特高含水期油田改善水驱开发效果的关键技术
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析随着石油资源的逐渐枯竭，石油地质工程中注水开发成为提高油田采收率的关键技术。
随着注水周期的延长和高含水期油田的出现，注水开发遇到了越来越多的挑战。
本文将针对高含水期油田注水开发中存在的问题，分析一些改善措施，并探讨其实施效果及未来发展方向。
一、高含水期油田注水开发存在的问题高含水期油田是指地质条件复杂，油层中含水率较高的油田。
这类油田注水开发存在以下问题：1. 采收率低：由于高含水期油田油层中含水率较高，注水前往往需要进行水驱或气驱开发，使得油层中的原油难以有效提取，采收率较低。
2. 地层压力不足：地层压力是维持油田正常开发和产出的重要条件，而高含水期油田往往地层压力不足，难以实现有效开发。
3. 油水混合物净化困难：高含水期油田中原油和水混合在一起，难以有效分离。
4. 能耗高：由于地层条件复杂，注水开发需要大量的能源支持，能耗较高。
以上问题严重影响了高含水期油田的注水开发效果和经济效益，因此需要采取一系列的改善措施。
二、改善措施的分析1. 优化注水方案采取合理的注水方案是提高高含水期油田注水开发效果的关键。
优化注水方案可以通过提高注水井的布置密度、调整注水层位、增加注入压力等方式来实现。
还可以通过精确的地层模拟和水驱试验来确定最佳的注水方案。
2. 加强地层改造地层改造是指通过在地层中注入化学剂、微生物或其他改造剂，改变地层物性和渗透性，从而提高地层的油水分离效率和原油采收率。
针对高含水期油田的特点，可以采用多种地层改造技术，如聚合物驱油技术、微生物改造技术等。
3. 提高注水效率提高注水效率是通过改善注水设备和技术来实现的。
可以通过更新注水设备，提高注水管道的输送能力，增加注水泵的压力等方式来提高注水效率。
还可以通过使用先进的注水技术，如水平井注水技术、自动调节注水技术等，提高注水效率。
4. 净化油水混合物针对高含水期油田中油水混合物难以净化的问题，可以采取一系列的油水分离措施。
改善喇嘛甸油田特高含水期水驱开发效果
大
目前， 驱控制 程度 为９ ．％。 水 ８６ 但是 取心 １ Ｉ 宋小花洎然递减影响因素 ３ 】 分析及控制方法 内 ． 资料 表明， 层内剩 余油仍然 较多， 要分布在 液 主 江科￣（ ０． ２ ６ ０ 层内各沉积 元韵 律段上ｇ ［ ２ ４１ 】 ； 。 利 用精 细地 质研 究成 果 ， 合新 钻 井水 结 ［ 刘树明． ４ ］ 油藏高含水期原油生产递减合理性及 井组注 采状况 ， 综合判 断无效 １３ 效注 采循 环严重 ， ．无 扩大注 水波 及体 淹 层解释资 料、 影响因 素探讨 油气地质及采收率（ ０． ２ １ ０ ６ 积难度大 采出部位 ， 采用长胶 筒封堵 ， 控制 无效产液 ， 实现 产液结构 调整由层问转移到 层内。 主要做 厚油层吸水状况表 明： 厚油层内主要 吸水 部位吸 水砂 岩比例 由１ ８ 年前的６ ． ７ 下降 法 ： 是对 井组 内发育 稳 定结 构界 面的 厚油 ９５ ０５ ％ 一 利用 长胶 简直接封 堵到结 构界面部 位； 二 ｆ２ ｏ 年的３ ． ％ 不吸水部位的砂岩厚度比 层， ｒｏ９ ｊ １８。 ７ 是 对发育不稳定结 构界面的厚油层， 当增加 适 例则由２ ３％ ． 上升到１ ．２ ［ ４。 ３ ６９％３ 】 — 封堵 厚度 ； 是 对厚 油层 内结 构单 元连 通较 三 ２精 细注采结 构调整 方法 无效循环 严重的部 位， 用长胶筒对 油水 利 ２ １创新层内细分洼水技 术， ． 控制无效注 好、 水 量 井实施 对应封 堵。 ０ ９ ， ２ ０ 年 实施 ２ 口井， ６ 平均 结 合动静资 料、 测资 料， 监 将细 分注水技 单井 措施 后 日降液ｌ ｔ 日 油１２ ， Ｏ， 增 ．ｔ 含水下 降 ．６ 术从层问发展 到层内， 实现注 水量 由厚油 层内 ３５ 个百分点。 部的高渗透部 位向低渗透部 位转移， 提高 厚油 ３ 效果评 价 层的动用程 度。 丰要做 法 ： 一是 对于层内无效 ３１ ．水驱产量递减 及含水上升 速度得到有 循环严重 的厚油 屡， 如发育 稳定结 构界 面， 对 效控制 Ｉ Ⅸ Ⅸｑ “上 接Ｐ ０ ２４ 结 构 界面 以下的 无 效循 环部 位 进 行封 堵 。 对 ２ ０ 年 ， 驱自 ０９ 水 然递减 率和综合递减率 为 ２２ ．同一高 屡建筑形象中， 尺度要有序 ．１ ￣２５％， ０８ ． ￣５９ ｏ ５ 卜 吸水 羞 部位 加强注 水 ； 部 二是 对 于层 内渗 ３８％ ．１ 分别 比２ Ｏ年低 １ ３ｕ ． 个 高层建筑 设计时 ， 应充分考虑建 筑的城市 透率 级差 较 大 、 水 比例差 异 大且 发育 不 稳 百 吸 分点 ｝ 年均含 水９ ．８ ￣２ ０ 年上升 ０１ 尺 度、 ４４ ％， ０ ８ ． ７ 整体 尺度、 街道 尺度、 近人尺 度、 细部尺 定结构 界面的厚油层， 利用长 胶简封 隔器进行 个百分点。 产量递减 及含水上升速度得到有 效 度 这一尺度 的序列 。 某一尺度设 计中要遵守 在 封堵 ， 为防止 层内纵 向窜 流， 隔 器要 封 到 控制。 但 封 尺 度的统 一性 ， 能把 几种尺度混 淆使 用， 不 才 ３２ 采结构进一步优化 ． 注 结 构界面 以上０ ５ ． ｍ处 ； 是对于 复合 韵律 沉 三 能 保证高层建筑 物与城 市之 间、 整体与局部之 油井 产液 状 况表 明 ： 合 含 水低 干９ ％ 综 ０ 积的厚油 层潜力层与高水淹 层交错分布 ， 在油 １ 局部与局部之间及与人之间保持良好的有 间、 ． ２ 产液 强度增加 层中部 利用长 胶筒封隔 器实施 层内细分 ， 一 的采 油井产液比例提 高０ ５ ％， 将 Ｊ 机统 一。 ．５／ ．Ｉ综合 含水大于 ９％的采油井 产液 Ｔ ６ 个厚 油层变成 两个注水 层段， 层内进 行周期 ０２ ｔｄｉ； 在 ２３ ． 高层建筑形 象在尺度上须有可识 别性 ． ３ 产液强度下降了Ｏ２ｔｄＩ。 ．４／ ．Ｉ Ｔ 注 水 。 ０ ９ ， 施３ Ｆ ， ２０ 年 实 ９Ａ 高渗 透部 位控制 比例下降００％。 井 ｌ 高层建筑物上要有一些局部形象尺度， 能 无效注 水 ｌ２ ｍ３ ｄ 低 渗透部 位增加 有效 注 低 含 水井 产液 比例 明显提 高。分 层注 水状 况 １７ ／ ， 使 人把握 其 整体大 小 ， 除此 之 外， 也可用一 些 表 明： 强注水层段的注水 强度上升０ ２ ｍ３ 加 ．４ ／ 水ｌ １ｍ３ｄ 对 比ｌ 口细分井周 围３ 口油井， １２ ／ 。 ５ ３ ｝ 屋檐、 台阶、 柱子、 楼梯等来表示建筑物的体 ． 控制注 水层段的注 水强度下 降０ １ｍ３ ．ｌ ／ 细分后 日降液 １４ ， １ｔ 日增油 ｌｔ 综 合含 水下降 ｄ ｍ， ８， 量。 任意 放大或 缩小这些 习惯 的认知尺度部 件 ｄ Ｉ。 ．Ｉ 水驱注采结构 得到进 一步优化 。 Ｔ ０６ 个百分点。 ．２ 就 会造 成错觉 ， 果就 不好。 效 但有时 往往要 利 ３３ ． 无效注 采得到有效控制 ２２ 精 细厚层油井压裂 ， ． 努力挖潜层内潜 用这 种错觉来求得特 殊的效果 ２ ０ 年， ０ ９ 实施油 水井调 整１ ９ 井次 ， ６８ 控制 力 ３ 结 语 ， 根 据油 层发育、 隔夹层发育及剩 余油分布 无效 注水量２ ３８ Ｘ ０ ｍ３ 控制 无效产液 量 ４ ． １４ ， ６ 高层建 筑的外部 尺度影 响因素很多， 设计 等状 况 ， 个性化 设计压 裂方 式 ， 高厚油 层动 ２ ８６ × ０ ｔ 无效注采得 到了有效控制 。 提 ０ ．９ １ ， ４ 师在 设计高层建 筑中充分地 把握 各种尺度， 结 用程 度 主要做 法 ： 一是 对河道砂 体沉积 的正 ３４ 层压 力保持相对稳 定 ．地 ＼ 合人的尺度， 满足入的使用、 双偾的要求， 必定 韵律厚油层应 用长胶简定位压 裂方式 ； 二是对 ２ ０ 年， ０９ 加强高 、 低压井组 的注水调整 。 『 能创造出优美的高层建筑 外部造型。
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. 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油井深部堵水改善开发效果技术
９． 深部 注入 性 能好 。现场 应 用表 明 ， 井深部堵 水技 术是 油田特 高含 水期进 一步 改善 开 ９ ％， ６ 油
发 效 果 和 控 水 稳 油 的有 效 方 法 。 关键词 ： 深部 堵 水 ； 用 ； 井堵 水 ； 南 油 田 应 油 河
剩余油注相对较少 ， 大部分剩余油主要分布在约 １ ／ ２ 井 到油 井 问 的位 置 ， 值 模 拟研 究 结果 也认 证 了这 数
一
点。目 前采用普遍采用 的注水井深部调剖措施 ，
虽 可 提 高 约 １２ 到 注水 井 问注 入 水 的波 及 体 积 ， ／井
但不能改变约 １ 井到油井 问高渗层 的水窜 问题 ， ／ ２ 注入 水 到油 井 区域 后 依然 沿 高渗 层 “ 指进 ”波 及不 ， 到上述剩余油相对富集 的区域 ， 在油井周 围的剩余
中图分类号 ： Ｅ ５ 文 献标 识码 ： Ｔ ３８ Ａ
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河 南 油 田东部 老 区稀 油 油 田经 过 ３ 多 年 持 续 ０ 注 水 高 速 开采 ， 已全 面 进 人特 高含 水 开 采 后 期 ， 目
堵水 。 ’ 一 …
１ 油井深部堵水 的必要性
为 了证 实油 井 深部 堵水 的必要 性 ， 验 中采 用 实 前稀油 老区综合含水高达 ９ ． ％， ３ ４ 地质储量 采 出 ９ ２ ｍ× ５ ｍ×ｌｍ平板模型 ， 型内用环氧树脂 ５ ｃ ２ ｃ ｃ 模 程度达 ３． ％， ４ ９ 可采储量采 出程度达 ８ ． ％， 田 ７ ３２ 油 ０ 胶将粒径 ０ ００ ５ｍＴ ． 、． ｌ石英砂胶结在两平板之间 ， ５ ２ Ｉ 主力层 “ 采出程度 高 、 综合含水高 、 能量高 、 液量 产 模型 的孔 隙体积为 ３ Ｌ 模型对角线端有 ２ 出 ５ ， ｍ 个 高”而非主力层及主力层边缘却 “ ， 采出程度低 、 综 人 口（ 用作注水井和油井 ）对角线上安排了编号分 ， 合含水低 、 能量 低 ” 油 田综 合 含 水 持 续 走 高 ， 驱 ， 水 别 为 １５ ～ 的堵 剂 放 置位 置 。各位 置 含 义 如下 ： 置 位 效果越来越差 ， 控水稳油形势 日 益严峻。数模研究 １ 注 水 井 的近 井 地 带 ； 置 ２ 注水 井 的过 渡 地 为 位 为 显示 ， 进入特 高含水开采期后 ， 河南油 田地 下剩余 带； 位置 ３ 为注水井和油井的远井地带 ； 位置 ４ 为油 油分布高度分散且更加复杂 、 隐蔽 ， 呈斑块状 、 条带 井的过渡地带 ； 位置 ５ 为油井的近井地带。 状、 点状分布在水驱波及不到的部位 以及 中强水淹 实 验 时 ， 模 型接 入 可 视 化 驱 油 装 置 中 ， 饱 将 按 区 内 的低 渗 透 部 位 ， 有 “ 、 、 、 ” 具 薄 散 小 差 的特 和水 饱 和 油一 水 驱 油 的方 式 进行 实 验 ， 图 ｌ 在 大 点 “。从油井 、 ，； 注水井 周围剩余油的分布情况看 ， 由于注水井 附近一般都 已采取调剖 、 分注等措施 ，
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全球能源需求不断提高，油田开发已成为各国能源政策的重要组成部分，但同时也面临着诸多的挑战，如油田特高含水期的开发调整。
本文将介绍油田特高含水期开发调整的几点认识。
一、特高含水期的概念特高含水期指在油田开发生产中，水含量超过20%以上的阶段，这种水岩相对比较松散，产生的渗透率低，油藏储层破坏程度大，直接影响了油藏渗流性能和稳定性。
1. 油藏压力下降2. 水驱过程中水的运移和排水不利3. 油井采油厂的运行效率有限1. 采用提高单口产能的方式，增加采出的石油量，减少分离的含水量；2. 采用水平井技术，提高储层有效采收率；3. 采用新技术、新工艺，如水源井充排技术、燃气调剂技术等；4. 通过开展水驱动势力恢复实验，了解水驱动力衰减机理，为特高含水期的治理提供科学依据。
1.合理调整开发方案在特高含水期，合理调整开发方案是非常重要的，不合理的开发方案不仅会增加开发难度，而且对油田的整体产出效率也有很大的影响。
2. 加强储层管理储层管理是在油田开发过程中不可忽视的一环，只有加强储层管理，才能有效地控制油井的含水量，从而提高油井的产出效率。
3. 推进技术创新技术创新是解决特高含水期难题的关键，新的技术手段可以有效提高油田的开发效率和产出效率，实现油井的高产、低耗、高效开发。
四、加强环保意识在开发油田的同时，也要保护和改善环境，加强环保意识，推广环保技术，实现经济效益与环境保护的双赢。
结论：通过实践证明，特高含水期对油田开发造成了重大的影响，但只要采用合适的开发策略，加强储层管理，推进技术创新，加强环保意识，就能够有效地降低含水量，提高油产效率，为油田的可持续发展提供保障。
石油开发中的水驱技术应用
石油开发中的水驱技术应用石油是目前全球最主要的能源之一，其开采与生产技术一直是石油工业的关键课题。
在石油开发过程中，水驱技术被广泛应用，以提高原油采收率并更有效地开发石油资源。
本文将介绍石油开发中的水驱技术应用，并探讨其在提高采收率和环境友好性方面的优势。
一、水驱技术的原理和分类水驱技术是指通过注入水来增加油藏内有效驱替体积，从而驱赶原油到井口。
其基本原理是通过水的相对低粘度和高流动速度，优先渗入并移动油藏中的原油，从而推进原油向井筒聚集。
根据不同的方式和目的，水驱技术可以分为前驱、后驱和副驱等不同形式。
1. 前驱水驱技术前驱水驱技术是在石油开发初期，通过大量注入水来压制油井附近的气相。
相比于气相，水具有更高的相对渗透率，能够更好地渗透和驱出原油。
通过前驱水驱技术，不仅可以提高采收率，还能减少残余油量，增加石油开发效益。
2. 后驱水驱技术后驱水驱技术是在油井初期生产出一部分原油后，再注入大量水来推进原油向井眼聚集。
通过后驱水驱技术，可以减轻油井的压力，扩大有效开采范围，提高整体采收率。
3. 副驱水驱技术副驱水驱技术是指将非常规驱替剂与水混合后注入油藏，以提高原油采收率。
常见的非常规驱替剂包括聚合物、表面活性剂等。
副驱水驱技术在复杂油藏或高含水油藏的开采过程中起着重要的作用。
二、水驱技术应用的优势石油开发中广泛应用水驱技术有以下几个优势：1. 提高采收率水驱技术通过注入水来增强原油流动性，推进原油向井眼聚集，从而提高采收率。
在一些常规油田中，水驱技术的采收率可以达到50%以上。
有效地利用水资源，使原油采收率得到大幅度提高，为资源开发提供了强有力的手段。
2. 减少环境污染水驱技术通过注入非常规驱替剂或调整水的性质，可以减少对环境的污染。
相比于常见的溶剂驱替技术，水驱技术的环境影响更小，对生态系统的干扰更小。
这使得水驱技术成为一种相对环境友好的石油开发方式。
3. 提高开采效率水驱技术在石油开发中可以提高开采效率，缩短生产周期。
油田高含水期稳油控水采油工程技术陈灵
油田高含水期稳油控水采油工程技术陈灵发布时间：2021-06-10T11:04:40.917Z 来源：《中国科技信息》2021年7月作者：陈灵[导读] 伴随石油工业快速发展，油气资源开采技术的质量显著改善。
而油田开发同时也进入高含水期，要想保证石油资源开采安全，就要求对稳油控水采油工程技术加以优化，进而获取可观的生产效益。
中石化胜利油田分公司河口采油厂山东东营陈灵 257200摘要：伴随石油工业快速发展，油气资源开采技术的质量显著改善。
而油田开发同时也进入高含水期，要想保证石油资源开采安全，就要求对稳油控水采油工程技术加以优化，进而获取可观的生产效益。
本文首先介绍油田高含水期存在的常见问题，然后在问题分析的基础上提出油田高含水期稳油控水采油工程的技术措施，以此提高油田开发质量，顺利实现油田生产目标，推动我国油田生产的效率和质量，为后期的相关工程施工奠定坚实的基础。
关键词：油田高含水期；稳油控水；采油工程技术；常见问题；技术措施引言在对油田进行开发的中后期，油井的含水率会相应地升高，当进入一定的高含水期的时候，通过应用稳油控水采油工程技术，可以在很大程度上满足油田生产的需求，当出现高含水问题的时候，通过使用该技术，可以有效解决这一问题，还可以在很大程度上提高油田生产效率，进一步实现节能降耗的目的，为后期的油田健康生产提供相应的基础和保障。
因此，在这样的情况下，需要对油田高含水期稳油控水采油工程的技术进行深入研究，在实际的施工中具有一定的现实意义，有利于推动油田生产的高水平发展。
一、油田高含水期采油特征在石油开采作业逐步开展阶段，大部分油藏均进入中后期的开采阶段，进而出现油田存在较高含水率的情况，直接提高了开采作业的耗电量，而且在动力设备电能能耗增多的同时，油田的生产成本也明显提升。
要想满足油田生产经济性指标要求，有必要将稳油控水技术引入其中，优化采油效率并实现产能提高的目标，获取更多经济效益。
面对油田含水量偏高的问题，管道和设备也严重腐蚀，很容易增加泄漏概率，引发严重的安全事故。
油田高含水期稳油控水采油工程技术
油田高含水期稳油控水采油工程技术1. 引言1.1 油田高含水期稳油控水采油工程技术的重要性油田高含水期是指油田产量中水含量较高的阶段，通常是指油井产水量超过50%的阶段。
在油田开发中，高含水期是一个非常常见的阶段，而如何有效地稳油控水、提高采收率成为油田管理者和工程技术人员面临的重要挑战。
稳油控水是保证油田生产经济效益的关键。
在高含水期，油井产水量增加，油井产油量减少，如果不及时采取措施稳定油井产量，将导致油田整体产量下降，进而影响油田的经济效益。
稳油控水可以延长油田的生产寿命。
高含水期对油田产量的影响是不可避免的，但通过有效的稳油控水技术，可以延缓油田产量的下降速度，延长油田的生产寿命，充分挖掘油藏潜力。
稳油控水还可以降低油田生产中的安全风险。
在高含水期，油井产水量增加，可能引发油井失稳、油田漏油等安全问题，通过稳油控水技术可以有效降低这些安全隐患，保障油田生产安全。
油田高含水期稳油控水采油工程技术的重要性不言而喻，只有通过有效的技术手段和管理措施，才能更好地应对高含水期带来的挑战，实现油田的稳定生产和持续发展。
1.2 油田高含水期的定义和特点油田高含水期是指油田产液中水含量大幅度增加，达到一定阶段的时间段。
在油田生产运行过程中，随着时间的推移，原油中水含量逐渐增加，导致油水比逐渐下降，特别是在油井长时间生产后，油井的产液中水含量逐渐增多，进入高含水期。
油田高含水期的特点主要包括以下几个方面：油田产液中水含量明显增加，原液品位下降，导致采收率降低，产量逐渐减少；油藏渗透率下降，原油粘度增加，采油难度增大；油井产液中水含量不均匀分布，造成油井产量差异，影响整体采收效果；高含水期持续时间较长，对油田的整体开发与产量影响较大。
针对油田高含水期的特点，需要采取相应的稳油控水技术，以保证油田的稳产和高效开采。
2. 正文2.1 油田高含水期稳油控水采油技术的原理和方法1. 油层物理化学特性分析：在油田高含水期，油层的物理化学特性会发生变化，影响油水分离效果和采收率。
特高含水期水驱高效压裂工艺技术
ｐ ｒ ｏ ｖ ｅ ｄ； ｂ ｙ ｍｅ ａ ｎ ｓ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ Ｔ ｈ ｒ ｏ ｕ ｇ ｈ ｔ ｈ ｅ ｉ ｎ ｔ ｒ ａ ｆ ｏ ｒ ｍａ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｌ ｐ ｏ ｓ ｉ ｔ ｉ ｏ ｎ ｉ ｎ ｇ ｒａ ｆ ｃ ｔ ｕ ｒ ｉ ｎ ｇ ｔ ｅ ｓ ｔ ｗ ｉ ｔ ｈ ｌ ｏ ｎ ｇ ｒ ｕ ｂ ｂ ｅ ｒ ｔ ｕ ｂ ｅ ，ｔ ｈ ｅ ａ ｃ ｃ ｕ ｒ ａ ｔ ｅ
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 ８ ０ ％，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 Ｙ ３ ４ １ － 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
高含水期油田稳油控水技术分析
高含水期油田稳油控水技术分析油田进入高含水期之后，油田内的油不再是集中分布，而是在不同的层位中呈现不同的分布状态，而且因为油田的高含水，造成一系列问题，因此，必须对油井做出地质调查，对于不同的层位，采用不同的稳油控水措施，才能保证余油的开采，达到油田稳产的目的。
标签：高含水期;油田;稳油控水引言：因为不断的注水开采，使得油田进入了高含水期，高含水期的剩余油不再是连同的状态，而会呈现一种高度分散的状态，而且剩余油量也越来越少，开采难度越来越大。
对高含水期油田开采的要点是搞清楚剩余油采用何种分布规律分布，然后选择合适的稳油控水技术，才能保证这部分剩余油被顺利的开采出来。
1 高含水期油田的油藏特征1.1 层间差异以胜利油田为例，该油田到达高含水期后，滲透率的极差高达10以上，有时候可以到达几十，不同层的层间干扰非常严重，而且很多层不出油。
1.2 平面差异油田到达高含水期后，油藏的不均性性体现的更为显著。
1.3 层内差异油田到达高含水期后，因为岩石的孔隙结构不均匀，油田各层的吸水强度各有不同，导致剩余的油的饱和度也有很大的差异[1]。
2 油田高含水期存在的问题分析油田到达了开采后期，一大显著特点就是油田的含水量大大增加，由此导致的开采难度越来越大，因此，开采需要的能量越来越多，而且开采效率一路走低。
2.1 设备的腐蚀问题高含水期的油田，将油和水分离的难度是非常大的，设备和管道长期和高含水原油接触，会发生一定程度的腐蚀，如果腐蚀程度非常严重的情况下，就会出现管道泄漏，管道泄漏对于石油生产来说是致命性的，而且设备故障以后，必须花费大量的资金对设备进行维修，无疑增加了油田的生产成本，因此，必须对油田的生产技术进行优化，才能将油田的含水量控制到一定水平。
2.2 油田水淹问题油田分为正韵律层、反韵律层、复合韵律层，不同的层油田的水淹部位是不一样的，以正韵律层来说，因为对水有高渗透性，因此会导致底部水淹，剩余油都富集在顶部，而且顶部的水淹和底部来说，要轻一些。
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。
特高含水油田提高采收率的方法
特高含水油田提高采收率的方法发布时间：2021-04-16T14:43:54.650Z 来源：《中国科技信息》2021年5月作者：刘异一[导读] 经过多年注水开发，我国很多油田先后进入特高含水期，即，含水达90%以上，尤其是大庆、胜利、大港、中原、河南、江汉等地。
中石化胜利油田分公司鲁胜公司山东东营刘异一 257000摘要：经过多年注水开发，我国很多油田先后进入特高含水期，即，含水达90%以上，尤其是大庆、胜利、大港、中原、河南、江汉等地。
特高含水期油藏，采油速度很低、耗水量比较大、剩余油尤其分散、井况逐渐恶化、开发效益降低等特点，所以，特高含水油田采收率，是制约国家持续发展的重要经济因素，本文首先介绍了特高含水期油藏基本特点、分析了特高含水期油藏剩余油分布特征，然后系统、全面概括了特高含水油田，继续水驱、聚合物驱、氮驱、注凝胶驱、CO2驱等五种提高采收率技术方法做了一个全面系统地整合。
关键词：特高含水；聚合物驱；氮驱；注凝胶驱；CO2驱；采收率；引言：目前，我国很多油田逐渐进入了特高含水期，虽然，采油速度很低、耗水量比较多、剩余油也很分散等等特点，但是，从己开采储量和年产量看，特高含水油田依旧是油田开发的主体，它的剩余可采储量占着很大比例。
所以，特高含水油田采收率直接制约着国家的持续发展，在目前技术条件下，特高含水率油田采收率的提高具有很大潜力。
一、特高含水期油藏特点主要依据含水率变化，一般说来，开发阶段分为以下四个开发阶段:Sw: 0%^'20%，低含水期; 其开发阶段开发特征注水见效快、主力油层发挥充分作用、产量高、液量上升快，含水上升慢。
Sw: 20%^'60%，中含水期; 其开发阶段开是发特征含水加快，液量上升急促，油水分布复杂，各种矛盾明显，产能受到限制。
Sw: 60%^"90%，高含水期; 其开发阶段开是发特征快速提液，油水运动、分布复杂，剩余油分散，开采效果下降，油井状况变差，开采难度变大，产油量进入到了递减期。
油田特高含水期注采调整技术对策与措施
率４ ０ ． ５ ％。 胜坨油田自１ ９ ６ ４ 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５ ９ ． ７ ‰ 夹层下部仅有３ ３ ． 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９ ６ ％ 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９ ０ ％， 日产液小于３ ０ 吨的油井， 单井 日产油由
２ ． ３ ｔ ／ ｄ － 匕 升 到４ ． ５ ｔ ／ ｄ ， 日增 油 ２ ． ２ ｔ ／ 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
５ ０ －６ ０ 井次。 堵 水措 施３ Ｏ 井次 ， 日产油 由１ ． ６ ｔ ／ ｄ 上升 到４ ． ０ ｔ ／ ｄ ， 含 水 由９ ７ ． 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。
油田高含水期稳油控水采油技术
油田高含水期稳油控水采油技术摘要：随着油田开发力度的增大，对于油田高含水期的采油工作，常常会遇到诸多的问题，如果无法正确采用稳油控水采油工艺，将造成巨大的能耗，影响产量和效益。
因此，针对油田含水期的采油任务，需做好稳油控水的工艺优化和改进，全面提高采油效率和效益。
本文主要分析油田高含水期稳油控水采油技术。
关键词：油田含水期；稳油控水；采油技术引言虽然在多年的油田开发过程中，我国的采油工艺和技术日渐进步，新型采油工艺的应用解决了传统技术的问题，为采油工作的进行提供了巨大的技术支持。
但随着很多油田开采年数的增加，一些油田进入了高含水期开发阶段，此阶段的油田含水量高，采油时油水分离难度大，控水复杂，为克服高含水期采油工作的难度，需从稳油控水的角度来进行技术的更新、设备的引进。
1、油田水平井稳油控水现状伴随着我们国家经济的发展，越来越多的油田已经进入到了发展的中后期阶段，对于控水的需求量也变得十分的紧迫。
海上油田水平井稳油的控水技术是一个综合性的工程，其中不仅包含了油藏学科、钻取学科，也包含了水平井的学科以及完井等各个专业，因此必须要全盘的对整个进行生产的井段进行安全生命周期控水的考虑，也必须全面的考虑各个能够产生影响的因素，进而做出更多的内容设计。
在已经确保了油藏的生产、钻取井等各个基础对工作的准备之后，还必须要通过相关的研究和探索进一步的去寻找一些合适的控水技术以及找水技术，从而更好的进行井筒内工作的开展，最终达到增强稳油控水的目的。
对于水平井稳油控水技术以及找水技术来说，因为油藏本身的特性、流体的特点以及井身的结构存在着一些条件上的差异，已经逐渐的形成了一系列不一样的技术。
在最近20年里，已经慢慢的形成了从生产测井、示踪剂等各种各样的找水技术，发展到了机械控水、化学堵水等结构体系十分完整的控水技术，这也给油田进行稳定的控水工作最大化提供了强有力的技术支持。
和陆上油田比起来，进行海上油田的开发有着自身的许多特点——海上油田的开发风险相对较高、投资成本较大、环保方面的要求也很高，容易受到的外界影响也比较多。
改善注水开发效果的水动力方法简介
2.6 改善注水效果的水动力学方法简介一、高含水期油田剩余油分布特征期，剩余油多存在于大量而分散的低渗透层内。
从平面上看，这些低渗透层往往交错地分布于高渗透高含水层富集区通常分布在：（1）断层附近地区。
断块油田的边界断层附近，常常区。
（2）岩性复杂地区。
包括河道砂体的漫滩或边滩等部水比较低，但很快就会上升。
（6）微构造部位。
由于注人水常向低处渗流，当微构造部位无井控制时，常会滞留有剩余油。
由于各个油藏的具体地质条件和开发状况不同，上述各二、水动力学方法周期注水和最终采收率的一项重要的水动力学方法。
一般认为，周期注水就是周期性地改变注人量和采出量，在地层中造成数，包括层状不均质性和各层之间的水动力不连通程度；的低渗透小层投入开发，从而创造均衡驱替前缘，提高注影响周期注水的因素2）不连通程度越大，其周期注水效果越差。
3）尽早实施周期注水，效果会更好一点。
＝2．改变液流方向向，提高注入水在油层中的波及效率，增加水驱油面积。
改变供油方向和改变水流方向。
量和减少注水油田的单位耗水量。
（2）改变液流方向注水基本上是将强化程度较低的注（2）在纵向非均质地层中渗流速度降低时，产生相的重力分离和有效渗吸作用。
（3）当水淹层的地层压力降至饱和压力时，在总液流（2）对油藏的地质、开发状况已进行了详细的研究。
（3）已形成了可改变注水量或注采井别的活跃的注水3．强化注采系统的变形井网井网而言的，是在后者的基础上进行变形而得到的。
采用加或变化了注水方向、增加了注水井数而强化了开采；它兼有线性注水的优点（生产的可靠性，对实现开发系统的和采收率的影响）；在注水的封闭系统条件下，容易实现4．补充点状和完善排状注水系统田注水后地下剩余油和油层压力分布的不均匀状况，通过生产井转注或打专门的注水井建立补充的注水井点或注水和连通程度低的油层以及低渗透层和透镜体油藏，效果最（2）点状注水对于严重不连续和呈透镜体分布的层系具有最好的效果。
（3）点状注水开始投人工作的时间应根据注水井排5．提高排液量程是提高注水油田开发效果的重要途径。
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
油田特高含水期的开发是石油勘探和开发过程的一个重要阶段。
在特高含水期开发过
程中，石油公司需要进行一系列的技术调整和项目管理，以确保开发过程的顺利进行和最
大的经济效益。
一、特高含水期需要采用新技术
在油田特高含水期，往往需要采用新颖的技术进行开发和改进，如水驱、气驱、泵驱、化学提高采油率等技术。
这些技术可以帮助开采人员更好地应对过高的含水率，从而提高
采油井的采油效率。
二、项目管理需要更加科学透明
在石油企业的采油过程中，项目管理需要更加科学和透明。
此外，还需要制定可持续
发展策略，关注环境保护，推行能源低碳化。
三、优化采油工艺和采油设备
借助现代科技，如物联网技术和人工智能技术，可以对采油工艺和采油设备进行优化，以提高采油的效率和品质。
四、加强环境保护和社会责任
在油田特高含水期的开发过程中，需要及时制定环境保护和社会责任措施，加强社会
责任意识，保护生态环境，尽量减少对当地生态系统的影响。
探讨油田特高含水期注水开发配套技术与应用
２ ． ４ 堵 水工 艺
率 增速加 快 ， 各 种问题 和矛盾 不 断暴露 出来 ， 弥 补产量 递减 和含水 上升对 产量 造 成的 影响 越来越 难 ， 严 重影 响油 田开 发效 果和经 济效 益 。 １高含 水期 油 田开发 面临 的 问题
２ ． ３ 压裂解 堵技 术
压裂 工艺 不仅对 油层 一次 改造增 产有效 ， 而且 ， 可 以进 行 多次重复 压裂 有 效。 对 酸化不见 效 区块 进行小 型压裂 增注试验 ， 开展 了气动力 深穿透解堵 技术 ， 通过 引发主 药剂反 应 ， 产 生大量 高温 、 高压 气体 ， 压 开岩石 产生 裂缝 ， 压裂 解堵 技术有 效解 决了不 同井 况堵塞 、 欠注 或注不进 的 问题 ， 保 证 了地质配 注方 案的 有 效执 行 。 ２ ０ １ ｏ 年 以来 进 行 了现场 试验 ， 采用 压 裂解 堵技 术用 于水 井增 注 ３ 口
前
言
水存 在 的 问题 ， 注入 水沿 高渗层 或 裂缝方 向窜进 ， 造 成纵 向各层 和平 面各 向油
注 水是保持 油层压力 ， 实 现油 田高 产稳产和 改善油 田开发效果 的有效方 法 之一 ， 用注 水（ 或注 气） 的方法 弥 补采油 的亏 空体积 ， 补 充地层 能量 进行 采油 ， 采 收率一 般在 ３ ＆ ／ ｏ － ５ ０ ＂ ／ ｏ 。 油 田要及 时注 水保 持 地层 能量 ， 还要 通过调 整注 采强度
一
要精 细分层 注水 ， 层段 水量分配 合理 ， 保 持合理 的注采 比， 加密水井 测试调 配， 保持 较高 的注水井分 注率 和分注合格 率 ， 大力实施 注水井增 注等 工艺 ， 以实 现细分 注 水 。 改善 注水 工 艺及其 配 套工 艺技 术 ， 提 高油 田采收率 ， 实现 二 次采
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油井 水井 新油井（4口） 新水井（6口） 转注（1口） 油井堵炮眼（2口） 卡改（1口） 水井堵炮眼（1口）
3-211
2-186 2-188
3-253
1、细分韵律层技术
胜二区沙二83-5单 元调整效果 日产液（t/d）
胜二区沙二83-5单元调整效果
4520
414
4934
5912
日产油（t/d）
154
述的基本程序、技术和方法，形成了系列配套技术。初步实现油
藏描述软件一体化。 特高含水阶段，强化了精细储层、构造解释和剩余油定量
识别的研究，以满足精细挖潜的需要：
1、精细储层建模技术 2、精细构造解释技术 3、精细数值模拟技术
（一）攻关配套精细油藏描述技术，有效挖掘特高含水期老油田潜力
1、精细储层建模技术
2、精细构造解释技术
（2）地震地质标定技术：确定标志层和砂体的顶底反射
声波时差 地质分层 子波 合成 VSP 记录 过井剖面
河159 井地震地质标定技术
（一）攻关配套精细油藏描述技术，有效挖掘特高含水期老油田潜力
2、精细构造解释技术
（3）相干分析技术：认清断裂系统发育，指导低级序断层组合
辛25断块沙二段沿层相干平面图
油田进入特高含水开发阶段，隔夹层、单砂体迭置关系、韵律 性等储层非均质性是影响剩余油分布的主要地质因素，因此，通过 建立更加精细的储层模型，为剩余油挖潜奠定基础。 高分辨率层序地层研究
多信 息储 层定 量模 拟技 术
地震、 露头约 束参数 库
储层 骨架 参数 库
储层 物性 参数 库
流体流动单 元研究
地震数据体
3、精细油藏数值模拟技术
(1) 网格设计技术
开发早中期
特高含水期 宏观地质描述 规则网格、粗网格
精细刻画微观 地质因素
不规则网格、细网格
变密度网格
非结构网格
井网密度、渗透率非均质、微构造 低级序断层、水平井、定向井、侧钻井 韵律性（沉积时间单元）、隔夹层 砂体尖灭、砂体叠加
细分纵向网格
多套网格并生
88 10
78
含水 %
含 100 水 90 ％ 80
70 60 50
200312
96.1 86.9
200406 200412 200506 200512 200606 200612
86.7
200706
8-10砂层组非主力层重组后水驱状况得到改善，水驱储量控制程度提 高：由47.2%提高到93.2%，水驱储量增加168万吨。
3、多层断块油藏细分层系技术 断块油藏断裂系统复 杂，认识难度大，初期 开发层系划分比较粗， 主要采用大段合采合注， 高含水期层间干扰严重， 层间矛盾突出；
辛109-59 辛68-13 辛68-40 辛68-45
高含水期断块油藏 调整挖潜由注重占 屋脊钻高点转向细 分开发层系。
68-56 辛68-12
3、精细油藏数值模拟技术
(3) 并行模拟计算技术 规模大：模拟模型由以往的10万级节点跨越到百万节点； 精度高：网格尺寸由以往的百米级精确到十米级！！ 速度快：实现百万节点模拟模型计算的工作日化
3.6万节点
102万节点
并行机及并行软件的开发应用，提高了特高含水油 田大规模精细模拟的精度与效率,每年完成百万节点的 大规模油藏模拟模型4－5个。
“十五”以来，针对老油田剩余油潜力规模、方向和类型 的变化，进一步明确了不同类型油藏精细油藏描述的侧重点， 配套完善了关键技术。
油藏类型 描述重点
隔夹层
关键技术
相控夹层分布规律 井点夹层解释技术 井间夹层预测技术 高精度三维采集技术 高分辨率处理解释技术 相干体分析技术 神经网络综合识别技术 稀疏脉冲反演技术 三维非均质建模技术
为细分开发层系提供依据
多层断块油藏特高含水期细分层系效果显著
“十五”以来在东辛辛 23 、辛 47、现河庄油田河 68 等 22 个 开发单元进行了细分层系，取得了较好的开发效果。
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。
23x280井测井图 82(4) 82(5) 原8 3上
小层号
韵律层号 8 2(1) 8 2(2)
细分后 68.3 34.8 65.8
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。
自然电位 82(2) 每米相对吸水量（%） 自然电位
82(2)
微电极
4米梯度
9.3
82(4) 82（5）) 83(1)
4.7
1.2
5.5
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
82(4) 82(5) 83(1) 83(2)
83(2)
3.4
83(（4） 83(5)
1.9 0
22188水井吸水剖面
83(4) 83(5)
22186油井测井曲线
1、细分韵律层技术
辛68块： 含油砂层组 含油小层
17个 84个
沙二7-14
含油井段 700m
沙二7-14
3、多层断块油藏细分层系技术
研究了影响层系细分的因素，通过建立概念 模型，利用数值模拟手段研究细分界限。 初步形成了断块油藏开发中后期细分原则
细分条件 含油面积：>0.3km2 隔层厚度：>2-4m 单井控制剩余经济可采储量： >2万吨 细分界限 小层数：4-5个 生产厚度：8-13m 渗透率级差： < 5-7倍 粘度倍数差：<3倍
1、细分韵律层技术
完善韵律层井网，减少纵向干扰
潜力韵律层调整后井网图
82（5）+83（4-6）
1X125
•钻新井（油井12口，水井5口）， 实现韵律层的单采、单注； •转注（4口），提高韵律层注水 强度；
0-801 1-172
1-181
0-191
1-221 1-234
•老井补孔改层（6口）、堵炮眼 （2口）、大修（2口），挖掘韵 律层潜力； •堵水调剖（10口）、酸化（4 口），提高韵律层吸水性。
渗透率级差：控制在3以下；
井网 重组 井网重 组的技 术政策 界限研 究
原油粘度：
差异小于1倍；
同一组合层系的油层厚度：控制在12m以内； 注采井距：主力层组合采取稀井网大井距，非主力采取密井 网小井距； 地层压力保持水平：主力层组合保持在饱和压力附近，非主 力层组合保持在原始压力0.75倍左右；
采液强度：非主力层系采取提液生产。
带构造背景下三维渗透率模型
（一）攻关配套精细油藏描述技术，有效挖掘特高含水期老油田潜力
2、精细构造解释技术
断层平行井排 断 层 垂 直 井 排
断 层 斜 交 井 排
两条断层相交
低级序断层是指断层级别中四级及以下的小断层。 特点：延伸短、断距小，识别、描述难。 意义：基本不控制油气的聚集，但控制剩余油富集。 特高含水期挖掘剩余油描述的重点
2、多层砂岩油藏井网重组技术
重组前 （2套层系） 重组后 （7套层系） 1砂层组主力 调整原则 主力油层完善平面潜力井区、 挖掘平面及层内潜力；
1-7砂层组
2-3砂层组主力
非主力层完善潜力油砂体井网、
提高储量控制程度。
1-7非主力
8砂层组主力 9砂层组主力 8-10砂层组 10砂层组主力 8-10非主力
58
212
49.2 ％ 201
含水（%）
96.6
0.9
95.7
49.2 ％ 96.6
2007年6月
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％。
2、多层砂岩油藏井网重组技术
8 3上
8 2(3) 8 2(4) 8 2(5) 8 3(1)
83小层
83(1) 83(2) 原8 3下
8
3下
8 3(2) 8 3(3) 8 3(4) 8 3(5) 8 3(6)
83(3) 83(4)
1、细分韵律层技术
83-5层细分 前后状况对比
项目 细分前 注采对应率 % 94.6 其中双向及以上 % 45.4 水驱储量控制程度 % 93.0
针对多层砂岩油藏一套开发层系内主力层、非主力层动用差 异大(加密井网和层系细分效果差 )的矛盾，在开展储层精细研究、 深化剩余油分布规律认识、重构储层模型的基础上，开展井网重 组，提高非主力层的水驱动用程度。
3-5-146
相对吸水量（%）
3-5-144
12(2) 13(1) 13(2)
32.4 12(2) 1.26 0.98 13(1)
辛25断块沙二段顶面构造图
相干技术研究成果
综合研究成果
通过反复实验选取最佳相干道数和时窗，采用了正交9道、时窗32ms的 地震相干数据体对断裂系统解释，其中目的层沿层相干切片效果最好，说 明相干体研究对断裂的组合能够起到很好的指导作用。
2、精细构造解释技术
（4）全三维解释技术：准确描述断层与层位配置关系 断层
一、主要开发技术及做法
二、下步攻关方向
一、主要开发技术及做法
（一）攻关配套精细油藏描述技术，有效挖掘特高含 水期老油田潜力
（二）加强技术研究与应用，改善水驱开发效果