特高含水期油田改善水驱开发效果关键技术
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。
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
Ｈ 吉 ｌ Ｊ
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。
深部调驱技术改善水驱开发效果的实践与认识
（1）对于以平面、层内矛盾为主的井组，适当增大处理半径， 初次调驱井处理半径控制在20米左右；
（2）对于层内层间矛盾并存的初次调驱井可在增大调驱剂强 度的前提下，处理深度适当减少，处理半径控制在10米左右；
（3）对于多轮次调驱的井和区块要有效增大用量
平均单井调驱剂用量
物
WQPAM
1600-1800 23-27 剂
CA-75A
≥1600
≤25
CA-75B GHPAM-1 GHPAM-1
≥2000 ≥1200 ≥1600
≤25 20-25 23-25
型号
水源
Zcy-2 Tjbh-1
Tjbh-2 BHJ-01
HR-1
港东
配
港西
制
王徐庄、羊二庄
孔店、羊三木
水 官80大站、官三站
5 5382
6 8415 7 8434 8 8428 9 8446
10 8439
调驱体系
地下交联凝胶 预交联凝胶颗粒 预交联+地下交联凝胶 橡胶颗粒+地下交联凝胶 预交联+橡胶颗粒+地下交
联凝胶 地下交联凝胶 预交联凝胶颗粒 预交联+地下交联凝胶 橡胶颗粒+地下交联凝胶 预交联+橡胶颗粒+地下交
联凝胶
803t
80
742t
748t
实施井次 单井组增油
637t 619t
17 6
Ⅰ
Ⅱ
Ⅲ
Ⅰ—预交联凝胶颗粒+交联聚合物
Ⅱ — 橡胶颗粒+交联聚合物
Ⅲ —橡胶颗粒+预交联+交联聚合物
17 8
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。
复杂断块油藏特高含水期水动力学注水技术研究与应用
复杂断块油藏特高含水期水动力学注水技术研究与应用摘要：中原油田整体处于特高含水开发中后期，主要以水驱开发为主，受低油价的影响，投资缩减，原油产量下降，吨油成本持续攀升，效益开发形势严峻。
水动力学注水作为一种低成本水驱提高采收率技术，已得到广泛应用。
本文在前人研究的基础上，结合中原油田油藏特点，形成了一套复杂断块油藏水动力学注水技术政策，并进行了矿场试验。
研究表明，水动力学注水对于低油价下改善断块油藏后期开发效果，提高水驱采收率具有重要意义。
关键词：水动力学注水低油价特高含水期复杂断块低成本开发0引言水动力学注水包括周期注水、变强度注水和注采耦合等方式，是一种低成本水驱提高采收率技术，广泛应用于江汉[1]、胜利[2]、大庆[3]等油田，获得了显著效果。
本文在前人研究的基础上，重点针对复杂断块油藏高-特高含水开发阶段，从室内试验、油藏数值模拟和矿场试验三个方面进行了系统的梳理，摸索出一套适用的水动力学注水方法，为复杂断块油藏高-特高含水期效益开发提供依据。
1水动力学注水的技术机理为研究水动力学注水的技术机理，研究设计了多套水驱油室内试验和油藏数值模拟方案，对比不同方案下油藏压力场、流线场和饱和度场变化，明确了水动力学注水机理。
（1）激动注水井井点压力，改变原稳定压力场，降压周期时会产生新的压力高点在常规稳定注水方式下，水井的日注水量基本稳定，注水井井底压力保持不变，井区内压力场分布图上显示为制高点，与对应油井间形成单向稳定的压力梯度。
水动力学注水通过周期性的改变注水量，使注水井压力发生周期性变化，在升压周期内，地下压力场分布与常规稳定注水相似；在降压周期内，由于水井日注水量下调，井底压力下降，地层压力也呈下降趋势。
由于不同储层的导压系数不同，相同时间内压力变化存在差异，中渗层导压系数大，降压快，低渗层则与之相反，因此在降压阶段内，低渗区会产生新的压力高点，与油井形成新方向上的的压力梯度。
图1水动力学注水不同周期压力场分布图（2）压力场改变后，流线场随之改变，降压阶段可增加新的流线方向常规注水时，注采流线相对固定，沿注水井指向油井。
高含水后期油田“稳油控水”技术初探
高含水后期油田“稳油控水”技术初探目前，我国东部油气田的开发普遍进入了高含水、特高含水开发阶段，稳油控水作为一项关键技术，主要通过细分层系开发和聚驱等三次采油技术得以实现。
本文结合油田生产实际情况，对两项技术进行了分析和阐述。
标签：稳油控水；分层开采；聚合物驱油1 分层注采技术“注好水、注够水”是搞好油气动态开发的关键环节。
搞好注水与搞好分层注水，协调好注、堵、采的关系是实现“稳油控水”方针的关键。
在高含水后期要全面控制含水上升速度，必须把分层注水、油井分层堵水，分层采油综合分析，协调研究注、堵、采的相互关系，使它的综合效应反映在实现稳油控水的各项指标上来。
1.1 特高含水油层测试技术堵水首先需要解决的问题就是高含水层的准确判断。
这几年，通过测试、模拟和综合分析水平的提升，对于高含水层位有了更充分的认识。
对于日产液在100方以下的机采井，采用常规泵与环空测试井口配套直接进行测试找水，对于日产量在100-250方左右的机采井应用长冲程抽油机与与大泵相结合的方式解决环空测试空间问题，基本上能够满足日常对机采井的环空测试需要。
1.2 机械堵水工艺技术通过高含水层位测试，明确了高含水层位，利用分层系、桥塞隔离等方式对多层开采过程中已经高含水层位进行处理。
在实践中，针对常规机械堵水无法调整层位的问题，研制了可调节堵水孔径的装置，保证随时可以对出水层位采液量的控制调整，使得机械堵水具有了更为灵活的特性，机械堵水工艺向经济、实用、多功能方向发展。
对井下更层位通过开关随意调节的方法，大大增强了机采的灵活性，降低了成本，实现了一次下入找水、堵水全部解决，同时降低了作业次数，降低了劳动强度。
1.3 化学剂堵水技术化学法堵水，说到底就是利用已经得知的高含水层位情况，通过对地层的配伍性认识后，利用化学封堵剂等材料，对高含水层位进行必要的堵水施工作业，这当中分为完全堵死封堵剂还有就是堵水疏油堵剂。
完全堵死封堵剂就是利用堵剂对高含水层位进行完全性的封堵，后期不采取其他措施的话，这个层位将不再产生任何的地层液。
水驱油田开发效果影响因素分析及改进措施
水驱油田开发效果影响因素分析及改进措施摘要：对于我国产业战略规划发展而言，油田是一种不可或缺的重要资源。
目前，我国的油田开采过程中应用较为普遍以及效果较为明显的开采方式当属水驱开采方式，水驱开采需要的技术水平要求较为容易满足，开采工具也比较容易获取，是我国获取充足石油资源的重要技术保障。
但是在水驱油田开采时，依然存在许多问题影响油田开采效率，所以对水驱油田开采效果影响因素进行剖析极为必要，这样才能使石油开采企业可以采取针对性措施来为获得较高油田开采效益提供保障。
基于此，文章对水驱油田开发效果影响因素及相关解决对策进行了有效分析与探讨，希望能够为油田开发企业提供有效参考。
关键词：水驱油田；开发效果；因素；措施随着石油化工产业的不断发展，对于油田开发的需求力度也在不断提升，使得油田开发压力越来越大，如何有效提升油田开采效率成为了油田开采单位迫切需要解决的重要问题，加上油田管理存在较多变化因素，进一步增加了油田开发难度。
油田开发效率不高直接反应在了油价不断上涨上，采用增强效益优先的高产开发理念，有效缓解社会生活、生产的用油压力已然成为了社会各界高度关注的焦点。
尤其是对于油田开发企业而言，降低开采成本使其获得更高油田开采效益的重要保障。
因此，油田开发企业必须成立具备专业资质的开采团队，通过不断优化开采结构，以及对我国水驱油田开发情况的客观分析、评价，全面分析影响水驱油田开发效果的主要因素，进而采取针对性措施进行解决，更好地为提升油田开发效益提供保障。
一、传统油田开采以及产生的影响采油传统的油田开采方式，在开采程序方面缺乏的完整性，科学性也有所不足，其中夹杂运用多种开采方法。
在传统开采理念中认为，无论采用何种方式，其目的都只是在于增加出油量。
传统的油田开采方式能够获得较为明显的短期经济效益，但是出现油田枯竭、过度开采、地面坍塌等问题也极为常见，后续的修补投入更是庞大，而且还会对环境造成不可逆转的影响。
所以，就可持续发展角度分析，传统的油田开采方式缺乏科学性，尤其是对资源保护与环境保护方面的不足将会为我国后续发展埋下严重隐患。
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。
油田高含水期开发技术
油田高含水期开发技术研究[摘要]：我国陆上大部分油田开发主要采用注水开发方式，并且大多已进入高含水开发期。
目前还有相当大一部分的储量要在高含水期采出，高含水期是油田开发的重要阶段。
本文通过分析高含水期剩余油分布与规律，提出了高含水期油田开发的调整方法，对此类油田开发有一定借鉴价值。
[关键词]：好含水期剩余油分布调整方法中图分类号：te133+.2 文献标识码：te 文章编号：1009-914x（2012）20- 0040 -01一、引言随着石油消耗的增加及储量的减少，提高原油的采收率成为了一项长期的、艰巨的任务，是一项综合采用各种高新技术的大的系统工程，它贯穿于油田开发的始终。
世界石油工业发展至今，许多油田已经进入后期开采阶段，而地下可采储量仍然很大，所以为了提高原油的最终采收率，世界各国一直在不断地探索新的技术与方法。
在油气开发策略上，我国大多数油田采用注水开发方式。
目前，我国大多数注水开发的油田己经进入高含水阶段。
据统计，我国油井生产平均含水己达80%以上，但仅采出可采储量的2/3左右，因此高含水期油田开发将是我国重要的油田开发阶段。
高含水期与中低含水期的开发规律不同。
在注水开发后期，随着水的长期冲刷，储层参数发生改变，随着水驱采出的水量越来越多，各层水淹不均匀，高渗层严重水淹，并且随着含水饱和度的增加水相渗透率的增长幅度变小，注入水无效循环，耗水量增大，注入水的利用率大大降低，流压增大；低渗储层出油状况较差，动用程度较低，水在高渗透层形成优势通道，导致低渗层的波及体积较小，受到高渗储层的影响很可能不出油甚至出现“倒灌”现象。
因此研究高含水期油藏开发技术是非常必要的。
二、高含水期剩余油分布及控制因素1.剩余油分布规律垂直方向。
首先，层间剩余油分布。
层间剩余油的分布主要受层间非均质性的影响。
在垂向上，由于各个小层之间存在非均质性，导致在注水开发过程中出现严重的层间干扰和单层突进现象。
从而导致均质性较好、物性好的小层水淹早，采收程度高，而剩余油分布在非均质性较强、物性较差的小层内富集。
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。
喇嘛甸油田特高含水期水驱开发效果评价的开题报告
喇嘛甸油田特高含水期水驱开发效果评价的开题报告题目：喇嘛甸油田特高含水期水驱开发效果评价一、研究背景随着油气勘探技术的不断发展和完善，我国油气资源的勘探开发进入了一个新阶段。
然而，由于传统油田普遍面临着极高的含水率、油藏压力下降等问题，如何开展高效、低成本的水驱开发成为了当前油气勘探开发的热点之一。
喇嘛甸油田作为我国大型油气田之一，其储量丰富，但面临着特高含水期开发的难题。
如何通过科学的开发方案和优化管理策略，实现油气储量的有效提高，是当前亟待解决的问题。
因此，本研究旨在针对喇嘛甸油田特高含水期实施水驱开发的效果进行评价和分析。
二、研究目的1. 分析水驱开发在喇嘛甸油田特高含水期的适用性和技术难点；2. 评价喇嘛甸油田特高含水期水驱开发方案的有效性；3. 探讨优化开发管理策略对水驱开发效果的影响。
三、研究内容1. 喇嘛甸油田的地质特征和油气运移规律分析；2. 水驱开发在喇嘛甸油田的应用；3. 喇嘛甸油田特高含水期水驱开发的方案设计；4. 喇嘛甸油田特高含水期水驱开发效果的评价；5. 优化开发管理策略对水驱开发效果的影响分析。
四、研究方法1. 采集喇嘛甸油田的地质和油田开发数据；2. 针对喇嘛甸油田特高含水期水驱开发方案的技术、经济等方面进行评价；3. 分析喇嘛甸油田特高含水期水驱开发的经验总结，并探讨进一步优化开发管理策略的可能性。
五、预期结果1. 清晰了解喇嘛甸油田特高含水期水驱开发方案的技术特点和适用性；2. 评价喇嘛甸油田特高含水期水驱开发方案的经济效益和可行性；3. 分析优化开发管理策略对水驱开发效果的影响，提出进一步完善方案的建议。
六、研究意义1. 为喇嘛甸油田的特高含水期水驱开发提供科学可行的技术方案；2. 为我国其他油气田的水驱开发提供经验借鉴；3. 提高油气资源利用效率，促进我国油气行业可持续发展。
七、参考文献1. 罗兴泉. 油藏储层特征及其开发利用[M]. 石油工业出版社, 2006.2. 章云波. 油藏工程学[M]. 石油大学出版社, 2005.3. 林崇峰, 张峰, 汪林生. 油藏工程[M]. 中国石油大学出版社, 2009.。
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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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
地质统计参数库
精细地质建模方法研究
（多信息合成变差函数）
高分辨率精细储 层模型
（10米厘米）
（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
3、精细油藏数值模拟技术 (2) 动态模型模拟技术
油田长期注水冲刷会导致储层孔渗及原油粘度发生变化，目前的商业 模拟软件无法直接描述，通过建立四维动态模拟模型进行间接定量描述：
分阶段建模与 非平衡模拟
相渗动态分区 流动单元分区
储层物性(φ、K)和粘度变化 不同开发阶段渗透率的变化 不同区域的渗流特征
渗透率级差： < 5-7倍 粘度倍数差：<3倍
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。
序号
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 ……
合计
单元名称
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。
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；
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。
辛109-59 辛68-13 辛68-40
辛68块： 含油砂层组 17个 含油小层 84个
含油井段 700m
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
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。
4996.2.6％
2007年6月
2、多层砂岩油藏井网重组技术
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
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 记录
VSP
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
小油砂体
水驱控制潜力 开采方式优化
多层断块
层间潜力
细分层系
断块
油藏
复杂小断块
水驱潜力 注采井网优化
（二）加强技术研究与应用，改善水驱开发效果
1、细分韵律层技术
针对三角洲反韵律厚油层沉积油藏同一层内高渗段已严重水淹、而 低渗透潜力韵律段因干扰难以有效动用的开发矛盾，构建韵律层地质模 型，细分韵律层注水，挖掘层内潜力。
主力油层主要利用老井为主， 大井距强注强采，提高驱油效率；
非主力油层主要通过钻新井完 善井网，提高储量动用程度。
2、多层砂岩油藏井网重组技术
坨七断块8－10单元非主力层系开发曲线
日液 m3/d
800
600
400
260
200
0 调整前
680
596
调整后
100
80
日油
60 40
t/d
20
10
0
88
78
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 宏观地质描述
特高含水期
精细刻画微观 地质因素
规则网格、粗网格 不规则网格、细网格
变密度网格 非结构网格 细分纵向网格 多套网格并生
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
沙二7-14
辛68-45 68-56
辛68-12
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
细分界限
含油面积：>0.3km2
小层数：4-5个
隔层厚度：>2-4m
生产厚度：8-13m
单井控制剩余经济可采储量： >2万吨
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
（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 （三）发展应用水平井技术，拓宽应用领域
三角洲反韵律厚油层 层内潜力
细分韵律层
整装
构造
多层砂岩油藏 非主力层潜力 井 网 重 组
油藏
“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
整装油藏 断块油藏
潜山油藏
描述重点
隔夹层 低序级断层 裂缝网络
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
含水 %
含 100 水 90 ％ 80
70
60
50 200312
96.1
200406
200412
200506
86.9
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
12(2) 13(1) 13(2)
22(1)
22(2)
32.4
1.26 0.98
27.7 37.7
12(2) 13(1)
21 22(1) 22(2)
2、多层砂岩油藏井网重组技术
井网 重组
打破原有的从上到下按顺序划分层系的组合方式， 将储层物性、原油性质、水淹程度、开采状况和井段相 近的小层重新组合成开发层系(形成非主力油层和主力 油层各自独立的开发层系)，并根据各层系的特点，建 立各自的油藏－工艺－地面一体化开发系统，提高储量 动用程度。
特高含水期挖掘剩余油描述的重点
（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 （1）地震资料目标处理技术：提高资料品质
老资料LN331
新资料IN331
三维资料经目标处理后，讯噪比提高了１—２倍，主频比老资 料提高１０—１５Hz，使断点准确、断层清晰。
（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、多层砂岩油藏井网重组技术
胜坨油田坨7断块井网重组优化
坨7断块含油面积图
北区
西区 南区
7x259
S:8.9km2
N：5183万吨
综合含水：96.3％
可采程度：82.8%
1 2 3
4 5 6
7
8
9
10
2004年选择北区开展井网 重组先导试验，2005年又实施 了西区、南区的调整。