离子水驱技术油藏适应性分析及驱油效果评价研究
低渗透油藏水驱提高采收率技术研究
低渗透油藏水驱提高采收率技术研究水驱开发是低渗透油藏开发的主体技术。
但随着低渗透油藏开发程度不断加深，开发矛盾日益突出，如何不断改善开发效果、进一步提高水驱采收率将成为低渗透油藏产量稳定的关键。
本文针对低渗透油藏采用注水开采技术中存在的各种问题，总结归纳了一系列低渗透油藏水驱提高采收率的相关技术，对提高低渗油藏开发水平具有一定的借鉴意义。
标签：低渗油藏；水驱开发；采收率中国低渗透油藏经过长期的不懈探索和实践，在开发理论和开发技术方面都取得了很大的成就。
但随着低渗透油藏开发阶段的不断深入、开发对象和储层改造的日益复杂，将面临一系列新的问题。
水驱开发是低渗透油藏开发的主体技术，提高水驱采收率是改善低渗油田开发效果，有效动用低渗储量，对油田持续稳产、效益发展具有重要现实意义。
1 井网优化及加密调整技术2000年以后投入开发的特低渗透油藏，结合整体开发压裂，优化并采用了非常规的菱形和矩形井网。
这种井网的优点是井排距灵活可变，适应不同开发物性、不同裂缝发育程度的低渗透油藏。
并且在一定程度上抑制方向性水淹速度，提高侧向井见效程度及平均水驱均匀化程度。
缺点便是与基质物性匹配难度大，调整余地小，对于天然裂缝多向发育的油藏风险较大。
动态缝的延伸、沟通是低渗透油藏方向性见效、水窜的主要原因，天然裂缝方向和人工裂缝方向及相互影响决定了水窜、水淹方向。
裂缝侧向基质的有效驱替范围，主要取决于基质物性，是确定合理排距或注采井距的主要依据。
类块状油藏井网对河道砂体的控制和多层油藏井网对非主力层的控制是提高水驱动用的关键。
单砂体注采井网的合理性和完善程度是提高水驱波及的主要因素。
注采井网与砂体分布形态的合理配置，尽量避免沿河道方向注采，造成基质水驱沿主河道高渗条带突破。
井网与缝网的合理匹配是改善低渗透油藏开发效果的关键，针对不同类型油藏、不同井型、不同改造方式，优化并确定合理注采井网系统。
2 层系优化重组技术层间及层内非均质造成动用程度、水驱状况差异较大，层系优化重组技术，可以提高采油速度、水驱波及体积和采收率。
二氧化碳驱技术在低渗透油藏开发中提高驱油效率的研究与应用
二氧化碳驱技术在低渗透油藏开发中提高驱油效率的研究与应用摘要：在中石化总公司支持下，组建了CO2驱技术研究团队，形成了高温高盐油藏CO2驱油三次采油关键技术，解决水驱废弃油藏和低渗难动用储量的开发难题。
在国内率先开展了特高含水油藏CO2/水交替驱；深层低渗油藏CO2驱。
油田层次开展了四种油藏类型五种矿场试验。
验证该类油藏二氧化碳驱可行性，探索合理举升方式，进一步优化二氧化碳驱井网井距，验证大井距可行性，探索深层低渗稠油油藏有效开发方式，扩展二氧化碳驱应用范围以及特高含水废弃油藏二氧化碳驱提高采收率技术。
探索储层粘土含量高、水敏性强油藏二氧化碳驱提高采收率技术。
关键词：二氧化碳驱低渗油藏提高采收率换油率1、研究目的1.1 某厂低渗难动用储量涉及开发单元11个，地质储量1601.85×104t，标定采收率7.56%，目前采出程度5.54%。
涉及单元多为低孔隙、低渗透的地质特点。
2010年开始二氧化碳驱在胡1块深层低渗油藏实施先导试验，胡1井组气驱取得成效后，相继在其他五个低渗类型油藏实施气驱开发。
目前总覆盖地质储量309.5×104t。
累注气17.9×104t，累增油3.05×104t。
1.2低渗油藏水驱效率低，注采井组呈现两极分化现象，一是注水压力高油井难以见效，二是油井见效快、含水上升快、见效稳产周期短，通过二氧化碳驱提高驱油效率。
2、研究内容及成果2.1 二氧化碳驱机理上优于水驱一是超临界二氧化碳注入能力强，增大有效井距；二是CO2驱补充地层能量，可膨胀地层原油，提高驱油效率再者CO2能进入的孔喉半径比水小一个数量级（0.01μm），低渗油藏，增加驱油体积25%以上，随CO2溶解，原油体积膨胀。
毛管半径分布曲线不同驱替方式驱替压力变化曲线2.2二氧化碳驱解决注入压力过高的问题根据深层低渗油藏开发情况调查，注水压力高，注气难度不大。
从地质条件类似的胡某区块二氧化碳注入能力看，二氧化碳驱可以解决注入压力过高的问题。
低渗透油藏水驱开发存在的问题及对策探讨
低渗透油藏水驱开发存在的问题及对策探讨发布时间：2022-02-15T06:59:29.447Z 来源：《中国科技人才》2021年第28期作者：姜依卓[导读] 面对低渗透油藏这种令人“头痛”的油藏类型，经过多年水驱开发取得了较好的开发效果。
中国石化胜利油田分公司孤岛采油厂采油管理二区山东东营 257231摘要：面对低渗透油藏这种令人“头痛”的油藏类型，经过多年水驱开发取得了较好的开发效果。
但也存在注水井吸水能力低、启动压力和注水压力高、油井受效时间长、压力和产量变化不敏感等问题。
针对低渗透油田注水开发中存在的问题，分析了影响水驱开发效果的主要因素，阐述了提高低渗透油田开发效果的技术对策。
关键词：低渗透油藏；水驱；开发效果；影响因素；对策1低渗透油藏水驱开发存在的问题孤岛复杂断块低渗透油藏属于常温、常压、弱边水、亲水构造—岩性油藏,具有中等水敏和中等酸敏,目前表现为双低(采油速度低、采出程度低)。
油藏类型为受构造控制的构造岩性油藏。
取得一定注水效果的同时，开发过程中的问题及矛盾也日益突出。
1.1采用消耗方式开发，产量递减快，压力下降快低渗透油田天然能量不充足，原始地层压力高，渗流阻力大，能量消耗快，采用自然枯竭方式开发，产量递减快，地层压力下降快，在依靠天然能量开采阶段，产油量的年递减率为40%，地层压力下降幅度很大，每采出1%地质储量，地层压力下降4.2MPa。
为了获得较长的稳产期和较高的采收率，采用保持压力的开发方式是势在必行的。
1.2注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高低渗透注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高，而且随着注水时间的延长，层间、层内矛盾日益加剧，甚至发展到注不进水的地步。
由于注采井距偏大、油层吸水能力低，注水井的能量（压力）难以传递、扩散出去，致使注水井井底附近产生鳖压，注水压力升高。
1.3油井见注水效果较慢，压力、产量变化不敏感该油田由于油层渗流阻力大，注采井距偏大，注水井到油井间的压力消耗多，因而油井见注水效果不仅时间晚，而且反应比较平缓，压力、产量变化幅度不大，有的甚至恢复不到油井投产初期的产量水平。
《微生物—聚合物联合驱油实验研究》范文
《微生物—聚合物联合驱油实验研究》篇一一、引言随着石油资源的日益枯竭和环境保护意识的提高，如何高效地开采和利用石油资源已成为全球关注的焦点。
在石油开采过程中，提高采收率是关键。
近年来，微生物—聚合物联合驱油技术因其独特的优势逐渐受到广泛关注。
该技术通过利用微生物和聚合物的协同作用，提高油藏的采收率。
本文将就微生物—聚合物联合驱油实验进行研究，探讨其驱油机理及效果。
二、实验材料与方法1. 实验材料实验所需材料包括：石油样品、微生物菌种、聚合物溶液、实验用油藏岩心等。
2. 实验方法（1）制备微生物—聚合物联合驱油体系：将微生物菌种与聚合物溶液混合，制备成联合驱油体系。
（2）进行岩心驱替实验：将实验用油藏岩心置于驱替装置中，分别进行单独使用微生物、单独使用聚合物及微生物—聚合物联合驱油的实验。
（3）观察并记录实验数据：记录不同驱替方式下的压力变化、流量变化、采收率等数据。
三、实验结果与分析1. 实验结果通过岩心驱替实验，我们观察到微生物—聚合物联合驱油体系在驱油过程中表现出较好的效果。
与单独使用微生物或聚合物相比，联合驱油体系的压力变化更为平稳，流量更大，采收率更高。
2. 结果分析（1）驱油机理分析：微生物在油藏中生长繁殖，产生生物表面活性物质，降低油水界面张力，使原油更容易被采出。
聚合物则通过降低毛管力，改善油水流动性。
二者协同作用，提高了驱油效果。
（2）采收率分析：从实验数据可以看出，微生物—聚合物联合驱油体系的采收率明显高于单独使用微生物或聚合物。
这表明微生物和聚合物的协同作用能够更好地提高油藏的采收率。
（3）适应性分析：不同油藏的岩石性质、流体性质等存在差异，因此各种驱油方式的适应性也有所不同。
在实际应用中，需要根据油藏的具体情况选择合适的驱油方式。
然而，从实验结果来看，微生物—聚合物联合驱油体系具有一定的普适性，适用于不同类型的油藏。
四、结论通过实验研究，我们发现微生物—聚合物联合驱油技术具有显著的优越性。
大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析
ICSQ/SY DQ0605-2006代替Q/SY DQ0605-2000大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法Indexes and analytical method of injected water quality in reservoir water flooding in daqing oil field2006-05-30 发布2006-06-30 实施中国石油天然气股份有限公司大庆油田有限责任公司发布中国石油天然气股份有限公司企业标准大庆油田有限责任公司前言本标准代替Q/SY DQ0605-2000《大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法》。
本标准与Q/SY DQ0605-2000相比主要变化如下：——修改了Q/SY DQ0605-2000中不含聚合物注入水水质控制指标；——修改了Q/SY DQ0605-2000中含聚合物注入水水质控制指标。
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分析水驱导数曲线评价方法
分析水驱导数曲线评价方法摘要对水驱特征去曲线进行分析，用来对油藏水驱开发动态进行开发和评价，得到地质储量的计算结果。
在水驱特征的曲线的累计过程中，将部分信息进行了掩盖，得到了水驱开发动态的及时的评价，导致评判的结论和计算的结果不准确。
因此，为了解决这一问题，将导数的敏感性特征加以引入，得到相应的水驱特征的导数的计算方法。
经过实例结果表明，水驱特征导数的曲线能够准确方便地评价油藏水效果。
关键词导数曲线；水驱特征；油藏工程引言油藏工程中，需要对一些时间和空间的函数的特征变化曲线来对油藏开发进行效果的分析，得到了一些累计的特征函数的指标，水驱特征曲线法进行了油藏开采的过程，具有实用的优点[1]。
在实际应用中，利用甲型水驱特征进行油藏水驱开发动态的评价和分析，得到了油藏水驱开发指标和地质的储量的分析。
根据水驱的深入开发的原理，甲型水驱特征曲线呈现了直线的特征，在坐标系上由于水驱特征的函数的变动在小范围数据中不敏感，将中后期的开发措施进行了分析和开发，得到了中后期的措施效果，不能将水驱开发动态进行准确的评价，寻求到更加具有敏感性的水驱评价的方法。
1 导数曲线的引入和分析在石油行业中，压力导数曲线用于解释现代试井的广泛应用，对与导数的函数的敏感性具有很好的解释结果。
将水驱特征曲线进行了效果的分析和评价。
甲型水驱特征的曲线以累计的油产量为横坐标，累计的产水量形成了纵坐标，对数坐标在开发的中后期呈现出明显的直线段，并且形成了常用的直线斜率，其特征函数方程为：Wv为累计产水量，Np 为累计产油量，a，b为常数。
利用直线段的斜率将水驱地质的储量进行计算，得到了多种的常用的关系式为：其中，N为当前的水驱地质储量。
在较高的含水阶段，油田单位累计的摻水的水油比为常数，导数的曲线能够反映出当前的生产状况，与整体生产状况对比得到了当前以及中后期的措施效果的独特作用[2]。
在对产水的导数进行计算的时候，采用的数据是月度的产量以及数据，油田的生产不是连续的，计算出来的导数的曲线的波动范围较大，不利于进行评价，曲线的光滑处理和计算方法是有限性迭代法以及三次B样函数法等。
不同驱油剂应用于聚合物驱油后油层的适应性分析
第 ４期
曹瑞波等 ： 同驱 油剂 应用于聚合物驱油后油层 的适应性分析 不
１１ ０
２ 不 同驱油剂 渗流性能 及聚合 物驱 油后驱 数也高 。黏度相 同的二元复合体系和三元复合体 油效果实验研 究
开展 ２种 类 型 实 验 研 究 ， 种 是 渗 流 性 能 实 一
系， 两者的阻力系数相差较大 ， 这是 由两者体系聚
中 图分 类号 ：Ｅ ５ ．６ Ｔ ３７ ４
文献 标 识 码 ： Ａ
文 章 编 号 ： ０６— ５ ５ ２ １ ）４— １０— ４ １０ ６ ３ （ ０ ２ ０ ００ ０
引 占
目前 ， 国内一些 油 田已陆续 进入 聚合 物驱后 续 水 驱 阶段 ， 聚 合 物 驱 油 后 油 藏 仍 有 将 近 ５ ％ 的 而 ０
见表 １
表 １ 化 学 剂 参 数
收 稿 Ｅ期 ：Ｏｌ１ ｌ ； 回 日期 ：０ ｌ１ｏ ｔ ２ １ ｌ ｌ改 ２ １ １２
基金项 目： 国家科技重大专项“ 大型油气 田及煤层气开发” 之子课题“ 聚合物驱后提高采收率技术” ２ ０ Ｅ一１ １ ） （０ ８ ２０ 作者简介 ： 曹瑞 波（９ ７一） 男 ， １７ ， 工程师 ， ０ ２ ２年毕业 于大庆石 油学 院石油工程专业 ， ０ 现从事提 高原 油采收率技术研究工作 。
曹瑞 波 ， 韩培 慧 ， － Ｎ； ａ玲 ，
（ 中油大庆油 田有 限责任公 司， 龙江 黑 大庆 １３ １ ） ６ ７ ２
摘 要 ： 内一 些 油 田 已陆 续 进 入 聚 合 物 驱后 续 水 驱 阶段 ， 待 研 发 聚 合 物 驱 油 后 进 一 步 提 高 采 国 亟 收 率技 术 为 此 ， 用 物 理 模 拟 方 法 ， 究 了不 同 驱 油 荆 的渗 流 能 力 及 聚 合 物 驱 油 后 驱 油 效 运 研
水驱、气驱、聚合物驱等油田采收率提高方法研究与对比分析
水驱、气驱、聚合物驱等油田采收率提高方法研究与对比分析摘要：本研究旨在探讨水驱、气驱和聚合物驱等不同的油田采收率提高方法，并对它们进行对比分析。
石油开采是全球能源供应的重要来源，提高油田采收率对于能源保障至关重要。
水驱、气驱和聚合物驱是常用的增油技术，本文从机理、适用条件、经济效益等方面进行对比分析。
水驱适用于高渗透率油藏，气驱适用于高黏度油藏，而聚合物驱则适用于低渗透率和中等黏度油藏。
关键词：水驱、气驱、聚合物驱、增油技术、采收率提高引言：随着全球能源需求的不断增长，石油开采的重要性日益凸显。
在众多油田采收率提高方法中，水驱、气驱和聚合物驱等技术备受关注。
这些方法的选择对于不同类型的油藏具有重要意义。
本文旨在对水驱、气驱和聚合物驱等增油技术进行深入研究和对比分析。
我们将关注其机理、适用条件以及经济效益等方面，以期为石油开采领域的决策者和从业者提供宝贵的参考和指导。
在摘要和正文之间，本引言将为读者揭示研究的动机与重要性，为后续内容的阅读铺垫。
一水驱技术在油田采收率提高中的应用与机理分析水驱技术是一种广泛应用于油田采收率提高的有效方法。
其基本原理是通过注入水进入油藏，利用水的推进力和物理化学作用，推动原油向井筒运移，从而提高采收率。
本文将深入探讨水驱技术在油田开发中的应用和机理。
1 水驱技术的应用主要集中在高渗透率油藏。
高渗透率油藏由于孔隙结构良好，原油的渗流性较高，水驱的效果较为显著。
通过合理规划注水井和生产井的布局，形成合理的注采井组合，可以最大程度地提高水驱的效果。
此外，水驱技术也常用于较早期的油藏开发阶段，有助于维持油藏压力，促进原油的流动，从而提高采收率。
2 水驱技术的机理复杂多样。
首先，水的注入可以增加油藏的有效饱和度，使原本困滞在孔隙中的原油得以解吸和解吻合，从而释放出更多的原油。
其次，水的注入有助于原油的稀释，降低原油的粘度，从而减小原油流动阻力，促进油藏中原油的流动。
此外，水驱过程中，由于水和原油之间存在表面张力作用，形成细小的水滴包裹原油，进一步增加了原油的流动性。
水驱开发效果评价方法
LP / NP A BWP
可采储量计算式为：
1 NR
( A 1)(1 fWL ) / fWL B
第一章、注水指标趋势预测法
（一）、水驱特征曲线公式
5、水油比与累积产油量关系曲线
在单对数坐标纸上以水油比的对数为纵坐标，以累积产油量为横坐标，当水驱过程到达一定 程度时，二者关系是一条直线。其关系表达式为：
注水开发指标计算及开发效果评价方法
油藏注水开发效果评价，始终贯穿于油田注水开发的全过程。注水开 发效果评价的目的在于，找出影响开发效果的因素，分析存在问题，明确 油田潜力，研究挖潜技术，制定配套措施，开展综合调整，改善开发效果。
大港油田绝大部分油藏采用人工注水的开采方式，由于油田地质特征 不同，开采条件不同，在不同的开发阶段水驱开发效果有较大的差异，而 且注水开发效果的好坏还与开发的技术对策、注水过程管理等方面有关， 采用不同的开发方式、井网密度、注水时间、注水方式和注采结构、老井 措施、开采速度，所产生的水驱开发效果也不一样。
（一）、水驱特征曲线公式
2、累积产液量与累积产油量关系曲线——乙型水驱曲线
累积产液量与累积产油量关系曲线在单对数坐标纸上，以累积产液量的对数为纵 坐标，以累积产油量为横坐标，当水驱过程达到一定程度时，二者关系是一条直线。 关系表达式为：
log LP A BNP
式中：Lp——累积产液量，104m3。
价
注采压力系统评价
方
可采储量的标定
法
注水指标统计法
注采井网完善程度 注水受益情况
油层动用情况
油水井的井况
《油田开发水平分级》
注水指标综合评价法
综合指标趋势系统评价
大港油田注水效果评价分级标准
目录
水驱油藏开发方案设计及优化研究
水驱油藏开发方案设计及优化研究水驱油藏开发方案设计及优化研究摘要：随着全球石油资源的逐渐枯竭，油田的开发和利用成为一个亟待解决的问题。
在目前的情况下，水驱油藏的开发和利用是最重要的方法之一。
本文通过对水驱油藏开发方案的设计和优化研究，以提高油田的开采效率和改善油田的生产状况。
关键词：水驱油藏；开发方案；优化研究；油田开采效率一、引言随着全球能源需求的不断增长，石油资源的储量逐渐减少，因此发展和利用油藏资源成为了当今的一个重要问题。
在各种开采方法中，水驱是最常用的一种方法之一。
水驱油藏开发方案的设计和优化研究对于提高油田的开采效率和改善油田的生产状况具有重要意义。
二、水驱油藏的开发特点水驱油藏是指通过注水提高油层的采收率，并帮助推进石油的采集和开采。
根据油藏的特点，设计和优化注水方案是提高水驱效果的关键。
水驱油藏开发方案的设计首先需要考虑油藏环境条件，包括油藏的压力、温度、岩性等。
然后根据地下水文地质条件和油藏特征，合理设计注水井、采油井和水驱系统。
此外，还需要考虑注入水质量和注入水量等因素的影响。
三、水驱油藏开发方案设计1. 水驱油藏开发方案的目标水驱油藏开发的主要目标是提高采收率，并延长油井的有效生产时间。
因此，设计优化的方案应该兼顾这两个方面。
2. 注水方案设计注水井的位置和注入水质量对于水驱效果的影响非常大。
在设计注水方案时，需要考虑以下几个因素：（1）注水井的位置：注水井的位置应选择在适当的位置，以实现对油层的充分淹没和利用。
通常，注水井的选择应基于油层的结构特点和工程经济性原则。
（2）注入水质量：注入水的化学成分和物理性质对于水驱效果也非常关键。
注入水的水质应与油藏的地下水化学性质相适应，以避免注入水对油藏的不良影响。
3. 驱替机理分析水驱油藏的开采过程涉及到岩相替代和曲线驱替两种主要机理。
岩相替代是指通过水的替代效应，将原油与水的接触面推进到油层内部，并通过渗流作用将原油推出。
曲线驱替是指通过注水形成的驱油压力差，将原油推到采油井。
注水开发油藏调整潜力分析与评价
注水开发油藏调整潜力分析与评价注水开发油藏调整是指在油田开发过程中，为了提高油井的产能，将水注入到油藏中以增加油藏的压力和驱替效果。
在实际操作中，由于油藏的特性、注水参数的选择以及油藏的物理化学变化等原因，注水开发油藏的效果可能存在一定的差异。
对注水开发油藏的调整潜力进行分析与评价是十分必要的。
1. 油藏物性的评价：对油藏的物性进行评价是油藏调整潜力分析的基础。
通过地质勘探等手段获取到的油藏物性数据可以用于分析油藏的渗透率、孔隙度、饱和度等参数，这些参数对注水开发的效果有重要影响。
通过对油藏物性的评价，可以初步判断注水开发的可行性。
2. 油藏驱替效果分析：油藏驱替效果是指注入的水能够将原有的油推出油藏并提高采收率的能力。
影响油藏驱替效果的因素有很多，如注水速度、注水压力、注水层位选择等。
通过对注水井的产能测试以及地质资料的分析，可以评估注水开发的驱替效果。
3. 油藏化学变化评价：注水开发过程中，油藏中的化学物质可能发生变化，从而影响油藏的渗透率、黏度等性质。
对油藏的化学变化进行评价是非常重要的。
通过化验实验和油样分析，可以预测注水开发后油藏的化学变化及其对油井产能的影响。
4. 数值模拟分析：利用数值模拟软件对注水开发油藏进行模拟分析，可以评估不同注水参数对油藏开发的影响。
通过调整注入水的流量、压力等参数，可以得到不同场景下的注水开发效果，从而指导实际操作。
5. 经济评价：对注水开发油藏的经济效益进行评价是十分重要的。
通过对开发成本、投资回收期、预测年产油量等参数的评估，可以从经济角度对注水开发油藏的调整潜力进行分析与评价。
注水开发油藏调整潜力的分析与评价涉及到多个方面的因素，需要综合考虑地质勘探、物性评价、化学变化、数值模拟和经济评价等各个方面的信息。
通过对这些信息的综合分析，可以得出更为准确的注水开发油藏调整潜力的评价结果，为油田开发的决策提供科学依据。
《微生物采油试验效果油藏影响因素分析》
《微生物采油试验效果油藏影响因素分析》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，微生物采油技术作为一种新型的采油方法，在石油工业中逐渐受到重视。
微生物采油技术利用特定种类的微生物和生物酶的特殊代谢过程来增加油藏采收率。
然而，这种技术的应用效果往往受到诸多因素的影响。
本文将详细分析微生物采油试验效果油藏的诸多影响因素，旨在为优化技术实践和未来发展提供科学依据。
二、油藏特征因素1. 岩石特性：不同种类的岩石其结构差异会对微生物在油藏中的存活与活动产生显著影响。
比如，疏松的岩石可能有利于微生物活动以及与油体的接触，从而提高采油效率；而紧密的岩石可能阻碍了微生物的渗透和扩散，影响其与原油的相互作用。
2. 原油性质：原油的粘度、成分等性质对微生物采油效果有直接影响。
高粘度的原油可能阻碍微生物的渗透和作用，而含有特定成分的原油可能为微生物提供营养来源，促进其生长和代谢。
三、环境因素1. 温度与压力：温度和压力是影响微生物生存和代谢活动的重要因素。
过高或过低的温度可能导致微生物活性降低或死亡，而压力的变化也可能影响微生物的存活和代谢速率。
2. 含氧量：氧是许多微生物生长的必要条件，但在油藏中氧含量往往较低。
因此，提高含氧量可能有助于促进某些好氧型微生物的生长和代谢，从而增加采油效果。
四、生物因素1. 菌种的选择：不同菌种具有不同的生理特性和对油藏的适应能力。
因此，选择适合目标油藏条件的菌种至关重要。
比如某些菌种可以分泌出有效的生物酶来分解原油，提高其流动性。
2. 菌群结构：菌群结构对采油效果也有重要影响。
单一的菌种可能无法适应复杂的油藏环境，而多种菌种的协同作用可能更有利于提高采收率。
五、技术操作因素1. 注入方式：微生物的注入方式（如连续注入、脉冲注入等）对采油效果有显著影响。
不同的注入方式可能影响微生物在油藏中的分布和存活率。
2. 操作时机：在何时开始进行微生物采油试验也是重要的操作因素。
过早或过晚的操作都可能影响试验效果。
注水开发油藏调整潜力分析与评价
注水开发油藏调整潜力分析与评价1. 引言1.1 研究背景石油是世界上最重要的能源资源之一，但随着石油资源的逐渐枯竭，石油开采难度和成本也逐渐增加。
为了更有效地开发利用石油资源，注水开发油藏技术应运而生。
注水开发油藏是指通过向油藏注入水来提高油井生产效率的一种开发方式。
通过注入水可以增加油藏压力，推动原油向井口运移，从而提高采油率。
随着注水开发油藏技术的不断进步和完善，其应用范围也日益扩大。
在实际的注水开发油藏过程中，需要对油藏进行调整以提高开采效率。
调整潜力分析是对注水开发油藏进行潜力评估的重要步骤，需要通过对油藏地质特征、水驱和油水层分布等因素进行分析，确定油藏调整的潜力。
而调整潜力评价则是对调整效果进行综合评价，从而为油藏的优化开发提供指导。
本文将对注水开发油藏调整潜力分析与评价进行深入探讨，通过案例分析来验证调整潜力分析的有效性，并总结研究成果并展望未来的发展方向。
1.2 研究目的研究目的是为了探讨注水开发油藏调整潜力的分析与评价方法，进一步优化注水开发技术，提高油藏开发效率和产量。
通过研究不同的调整方法和评价指标，可以更好地指导油田开发管理决策，准确评估油藏调整潜力，提高油田开发效益。
通过实地案例分析，探讨不同油藏类型在注水开发过程中的调整潜力，为油田开发提供更科学的理论依据。
研究目的还在于为油田开发领域提供新的思路和方法，推动注水开发油藏调整潜力的研究与应用，促进油田勘探开发工作的进一步发展和完善。
通过这些研究成果，为我国油气资源的开发利用提供可靠的技术支持，促进油田产能的提升，实现资源的合理开发与利用。
2. 正文2.1 注水开发油藏的概念注水开发油藏是一种常用的油田开发方式，通常用于提高原油采收率和延长油田生产周期。
在油藏开发过程中，由于地下岩石孔隙结构的不均匀性，部分油区可能存在油藏压力不足、含油层疏松等问题，导致原油开采困难或效率低下。
注水开发油藏的概念即是通过将高压水或其他液体注入井下油层，增加井底压力，促进原油的流动，提高采收率。
水驱出砂油藏开发的主要做法与效果评价
水驱出砂油藏开发的主要做法与效果评价作者：章红卫许士军来源：《科技与企业》2013年第04期【摘要】林樊家油田构造简单，储层埋藏深度1050m，岩性主要为细-粉细砂岩，因压实程度差，油层胶结疏松，出砂严重，且非均质性较强，渗透率级差大，中后期开发矛盾日益突出，开发效果逐年变差。
近年来，通过强化油藏地质研究和开发技术攻关，大力开展防砂工艺技术创新，老区综合调整、长效单元治理以及欠注井综合治理，形成了一套水驱出砂油藏开发技术系列，实现了采收率与储量动用率的双提高，老区中后期开发水平稳步提升。
【关键词】水驱油藏；出砂；调整；治理；采收率1.开发基本概况林樊家油田动用地质储量3090.28×104t，主力开发层系为馆陶组大面积分布，储层埋藏深度1050m。
构造内无明显断层，储层岩性主要为细-粉细砂岩和粉砂岩，粒度中值0.15mm，储层物性较好，孔隙度平均为31.7%，渗透率1664.2×10-3µm2，但平面上渗透率差异较大，非均质性较强，且因压实程度差，油层胶结疏松，出砂严重。
1986年投入开发，先后经历了弹性开发、高速稳产开发、产量下降、产量稳升四个开发阶段，目前投产油井202口，开井182口，日液水平2609t/d，日油水平809t/d，综合含水69%，累计产油368.0874×104t，采油速度0.96%，采出程度11.91%；投注水井106口，开井97口，日注水平2000m3/d。
2.主要开发矛盾2.1平面矛盾突出，主体单元边部油井低产低效井多林樊家油田属河流相沉积，平面矛盾突出，油田主体单元边部油井因原油物性差，表现为油稠、油水粘度比大，注水不见效，导致油井产量低、采油速度低。
其中，林中12块石油地质储量163×104t，投产油井11口，目前开井4口，采出程度仅为2.18%；林南1块位于林樊家油田西南主体边部，平均油层有效厚度为4.5m，油层发育较好，但受物性差、油稠的影响，油井受效差，生产中多表现为单井产量低、区块采油速度低，地层压力下降快，使得整体开发水平较差。
活性水驱技术在胜利油田尚二区的研究与应用
通水驱和活性水驱体积同样为 10PV 时，活性水驱比普通水驱注 入压力下降 15%，驱油效率提高 7%。
2 设计方案现场应用 截止到 2012 年 6 月底累计注水 5003m3，累产油 35935t，累产 水 12461m3，累计亏空 43396m3，在层间、层内以及平面上都存在 一定的非均质性。根据油藏资料分析，工艺方案确定为：前期先 调剖后，再注入活性水驱油。 2.1 方案设计情况 整个注入方案分三部分执行：第一段塞主要是注调剖剂和 驱油剂，第二和第三段塞分别注入不同浓度的驱油剂。 第一段塞：
在这几种浓度下，溶液到最后均可变为透明、分散、无沉淀的液
体，说明该种降粘药剂在注入水中溶解性好，与注入水达到配伍
要求。
1.2 药剂降粘效果评价及药剂量优选
取滨 294-7 井原油样品，取 110g+30g 水配制成 50%的含水
原 油 待 用 。 降 粘 药 剂 分 别 配 制 成 浓 度 500ppm、800ppm、
被推到地层深处实现封堵高渗透条带，从而实现“溶蚀—封堵—
再溶蚀—再封堵”的正循环。 1 室内实验
1.1 药剂溶解性、配伍性试验
室内实验采用尚二区注入水进行了药剂溶解性评价。取尚
二区油田注入水，在现场注入水温度条件下配制药剂溶液，药剂
浓度分别为 100ppm、500ppm、1000ppm、5000ppm。试验观察到
第二段塞：
第三段塞：
2.2 施工方案 滨 294 井组调驱方案如下：⑴试注：做好准备工作，试注水 7 天左右；⑵油层保护：注粘土稳定剂（浓度为 2％）200m3；⑶调剖： 第一段塞注冻胶堵剂 200m（3 工作液组成：聚合物浓度 0.4％，交 联剂 1 浓度 0.05％，交联剂 2 浓度 0.075％），第二段塞注预交联体 400m（3 浓度为 1％）⑷注降粘剂：连续注入三个月，第一个月注入 浓度为 5％驱油剂 900m3，第二个月、第三个月注入浓度为 1％驱 油剂 1800m3。⑸按照配注，正常注水。 3 效果分析 尚二区自 2012 年 6 月采用活性水驱技术以来，水井滨 294 对 应的 6 口油井均见效，目前日产液 24.2t，日产油 15.2t，日增油 5t， 累增油 1101t，液面由施工前平均 817m 上升到 732m；注水量由措 施前的 5m 上升到了 30m。随着现场试验的进行，注入压力呈现 先升后降的趋势，注水压力下降后，提高了注水量，对应油井原 油含水下降 6.3%，应用效果显著。 4 结论 本文针对尚二区普通稠油油藏注水中存在问题，通过实验 研究出降粘药剂的最佳浓度，起到降低原油粘度、改善流度比的 作用；采用冻胶＋预交联体组合堵剂，段塞注入模式，有效封堵 了高渗透条带，该技术对于改善尚二区注水开发效果明显。
水驱气藏的水驱特征曲线与应用效果分析
水驱气藏的水驱特征曲线与应用效果分析一、绪论A.研究背景B.研究目的C.论文结构二、水驱气藏A.定义及特点B.驱油效果C.常用的水驱方式三、水驱特征曲线A.定义及解释B.构建方法C.曲线解读与分析四、水驱特征曲线的应用A.水驱效果预测B.开发方案设计C.油田管理及优化五、应用效果分析A.应用现状B.效果评估与问题探讨C.发展前景六、结论A.研究结论B.不足与展望C.致谢思路提示：1.在绪论中可以概述水驱气藏提高驱油效果的重要性，进一步明确研究目的，确定论文结构。
2.在水驱气藏部分增加案例、实验等研究，以确保研究可靠性。
3.对于常用的水驱方式，可以进行比较分析，提高文章可读性。
4.水驱特征曲线的构建方法，需要详细说明，切忌一笔带过。
5.针对性阐述应用效果，如何更好地将水驱特征曲线应用到实际井场开发中，讨论可行性和问题，并提出可行解决方法。
6.在结论中，总结研究成果和贡献，还要指出未来可以继续深挖和拓展的方向。
一、绪论A.研究背景石油资源是人类社会的重要能源之一，而气藏则是石油资源的重要组成部分。
气藏采出油气资源所面临的难题之一是油气分布不均，导致采收率不高。
而常规的开发方式往往难以提高采收率，于是新的开发方式不断被提出。
其中，水驱气藏技术因其具有驱油效果突出、操作简单等优点被广泛使用。
B.研究目的本文旨在通过分析水驱气藏的驱油特点、应用水驱特征曲线来提高气藏采收率，以探索提高气藏采收率的有效方式，为实现我国石油资源的可持续利用和开发做出贡献。
C.论文结构本文主要包括五个章节：第一章为绪论，介绍了水驱气藏的研究背景和研究目的，以及本文的章节结构安排。
第二章为水驱气藏，主要论述了水驱气藏的定义、特点和常用的驱油方式，以及水驱气藏的优点和限制。
第三章为水驱特征曲线，阐述了水驱特征曲线的定义、构建方法和曲线解读与分析。
第四章为水驱特征曲线的应用，讨论了水驱特征曲线在水驱气藏的效果预测、开发方案设计和油田管理及优化方面的应用。
水驱效果评价
剩余油可采储量的采油速度评价标准表(%)
采出程度比 〈50% 50-80% >80%
好 >5 >7 >4
较好 中等 较差 4.5-5 4-4.5 3.5-4 6-7 5-6 4-5 3.5-4 3-3.5 2.5-3
差 <3.5 <4 <2.5
10、年产油量综合递减率 年产油量综合递减率反映了油田在某一阶段的地下油水运动 和分布状况及生产动态特征。由于扣除当年新井的年产油量， 老井的产量变化反映出原井网下地下油水分布状况。一般油田 处于稳产和中含水开采阶段，油田生产能力旺盛，原油产量呈 上升趋势。如果年产油量基本保持不变或呈上升趋势，年产油 量综合递减率较大，说明原油产量是靠新井产量接替，但对于 老井的开发效果没有得到改善，或是前期开发调整对老井没有 影响；如果年产油量基本保持不变或呈上升趋势，年产油量综 合递减率较小，说明原油产量部分是靠新井产量接替，老井的 递减率低可能是由于原开发层系或井网得到了调整后，开发效 果有所好转。当油田生产处于产量递减或高水期，油田产量不 可挽回地处于递减阶段，此时油田的各项工作都是以减缓递减 速度，进一步改善开发效果为主。年产油量综合递减率的下降 越小，说明开发效果越好。
5、含水率 A、含水～采出程度的实际曲线与理论曲线的比较
B、根据目前状况确定极限含水时采收率Rm与由油藏 地质特征参数评价出的油藏最终采出程度（油藏采收率） R gm 的比（采出程度比） 采出程度比评价标准
RR 评
>95% 语 好
95-90% 90-85% 85-80% <80% 较好 中等 较差 差
r
4 . 76
r
D 4 . 56 0 . 125 ln
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。
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doi ：10．3969/j．issn．1009－3230．2019．02．004离子水驱技术油藏适应性分析及驱油效果评价研究张成明，齐梦，杨玉梅，魏微（中国石油吉林油田分公司，油气工程研究院，吉林松源138000）摘要：离子水驱是以离子匹配精细水驱的一项低成本驱油技术，2016年在J 油田开展了国内首例离子水驱技术先导试验，2017年离子水驱试验初见效果，实现有效控制产量递减，稳油控水的作用。
在推进离子水驱技术研究的进程中，通过场试验及室内实验相结合，明确离子水驱油机理，给出了离子水体系的适用条件为：原始/目前采出液总矿化度≥10000mg /L ，原油胶质沥青质含量≥10%，二价阳离子总浓度≥100mg /L ，且最好以二价阳离子为主，例如Ca 2+，而在油藏适应性上发现，离子水驱技术适用于低渗油藏，可在渗透率≥1mD 的条件下实现连续注入，提高油藏采收率，此次先导试验为离子水驱技术在油田的推广应用奠定基础。
关键词：离子；矿化度；稳油控水；提高采收中图分类号：TE341文献标志码：B 文章编号：1009－3230（2019）02－0011－04Study on Ｒeservoir Adaptability Analysis and Oil Displacement EffectEvaluation of Ion Water Flooding TechnologyZHANG Cheng －ming ，QI Meng ，YANG Yu －mei ，WEI Wei（China Petroleum Jilin Oilfield Branch ，Oil and Gas Engineering Ｒesearch Institute ，Songyuan 138000，Jilin Province ，China ）Abstract ：Ion water flooding is a low －cost oil －displacement technology with ion －matched finewater flooding．In 2016，the first pilot experiment of ion water flooding technology was carried out in J oilfield．In 2017，the ion flooding test was first seen to achieve effective control of decrease ，stabilize the role of oil control．In the process of promoting ion water flooding technology research ，through the combination of field test and laboratory experiment ，the mechanism of ion water flooding is clarified ，and the applicable conditions of ionized water system are as follows ：The total mineralization degree of the original /current production liquid is ≥10000mg /L ，the crude asphalt content of crude oil is ≥10%，the total concentration of divalent cations is ≥100mg /L ，and it is preferably mainly divalent cations ，such as Ca 2+．In the reservoir adaptability ，it is found that the ion water flooding technology is suitable for low －permeability reservoirs ，and continuous injection can be realized under the condition of permeability ≥1mD to improve oil recovery．The pilot test is ion water flooding technology．The foundation of the promotion and application of oil fields．Key words ：Ion ；Salinity ；Stable oil control ；Enhanced oil recovery0引言收稿日期：2018－09－12修订日期：2018－12－22作者简介：张成明，男，中国石油吉林油田公司油气工程研究院。
油田开发中对注水技术的改进一直是国内外研究的热点，早在1995年、1996年，Jadhunandan 、Yildiz 等阐述矿化度构成对原油采收率的影响，提出可通过简单地改变矿化度来优化水驱［1－3］。
BP 和Wyoming 大学发现，向储层中注入矿化度较低的水可以提高原油采收率7%－15%［4－5］，近十几年来，国内外陆续开展了低矿化度水驱理论与技术研究，2015年，KaiHe等提出用含表面活性的低矿化度水注入页岩储层可以观察到采收率的提高［6－7］。
2015年，吴剑等人表明低矿化度水驱增产的主要原因是黏土微粒迁移储层微观改造和润湿性转变，控制好注入水的矿化度便能够提升5% 20%的原油产量，同年，李继山等提出低矿化度水驱过程中岩石润湿性随离子组成及矿化度的增加先增加后降低，且Ca2+和Mg2+对润湿性的影响大于Na+［8－9］。
尽管还没有形成一致共识，但形成了多组分离子交换和双电层Zeta电位变化导致原油脱附理论以及多组分离子架桥交换理论等两条主流学术观点，提出了pH值、注入压力变化以及矿化度门限值对低矿化度水驱的影响［10－11］，大大推进了低矿化度水驱理论的发展，而离子性水驱技术就是一项建立在注水开发基础上改善注入水离子含量的提高采收率新技术。
J油田自1975年投入开发以来，目前已进入高含水开发阶段，平均含水率已达93．8%，根据储层介质情况来看，原油中具有较高胶质和沥青质等活性组分，有利于原油在储层介质的吸附和铺展，增加了常规水驱油剥离原油的难度，为此同通过离子水驱调整储层－盐水－原油间相互作用能够改善驱替效果，较大幅度提高水驱采收率。
1离子水驱技术驱油机理离子水驱体系的驱油机理为能够促使吸附在岩石及黏土表面的原油有效剥离从而提高采收率。
强化原油－水－储层间的微观相互作用机制，通过注入介质与原油极性基团、地层水离子、黏土矿物的精确匹配，进而增加油/水/岩石之间的界面斥力，使油膜易于剥离而提高驱油效率（如图1所示）。
图1离子匹配、剥离油膜机理示意图2试验区概况J油田试验区构造埋深800 900m。
中心评价区面积0．24km2，中心区储量13．5ˑ104t，包含20口井，其中注入井5口，生产井15口，行列式井网400ˑ120m。
区块受到物性和砂体的双重控制，属于岩性油藏。
单层有效厚度相对较小，一般有效厚度在2 3m，储层平均孔隙度13．9%，渗透率2．7mD，属于低孔低渗储层。
目的层段含油层连片发育，平均厚度均在3m以上，连通性较好，且物性相差较小。
表1试验区静态参数表区块孔隙度%渗透率10－3μm2油层厚度/m发育小层密度g/cm3粘度MPa·s层数效厚m试验区15．23．47．33、4、50．81566．92－37．33矿场试验（1）试验区驱油效果区块总体动态反映为初期见效明显，后续产油能力持续稳定。
其中，2016年8 10月效果最好，到9月末区块产油由标定值的11．68t升至12t，产液55．4t与标定值54．5t基本持平，含水由标定值78．57%降为78．3%。
后续由于现场施工测试、作业、管线漏失以及注入泵故障停注等对试验区块产量产生了较大影响，但2017年6月底区块日产液仍然维持到54．7t，日产油10．0t，含水81．7%。
截至2017年6月30日，累计增油709t。
（2）试验区采出液流体性质组分分析在进行现场跟踪取样过程中，深入认识离子水驱驱油机理，对产出液离子组分进行分析：①水组分特征分析对产出液中水组分进行了跟踪测试，测试结果表明，水中钙离子总体呈波动上升趋势；氯离子、钠离子浓度总体呈先上升后降至平稳，表明离子水驱过程发生了离子置换作用，该作用有利于原油从粘土表面剥落，并能一定程度上扩大波及体积。
图2离子水驱试验区产量变化图3试验区产出液离子浓度变化②油组分特征分析对产出液中油组分进行了系统跟踪测试，测试结果表明，试验区油井的产出原油组分发生了规律性变化，仅以X井为例，从2016年9月到2017年5月，产出原油中的C20+和C36+等均呈明显增加趋势，这也进一步说明了离子性水驱体系中的离子交换功能能够有效剥离原油的活性组分。
表2X井原油组分分布结果组分取样时间2016．92016．102016．112016．122017．032017．05 C7+（mol%）97．5197．8290．27100．00100．00100．00C11+（mol%）85．9987．0470．8891．6193．8588．45C20+（mol%）48．9252．3344．2056．5857．9555．71C36+（mol%）18．2922．0924．1527．5231．0633．915筛选技术标准离子性水驱技术对目标油藏必须满足的三个基础条件：地层水类型及组成、原油组分及活性组分含量以及储层矿物和黏土类型及含量，根据离子水驱技术在矿场试验过程中的室内实验及矿场试验分析确定离子性水驱技术的推荐筛选标准（参数界限），见表3。
表3离子匹配水驱参数界限表参数（能够发挥离子匹配水驱机理）离子水驱界限流体性质原始/目前采出液总矿化度（mg/L）≥10000原油胶质沥青质含量（%）≥10（脱气后含量）二价阳离子总浓度（mg/L）≥100，Ca2+为主储层性质空气渗透率（mD）≥1粘土矿物绝对含量（%）≤20%，高岭石为主6结束语（1）离子水驱的驱油机理为能够强化原油－水－储层间的微观相互作用机制，增加油/水/岩石之间的界面斥力，促使吸附在岩石及黏土表面的原油有效剥离从而提高采收率。
（2）离子水驱特点与水驱规律基本一致，但离子水驱技术能够改善水驱效果。
从试验区的生产动态来看，总体动态反映为初期见效明显，后续产油能力持续稳定，明显减缓了传统水驱的递减速度。