开发现状孤岛稠油热采起步于1991年8月的中25-420和中24-421等2口试验井的蒸汽吞吐试验，1993年1月开辟了中二北馆5稠油热采先导试验区。
孤岛稠油开发了20年，目前面临的矛盾十分突出。
ng5和ng6稠油环整体一次加密调整已基本完成，进入高轮次吞吐阶段，产量将呈下降趋势，目前含水大于80%的井已达504口，占总井数的66.6%，较2008年同期增长2个百分点；近几年投入的ng3-4稠油环油藏品位低，调整潜力小，热采开发效果差；同时，随着勘探程度的增高，新增动用热采储量不足的矛盾加剧，加上老区逐步进入高轮次吞吐期，产量继续上升的空间有限。
2 稠油油藏特征与开发对策2.1 实施井网加密，提高采收率孤岛采油厂热采开发实践发现，吞吐加热半径有限，井间剩余油富集，井网加密是动用井间剩余油最为有效的技术手段。
“十五”以来，对油层厚度大、基础井网较完善的馆5稠油环采用直井加密，投产一次加密井128口，产量为周围老井的1～1.5倍，含水低5～15个百分点，平均单井增加可采储量2.2万吨，提高采收率18.7%。
胜利油田老油田二次开发实践及认识
胜利油田老油田二次开发实践及认识首届石油石化产业发展论坛于5月22-23日在北京召开。
本次论坛的目的在于为政府与企业、企业与企业之间搭建一个交流平台，使石油石化企业能够准确了解在世界经济动荡形势下，本行业、本企业的优势和劣势，尽早制定出趋利避害的发展战略，实现自身持续、稳定、健康发展。
凤凰网财经进行全程图文报道。
主持人：今天下午的主题是：油价走低时勘探开发领域的应对之策。
我是来自中国石化[0.00% 资金研报]石油勘探开发研究院的副主任。
首先有请中国石化胜利油田分公司，他们原定的发言是副总经理毕义泉先生，而下面由孙女士代他发言。
(中石化胜利油田)孙梦茹：我今天发言的题目是“胜利油田老油田二次开发实践及认识”。
作为我国第二大油田，胜利油田已经开发了45年，油区大多数主力油田相继进入“高含水、高采出程度、高剩余速度”三高开发阶段，原油生产呈现递减趋势，老区新增可采储量逐年减少，地面设施老化严重，油田高含水期开发矛盾日益凸显，老油田挖潜难度日益增加。
面对严峻的开发生产形势，近年来，胜利油田通过加强基础研究和理论创新，转变开发调整思想，加大新工艺新技术的推广应用力度，强化地下地面一体化治理等工作，群面试时老油田“二次开发”工作，形成了适合胜利油田油藏特点的系列二次开发研究和配套技术。
通过现场实施，取得显著成效，实现了新一轮有效开发，为老油田提高高采收率探索了一条新路。
一、胜利油田发展现状。
胜利油田地处山东省东北部的黄河三角洲地带。
主要油区集中在东部的济阳坳陷及滩海地区和昌潍坳陷。
截止08年底，探明油田70个，气田2之，累计探明含油面积27.99.65平方千米，探明石油地质储量48.34。
探明天然气地质储量23.00.4。
胜利油田为典型陆相复式油气区，发育有构造、岩性、地层、符合油气藏四大类15种油气藏类型，具有“油藏类型多，构造复杂，油藏埋深分布广，储层、原油性质变化大”的特点。
自1964年投入开发以来，胜利油田经历了稳步建产64-80年、高速生产81-87年、高速稳产88-95年、持续稳定发展96年到目前四个阶段。
提高油田采收率的技术措施探究
提高油田采收率的技术措施探究
随着油气资源的逐渐枯竭，对于提高油田采收率的要求越来越高。
提高油田采收率的技术措施主要包括以下几点：
一、提高采油效率
针对不同的油田，采用不同的油田开发方式，提高采油效率。
流体力学分析技术可对油藏进行动态评价，寻找合适的采油方案，为后续油田开发提供了科学依据。
同时，通过购置先进的石油开采技术设备和先进的油田管理方法，加强采油作业管理，提高采油效率。
二、加强油藏评价
对于复杂的油藏结构和油气赋存形式，通过三维地震勘探技术及测井技术等手段，实现对油藏的精确评价，分析油气运移规律，有效提高采收率。
同时，加强对油藏渗透性、孔隙度、油气相渗性等参数的研究，为提高采收率提供依据。
三、探索新型采油技术
采用新型采油技术，通过改善油田的油水分离、人工改变油藏渗透性等方法，实现提高采收率的目标。
水平井、斜井、多级压裂、低渗透性油气田的采油技术等，在实践中证明有效的提高采收率的方式。
四、强化注水开发
在有些油田中，由于采出了一部分油气，油藏压力下降，出现了沉积微孔、亲水油性等问题，无论是自然驱动开发还是人工注水开发，都需要加强对注水技术的研究。
开发者应该注重质量和效率，建立符合实际的注水方案，推进注水开发工程的进展，提高开发能力和盈利空间。
总之，提高油田采收率是一个长期而复杂的过程，需要加强技术创新，注重管理，提高采油效率，加强评价探索新型采油技术，注重注水开发等，才能够提高油田的采收率，为国家能源建设做出贡献。
孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果
孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果第16卷第5期2009年9月油气地质与采收率PetroleumGeologyandRecoveryEfficiencyV o1.16.No.5Sep.2009孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果束青林,张本华,毛卫荣,王宏(中国石化股份胜利油田分公司孤岛采油厂,山东东营257231)摘要:孤岛油田进入特高含水期后,面临产量递减大,含水上升快和剩余油挖潜难度大等难题,通过应用化学驱和稠油热采技术,使油田采收率大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列.针对二类油藏油层发育差,原油粘度高的特点,通过深化储层认识,优化注聚合物参数,强化注聚合物全过程动态跟踪治理等措施,单元采收率提高了6%～12%,而且降水增油达到一类油藏效果.针对油水过渡带的稠油油藏,根据其井间剩余油富集,水驱效率低和水侵影响大的特点,实施井网加密,低效水驱转热采和水侵治理等技术,使采收率提高了13.8%.同时,发展了河道砂储层构型和空间剩余油描述技术,配套形成了水平井挖潜提高采收率技术,在后续水驱阶段又提高单元采收率3%～5%,使单元采收率达到55%～60%.关键词:二类油藏;聚合物驱;稠油热采;储层构型;水平井;提高采收率;孤岛油田中图分类号:TE357文献标识码:A文章编号:1009—9603(2009)05—0052—04孤岛油田为大型整装稠油油藏,自1971年11月投入开发以来,针对不同开发阶段的特点和需要, 研究并实施了相应的开发政策和措施.2O世纪70 年代,针对天然能量弱的特点,实施了早期面积注水,周期性注采调配措施,使油田采收率由弹性溶解气驱的5%提高到19.4%.在中高含水期,针对层间干扰日趋严重,实施了细分层系和强化完善注采系统等调整技术,使油田水驱采收率达到29.6%. 20世纪90年代,油田进入特高含水期,针对采收率低的问题,通过应用化学驱和稠油热采技术…,加快了油田驱替方式的转变,强化储层精细描述,使油田采收率在水驱的基础上大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列,到2008年12 月,整体采收率达到了37.5%,其中主体化学驱单元采收率达到55%～60%,稳产期比预测值延长了8—9a.对同类油藏提高采收率具有较大参考意义和推广应用价值.1二类油藏聚合物驱油配套技术在特高含水期,孤岛油田主体油藏水驱开发采收率为35%～45%,"九?五"期间,第1批聚合物驱推广项目取得成功,提高采收率7.8%.但从资源量评价来看,孤岛油田二类油藏聚合物资源量达到1.3×10t,占油田聚合物资源量的62%.相对于一类油藏,二类油藏油层发育状况差,非均质性强,断裂系统复杂,地层原油粘度为50—130mPa?S.对聚合物产品的耐温性,抗盐性,增粘性以及开发技术适应性提出了更高的要求.因此在总结深化一类油藏聚合物驱油技术的基础上,针对油藏特点,实施了二类油藏聚合物驱油技术.1.1注聚合物前期注采井网完善针对二类油藏储层的特点,实施了二类油藏低序级断层识别,非线性测井约束储层反演,储层构型研究_3J,干扰试井分析,示踪剂分析等技术,为二类油藏注聚合物前期注采井网完善奠定了基础.在深化油藏连通性认识的基础上,注聚合物前通过实施更新或大修事故井,扶停注停产井等措施,使注聚合物单元注采对应率大幅度提高,为聚合物的正常注入奠定了基础.1.2注聚合物参数优化注聚合物参数的优化首先是优化注聚合物质量浓度,发展配套聚合物增粘,保粘技术.研究表明,粘度比为0.15～0.5,地下聚合物粘度不低于16mPa?S,提高采收率幅度较大』.孤岛油田对聚合物粘度,质量浓度进行了优化,注聚合物质量浓度由一类油藏的1800mg/L提高到二类油藏的2000mg/L,提高了粘度比,矿场实施时,选用增粘效果较收稿日期2009—07—31;改回日期2009—08—27.作者简介:束青林,男,教授级高级工程师,2005年毕业于中国科学院构造地质学专业并获博士学位,从事油田勘探开发工作.联系(0546)8885581,E—mail:sql@slof.COIn.基金项目:中国石油化工集团公司科技攻关项目"厚油层挖潜配套技术"(P03027) 第l6卷第5期束青林等:孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果?53? 好的聚合物产品,根据聚合物粘浓关系,优化了聚合物质量浓度,保证了粘度比,满足了二类油藏注聚合物条件.同时,还发展配套了聚合物增粘,保粘技术,目的是改善水质,减少矿化度,细菌及氧对聚合物的影响.其次是优化聚合物用量.一类注聚合物单元的最佳聚合物用量为500PV?mg/L,由于二类油藏注聚合物后段塞形成质量较一类油藏差,二类注聚合物单元最佳聚合物用量达到800PV?mg/L,同时,针对中一区馆3—6等正注聚合物单元,进行二元驱方案与追加等价聚合物驱方案的对比优化后,注入0.2倍孔隙体积的二元驱段塞j,提高采收率幅度由7.19%上升到9.86%.通过注聚合物参数优化,保证了孤岛油田聚合物段塞质量,延长了聚合物的见效高峰期.1.3解堵增注针对二类油藏油层发育差,低液井,欠注井多的问题,通过砂体连通性认识,配套了解堵工艺.治理欠注水井时,对储层条件差的采用上增压泵;对聚合物堵塞造成的采用解堵增注;对出砂造成的采用换管柱防砂;2008年治理欠注井47口,平均单井日注水量由61m上升到95m.治理低液井时,对地层条件差的采用混排,高压地填;对聚合物堵塞造成的采用声波助排解堵;对金属防砂管堵塞造成的采用高压旋转水射流解堵;对油层打开程度不够完善造成的采取补孔或复射孔;2008年开始共治理低液井178口,增液幅度达12%,单井增油量为2.8t/d,累积增油量为6.5X10t.1.4组合堵剂和段塞式调剖针对中-'tL,东区等储层发育好,原油粘度大,大孔道发育的二类油藏低油压井和高见聚井多的问题,开展储层非均质的表征,通过精细储层表征,示踪剂,干扰试井,动态分析等手段,对大孔道进行了识别,形成高渗透条带识别技术_3(图1),形成注聚合物不同时期堵调工艺技术,配套发展了组合堵剂, 图1孤岛油田示踪剂测试大孔道段塞式调剖技术,坚持注聚合物前封堵大孔道;注聚合物过程中防窜,降低出聚浓度,注聚合物后调剖高渗透带."十?五"以来,共实施46口井,降聚幅度达90%以上,含水率下降了3%一25%,平均有效期为292d,累积增油量为6.65X10t.1.5聚合物驱全过程动态跟踪治理注聚合物初期主要是开展以完善注采并网和大剂量调剖为主的前期综合治理,保证形成优质段塞, 确保注聚合物质量.注聚合物中期主要立足于扩大波及体积和油井见效范围.后续水驱阶段采用分层注水的注入方式,把握分层注水时机,保持合理注采比,初期选择性提液,放大生产压差,减缓油井液量下降速度,治理窜聚和不见效井;中期加强以提高分层注水合格率为主的注采调配,控制含水上升;后期实施以提注提液为核心的精细注采调整,减缓了产量递减."十?五"以来,投入8个注聚合物项目,覆盖地质储量为12437X10t.单元采收率大幅度提高(6%～12%),聚合物驱后采收率达到50%～55%;降水增油达到一类油藏效果,综合含水率比注聚合物前下降8%～15%,峰值单井无因次日产油量为2.5～3.0,实现了聚合物增油的接替,截至2008年12月,累积增油量为977X10t,累积注入干粉为22.0X10t,吨聚增油量为44.4t,年增油量保持在80X10t左右.2稠油热采配套技术孤岛油田稠油环位于孤岛背斜构造侧翼,分为馆3一馆4,馆5和馆6共3个稠油环;具有油层厚度薄,原油粘度分布广,储层埋藏深,泥质含量高,出砂严重,受边底水和注入水影响大的特点,属河道砂稠油油藏.经过"九?五"的强化开采,孤岛油田稠油热采老区已进人中高含水,多轮次吞吐阶段,稠油产量由上升态势转换为下滑趋势.在精细油藏描述和剩余油研究的基础上,综合评价稠油热采生产动态,根据不同类型的剩余油,实施了井网加密,低效水驱转热采,水侵治理等技术,提高了稠油采收率.2.1稠油环井网加密数值模拟,新井,取心井资料分析表明:稠油热采蒸汽吞吐加热半径有限,仅为50—60m,但井间剩余油富集,具有加密潜力.孤岛油田馆5稠油环具有油层发育好,大片连通和储层物性好的特点,开发初期,采用200mX?54?油气地质与采收率2009年9月283m反九点法基础井网进行开采,采收率仅为9.6%."十?五"以来,通过剩余油分析和优化部署,馆5稠油环已基本完成了热采井网一次加密(图2).投产一次加密井128口,新增可采储量为282X10t,单井控制储量由15.6×10t降低到7.6×10t,采收率达到35.7%,提高了13%.今后,馆5稠油环将开展高含水高轮次吞吐转化学蒸汽驱先导试验』,为进一步提高采收率寻找技术接替.图2孤岛油田馆5稠油环井网加密示意馆6稠油环油层具有油层厚度薄(5—6m),层内夹层变化大,储层非均质性强,油水关系复杂的特点.为了最大限度提高储量动用程度,根据馆6稠油环储层层内夹层发育特征,实施了水平井与直井联合优化加密.截至2009年6月,馆6稠油环实施联合布井加密87口(其中水平井15口),热采水平井产量为周围同期投产直井的2～3倍;含水率降低了5%一15%.新增可采储量为304×10t,平均单井增加可采储量为3.4×10t.单井控制储量由22.9×10t降低到9.9×10t,采收率达到27%,提高了15.5%.2.2低效水驱转热采西南部馆3一馆4砂层组地层原油粘度为1200～3000mPa?s,馆5一馆6砂层组为4000～6500mPa-s,馆5一馆6与馆3一馆4砂层组合采, 采收率低于15%.在开展孤岛油田稠油水驱转热采技术界限研究的基础上,选择馆5一馆6层系地层原油粘度大于3000mPa?s,有效厚度大于8m,净总比大于0.6的区域转换开发方式进行低效水驱转热采开发.于2002--2008年开展了低效水驱转热采先导试验和工业化推广,建成了南区馆5一馆6,西区馆5一馆6稠油单元,动用地质储量为1217×10t,实际建成产能为27×10t.新钻热采井122口,增加可采储量为181×10t,单井控制储量由28.5X10t降到8.3×10t,年产油量达到29.4×10t,采收率达到21.1%,提高了16.7%.2.3防砂解堵一体化技术馆3一馆4稠油环泥质含量高达15%～20%,注汽过程中地层堵塞严重,注汽压力高(平均为15.2MPa),周期内生产时间短,产量下降快.研究结果表明,注汽对储层的伤害较严重,主要影响因素为水敏,盐敏及速敏.在储层伤害机理认识的基础上,实施了改善储层伤害的措施:添加热采助剂,减少油层伤害,降低注汽压力;应用高温防膨剂处理近井地带,注二氧化碳补充地层能量,注油溶性降粘剂和驱油剂降低注汽启动压力.馆3一馆4稠油环通过配套工艺措施和井网的扩边,共钻新井261口,新增可采储量为617×10t, 单井控制储量由28.0×10t降到8.7×10t,采收率达到24.2%,提高了21.1%.2.4氮气泡沫调剖孤岛油田稠油环受构造低部位边底水和构造高部位注入水双重作用,在开发过程中,针对不同时期,不同部位水侵方式与作用的差异,采取了"排, 停,堵,避"相结合的综合治理水侵技术."堵"即优选热采区含水较高的热采井实施高温封堵,降低单井含水率.近几年,重点发展了氮气泡沫调剖治理水侵技术J,共实施55井次,平均单井增油量为4.8 t/d,含水率下降了12.3%,措施有效期为350d,效果显着.通过水侵综合治理,热采老井自然递减率由20.9%下降到16.9%,含水上升率由3.20%下降到1.36%,增强了油田稳产基础."十?五"以来,孤岛油田围绕提高采收率目标,配套完善稠油热采技术,年产油量上升到116.6×10t,是"十?五"初期的2倍,采收率提高到24%,提高了13.8%.3储层刻画技术3.1河道砂储层构型和空间剩余油描述技术利用层次分析,模式拟合等方法,一方面由点到线,由线到面,建立精细的储层平面建筑结构模型,揭示储层平面结构非均质性;另一方面建立了构型约束下的精细三维地质模型,重点揭示了厚油层层内夹层的空间分布特征(图3).明确了曲流河受泥质侧积层与韵律性控制,点坝内部侧积体上部剩余油富集;而辫状河受平行层面夹层和韵律性控制,剩余油在油井附近的顶部富集,但夹层钻遇和射开方式对富集程度影响较大(图4).●第16卷第5期束青林等:孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果,?55? 25口,新增产能为7.0×10t,已投产了8口井,平均单井产油量为9.3t/d,含水率为78.5%,预计采收率提高到22.5%,实现了稠油水淹层顶部水平井挖潜的突破.储层刻画技术的研究与应用,为水平井挖潜提供技术支撑.共指导实施水平井挖潜114井次,投产后产量是直井的3倍,含水率为10%一40%,累积增油量为88.8×10t,提高调整区采收率3%～5%图3孤岛油田辫状河层内夹层空间展布4结束语图4不同射孔方式下孤岛油田辫状河剩余油饱和度变化3.2水平井挖潜提高采收率配套技术2002年,首先在孤岛中一区馆5层中9一平9井获得突破之后,在中一区馆5.层整体部署15口水平井的基础上,2008年又在中二中馆5单元部署水平井10口,获初期单井产油量为21t/d,含水率为65.3%的好效果,单元采收率达56.1%,提高了3.8%.正韵律厚油层水平井受剩余油分布的影响,主要包括受隔夹层控制的正韵律厚油层顶部,受射开方式影响的厚油层下部和受流体非均质性影响的层间3种类型.中二北馆5单元稠油边部自1994年投入开发以来一直采用直井开发,受边底水影响剧烈,加剧了底水锥进,采出程度低(13.2%),形成高含水(97.5%),高剩余油区(剩余储量丰度为150×10t/km),预测采收率仅为14%.中二北馆5单元通过储层构型与隔夹层展布研究结果,充分利用隔夹层抑制底水锥进作用和废弃河道及边缘相带抑制边水推进作用,2008年整体部署水淹层顶部水平井孤岛油田开发实践表明:老油田进入特高含水期开发期后,必须不断创新,采取聚合物驱,稠油热采,储层刻画等多种技术能够大幅度提高老油田采收率.今后,要综合运用多种技术手段,充分挖掘油藏潜力,积极开展复合化学驱,蒸汽驱,空间储层刻画等新技术的试验与推广,挑战60%～65%的采收率目标,同时为同类油田的后期开发提供良好的借鉴.参考文献:[1]霍广荣,李献民,张广卿,等.胜利油田稠油油藏热力开采技术[M].北京:石油工业出版,1999.[2]廖广志,王启民,王德民.化学复合驱原理及应用[M].北京:石油工业出版社,1999:18～33.[3]刘建民,束青林,张本华,等.孤岛油田河流相厚油层储层构型研究与应用[J].油气地质与采收率,2007,14(6):1—4.[4]于丽,孙焕泉,肖建洪,等.羧酸盐类Gemini表面活性剂二元复合驱配方的研究[J].油气地质与采收率,2008,15(6):59—62. [5]张本华,束青林,毛卫荣,等.孤岛油田稠油环热采中后期剩余油分布规律[J].油气地质与采收率,2003,lO(1):65—67.[6]周燕.弱边水普通稠油油藏蒸汽吞吐转氮气泡沫辅助蒸汽驱技术界限[J].油气地质与采收率,2009,16(3):68—70.[7]束青林.正韵律厚油层剩余油分布模式及水平井挖潜[J].油气地质与采收率,2004,11(6):34—38.[8]陈程,孙义梅.厚油层内部夹层分布模式及对开发效果的影响[J].大庆石油地质与开发,2003,22(2):24—27.[9]何鲁平,陈素珍,俞启泰.注水正韵律油层水平井开采剩余油数值模拟研究[J].石油勘探与开发,1996,23(1):47—50.编辑刘北羿。
新时期油田采油技术的创新与发展分析
新时期油田采油技术的创新与发展分析随着全球能源需求的不断增长和传统油田资源的逐渐枯竭，新时期油田采油技术的创新与发展成为了石油行业的核心议题之一。
面对这一挑战，各国石油企业纷纷加大研发投入，推动油田开采技术的创新，以提高油田采收率、降低生产成本和减少环境污染。
本文将就新时期油田采油技术的创新与发展进行分析，并探讨未来的发展趋势和挑战。
一、水平井和多级压裂技术的应用水平井和多级压裂技术是近年来油田开采领域的重要突破。
水平井技术通过在油层中钻探水平井道，提高了油井井底的有效产能，增加了油田的采收率。
多级压裂技术则是通过在井下钻井段进行水力压裂处理，有效增加了储层的产能。
这两项技术的应用使得油田的开采难度大为降低，产能大大提高。
二、密集井网和智能化管理技术的发展随着油田资源的逐渐枯竭，传统的油井开采模式已经无法满足需求。
为此，油田开采技术逐渐向密集井网模式转变。
密集井网模式通过布置大量的油井，使得地层资源能够得到更充分的开发利用。
智能化管理技术的发展也为油田开采提供了更多的可能。
通过对油田生产过程的精密控制和远程监测，可以更加高效地管理油田生产，提高采收率和降低成本。
三、微生物、化学和地质技术的结合在新时期油田开采技术中，微生物、化学和地质技术的结合应用也日益频繁。
通过研究微生物对油层的影响，发现了一些特殊微生物对油层中的原油有促进作用。
化学技术的应用也为油田开采提供了新的思路，例如通过注入聚合物等改善原油流动性。
地质技术的进步也为油藏勘探提供了更多的手段，通过地震勘探技术可以更加准确地确定油层的分布和储量。
四、非常规油气的开采技术在新时期，非常规油气的开采技术也成为了油田开发的重要方向。
包括页岩气、煤层气等非常规油气资源的开采技术逐渐成熟，通过水平钻井和压裂等技术，非常规油气的开采难度得到有效降低，储量也得到了大幅提升。
新时期油田采油技术的创新与发展是石油工业发展的必然要求。
通过水平井和多级压裂技术的应用、密集井网和智能化管理技术的发展、微生物、化学和地质技术的结合以及非常规油气的开采技术，油田的采油效率得到了显著提高，资源得到了有效利用。
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。
转换开发方式 利用分层水平井高效开发稠油油藏
．
综上 所述 ， 区适合水平井开发 ，与直井 相比 ，水平井有 以下优 本 势 ：①水平井提高薄层低丰度 储量的控制及动用程度 。６￥ ｂ ，本 ０ｆ ｌ ｏ下 区水平井经济极限厚度３ ｍ，而直井经济极限厚度４ ｍ，草１ ￣ 围油 ． １ ． ５ ３ｔ ７ ，
过对水平井热采防砂方式以及防砂工艺的优化论证 ，采用精密微孔 滤
草ｌ断块 位于东营 凹陷 南斜坡 ，草桥一 纯化镇断鼻带东部 ，为南 ３ 界被石村断层切割 与遮挡的继承 性反 向屋脊构造 ，地层倾角在４ 。左 右 。西翼的草 １— 块位于石村 断层下降盘 ，东 翼的草 ｌ— ｓ ３３ ３ ８块位于石 村断层上升盘 。 由于调整 区处于 构造应力 分解 一汇合 区 ．使得伴 生断层十 分发
好 效果 。草 ｌ沙 三主体 ２０年实施转热 采开发 ，目前已投产的４１ ３ ０８ １热 ： 采 水平 井 ，平 均 注 汽 压力 １ ． ａ １ ＭＰ ，初 期 平 均 液 量 ２ ． ／，油 量 ２ ３ｔ ７ｄ
１ ．／ ，含 水５ ％；目前平均液量２ ．ｔ ，油量８９／ 。含水５ ％。 ０７ ｄ ｔ ５ ０３／ ｄ ．ｄ ｔ ６
孤 岛油 田的渤２块 、孤 岛西部Ｎ ５６ １ ｇ— 以及中二南Ｎ ６ ｇ ，原油粘度
２０～００ Ｐ． ００６０ ｍ ａ ，与本 区粘 度 （ ０－５０ｍ ａ ） 近 ，转热采后单 ｓ ８０ ７０ Ｐ． 相 ｓ 元采收率提高 １ ．— ５ ％。 ２ １． ６ ５ （ 部署分层水平井 的可行性研 究。①储层厚 度满足水平井要 ２） 求 ，且水平井可提高薄层低丰度储量的控制５ ￥ ｂ油价 下，直井普通 ０／ ｌ ｂ 稠油有效厚度下限３ ｍ；水平井普通稠油有效厚度下限２ ｍ，方案区 ． ８ ． ８ 各砂体单 层有效厚 度４ １ ｍ，满足水平井对 于储层厚度要求。②隔层 —２ 发育稳定 。方案区为薄层 、多油层的普通稠 油油藏 ，各小层问隔层相 对稳定 ，厚度一 般ｌ ４ 一 ｍ。满 足水平井开发要求 。③水平井防砂 工艺 取得突破。本区油层胶 结疏松出砂严重 ，常规防砂无法正常生产 ，通
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随着石油资源的逐渐枯竭，对于高含水期油田提高采收率已经成为了油田开发中的重要课题。
高含水期油田指的是含水率较高的油田，通常大于70%，这种油田开采难度大，采收率低，为了提高采收率，需要采取一系列的有效措施来提高油田的开采效率。
一、管控含水层开发1.合理的注水技术高含水期油田通常需要进行注水开发，通过注水提高油井产出并减少含水率。
注水技术的合理运用是重中之重，需要根据油田的实际情况和特点，正确选择注水井位和注水井层，合理控制注水层的开发强度，保证注水的均匀性和稳定性，从而有效地提高油井产出和降低含水率。
2.水平井技术的应用水平井技术可以提高油井的采油效率，尤其在高含水期油田中更加适用。
水平井技术可以有效地控制含水层开发，减少含水率；水平井的水平段长度增大，导致了更大的井筒面积，能够更多的接触储层，提高采收率。
3.开展化学驱油技术对于高含水期油田，化学驱油技术也是一种有效手段。
通过注入聚合物、环烷醇、聚合物和硼化合物等物质，改善油藏物理性质和改变油水界面吸附作用，减小溶解气体的溶度，使油水界面张力减小，提高油藏的有效开发利用率，降低含水率，提高采油率。
二、提高采油技术1.提高抽油机技术对于高含水期油田井，采用提高抽油机技术是非常有效的。
采用高效的抽油机，可以提高油井采油效率，降低生产成本，减小含水率，提高采油率。
2.采用增产技术采用增产技术可以在一定程度上提高油井产量，降低含水率。
如通过增加注汽、注聚合物等增产技术，可以有效地降低含水率，提高采收率。
3.选用合适的采掘方法选择合适的采掘方法也是提高采收率的关键。
对于高含水油田，应该采用合适的采掘方法，如同沾吸排采、压裂、电磁激励排采等等，可以在一定程度上降低含水率，提高采收率。
三、优化油田管理1.优化油田水系统对于高含水期油田，需要对油田的水系统进行优化，合理配置水资源，降低含水率。
通过水系统的优化，可以有效地减小含水率，提高采收率。
水平井在具有气顶的普通稠油油藏开发中的应用——以孤东油田四区为例
布井； 其次， 为减小气顶和边水对水平井的影响 ，
水平 井 要平行 油气 和油 水界 面 。 孔、 高渗储层。构造高部位为气顶 ， 最大含油高度 ２ ２ １ 距边 水距 离 的确定 ．． １ 。油 层 厚度 中心 基 本 集 中在 构 造 的 较 高 部 ７ｉ ｎ 确 定水平 井 到边 水 最 佳 距 离 ， 保 持 水平 井 是 位 ， 效 厚 度 一 般 ２～５ ｉ。 原 油 密 度 ０９ ／ 有 ｎ ．５ｇ 高 产 、 产 以及 延 长水 平 井 无 水 采 油 期 的关 键 。 稳 ｅ ５ ｍ ，０ｏ Ｃ时地 面脱气 原 油粘度 ５６ｍ ａ・ ， ２ Ｐ Ｓ地下 该距 离要 保证 水 平井 的无 水 产 量 最大 ， 时还 要 同 原 油粘 度 为 ７ ａ・Ｓ 天 然 气 成 分 主 要 是 甲 ０ｍＰ 。 保证 水平 井 的见水 时间 最晚 。 烷 ， 度 为 ０ ５９ｇｃ 密 ．６ ／ｍ 。原始 地 层 压 力 为 １． ２９ 首先 ， 根据 边水 油藏 水平井 产 能方程 … ： ＭＰ ， ａ 地层 温度 为 ５ ４℃ ， 于正 常压 力利油 田有限公司地质科 学研究 院）
摘
要 目 前对具有气顶的普通稠油油藏提 高采收率方面的研 究甚少， 主要 矛盾是在合
理 利 用气顶 能量 的 同时 ， 大限度地提 高原 油的 产量 但 又 不 至 于发 生 气 窜。通过 对 实例 的研 最
究， 采用水平 井进行开发 ， 在进行水平井参数优化的基础上， 解决了该矛盾。 关键词 气顶 普通稠油 气窜 水平井
式 中 ， 为见水 时 间 ， ； 为孔 隙度 ， ； 水 平 ｈ ％ ｇ为
透率 ，ｍ ； 为水平井长度 ， Ａ Ｐ 一 水 ｍ； Ｐ＝ 。 Ｐ ，
平 井 生产压 差 ， ａ／。 ＭＰ ； 为原 油 粘度 ， ａ・ ；。 ． ｔ ｍＰ ｓ日 为 原油体 积 系数 ； ｂ为水 平 井距 边 水距 离 ， 为各 ｍ；
应用水平井提高老油田采收率
平 井 正 常 生 产 ，而 且 有 效 地 控ห้องสมุดไป่ตู้制 了 含 水 的 上 升 ，稳
定注水 的结果 是实 现 了水 平井 的 良性开 发 。例如海
油气 田地 面工 程 第 ２ ９卷 第 １ １期 （ ０ ０ １ ） ２ １． １
２ ７
ｄ ｉ１ ． ９ ９ ｊ ｉ ｎ １ ０ —８ ６ ２ １ ． １ ０ ３ ｏ ：０ ３ ６ ／．ｓ ． ０ ６ ６ ９ ． ０ ０ １ ． １ ｓ
应用水平井提 高老油 田采收 率
战 静 辽河石油职业技术学院
１ 水 平 井 部 署及 应用 技 术 研 究
１ １ 油 藏 精 细 描 述 ．
针 对地 质基础 工作 薄弱 与应用 水平 井技术 开发 不 适应 的矛 盾 ，综 合 应 用地 质 、三维 地 震 、钻 井 、 测井 、生 产 动态和 测试 等多学 科技 术开展 ５ 油藏 个 的精 细描 述 ］ 。统计 ３０ ０余 个 井层 ，完善 静 态 ０
摘要 ： 自 ２ ０ ０ ４年 以来 ，针 对辽 河 油田厚 层特稠 油 油藏 汽驱 井组 蒸汽 超覆 严 重 ，厚 层底 水 普 通稠 油 油藏底 水快速 突进 ，薄层 边 水特稠 油 油藏 油水 关 系复 杂 ，薄层 特稠 油 油藏边 部储 量难 以有
效 动 用 ， 火 山岩 裂 缝 性 底 水 稀 油 油 藏 底 水 突进 严 重 ５类 不 同类 型 油 藏 中存 在 的 开 发 矛 盾 ， 以精 细 地质研 究 为基础 ，以水平 井技 术 为依 托 开展 对老 油 田 的挖 潜 。共 部 署 了 ７ １口 水 平 井 ， 实 施 ５ ５ 口 ，取 得 了 良好 的 开发 效 果 和 可 观 的 经 济 效 益 ， 增 加 地 质 储 量 ３ ６ ６ × １ ，预 计 提 高 采 收 率 ２ ． ６ ０ｔ ７ 以 上 ， 为 老 油 田 “ 次 开 发 、 深 度 开 发 、 多元 开 发 ” 开辟 了 一 条 新 路 。 二
孤岛油田中一区Ng5 3层厚油层水平井开发效果影响因素分析
富 集 厚 度 相 差 不 大 。 因此 夹 层 分布 范
围、水平井挖潜韵律段的厚度对 Ｎｇ 层 ５
水平井 影 响较 小 。
于直井 ４ ％。投产 １ ０ 年平均单井 累油 ０ ４ ．８
×１ ４，是同期新直井的 ２倍以上 ，获 良 ０ｔ 好 开发 效果 。但 由于受 厚油 层内储 层构
效 果 有影 响 ，根据 数值 模拟 研究表 明 ：
井控制 面积之 比称 为无因次面积 ）大于 ６
截止２ ０ 年９ ０ ５ 月中一 区Ｎｇ ５层设计 １ 夹 层的 无 因次 面积 （ 层的 面积与水平 ６ 夹 时 ，采 用水 平井开 发 比较 好 ；在夹 层比 较 发育 的情 况下 ，水平 井挖潜剩 余油富
平 ５ 井 由于投产 即高 见聚 ，上 返 Ｎｇ １ １ ３ 层 ，未 生产 水 平 段 ） ，从 水 平 井钻 遇 油 层和 投产情 况看 ：水 平井 钻遇油 层含 油 性较 好 ，平均 含油饱和 度 ５ ％。投产 含 ２
水低 ，产 量 较 高 ，平 均 初 期 日产 油 ２ ｔ ８／
一
开发 效果，但 由于受 多种 因素影响 ，水平 井
叠和加 积 ，砂体 内部 结构 复杂 ，存在 非
渗透 或相对 低渗透 隔夹 层 ， 虽然 厚度 不 等且连 续性差 ，但对 流体 的渗流 起到 屏
的生产 情况有差异 ，主要 受厚油层 内储层构 型 、设 计 参 数、 开 采方 式 等 的影 响 。 本 文 利 用钴 井、测井、生 产动 态等资料 分析夹层
途 径 。 实 践 证 明 ， 水 平 井 剩 余油富集
，水平井逐
大 、有效抑 制含水 上升 的优势 ，成为孤 岛油 田近期 提高采收率 的主导技术 。 以往文献针对水平井应 用地 质条件和 相关技 术政 策研究 较为 多 见，而 关于 老
边底水油藏水平井提高采收率技术对策
边底水油藏水平井提高采收率技术对策[摘要]桩1馆陶为河流相沉积，属具有边底水的构造层状稠油油藏，该文在总结了三次水平井调整的历史经验，在此基础上进行了水平井提高采收率的经济技术、对策研究，认清剩余油的动态分布规律，从而进行层系细分、水平井极限井网整体加密调整和平面产液结构调整挖潜，提高单元采收率。
[关键词]水平井剩余油分布技术对策提高采收率中图分类号：p631.8+1 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）12-0050-011 引言桩1馆陶1982年投入开发，1998年开始进行水平井调整，水平井技术结合油藏数值技术、pnn测井技术、油藏动态分析方法，在极限采收率原则基础上，以技术界限为依据，避开老井水锥半径部署水平井。
通过高含水储层剩余油分布研究和水平井提高采收率技术对策制定，实施后油藏开发效果明显改善。
2 桩1馆陶油藏地质特征桩1馆陶为受东界断层逆牵引作用形成的较完整的长轴背斜，长轴呈南北向，地层向四面平缓倾斜，地层倾角1°左右。
桩1馆陶储层物性较好，平均孔隙度32.3%，平均空气渗透率1047×10-3um2，有效渗透率470×10-3um2，为高孔、高渗储层。
桩1馆陶ng上地面原油密度0.9522～0.9706g/cm3，地面原油粘度849～1536mpa.s，地层水总矿化度8690-13527mg/l，水型cacl2型。
桩1馆陶ng上为河流相沉积，纵向上可划分为10个小层，各小层具有独立油水系统，边底水活跃，属于具有边底水的构造层状稠油油藏。
3 水平井三次调整的做法及效果3.1 水平井调整的三个阶段（1）第一阶段（1998.10-2000.10）：水平井试验调整阶段，共投产8口水平井，位于主力层的构造较高部位，距离老井的距离50m 左右，平行构造线，该阶段的水平井轨迹控制较差，平均水平段的长度在200m，平均射开长度在120m，主要以一次性射孔投产为主，开发效果较好。
水平井开发配套技术优化与推广
控 水等方面取 得了技 术上的有 效突破 ， 成适合于 河 ｕ稠油热 采种 形 常规 开采水平 井的两种 防砂 完井方式 及两 种配套应 崩模 式 ．为水平 井开发提供了有 力的技术支撑 。
２ 水平井开发 配套技术优化与推广 ２１ 水平井拜管防砂完井配套工艺的优化推广 ．
（） ３ 现场推 广应 用 。针对储 层薄 、物性差 、 泥质含 量高的井有 选择性 的推广应 用水平井 变密度 射孔配套水 平井底部 砾石充填防 砂 技术体 系 。实施８ Ｉ Ｌ ，Ｈ液２３，Ｈ油６ｔ ５ｔ ４，含水７．％．平均单 井 ｌ ４ ３ ＝ ＝ Ｉ 液 ． ， 日 ． ， ３ ｔ 油９ ｔ 含水７ ． ，累油ｓ ３ ｔ ２ ４ｉ ． ％ ４３
表Ｉ 不同区块挡砂精度表
（） ３ 水平井注 汽参 数优化 。根据 不同的油藏特点和 注汽参 数的
优 化 ，结 合实际注 汽效果 ．确定 了不蚓油藏 的注汽 强度 ．用来指 导 方案没 汁？ 注汽强度： ｔ ２ｔ ８ｍ一 ５ｍ ／ ／ 注 汽速 度：８ ｈ ５ｈ ｔ 一１ｔ ／ ／ 注汽干度 ：≥７ ％ ０ 注汽压 力 ： １ —１） ａ （３ ５ＭＰ （ ）应 用 效 粜 。 沾 ｌ 块 水 平 井 注 汽 ｌ 口 ，平 均 注 汽 压 力 ４ ８ ｌ ｉ． ａ ３ ＭＰ ，干度７ ．％．注 汽强度 ｌ－ ２ ｍ．平 均单井注汽 １９ ｔ ２ ０ ５ Ｏ １￣ ／ ３ ２。平 均 单 井 峰 值 产 量 为 ． ｘ２ ． Ｘ３ ． ２ ８ ８ ％， 目 前 产 蛩 ２ ．ｘ １ ．× ５ ３ ９ ｏ ５ ５
２３ 水平井热采工艺技 术的优 化配套与推 广 ． （ ） １ 油层 保护 技术。为了防止粘 土膨胀 。保持油层渗透率 ，降 低注 汽 压 力 ．注 汽前 注入 耐 温防 膨 剂Ｈ Ｔ浓 度 １ ％。处理 半 径 ＭＡ （ ０
石油开采中的水平井技术
石油开采中的水平井技术石油是全球能源供应中不可或缺的一部分，而石油的开采过程中，水平井技术起着重要的作用。
本文将探讨石油开采中的水平井技术，包括水平井的定义、应用领域以及对石油开发的影响。
1. 水平井的定义与分类水平井是指在地下井眼中具有一定倾角的井道，通过这种技术可以将井底石油开发面积最大化，提高采油效果。
根据井底倾角的不同，水平井可以分为低角度水平井（倾角小于45度）和高角度水平井（倾角大于45度），而根据井眼与水平方向的相对位置，又可以分为直井、侧井和直侧井等不同类型。
2. 水平井技术的应用领域水平井技术在石油开采中有着广泛的应用领域。
首先，水平井技术可以用于提高储层的开发效率，特别是对于低渗透性、大面积和厚层状储层来说，水平井可以增加储层的有效开采面积，提高采收率。
其次，水平井技术还可以用于解决压裂作业的难题。
传统的压裂作业容易受到储层的限制，而水平井技术可以将井眼延伸到更大的储层面积，提供更多的开采周期和压裂作业容积。
此外，水平井技术还可以用于开发薄油层、水平分段等特殊情况下的石油开采。
3. 水平井技术对石油开采的影响水平井技术对石油开采的影响主要体现在三个方面。
首先，水平井技术可以提高采油效率。
相比传统的直井开采方式，水平井的有效开采面积更大，能够充分利用储层的横向扩展性，提高采收率。
其次，水平井技术可以减少采油压差。
由于水平井的井底面积较大，所以井底流速较小，从而减少了油水界面的垂直分布，降低了油水介质之间的粘滞阻力，减少了压差。
最后，水平井技术可以降低石油开采的成本。
水平井可以提高单井的开采效果，降低开采井的数量，从而减少了钻井成本和井网成本。
4. 水平井技术的发展趋势随着石油资源的日益紧缺和开采难度的增加，水平井技术在石油开采中的应用前景非常广阔。
未来的发展趋势主要包括以下几个方面。
首先，水平井技术将会进一步发展成为多点水平井技术。
通过在同一井眼中设置多个水平段，可以进一步增加开采面积和控制井段。
提高油田采油效率的措施
提高油田采油效率的措施1. 水平井操作技术水平井操作技术是一种提高油田采油效率的重要措施。
它是通过在储层中选择合适的位置，根据地质条件和储层情况设计出合理的井网系统，开采油田中难以通过传统方式开采的油层。
利用水平井技术可以大幅提高油田的采收率，并减少钻井的数量和时间。
2. 水驱和气驱采油技术采用水驱和气驱采油技术是目前油田开采中广泛采用的方法之一。
水驱和气驱采油技术将高压水或空气注入油田中，以推动油向井筒方向流动并提高采集效率。
这种方法适用于储层透水性较差的油井，在水驱采油中，高压水将最大限度地提高油井的流体能力；在气驱采油中，高压气体可以降低油井底部的沉积物并推动油向井筒方向流动。
3. 井下通气泵动技术井下通气泵动技术是一种通过井下通气的方式，增加储层压力，促进油流动，提高油田采收率的方法。
它将空气或氮气注入井口，用高压气体推动油向井筒流动。
通气泵动技术适用于油井储层存在固体杂质、泥等障碍物，或井下沉积物堵塞的情况。
4. 井筒多极取心技术井筒多极取心技术是一种通过井筒多极取心仪器，对油井能采集到的水平储层进行采样的方法。
这种技术可以在保持钻孔直线不变的情况下，提高油井钻孔速度。
同时，还可以根据采集的储层样品进行岩石分析和成分分析，进一步了解油井储层的地质状况，有助于制定更加合理和科学的采油方案。
5. 油井重掏技术油井重掏技术是一种通过钻井机将冲击工具钻入沉积物中，将沉积物打散并清除出井筒的方法。
可以有效解决沉积物的堵塞问题，并提高油井的采油效率。
综上所述，针对不同的油井地质条件和储层情况，选用合适的采油技术和工艺，通过多方面的技术手段实现提高油田采油效率的目的。
提高油田采收率的技术措施探究
提高油田采收率的技术措施探究提高油田采收率是油田开发中至关重要的一项任务。
通过应用一系列的技术措施，可以提高油田的采收率，提高经济效益。
一、地质勘探技术地质勘探技术是油田开发的基础工作。
通过采用现代的地球物理勘探技术，如地震勘探、电磁勘探、重力勘探等，可以准确地确定油层的分布和结构，找到油田的最佳开发方案。
地质勘探技术还可以用于预测油藏的储量和品质。
通过分析油藏的地质特征和地球物理勘探数据，可以对油田的储量和质量进行准确预测，为后续的油田开发提供科学依据。
二、水平井技术水平井技术是提高油田采收率的重要手段之一。
通过在目标油层中钻探水平井，可以增加有效的井底面积，提高采油效率。
水平井技术还可以改善油井界面的流动状态，减少油井内部的流体阻力，提高采油速度。
通过采用水平井技术，可以有效地增加油井的开发量和产量，提高油田的采收率。
在实践中，水平井技术已经得到了广泛应用，取得了显著的增产效果。
注水技术是一种常用的提高油田采收率的方法。
通过将水注入到油藏中，可以增加油藏中的水驱力，推动原油向井口移动，提高采油效率。
在注水过程中，需要注意注入水的压力和流量的控制。
过高的注水压力可能导致油井堵塞，影响采油效果；而过低的注水压力则可能导致水驱力不足，影响采油速度。
为了提高注水效果，还可以采用增强油水界面张力的剂，减少油井堵塞的发生，并采用合适的注水周期和调整开采的方式。
四、增产技术除了水平井技术和注水技术外，还有一些其它的增产技术也可以用于提高油田的采收率。
聚合物驱油技术可以通过在油田中注入聚合物溶液，来改善原油的流动性，提高采油效果。
聚合物可以降低原油的粘度，减小原油与地层岩石之间的摩擦力，从而提高原油的流动速度。
微生物技术是另一种增产技术。
通过在油藏中注入特定的微生物，可以改变油藏的微生物组成，产生一系列的物理、化学和生物变化，从而增加油田的产量。
五、环保技术在提高油田采收率的还应该注重环境保护。
通过采用环保技术，可以降低油田开发对环境的影响，保护生态环境的可持续发展。
石油开采中的提高采收率的方法
石油开采中的提高采收率的方法石油是目前全球主要的能源之一，而石油的开采过程中采收率的提高对于资源的有效利用和经济效益的最大化至关重要。
因此，探索和应用提高石油采收率的方法对于能源行业的可持续发展至关重要。
本文将讨论一些目前常用的石油开采中提高采收率的方法，并对其原理和效果进行分析。
一、增强油藏驱替效应油藏驱替是指从储层中驱替原油的作用，有效的油藏驱替可以提高采收率。
增强油藏驱替效应的方法主要有以下几种：1. 水驱法：水驱是目前最常用的一种方法，通过注水来推动原油向井口运移，增强驱替效果。
在实际应用中，可采取适当的注水压力和注水剂量，结合油藏特征和开发阶段的需求，来实现最佳的驱替效果。
2. 气驱法：气驱法主要是利用气体的浸润能力来驱替油藏中的原油，常用的驱替气体有天然气、二氧化碳等。
气驱法一般适用于压力较高的油藏或者已经进行水驱后的油藏，通过气体的相对低表面张力和较大的流动性，实现驱替效果的提高。
3. 辅助驱替技术：辅助驱替技术主要包括聚合物驱、界面活性剂驱和微生物驱等。
聚合物驱通过在驱替液中添加聚合物，提高液相黏度，减小流通道隙的流动，从而增加剪切阻力，增强驱替效果。
界面活性剂驱则是通过界面活性剂的作用来降低油水界面的张力，增加乳液的稳定性，实现油水乳化，降低粘度从而增强驱替效果。
微生物驱则是利用微生物的活性代替传统驱替剂，通过微生物的活性代谢作用，产生有利于油藏驱替的物质，提高采收率。
二、水处理技术的应用水处理技术在石油开采过程中起着重要的作用。
合理的水处理可以有效降低水井产生的垃圾及矽胶在油井中的堵塞问题，同时也可以提高采收率。
1. 微生物技术：在水处理过程中，需要有效控制细菌和藻类的生长，以避免对水系统的不利影响。
基于微生物技术的水处理技术可以在不使用大量化学药剂的情况下降低水中的肉眼可见物质含量，提高水质。
2. 膜分离技术：膜分离技术是通过不同的过滤膜将水中的杂质和沉积物分离出来，提高水的纯度。
石油天然气行业提高油气采收率方案
石油天然气行业提高油气采收率方案第一章提高油气采收率概述 (2)1.1 提高采收率的意义 (2)1.2 提高采收率的方法分类 (3)第二章储层特性分析与评价 (3)2.1 储层物理特性分析 (3)2.2 储层流体特性分析 (4)2.3 储层敏感性评价 (4)第三章油气藏开发技术策略 (4)3.1 油气藏开发模式选择 (4)3.2 开发阶段划分与调整 (5)3.3 开发方案设计 (5)第四章水驱提高采收率技术 (6)4.1 水驱机理研究 (6)4.2 水驱方案设计 (6)4.3 水驱效果评价 (6)第五章化学驱提高采收率技术 (7)5.1 化学驱机理研究 (7)5.2 化学驱剂筛选 (7)5.3 化学驱方案设计 (7)5.4 化学驱效果评价 (8)第六章微生物驱提高采收率技术 (8)6.1 微生物驱机理研究 (8)6.1.1 微生物生长与繁殖 (8)6.1.2 微生物代谢产物的作用 (8)6.2 微生物筛选与培养 (9)6.2.1 微生物筛选 (9)6.2.2 微生物培养 (9)6.3 微生物驱方案设计 (9)6.3.1 微生物注入时机 (9)6.3.2 微生物注入量 (9)6.3.3 微生物注入方式 (9)6.4 微生物驱效果评价 (9)6.4.1 采收率提高幅度 (9)6.4.2 油藏流体性质变化 (9)6.4.3 微生物活性监测 (9)6.4.4 经济效益分析 (10)第七章气驱提高采收率技术 (10)7.1 气驱机理研究 (10)7.1.1 气驱基本原理 (10)7.1.2 气驱过程分析 (10)7.1.3 气驱影响因素 (10)7.2 气驱方案设计 (10)7.2.1 气驱方案设计原则 (10)7.2.2 气驱方案设计内容 (11)7.3 气驱效果评价 (11)7.3.1 气驱效果评价指标 (11)7.3.2 气驱效果评价方法 (11)第八章热力驱提高采收率技术 (11)8.1 热力驱机理研究 (11)8.2 热力驱方案设计 (12)8.3 热力驱效果评价 (12)第九章非常规提高采收率技术 (12)9.1 非常规提高采收率技术概述 (13)9.2 非常规提高采收率技术应用 (13)9.2.1 地质工程技术 (13)9.2.2 钻井工程技术 (13)9.2.3 压裂工程技术 (13)9.2.4 流体工程技术 (14)9.3 非常规提高采收率效果评价 (14)第十章提高油气采收率项目管理与评价 (14)10.1 项目管理流程 (14)10.1.1 项目立项 (14)10.1.2 项目设计 (14)10.1.3 项目实施 (14)10.1.4 项目验收 (15)10.2 项目风险分析 (15)10.2.1 技术风险 (15)10.2.2 经济风险 (15)10.2.3 环境风险 (15)10.3 项目效果评价与调整 (15)10.3.1 技术效果评价 (15)10.3.2 经济效果评价 (15)10.3.3 环境效果评价 (15)10.3.4 技术调整 (16)10.3.5 经济调整 (16)10.3.6 环境调整 (16)第一章提高油气采收率概述1.1 提高采收率的意义提高油气采收率是石油天然气行业一项的任务，它关乎国家能源安全、企业经济效益以及环境保护。
油气田开发中的水平井技术应用及效果评估
油气田开发中的水平井技术应用及效果评估摘要：随着油气资源的日益稀缺，水平井技术作为一种高效的油气开采技术在油气田开发中得到广泛应用。
本文旨在研究水平井技术在油气田开发中的应用及其效果评估，并根据应用效果评估结果，提出了水平井技术的优化与改进方法，旨在为油气田开发中水平井技术的应用提供参考和指导，促进油气资源的有效开采和可持续利用。
关键词：油气田开发；水平井技术；效果评估；优化改进1 引言随着全球能源需求的不断增长和传统油气资源的逐渐枯竭，对于新的油气勘探和开采技术的需求也越来越迫切。
水平井技术作为一种高效、灵活且经济的油气开采技术，已经在各类油气田中得到广泛应用和研究。
水平井技术通过在地下油气层中钻探水平井段，使得井筒与储层接触面积大大增加，从而提高了油气产量和采收率。
此外，水平井技术还可以减少油气开采对地表环境的破坏，提高开采效率和资源利用率。
然而，尽管水平井技术在油气田开发中具有显著的潜力和优势，但其应用仍面临一系列的挑战和问题。
例如，水平井的施工技术和成本控制、油气储层的评估和选择、环境保护和可持续性等方面存在一定的难题。
因此，对水平井技术的应用效果进行评估并进行优化和改进显得尤为重要。
2水平井技术的原理和应用2.1水平井技术的基本原理图1水平井技术水平井技术的基本原理是通过在地下储层中钻探一段水平井段，将井筒延伸至储层水平方向，从而扩大与储层的接触面积，如图1所示。
通过水平井段的钻探和完善工作，如射孔和压裂等，可以增加储层的渗透性和改善油气流体的产能。
水平井技术依靠人工或自然驱动力，如压力差和重力，使油气从储层中流向水平井段，从而提高油气的产量和采收率。
水平井技术广泛应用于油气田开发、水源开采、煤层气开发和地热能开发等领域。
它为高效开发和利用油气资源、提高能源利用效率和实现可持续发展提供了重要手段和技术支持。
2.2水平井技术在油气田开发中的应用领域水平井技术在油气田开发中具有广泛的应用。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
利用水平井配套开发技术提高孤岛油田采收率吴丽文，王守珍，盖丽鹏，姚坤乾（中国石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东东营 257231）【摘 要】孤岛油田为河流相沉积的疏松砂岩稠油油藏，1992年进入特高含水期后，重点开展了以“砂体内部夹层空间预测”为核心的河流相储层构型分析、三维建模及剩余油分布规律等技术研究，配套形成了独具孤岛特色的水平井开发管理模式，水平井配套技术的应用，使孤岛油田特高含水期正韵律厚油层、稠油水淹层顶部、窄薄油层、高含水潜山油藏、断层边部等挖潜取得了新进展。
截止2007年底，已投产各类水平井76口，提高了孤岛油田高采收率。
【关键词】孤岛油田；水平井；剩余油【中图分类号】TE327 【文献标识码】A【文章编号】1008-1151(2008)10-0104-02（一）水平井应用效果孤岛油田为河流相沉积的疏松砂岩稠油油藏，具有高孔隙、高渗透、高粘度、油层非均质程度强、出砂严重等特点，作为稳产主要手段的聚合物驱和稠油热采产量递减明显加大，挖潜效果变差，进一步提高采收率面临严峻挑战。
在老油田挖潜中发现，在高含水、高采出程度区域钻新井仍然能“碰”到低含水的高产井。
研究发现，这些井的分布都与层内夹层对油层的分割和注水的遮挡有关，即夹层控制着剩余油的形成与分布，河流相沉积储层层内夹层薄而不稳定，井间预测难度大。
截止2007年底，已投产各类水平井76口，占采油厂开井数2.8%的水平井，年产油占采油厂的4.6%，已累积产油66.6×104t。
水平井投产初期平均单井日产油为18.4t，综合含水为72.7%；目前平均单井产量9.3t，综合含水为88.4%。
其中厚油层顶部水平井41口，投产初期平均单井日产油为23.2t，综合含水为63.9%，目前平均单井产量6.1t，综合含水为89.1%，累积产油27.4×104t；薄层水平井7口，投产初期平均单井日产油为12.1t，综合含水为69.2%，目前平均单井产量6.5t，综合含水为87.8%，累积产油6.3×104t；稠油油藏投产水平井25口，投产初期平均单井日产油为11.5t，综合含水为82.6%，目前平均单井产量9.9t，综合含水为84.9%，累积产油30.5×104t，水平井的有效挖潜提高了孤岛油田高采收率。
（二）利用水平井配套开发技术主要做法1.深化储层空间非均质结构描述（1）利用密井网资料，分层次模式拟合空间揭示储层内部建筑构型。
结合密井网及以完钻水平井资料确定单河道规模；最后根据多视角连井沉积相剖面图和沉积相平面图识别单河道最后在密井网条件下分层次模式拟合空间揭示曲流河和辫状河储层内部建筑构型，曲流河点坝砂体内的侧积层是其侧向渗透屏障；辫状河心滩砂体内的落淤层为其垂向渗透屏障，砂体内部结构非均质性复杂。
通过对河流相储层成因单元类型的识别、细分与对比以及单一成因单元边界，由点到线、由线到面，建立精细的储层平面建筑结构模型，为剩余油研究奠定基础。
（2）探索河流相相控约束条件下、储层非均质内部建筑构型精细三维建模技术。
三维储层建模是开发中后期进行剩余油分布预测及油田开发调整的重要基础。
在系统分析曲流河地下储层内部构型的基础上，建立了真正意义上的三维储层构型模型及储层构型控制的参数模型，为下一步油藏数值模拟及剩余油分布预测提供了精确可靠的地质模型。
在三维精细建模的基础上，实现了曲流河点坝内侧积体和辫状河厚油层层内平行层面夹层的空间展示，辫状河夹层平面上一般呈窄条带状或孤立的土豆状分布，垂向上多呈交错分布。
2.分析储层空间剩余油富集规律以提高采收率为目的的剩余油研究，一直是油田开发地质学家和油藏工程师关注的焦点，也是难度相当大的研究课题之一。
油田的生产实践证实，剩余油的形成是受多种因素控制的。
从宏观上讲，可分为地质因素和开发因素。
影响剩余油分布的地质因素有储层的沉积模式、非均质性和构造特征。
沉积模式对剩余油分布的控制主要体现在以下几个方面：①油藏开采中的层间差异导致纵向上剩余油分布的差异。
②沉积微相的平面变化形成的水驱油非均质性控制了剩余油的平面分布。
③夹层分布位置和射开程度控制了剩余油的层内分布。
层内、层间和平面非均质性控制了水驱油田的开发和剩余油的分布。
层内和层间非均质性控制了油层水淹厚度及垂向剩余油分布，平面非均质控制了油层的水淹面积及平面剩余油分布。
依据重力分异作用原理，正向微型构造为剩余油富集区，负向微型构造为聚水区。
影响剩余油形成与分布的开发因素有注采井网的完善程度、注采关系、布井方式、生产措施等。
注采井网的完善程度，有注无采和有采无注都能造成剩余油的大量富集。
注采关系、吸水状况、受效方向等开发因素综合作用控制了剩余油的形成与分布。
实际上，剩余油的形成与分布是受地质因素和开发因素综合作用的结果。
饱和度的确定是剩余油研究中的重点。
在三维储层构型模型的基础上，通过密井网条件下“10米级×厘米级”精细三维模型的数值模拟研究，揭示特高含水期平面、层间、层内韵律段剩余油空间富集规律。
结果表明辫状河受层内韵律性和夹层分布控制，厚油层顶部呈多个剩余油富集段。
从孤岛油田中一区Ng5砂层组夹层发育的水平井区的含油饱和度纵向分布来看，厚油层底部基本水淹，Ng532比Ng531水淹严重，形成油层顶部多个剩余油富集段（图1）。
【收稿日期】2008-06-26【作者简介】吴丽文（1964－），女，河北定洲人，中国石化胜利油田分公司孤岛采油厂地质研究所工程师，从事油气田开发研究。
- 104 -- 105 -图1 中一区馆53模拟区剩余油分布图水平井应用剩余油模拟实例：中一区Ng53水平井GD1-9P511井区在未描述夹层时的认为全井区水淹严重，没有剩余油富集区；而通过夹层描述后认为夹层上部有剩余油富集。
通过储层构型研究，在高含水地区找到 剩余油富集储量，于2003年11月投产的水平井GD1-9P511，取得日产油23.7t 、含水31.7%的好效果，该井已累积产油7000t 。
3.优化开发技术政策对不同油藏类型展开水平井优化设计，优化设计包括是层系整体调整还是井区接替及水平井、轨迹参数优化和生产参数优化三个方面，其中水平井轨迹参数优化有平面位置优化、水平段长度优化、距顶位置优化和方位优化，而生产参数优化则包含生产压差优化、提液时机优化和液量保持水平优化。
通过进行水平井轨迹参数和生产参数的优化，有效指导水平井的矿场技术推广，挖潜效果明显。
在轨迹参数优化上，首先是水平井平面位置的优化，根据网格步长，设计水平井距离油排井1/3、1/4、1/5、1/10和油井井间，即距油井排120m、90m、70m、35m、油井间5个位置进行优化。
数模的结果是水平井距离油井排越近，井组开发效果越好，但是随着平面位置靠近油井排，水平井与直井存在干扰。
而从数模区三口水平井单井看，差异较大。
有的井靠近油井排开发效果好，有的井靠近油井排累计产油量小，还有的井在1/5处产量是最高的，具体位置与剩余油的富集程度、构造位置有关。
另外对水平井油层厚度界限进行优化，数模的结果认为正韵律厚油层顶部水平井挖潜的剩余油富集厚度下限为有夹层为3m，无夹层为5m。
从隔夹层发育状况优化看，夹层的分布半径是水平井水平段的2.6倍，面积是6.9倍以上水平井开采效果较好。
水平井层内位置数值模拟显示：水平井段距油层顶部越小越好，考虑到储层物性及工艺适应性影响，水平井距油层顶部1.0m。
而为减少顶（底）部盖层热损失，同时抑制底水推进，热采水平井应设计在油层中上部为宜。
另外通过水平井水平段长度优化认为：随着水平井段的增长，水平井的产量增加，直井的产量逐渐减少，即水平井抢直井油。
综合考虑，河流相厚油层顶部水平段确定在120m～150m 较好，热采水平段长度200m 左右为宜。
在水平井生产参数优化上，厚油层顶部水平井初期液量保持在40t/d，生产压差0.5 MPa～1.0MPa，水平井合理提液时机在含水70%～80%。
4.配套钻采工艺技术孤岛油田属于疏松砂岩油藏，泥质含量高，为充分发挥水平井段长度，提高泄油面积，防止油层出砂等方面入手，分别对完井方式、油层保护和防砂工艺等进行优选配套。
首先在完井工艺上，根据不同的油层钻遇特点筛选不同的完井方式，对于电阻率高、电测显示好、有夹层抑制底水锥进选择筛管完井，其余像由于原油粘度大，需要热采的稠油水平井一般选择套管固井管内金属毡滤砂管防砂射孔完井，匹配的完井工艺均取得良好开发效果。
在孤岛疏松砂岩油藏针对水平井套管射孔完井投资高、防砂后完善程度低的问题，水平井20P515井首次采取套管+筛管两段式完井，投产筛管完井井段，取得初期日油能力54t、含水34.2%的好效果。
在射孔工艺上，主要根据油藏特征及水平段长度，选择不同射孔方式，底水油藏选择水平相位射孔方式，弱水侵油藏选择下相位射孔方式，分段射孔，孔密为12～16孔/m，孔深为200～600mm；孔径为12～14mm （图2）。
为了保证注汽效果，热采水平井一般采用分段射孔方式，即在前段采用127射孔枪，孔密为12孔/m，中段孔密为14孔/m，后段孔密为16孔/m，孔密逐步加大，保证了注入的蒸汽顺利到达底部，有效提高水平井的热采效果。
图2 水平井射孔方式示意图5.及时调整注采系统及水平井生产方式从采油厂水平井生产情况来看，主要有两大问题：一是部分水平井开发后期液量低；二是部分水平井投产后含水上升快。
这两类水平井的一般具有以下的地质特点：首先是隔夹层较发育的厚油层顶部水平井、薄层及条带水平井开发后期，由于地层能量补充不足，容易出现低液低效；其次是无隔夹层或隔夹层发育差的厚油层顶部水平井投产后，注入水突破以后，含水上升快且含水上升后措施难度大。
初期合理控制生产压差，降低水井注水量，延长低含水采油期，如中一区水平井GD1-16P422井由于位于断层边部，离对应水井GD1-16-21井230m，隔夹层不发育，容易造成注入水单向突破。
2007年10月该井投产以后，合理控制GD1-16P422井生产压差，并对对应水井井进行降水，延长低含水高产期。
二是后期细分韵律层注水，及时补充地层能量，提高开发效果，例如2004年6月对水平井区水井GD1-7N12井实施封堵，Ng53层顶部重新射孔，使Ng53层吸水强度由13.4m 3/d.m 上升到41.7m 3/d.m，通过细分注水控制注水的推进速度，提高驱油效率。
对应油井GD1-9P512井连续稳产12个月，累计产油10423t。
三是后期加强注采调整，保持合理注采比，控制含水上升；四是后期适时提液，提高产能，发挥水平井优势，如X8P406井于2003年3月投产，累积产油22215t，产水136610m 3。
投产初期效果较好，但由于受3口注入井影响，含水快速上升。