水驱老油田分层开发探索与研究
油田采油中的水驱、气驱和聚驱技术比较研究
油田采油中的水驱、气驱和聚驱技术比较研究摘要：油田开发中，采油技术的选择对于提高采收率和经济效益至关重要。
水驱、气驱和聚驱是常用的技术，它们各自具有特点和适用性。
本文将比较水驱、气驱和聚驱技术的原理和适用性，以帮助油田工程师和决策者更好地选择合适的采油方法。
关键词：油田采油；水驱；气驱；聚驱；比较一、原理与适用性水驱技术是通过注入水来增加油藏中的压力，从而推动原油向井口移动。
这种技术适用于具有一定渗透率和较高孔隙度的油藏。
水驱技术的优点是成本相对较低，操作简单，并且对环境影响较小。
缺点是水驱存在一些局限性，比如在高温油藏或含有高盐度水的油藏中效果不佳。
气驱技术是通过注入气体（通常是天然气）来增加油藏中的压力，推动原油向井口移动。
这种技术适用于低渗透率和较高黏度的油藏。
气驱技术的优点是可以提高采收率，减少水的使用量，同时还可以利用天然气资源。
缺点是成本较高，操作复杂，而且对环境的影响也比较大。
聚驱技术是通过注入聚合物来改变油藏的流动特性，从而增加原油的采收率。
聚驱技术适用于低渗透率和高黏度的油藏。
聚驱技术的优点是能够改善油藏的流动性，提高采收率，并且可以在较短的时间内实现投产。
缺点是成本较高，而且在一些油藏中可能会出现聚合物降解和沉积的问题。
二、驱替效率与采收率驱替效率是指驱替剂（水、气体或聚合物）与原油的接触面积，以及驱替剂能够将原油从孔隙中排出的能力。
水驱技术的驱替效率较高，因为水与原油的相溶性较好，可以迅速与原油接触并推动其移动。
气驱技术的驱替效率相对较低，因为气体与原油的相溶性较差，使得驱替剂与原油接触面积较小，难以完全将原油驱出。
聚驱技术的驱替效率介于水驱和气驱之间，因为聚合物可以改变油藏的流动性，增加原油与驱替剂的接触面积。
采收率是指从油藏中采出的有效原油量与总原油量之间的比例。
水驱技术通常能够实现较高的采收率，因为水作为驱替剂可以有效地将原油驱出，并且在水驱过程中还会发生油水混流和相渗现象，进一步提高采收率。
高含水开发期水驱油规律之探讨
高含水开发期水驱油规律之探讨发表时间：2013-12-03T11:49:31.637Z 来源：《赤子》2013年10月下总第292期供稿作者：贾佳宁吕晓聪[导读] 高含水期油田的高效开发是很多老油田面临的挑战。
贾佳宁吕晓聪（中国石油大学石油工程学院，山东青岛 266000）摘要：长期水驱开发油田进入高含水期后，地层中油水分布状态与开发早期和中期差异较大，此时地层孔隙中油呈现分散相，水呈现连续相，由于贾敏效应的存在，造成水驱规律的改变。
针对这种状况，本项目在广泛调研国内外水驱油研究进展的基础上，设计不同驱替倍数和驱替压力梯度下的岩心水驱油方案，并确定水驱油方案，同时测取高含水期水驱油数据。
利用取得的实验数据，分析水驱不同含水阶段的相对渗透率特征，重点研究高含水阶段的油水相对渗透率变化规律，研究不同驱替参数下油水相对渗透率的变化规律，寻找适宜的表征方法。
比较驱替压力梯度对水驱油效果的影响，研究高含水开发期不同驱替压力梯度下的相对渗透率变化规律，揭示油水微观分布特征对相对渗透率的影响。
关键词：高含水期；驱替倍数；驱替压力梯度；水驱规律中图分类号：TE341 文献标识码：A 文章编号：1671-6035（2013）10-0000-02 高含水期油田的高效开发是很多老油田面临的挑战。
国内外对高含水期油田开发方面的研究具有以下特点：（1）目前对高含水期油田开采规律的研究很少，一方面因为有些油田还没有进入这个阶段，另一方面因为对高含水期的开发规律难以把握。
（2）目前开发效果评价的一些指标不适应高含水开发阶段。
涉及开发评价方法的文献较多，但评价指标不统一，而且某些指标之间存在等价关系，因果关系等。
对进入高含水期油田开发效果的评价还没有提出系统的评价指标和评价标准，需要研究多指标定量评价方法。
（3）对有些油田开发指标的评价还处于定性阶段，未实现定量化。
因此，随着越来越多的油田进入高含水期,对高含水期油田水驱规律特征的研究就显得越来越重要。
八面河油田水驱开发效果及治理对策研究
八面河油田水驱开发效果及治理对策研究八面河油田位于中国吉林省，是中国重要的油田之一。
水驱开发是一种常用的油田开采方法，其通过注入水来推动地下油层中的石油向井口移动，从而提高油田的开采效果。
八面河油田的水驱开发效果受到多种因素的影响，包括地质条件、注水井布置和注水量等。
八面河油田地质条件复杂，油藏层中含有高水平的油含量和高渗透率的砂岩层，这为水驱开发提供了有利条件。
砂岩层中的含水层与含油层之间的界面不清晰，使得油水分离效果较差，同时也增加了开采过程中的水垢和堵塞问题。
油藏层的孔隙度和渗透率不均匀分布，使得水驱开发的效果较差。
针对以上问题，可以采取一些治理对策来改善八面河油田的水驱开发效果。
应该进行详细的地质勘探，了解油藏中不同层位的地质特征，从而合理布置注水井，提高注水效果。
可以通过注入辅助剂来改善油水分离效果，例如添加分散剂和凝聚剂来减少含水层和含油层之间的界面张力，同时使用脱水剂来减少水垢的形成。
可以考虑采用水平井和多层油井的开采方法，以提高开采效率和增加采收率。
定期进行沉积物清理和堵塞处理，以保持注水井和产油井的通畅。
除了上述技术措施，还需要加强管理和监测工作，确保油田的水驱开发稳定进行。
应建立科学的评价体系，定期对水驱开发效果进行评估和分析，及时调整开采方案和工艺参数。
加强对水驱开发过程中的环境保护和安全管理，防止水污染和事故发生。
八面河油田作为中国重要的油田之一，在水驱开发过程中存在一些问题，但通过合理的治理对策，可以改善开发效果。
需要加强科学研究和工程实践，为八面河油田的水驱开发提供科学依据和技术支持。
水驱老油田分层开发探索与研究
水驱老油田分层开发探索与研究【摘要】辽河油区水驱老油田包括中高渗油藏、低渗油藏、复杂断块油藏、特殊岩性油藏等多种油藏类型。
经过40多年的注水开发，目前不同类型油藏，不同开发技术的不适应性逐渐凸显，亟需开展分层开发，确保水驱老油田上产稳产。
本文以辽河油田J99块为例，在单砂体精细刻画的基础上，采用直井+水平井综合运用技术，预计可以提高采收率3%左右。
【关键词】水驱老油田1 水驱老油田分层开发的必要性一是水驱老油田地质条件复杂，单一开发方式不能满足精细开发需求水驱老油田含油井段长，砂体规模小、连续性差，非均质性严重。
渗透率在12～4200mD之间，层间变异系数在0.49～1.45之间。
二是开发层系粗放、注采井网不完善，分注级别低，储量动用程度差异大据统计一套层系开发储量占80.3%，水井分注级别低，二级三段以下占72.9%；受井况影响，油水井利用率低（65%～70%），储量损失大。
三是长期水驱非均质程度恶化，四大矛盾加剧长期水驱后“平面、层间、层内、流体”四大矛盾突出，平面各向异性明显，纵向上单砂体动用差异大，单层突进现象严重，水流优势通道明显发育，制约了油田开发水平的持续提高。
2 油藏基本特征及开发现状该块储层主要为扇三角洲前缘与近岸浅水水下扇沉积，岩性为一套中细砂岩、砂砾岩与泥岩交互层。
油层埋深1200～1570m，杜Ⅰ、Ⅱ油层组平均油层厚度21.5m，油层平面厚度变化大，连通状况差，油藏类型为层状边底水油藏。
J99块杜家台油层原油性质较差。
在地层条件下，原油密度为0.954g/cm3，原油粘度229mPa·s。
在50℃条件下脱气原油粘度为333mPa·s，属普通稠油。
该块分层开发前共有油井77口，日产油58t，综合含水95.3%，采油速度0.15%，可采储量采出程度89.8%。
3 水驱开发油水运动规律及剩余油分布规律研究3.1 平面上注入水主要沿河道主流线方向推进J99块杜家台油层沉积类型为扇三角洲前缘亚相，沉积微相以扇三角洲前缘河道、河口砂坝为主，条带状沉积特征明显。
海上油田深部调剖改善水驱技术与机理研究
海上油田深部调剖改善水驱技术与机理研究一、本文概述《海上油田深部调剖改善水驱技术与机理研究》一文，主要聚焦于海上油田开发中深部调剖技术的应用及其改善水驱效率的机理研究。
随着海洋石油资源的逐步开发，海上油田的勘探与开采技术已成为石油工业的重要研究领域。
深部调剖技术作为提高油田采收率的重要手段，其在水驱开发过程中的作用日益凸显。
本文旨在通过对海上油田深部调剖技术的系统研究，揭示其改善水驱效率的机理，为海上油田的高效开发提供理论支持和实践指导。
文章首先介绍了海上油田开发的特点及面临的挑战，包括油藏特性、环境条件、开采难度等方面的特殊性。
然后，详细阐述了深部调剖技术的基本原理和实施方法，包括调剖剂的选择、注入工艺、剖面调整等方面。
接着，通过室内实验和现场应用案例，分析了深部调剖技术对水驱效率的影响，探讨了其作用机理和影响因素。
总结了深部调剖技术在海上油田开发中的应用效果，并展望了其未来的发展方向。
本文的研究不仅对深化海上油田开发技术具有重要的理论意义，同时也为实际生产中的技术应用提供了有益的参考。
通过深入研究深部调剖技术的机理和应用效果，有望为海上油田的高效、可持续开发提供新的思路和解决方案。
二、海上油田深部调剖技术概述随着海上油田开发的不断深入，油藏的非均质性及水驱开发的矛盾日益突出，深部调剖技术因此应运而生。
该技术旨在通过改善注水井和采油井之间的流场分布，提高原油采收率，并延长油田的生产寿命。
深部调剖技术通过在油藏深部注入特定的堵剂，调整油水流体的运动路径，实现对非均质油藏的有效改造。
在海上油田中，深部调剖技术面临着更为复杂的挑战。
由于海上油田通常具有储层厚度大、渗透率差异大、油水界面复杂等特点，因此，深部调剖技术的实施需要更加精准和高效。
目前，常用的深部调剖方法包括化学堵水、机械堵水以及复合堵水等。
其中，化学堵水通过注入高分子聚合物、无机堵剂等材料，形成堵塞带，改变油水流体的流动方向；机械堵水则利用桥塞、封隔器等工具，在井下形成物理屏障，实现流体隔离；复合堵水则是将化学堵水和机械堵水相结合，以达到更好的调剖效果。
【doc】水驱采油研究与进展
水驱采油研究与进展4J4国外油田工程第21卷第12期(2005.12)水驱采油研究与进展摘要成功的水驱项目能够有效地提高总波及效率和保持油藏压力在液体泡点压力以上,注入水提供了采出更多原油的驱替机理.介绍了最近几年来国内外在水驱采油方面的一些新认识,新方法以及研究成果.主题词油田开发水驱渗透率提高采收率一,用分流量分析方法预测水驱动态1,分流量分析方法的步骤用示踪资料定性证实注水井和采油井之间的连通性,然后定量地把注水量在平面上分配给采油井.用测井分析结果确定在给定深度的岩石厚度和流体饱和度.用生产测井资料确定注水和采液的垂向分布.用岩心资料逐层确定岩石性质,原始含水饱和度,残余油饱和度,并且提供推导相对渗透率的算法资料.最后,用x关系曲线,根据采油历史资料确定相对渗透率,再用采油和注水资料把注水量分配给每一口采油井,并且把预测的数据与实际数据进行历史拟合.2,分流量分析方法的实际应用◇通过按井的目前注水剖面进行计算并且与预测的新采油计划进行对比,确定每口注水井的调剖价值.◇决定保时封堵注水井中的高渗透砂层.为各层制定开采计划,以便计算WOR与时间的相互关系. ◇预测在给定WOR时流度比对采收率百分数的影响.这将提高油田不同区域的采收率估算值. ◇一旦了解了每层的含油饱和度情况,就能够做出钻井和废弃井的决策.二,提高低渗透裂缝性油田水驱开发效果的研究新肇油田位于松辽盆地中央坳陷大庆长垣葡萄花构造西部的新肇鼻状构造.针对该油层裂缝发育,同步注水开发后出现油井见水快,见水后含水上升速度快的特点,经过理论研究和实践探索提出了提高该油田水驱开发效果的认识和具体措施: ◇注水的关键是要使油层基质受效◇确定基质吸水的合理注水压力金佩强张恒发(大庆油田公司研究院)◇高强度注水并不可行,应实行温和注水◇在保持目前污水水质质量的情况下,污水回注是可行的◇延长油井无水采收期,采用线性注水提高水驱效果◇短宽缝压裂可提高水驱开发效果三,不稳定注水适应性分析1,选择注采关联相对独立的井组在水驱开发后期,尤其是位于油层中心部位的油水井,它们之间如同网格一样互为关联,一口油井一般受几口注水井的共同影响,而一口注水井又同时影响着几口采油井.因此,在选择井组时,要考虑到井组问是否相互关联,否则会顾此失彼,一般应选择相对独立的井组实施不稳定注水.鉴于此,对于相对封闭性油藏更适合实施不稳定注水. 2,优先选择位于油层边部或井网相对不完善区的井组油层边部或井网不完善区的注采关联相对较为单一,位于本区内的剩余油挖潜难度较大.在现有井网条件下,利用不稳定注水方法,通过降低一个方向的流动能力而激励另外方向的渗流,实现挖潜目标.一般在该区实施间歇注水易于调整和控制, 并且风险较低,效果较好.3,选择层间差异大的井组一般非均质油田经过注水开发后,低含水层水驱效果较差,并且能量较低,对应注水效果差;高含水,高能量层对应注水井吸水好.当一个注采井组生产层层间差异较大时,对主要吸水层段实施不稳定注水可减少层间和层内干扰,控制油井含水, 提高剩余储量动用程度.四,脉冲注水1,压力脉冲工具压力脉冲技术使用活塞和圆筒迫使流体在高压下进入地层.在下冲程时,由活塞施加的压力仅靠其自身的重量使活塞下落而产生.该工具结构采用的方式:在上冲程运动时,流体能够在圆筒周围流动,避免了负压或冲击效应的产生.已经研制了两种不同的工具:用于单井的修井工具(进行为期1天的增产增注处理)和EOR或金佩强:水驱采油研究与进展45半永久式工具[与注入井的完井装置成为一体,用于水驱过程中的较长时间(几个月)脉冲].2.矿场试验效果◇最初注水能力提高了40%.该项试验的平均注水能力提高的幅度约为30%,观测到的最大和最小值分别为40%和15%.◇注水能力的提高与注水波及的改善有关,可以解释成由于连续实施压力脉冲增注措施增加了采油量,并且提高了采收率.五,注低矿化度水许多室内岩心驱替研究说明,与注海水或高矿化度采出水相比,注低矿化度水增加了采油量.室内岩心驱替试验表明,如果把低矿化度水(< 4000ppm)注入储层(与海水或较高矿化度采出水相比),能够增采出50%的原油.矿场试验首次说明以前仅在室内证明的结果能够应用于近井区域环境.把注低矿化度盐水的效果与基本剩余油饱和度进行了比较,清楚地说明,得到的结果与室内试验结果一致,表明当用低矿化度盐水进行水驱时,剩余油饱和度降低了25%～50%六,水平井注水1,数值模拟研究结果通过细网格数值模拟研究了在不同操作和储层条件下在水驱项目中采用水平井的动态.模拟结果显示:◇采用的井网对水平井动态有重大影响.◇正常行列井网中的水平井动态比采用垂直井的动态好.2,水平井注水实例在该项目中水平井水驱包括一口水平注水井和两口邻近的平行水平采油井,这两口采油井位于水平注水井之上.基本概念是能够以低于储层破裂压力注大量的水.水平采油井同样能够采出能够流动的原油.3.项目经济情况模拟结果以及经济评价表明,在6个月开采期间,单井控制面积为23acre的水平井水驱能够获得$2.9×10.的累积收入,而在30年的开采期间,五点井网垂直井水驱累积收入为81.49×10. Woleo油田的水平井水驱和五点井网垂直井水驱的现值分别为$2.3×10.和$0.4×l0.水平井水驱的注水见效更快,因此在实施项目的初期能够增采出大量的原油.七,破裂压力注水1,破裂压力注水效益◇由于降低了注入水中固相含量(TSS)的标准,所以降低了地面工程费用.◇由于减小了射孔段长度,所以降低了井工程费用.◇由于没有降低注入能力,所以减少了作业费用. 不需要经常进行酸化增注处理作业和洗井作业.◇由于对水质要求得不太严格,并且水处理设备不太复杂,所以出现的操作问题也少.2,破裂压力注水的关键领域对于破裂压力注水来说,关键领域是防砂,射孔和裂缝监测策略.(1)防砂因为通常定期对注水井进行反循环洗井,所以在注水井中防砂的主要目的通常是防止出现导致总注水能力下降的砂堵,而不是减小对地面设备的影响. (2)射孔策略制定射孔策略的目的是在地层破裂条件下注水时保持所有目的砂层的波及效率.使用由电缆下人的过油管射孔器或用绕性管下人的射孔器,首先在渗透率最低的砂层中进行深穿透和高密度射孔,随后在对下一个砂层射孔前,先进行短时间的注水.预计逐渐地射开砂层并且限制射孔层段的厚度有助于形成多裂缝.但是,必须注意,如果不同砂层的渗透率差别很大,该技术将无效.(3)裂缝大小监测裂缝监测有助于了解裂缝延伸机理,并且裂缝监测在评价实际裂缝大小和方位方面起关键作用,实际裂缝大小和方位在很大程度上决定了在Barton 油田进行破裂压力注水的成功或失败.八,确定水驱破裂压力的新台阶状流量试井发现在某些情况下用传统的注水量与压力曲线方法难以解释从台阶状流量试中得到的破裂压力,因为破裂压力以上的斜率变化非常细微,导致了破裂压力确定中的不确定性.为了简化解释和减少这种不确定性,研究出一种新诊断技术,包括绘制和分析每个单位压力的累积注水量变化与井底注水压力曲线.在用传统方法难以解释斜率变化的情况下,提供了对这些数据的更准确的解释.认为在地层破裂后的台阶状流量试井过程中,注入能力大幅度提高.为了确定在注入能力提高这一时刻的破裂压力,计算了台阶状流量试井每一级46国外油田工程第21卷第12期(2005.12)之间每个平均压力变化的平均注水量的变化『dQi/dP(每个压力变化的注水量的变化)].可以认为产生裂缝后,dQi/dP值将大幅度增大.这表明dQi/dP值的累积曲线(累积dQi/dP)将给出裂缝开启时斜率上的明显变化.所以累积dQi/dP与井底压力或井口压力的曲线将给出斜率上变化点处的地层破裂井底压力或地层破裂井口压力.绘制了C井的累积dQi/dP曲线与平均井底压力值曲线.当与在同一口井进行的常规分析进行比较时,发现破裂压力较低.然后确定了破裂梯度值,发现该值接近砂岩的平均破裂梯度.因此用该技术较准确地估算了破裂压力.九,气顶水屏障注水Badfi油田Kareem油藏有一个大气顶.其动态显示生产气一油比迅速增高,油藏压力连续下降反映出下面含水层的压力保持能量很低.根据模拟模型研究建议采用气顶水屏障注水工艺,采用该工艺提高的采收率为OOIP的3.6%. 1995年4月开始沿着4口气顶水屏障注水井排将水连续注入气顶,以便沿着气顶的西部边缘形成一道水墙.该水墙将把气顶与大部分油柱分隔开.模型结果表明,该工艺能够限制在采油井中采出气,并且限制原油侵入气顶.此外,该工艺便于优化将水注入油柱和含水层.模型预测,在进行原始气顶水屏障注水两年内能够见到以下效果:采油量增加,GOR迅速下降,油藏压力回升.但是,Badn油田Kareem油藏的实际动态表明,生产GOR下降是有限的.认为气顶水屏障注水井井距太大,以至于在气顶和油柱之间不能形成连续水墙.因此,1998年在原有的水屏障注水井之间增加了2口注水井.水墙的形成防止了气顶扩大,通过在1998年实施扩大开发方案,该工艺增加了Kareem油藏的采油量,并且生产GOR出现了下降的趋势.十,注入水水质对储层适应程度的评价方法1.求取储层一级评判指标的评价矩阵首先得到储层物l生参数,注入水水质物性参数分析结果和用层次分析法求出的权重系数.具有明确边界值的一级评判指标单因素评价矩阵可能根据参数的具体值和单因素评价标准,利用岭型函数求出.2.求取储层二级综合评判指标的评价矩阵在获得各个一级评判指标的评价矩阵基础上,对于没有明确边界值的二级评判指标,其单因素评价矩阵可利用上一级评判指标的单因素评价矩阵和用层次分析法等求出的该级评判指标的权重集,经模糊综合变换后求出.3.求取储层综合渗流物性评价矩阵在获得各二级评判指标的评价矩阵和权重系数后,即可求取储层综合渗流物l生的最终评判结果矩阵.4.求取注入水水质对储层适应程度系数根据储层综合渗流物性评价结果,确定出与储层综合渗流物性评价结果对应的注入水水质各单因素评价标准,并按照水质各单因素具体数值求取注入水水质各单因素评价矩阵,二级综合物性评判指标的评价矩阵,最后获得的水质综合物性评价矩阵为Y=(0,0.015,0.104,0.533,0.349).在储层综合渗流物性和注入水水质最终评判结果矩阵中,以最大隶属度为界,左端各个隶属度之和可视为不利因素比例,结合评价等级获得的该储层综合渗流物性指数,注入水水质指数和该注入水对所研究储层的适应程度系数分别为0.38,187.3和0.251十一,注水井合理配注方法1.注采系统分析及原则随着新井的投入生产,注采关系不断变化,井网间的注采关系也更加复杂,出现了新老注水井各层段的水量如何分配的问题,因此需要以合理的注水方式来恢复地下平稳,以获得最大的采收率.确定合理配注必须遵循以下原则:◇调整地层压力;◇控制含水上升速度;◇约束产液量.2.合理配注的确定要确定全区的合理配注,首先必须确定全区合理的注采比.通过注采比可以得到全区的合理配注值: ‰=nfg.+),1一式中n——注采比;q.——日产油量,t;——含水率,%.用以上方程可得到全区目前的合理配注,确定全区总的注水量之后,就需要优化井组之间的合理配注,结合上述约束条件以及注水井全井射开砂岩厚度来确定单井的合理配注.优化井组之间的合理配注应满足以下要求:◇确定油水井连通关系;◇确定劈分系数;◇确定方向比例系数和产液剖面.(收稿日期205—09—20)。
提高老油田二三类层水驱动用程度研究
图 １ 渗透率 、 渗透 率级 差 与 吸 水 、 产 液 程 度关 系 通 过 对 文 Ｘ 块 历 史 产 液 剖 面 资 料 详 细 统 计 分 析
得到 ， 一类 储层 一直 是油 藏 主产层 。 有 产 出 的 一 类 层 占一 类 层 总 射 开 层 数 和 厚 度 的 比例 高 达 ８ Ｏ 以上 ， 二类 层只 有４ Ｏ 左右 ， 而二 三类层 平均仅 ３ ０ ， 因 此
１ ． ３ 见水后 采 液 、 采 油 指 数 大 幅 下 降 油 井见 水后 ， 采 液、 采 油 指数 急剧 下 降， 含 水
分 薮
（ １ ，
覆
水
２ ０ 时 采液 指 数 降 后 采液 指 数 回升 ， 但 采 油 指 数 仍 下 降 。这 种 特 点 ， 决 定 了油 藏 不适 合提 液来 稳产 。
我 国 东 部 老 油 田 目前 基 本 都 进 入 高 含 水 开 发 后 期 阶段 ， 其 一类储 层 基本 动 用完 毕 ， 油 藏 大 多 具 有 埋 藏深、 温度高、 压力 高 、 气 油 比高、 矿化 度 高、 渗 透 率 低 、 密度低、 粘 度低 、 层多、 层薄、 层 间 非 均 质 性 严 重 等 特点 。 油 藏注水 开 发 以来 ， 由 于 低 渗 透 油 藏 非 达 西 渗 流特 征 、 油 藏 层 间 启动 压 力 差 异 、 注采 井 距 大 ， 影 响 了二 三 类 层 驱 替 体 系 的 有 效 建 立 ， 一 类 储 层 得 到 充 分水 驱动 用 ， 二 三 类层 水 驱动 用程 度 低 。 目前 剩 余 油 挖潜 主要 研究 方 向就是 如何 提 高二 三 类层 水驱动 用 程度 ， 提 高采 收率 。 １ 注 水 开 发 存 在 的 问题
低渗透油田精细分层注水开发技术方法的探讨
低渗透油田精细分层注水开发技术方法的探讨1. 引言1.1 研究背景低渗透油田是指储层孔隙度低、渗透率小的油田，这类油田产量低、开发难度大、资源利用率低，是目前油气勘探开发面临的难题之一。
随着传统油田的逐渐衰竭，对低渗透油田的开发研究变得尤为重要。
目前，采用精细分层注水开发技术是提高低渗透油田开发效率和产量的重要手段。
尚缺乏对该技术方法的深入研究和应用实践，需要进一步探讨和完善。
在低渗透油田精细分层注水开发技术的探讨中，研究背景是尤为重要的。
通过深入了解低渗透油田的特点和挑战，可以更好地把握该领域的研究方向和重点，为未来的开发工作提供指导和参考。
探讨低渗透油田精细分层注水开发技术方法的研究背景具有重要意义。
【研究背景】是该领域研究的基础和起点，对于推动低渗透油田的有效开发和利用具有积极的意义。
1.2 研究意义低渗透油田精细分层注水开发技术方法的研究意义是非常重要的。
随着油田开发程度的不断深入，对于低渗透油田的开发变得尤为关键。
低渗透油田具有地质构造复杂、油层裂缝性差、孔隙度低等特点，传统开发技术已经难以满足其开发需求。
精细分层注水开发技术能够更好地发挥注水效果，提高采收率和生产率，有效延长油田寿命，降低开发成本，是低渗透油田开发中的重要技术手段。
通过对低渗透油田精细分层注水开发技术的研究，可以更好地了解低渗透油田的特点和规律，为油田的合理开发提供科学依据。
通过优化注水井布局、应用注水层压裂技术和水驱前沿驱替技术等方法，能够有效提高油田的开发效率和经济效益，推动油田开发向更加智能化、高效化的方向发展。
研究低渗透油田精细分层注水开发技术的意义重大，对于优化油田开发方式、提高资源利用率具有重要的价值和意义。
2. 正文2.1 低渗透油田特点1. 地下水浸润速度慢：由于岩石孔隙度小、渗透率低，地下水浸润速度缓慢，导致油田开发难度加大。
2. 储层有效厚度较薄：低渗透油田的储层通常具有较小的有效厚度，使得油层开采效率降低。
八面河油田水驱开发效果及治理对策研究
八面河油田水驱开发效果及治理对策研究八面河油田是中国国家能源战略的重要组成部分，受益于近年来的油价上涨和技术进步，八面河油田的水驱开发效果研究和治理对策研究备受关注。
本文将从水驱开发效果和油田治理对策两个方面进行深入探讨。
1.1 水驱开发原理水驱开发是指通过向油层中注入水来提高油田开采效率的一种开采方法。
当注入的水与原有的油层中的石油相接触时，会形成一定的驱油压力，从而使得原有的石油向井口方向集中。
这种方法适用于油井开采晚期或者油田地质条件不太理想的情况下，有利于提高油井的开采率和改善开采效果。
1.2 八面河油田水驱开发现状目前八面河油田采用水驱开发的方式已经相当普遍，通过注入大量的水来提高油田中原油的开采效率。
随着开采时间的推移，水驱开发在八面河油田的效果逐渐减弱，油井的产量和开采率也在下降。
这主要是由于水驱开发在长期使用后会导致油层渗透性的减小和水油混合物的扩散，从而降低了水驱的效果。
针对八面河油田的水驱开发效果下降的问题，需要针对其地质条件和开采情况进行全面分析。
通过对地质构造和油田形成机制的研究，可以更好地理解油层的渗透性变化和水驱开发的影响因素，为制定针对性的治理对策提供重要的科学依据。
对八面河油田的水驱开发历史和开采数据进行深入挖掘和分析，可以更准确地评估水驱开发的效果，并为制定后续的工作方案提供基础数据支撑。
针对八面河油田水驱开发效果下降的问题，可以通过以下几种方式进行优化：（1）调整注水井位置和排水井位置，合理布局油田开采井网，降低水驱开发的影响范围，提高驱油效果。
（2）优化注水井注水方案，调整注入水体积和注水压力，降低水驱开发带来的不利影响，提高驱油效率。
（3）研究新型的渗透性调节剂和驱油增产技术，通过改善油层渗透性和提高油井产量，提高水驱开发效果。
二、八面河油田油田治理对策研究2.1 油田环境污染治理随着水驱开发的进行，八面河油田环境污染问题日益突出，特别是地下水污染和土壤污染的风险不容忽视。
采油工程水驱新技术及运用实践微探
2018年07月采油工程水驱新技术及运用实践微探吴保国（中石化河南油田分公司采油一厂，河南南阳474780）摘要：随着我国石油行业不断发展，当今社会生产和人民生活对油气产品需求量也在不断提高。
在采油工程中，水驱技术的应用尤为重要，对采用率和现场工作效率有着很大影响。
基于此，本文重点探究采油工程水驱技术发展现状，并提出一种新型的分层水驱新技术，探究技术的运用实践。
关键词：采油工程；水区技术；运用实践；分层水驱技术简单来说，水驱技术就是注水采油技术，是采油工程中的重要施工技术，应用水驱技术可以大大提高油田工程的采油率，但是在实际应用当中会对油井水敏性造成影响，这是因为在地层当中，会存在一些类似黏土的矿物，由于地表和地层会受到施工影响，这些物质会遇水膨胀，土层中压力过大会导致压力失衡造成颗粒迁移，孔隙有很大几率遭到堵塞，减少油井渗透性能。
从水驱技术应用质量层面上看，补偿系数、水驱系数、存水率是非常重要的三项指标单，通过对这三项指标进行分析，可以帮助工作人员更好的了解水驱开采情况。
传统水驱技术往往会对地层造成影响而降低采油率，这就需于提出一种新型的水驱新技术，加强采油工程的实际工作效率，提高采油工程的经济效益。
1采油工程传统水驱技术应用现状1.1产能低采油工程技术在实际应用当中具有一定的适用周期，在早起采购过程中，由于都是地表上的油气资源，所以传统技术即可满足生产要求，并且投入相对较低。
但是随着采油工程不断深入，浅层石油量越来越少，所以需要采用更加先进、复杂的方式进行深层采油，当今油田开采已经进入二次或三次开采阶段，大大降低了传统水驱技术的应用效能。
1.2设备问题我国采购工程技术虽然经过了多代更新与改造，但是基础设备更新较为缓慢，无法脱离现行的整体技术框架。
随着采油作业不断深入，部分采油设备已经出现了不适应性，严重影响了油气的正常生产。
这就需要对生产设备进行治理和维护，老旧设备需要更新。
1.3堵水效果差当今我国采油工程多是采用“堵水——酸洗——人工举升”的方法。
低渗透油田水驱开发技术的研究与应用
低渗透油田水驱开发技术的研究与应用随着石油的开采量不断增加，油田的开发难度也越来越大。
在这样的背景下，低渗透油田的水驱开发技术成为了研究的热点。
本文将就该领域的研究现状以及应用实践进行探讨。
一、低渗透油田的特点低渗透油田是指地下储层渗透率低于10×10-3m2的油田。
由于地下储层渗透率低，难以通过自然产能得到稳定的油气产出，需要采用人工驱油。
此外，低渗透油田的岩心孔隙度小，油饱和度低，因此提高油气的采收率需要科学有效的开采技术。
二、水驱开发技术的现状水驱开发技术是指通过注入一定量的水，形成一定的储层压力差，促进原油向井口流动的一种开采方法。
近年来，随着油气开采技术的不断发展和完善，水驱开发技术也逐渐成熟。
目前，水驱开发技术主要包括常规水驱和压裂水驱。
其中，常规水驱是指直接向井口注入一定量的水，通过形成一定的储层压力差，促进原油向井口流动。
而压裂水驱则是利用高压液体进行岩石破碎，使得原油可以更顺畅地流动。
目前，常规水驱在低渗透油田中的应用较为广泛。
三、水驱开发技术的应用实践水驱开发技术的成功应用需要充分考虑低渗透油田的特点，并进行针对性的优化。
一般来说，优化水驱开发技术需要从以下几个方面入手。
首先，要考虑水进储层的能力。
在低渗透油田中，储层渗透率低，注入的水进入储层的能力也较弱。
为了保证水的注入效果，需要采用优化的注水井网格系统。
其次，要考虑水的分布和稳定性。
在注入水后，水的分布越均匀，其稳定性就越好。
为此，需要采用先进的注水井技术，在储层内形成一个均匀的水压力区。
此外，还需要注重水的质量。
低渗透油田的水通常含有较高的盐分和难降解有机物质，对油层的侵蚀和堵塞较为明显。
因此，在进行水驱开发之前，需要进行水质的预处理以提高水的质量。
最后，需要考虑水驱开发技术的最优化。
在多种开采技术中，应该根据储层的不同特征，综合采用多种技术进行联合开采，以达到最优化开采效果。
四、总结低渗透油田的水驱开发技术是一项挑战性很高的技术。
孤岛油田中二中水驱开发现状研究与对策
孤岛油田中二中水驱开发现状研究与对策一、前言孤岛油田中二中Ng3-4开发单元是一个高渗透、高饱和、疏松砂岩油藏，采用七点法注水井网开发，井网较密，水驱控制程度高，这种强注强采的注水模式，容易形成注入水在非均质厚油层的底部低效循环，影响驱替效率的提高。
因此在特高含水期，有必要加强统筹治理对策的研究，进一步夯实老油田的稳产基础，改善单元开发效果。
二、精细研究、掌握规律、精心培育潜力增长点中二中注聚区含油面积0.8Km2，有效厚度12.2m，地质储量160×104t，与东区Ng3-4注聚区相邻，两套单元之间的注聚时间差异、井网差异导致了注入差异、能量差异、压力差异，这也成为了二者结合部的潜力点。
因此重点做好注入和采出、开发技术与生产管理相结合的工作。
1、平面上超前梳理，实施水井降压管理一是采用由面到点的立体管理模式，即首先大面积多井次分层调配降水，而后针对个别井区油井见效较慢，对附近水井大幅度降水。
二是采用阶梯式水量调整模式。
以油井动态变化为基础，根据注聚时间、见效规律，在调整时间和水量调整上采用阶梯式降水模式，按照50m3/d、50m3/d、30 m3/d幅度不等进行调整。
共实施水井调整13井次。
2、层间上整体运作，实施水井有效调剖对结合部注聚井采用高强度大剂量堵剂进行调剖，采用多段塞注入方式，根据压力的变化决定用量的多少，直到压力达到所需数值，5口水井调剖后油压上升2.8MPa，注入剖面明显改善，表明高渗通道得到有效控制。
3、改善产液状况，实施措施促效根据储层发育、连通情况、油层微构造、渗透率分布等以及动态注采对应情况、采液强度、累计水油比、地层能量等将受效油井分为I、Ⅱ、Ⅲ三类。
根据不同区域的特点进行分类治理。
I类油井：累计水油比低，洗油效率低，剩余油比较富集。
这类井采液强度低，油水井间水流通道形成不好，注聚段塞推进较慢，油墙形成较慢，动态上油井见效慢。
此类油井采取解堵、补充地层能量等措施放大生产压差，促进注聚段塞的有效形成。
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。
水驱油田水窜层排查研究与应用
水驱油田水窜层排查研究与应用本文水驱油田注水开发时间较长，储层物性物性变化，出现大孔道的，随之产生水窜以及水窜危害，通过测井技术进行研究，重点对大洼油田的一个区块作为研究试验区块，分析出现水窜原因就，来指导了注水井调剖、层系调整等地质、工艺措施，效果显著。
标签：水窜；危害；测井；效果分析1 水窜的危害产生水窜的危害是：储层非均质越加严重，低渗层发挥不了作用；注水低效、甚至是无效循环，即从注水井注入，直接从采油井中采出。
水窜形成水患，嚴重地影响了油田开发的动用程度，波及系数难以提高，增加了开发成本，增大了措施的难度。
2 水窜层排查方法的研究与选择现阶段，注水剖面的测试主要有两种方式：同位素测井和氧活化测井。
同位素测井是一种利用放射性物质，通过人工方式提高注入地层伽马射线强度，用于研究注入井注入动态的方法。
缺点是对注水层受油套管管壁粘污和接箍、配水器、封隔器等粘污的影响程度的解释缺乏科学根据，不能判明高渗透层或大孔道的吸水状况。
也就是说同位素测井不能作为水窜层排查的依据。
氧活化测井是一种示踪流量测井。
缺点是成本高；点测，无法细分夹层小于1.5米的单层；测试结果受管柱截面变化影响大；受中子管使用寿命限制，对一口井很难做到多次重复测试。
应该说氧活化测井可以用于水窜层排查，但造价高，难以规模实施。
为了克服同位素测井、氧活化测存在的缺点，我们选择了一种全新的测井方式-双补偿注入剖面测井作为水窜层排查的重要手段。
双补偿测井的原理是将示踪物质通过释放器释放到井筒中，测井仪器配置有两个探测器，两个探测器之间有一定距离，当示踪物质随着水流流经探测器时，探测器的时域信号波形有明显的变化。
通过相关分析确定流体流经两个探测器的时间间隔，进而可以计算出流体流速。
它不但能测量水流横向流动速度，还能测量水流纵向流动速度，两种测量速度互相校正，互为补偿。
与同位素测井相比，双补偿测井消除了粘污、沉积及大孔道的影响。
与氧活化测井相比，双补偿测井有较高的测量精度和较低的测量下限（3m3/d）；成本低，可多次重复测量。
油田水驱采油技术研究
油田水驱采油技术研究随着全球能源需求的增长，油田开发变得愈发重要。
在油气开采过程中，水驱采油技术作为一种常用的增产方式，受到了广泛的研究和应用。
本文将围绕油田水驱采油技术的研究内容展开论述，深入探讨其原理、应用以及前景。
1. 油田水驱采油技术的原理油田水驱采油技术是通过注入水来提高油藏压力，以驱使原油向井口移动。
其原理基于相对渗透系数的差异，通过水的注入降低了原油相对渗透系数，从而改善了原油在油藏中的流动性，增加了采油效果。
2. 油田水驱采油技术的应用2.1 水驱前期实验在实际应用中，为了确定水的注入方案以及采油效果，通常会通过水驱前期实验来模拟油田中的水驱过程。
该实验可以评估不同注入压力、注入量以及注入周期对采油效果的影响，为后续水驱开采提供参考。
2.2 水驱注水井网络优化水驱采油过程中，注水井的合理布置和优化对于提高采油效果至关重要。
利用优化方法，通过分析油藏的物质平衡和流动规律，可以确定最佳的注水井的位置和间隔，从而提高水驱采油的效率。
2.3 水驱剖面调整技术在水驱采油过程中，由于油藏的渗流规律等因素，注入水和采出的油在油井井筒中的分布可能存在不均匀现象。
为了提高采油效果，可以通过水驱剖面调整技术来改变水和油的分布情况，实现均衡注采。
3. 油田水驱采油技术的前景随着石油资源逐渐减少和全球能源需求的增长，油田水驱采油技术在提高采收率和增加油田开发效益方面具有广阔的前景。
3.1 提高采收率油田水驱采油技术通过控制油藏的渗透和压力，有效地提高了采油效果，使油井的采收率有所提升。
3.2 增加油田开发效益油田水驱采油技术相对成本较低，操作相对简单，可以有效地增加油田的开发效益。
通过科学的水驱方案和合理的施工，可以将油田的潜在资源充分利用，实现经济效益最大化。
综上所述，油田水驱采油技术在提高采收率和增加油田开发效益方面具有重要意义。
通过合理的方案设计和实施，可以进一步优化油田开发过程，提高原油采集效率。
油田含水规律的研究和预测
o 一、水驱油田含水采油期划分与含水上升规律●1.水驱油田含水采油期划分(1)无水采油期：含水率小于2%； (2)低含水采油期：含水率2%~20%； (3)中含水采油期：含水率20%~60%； (4)高含水采油期：含水率6%~90%； (5)特高含水采油期：含水率大于90%。
●2.含水上升规律生产实践表明，一个天然水驱或人工水驱的油藏，当 它全面开发并进入稳定生产以后，其含水达到一定程度并 逐步上升时，将有关的两个动态参数在单对数坐标纸上作 图，可得到明显的直线关系，称该曲线为水驱特征曲线。
6-2 油田含水规律的研究和预测油田含水规律的研究和预测o 一、水驱油田含水采油期划分与含水上升规律这条直线一般从中含水期 开始（含水率20%左右）出现， 而到高含水期仍保持不变。
在 油田的注采井网、注采强度保 持不变时，直线性质始终保持 不弯，当注采方式变化后，则 出现拐点，但直线关系仍然成立。
人们就可以运用这一定量规律来描述和预测各油田在 生产过程中的含水变化，产油水情况，最终采收率及可采 储量等。
6-2 油田含水规律的研究和预测油田含水规律的研究和预测 水驱曲线o 二、水驱特征曲线的类型及基本关系式●1.甲型水驱曲线水驱油藏含水达到一定程度后(一般在中、高含水期)， 累积产油量与累积产水量的关系曲线在半对数坐标上是一条 直线，其基本关系式为：★常数a的物理意义； ★水驱曲线形态与开发效果。
●2.乙型水驱曲线甲型水驱曲线表达式中各项分别对时间求导后，得到水 油比与累积产水量的关系为：6-2 油田含水规律的研究和预测油田含水规律的研究和预测 aN b W p p / lg lg + = a W Q Q WOR Pw 3 . 2 0== )1 3 .2 ww P f fa W - = （ 或：o 二、水驱特征曲线的类型及基本关系式将水油比与累积产水量的关系代入甲型水驱曲线表达式中，得： 即：其中：●3.无量纲水驱特征公式甲型水驱公式中各项除以原始地质储量得：优点：无论油田大小如何，均可用同样的无量纲参变量表达，数值大小不同反映效果不一样。
油田水驱开发中的油水分离技术研究
油田水驱开发中的油水分离技术研究油田水驱开发是一种常见的油田开发方式，通过注水的方式来提高油井产能，加快油田的开发速度。
在油田水驱开发过程中，油水分离技术是至关重要的环节，它直接影响到油田开发的效率和经济效益。
主要包括以下几个方面：首先是油水分离设备的选择，包括油水分离器、沉沙器等设备的选型和配置。
其次是油水分离过程的优化调整，包括油水分离器的操作参数调整、油水分离过程的控制等内容。
最后是油水分离技术的应用和推广，包括将先进的油水分离技术推广到更多的油田项目中去。
在油水分离设备选择方面，需要综合考虑油水混合物的性质、生产工艺的要求以及设备的性能等因素。
通常情况下，油水混合物的性质包括油水比、含油率、粘度等参数，这些参数直接影响到油水分离设备的选择。
生产工艺的要求包括产量、分离效率、占地面积等要求，这些要求也会直接影响到设备的选型。
设备的性能包括设备的处理能力、稳定性、可靠性等指标，这些指标直接决定了设备是否适合在油田水驱开发中使用。
在油水分离过程的优化调整方面，需要通过实验和模拟等方式来研究油水分离过程中的关键参数，比如油水混合物的流速、油水混合物的温度、分离器的压力等参数。
通过调整这些参数，可以有效地提高油水分离的效率，减少沉积物的产生，降低设备的维护成本。
油水分离技术的应用和推广是油田水驱开发中的重要环节，只有将先进的油水分离技术应用到实际生产中去，才能真正提高油田开发的效率和经济效益。
目前，国内外有许多油田水驱开发项目已经开始使用先进的油水分离技术，取得了良好的效果。
这些成功案例为油田水驱开发中的油水分离技术研究提供了宝贵的经验和参考。
梳理一下本文的重点，我们可以发现，油田水驱开发中的油水分离技术研究是一个复杂而又关键的课题，需要综合考虑油水混合物的性质、生产工艺的要求、设备的选择和优化调整等多个方面。
只有在这些方面做好工作，才能真正提高油田水驱开发的效率和经济效益，为石油行业的可持续发展做出应有贡献。
油田水驱技术研究
油田水驱技术研究油田开采是国家经济发展的重要支柱，而水驱技术是目前油田开采中广泛应用的一种方法。
在油藏渗透率差、黏度高的情况下，利用水的推力将油藏中的油推出来，提高采油率，达到高效开采的目的。
在工业化大量开发的过程中，水驱技术也得到了极大的发展和完善。
一、油田水驱技术的基本原理油田水驱技术就是利用高压水将油藏压力推向井筒，从而提取油藏中的石油。
从物理学的角度来看，油田水驱技术运用了流体的贯通性和浸透性，将高密度的水推进油藏中，依靠水的推力将黏性大、粘度高、黏度大的油推向井口。
在实际应用中，以减少环境污染和浪费为宗旨，提高采收率和能源利用效率为目标，通过精细计算和科学管理，实现了各个阶段的控制和最高效益的实现。
二、油田水驱技术在实际应用中的优缺点油田水驱技术的优点是成本低廉、对环境污染小、采收率和效益高，因此越来越受到油田生产系统的重视和广泛应用。
同时，水驱技术的缺点也不容忽视，如水驱采油存在沉积物阻塞、水的含盐度、油的黏度等各种问题，都会对采油效果和水质状况带来不良影响。
为了解决这些问题，国内外针对水驱技术的研究也取得了很大的进展。
例如，有人在储层中添加化学添加剂，可以降低含盐度，提高油井稳定性并改善采油效果，该研究成果已被应用到多个项目中并获得了良好效果。
三、油田水驱技术的推广与应用油田水驱技术的推广与应用始于20世纪初，随着我国能源需求的日益增长，目前我国油田水驱技术得到了广泛应用，但是还有一些需要研究和完善的地方。
未来的发展将更加注重环保和可持续性。
近年来，油田水驱技术的研究方向主要集中在减少环境污染、提高采收率、提高能源利用率等方面。
随着专业技术的发展，水驱技术为油田的开采提供了更加广泛和更深入的研究方法，使研究者可以更好地掌握水驱技术的课程。
同时，它也为我国的能源安全和可持续性发展做出了贡献。
作为一种现代的油田采油技术，油田水驱技术将继续得到广泛应用。
我们应该进一步加强科学管理，完善技术应用，同时积极研究优化以提高采收率、加强环保和提高能源利用效率。
对当前采油工程水驱新技术初探
对当前采油工程水驱新技术初探摘要：随着现代科技的迅猛发展，采油工程中的应用技术也不断创新。
水驱新技术是采油工程中的重要技术，因此，进一步研究和探索水驱技术，有助于提高采油工程的工作效率，促进经济效率的提升。
本文从实际出发，总结和分析了水驱开发状况的分析方法，及采用分层采油的方法可以改善水驱开发的效果，最后对分析方法做出总结，并提出一些实际建议和实例。
加强水驱新技术的研究，促进石油企业的进一步发展。
关键词：采油工程；水驱技术；分析方法；分层采油；建议；1.前言随着现代社会的不断发展，采油工程水驱技术水平也在不断提高。
作为综合评价开发油田注水情况和效果的评价指标，存水率、水驱指数及采油补偿系数的变化幅度对采油工程有着重要意义。
本文从实际出发，阐述了存水率、水驱指数及采油补偿系数这三个概念，总结和分析了油田水驱开发的评价方法及改善水驱开发效果的新技术新方法。
本文依据翁文波所创立的Logistic旋回为基本理论，分别建立综合含水与累计耗水量、综合含水与累积水油比等相关模型，由此便可推知在含水量不同条件下，产油量指标与注水量之间所存在的定量关系，从而可以依此来评价人工注水量的合理性。
2.水驱开发状况分析方法2.1存水率、水驱指数及采油补偿系数的概念1.基本原理存水率、水驱指数及采油补偿系数是评价油田水驱开发效果的重要指标，分析这三个指标对了解和掌握油田水驱开发状况有着重要意义。
存水率指的是注入的水量存留在地层中所占的比率，由于水驱开发的阶段性特点，存在阶段存水率。
水驱指数指的是存入地下水量和采出的地下原油体积的比，由于水驱开发具有阶段性，故又称阶段水驱指数。
采油补偿系数指的是起始时的总注水量与起始时地层中的总采液量之比。
2.实例分析通过对Y162区三个指标的计算和分析，以及相对应含水率的统计，画出实际水驱指数与含水率、实际存水率与含水率相对应的理论曲线，建立数学模型。
从实际水驱指数与含水率所建立的数学模型中可以得出：注水比一定时，随着含水率的不断变化，水驱指数表现出一定的规律性，当注水比为1时，水驱指数是定值，不受含水率的影响；当注水比大于1时，水驱指数与含水率成正比；当注水比小于1时，水驱指数与含水率成反比。
石油开采中的水驱油田开发
石油开采中的水驱油田开发在石油开采领域，水驱油田开发是一种常用的方法。
它利用水的推力来驱使石油流入井口，提高采收率。
本文将介绍水驱油田开发的原理、应用和挑战。
一、水驱油田开发的原理水驱油田开发的原理是通过注入水来增加油井中的压力，推动石油流向开采井。
水的注入压力大于油井中的压力，从而形成压差，促使石油流动。
这种方法可以有效地将石油从油藏中排出，提高采收率。
二、水驱油田开发的应用水驱油田开发广泛应用于石油开采行业。
它可以在初级采油后期或二次开发阶段使用。
一般情况下，水驱油田开发始于原油压力下降、采油效果减弱的阶段。
通过注入水，可以提高开采井的压力，增加石油产量。
三、水驱油田开发面临的挑战1. 油水分层问题：在水驱油田开发过程中，油水分层现象是一个常见的挑战。
油和水具有不同的密度，因此在地下层中沉积的分布也有所不同。
因此，为了确保水能够有效地驱使石油，需要对油井的位置和水的注入压力进行合理的规划和调控。
2. 水质问题：水质对水驱油田开发的效果有重要影响。
如果注入的水质量不合格，可能会对油井和地下油层造成损害，降低采收率。
因此，在进行水驱油田开发之前，需要对注入水的水质进行严格的检测和筛选。
3. 水量管理：合理控制注入水量是水驱油田开发成功的关键。
如果注入水量过大或过小，都会对开采效果产生负面影响。
因此，进行水驱油田开发时，需要进行水量的精确测算和合理调整。
四、水驱油田开发的发展趋势随着技术的不断进步，水驱油田开发也在不断发展和改进。
一方面，针对水驱油田开发中面临的挑战，研究人员提出了各种解决方案，以提高采收率。
另一方面，新型的填充物和改性剂被应用于水驱油田开发中，以提高油井和地下油层的水驱效果。
总结：水驱油田开发作为一种常用的石油采收技术，已经在全球范围内得到广泛应用。
通过注入水来增加油井的压力，推动石油流向开采井口，提高采收率。
然而，水驱油田开发仍然面临着油水分层、水质和水量管理等挑战。
为了实现更高效的石油开采，我们需要不断改进和创新水驱油田开发技术。
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水驱老油田分层开发探索与研究
【摘要】辽河油区水驱老油田包括中高渗油藏、低渗油藏、复杂断块油藏、特殊岩性油藏等多种油藏类型。
经过40多年的注水开发，目前不同类型油藏，不同开发技术的不适应性逐渐凸显，亟需开展分层开发，确保水驱老油田上产稳产。
本文以辽河油田j99块为例，在单砂体精细刻画的基础上，采用直井+水平井综合运用技术，预计可以提高采收率3%左右。
【关键词】水驱老油田
1 水驱老油田分层开发的必要性
一是水驱老油田地质条件复杂，单一开发方式不能满足精细开发需求
水驱老油田含油井段长，砂体规模小、连续性差，非均质性严重。
渗透率在12～4200md之间，层间变异系数在0.49～1.45之间。
二是开发层系粗放、注采井网不完善，分注级别低，储量动用程度差异大
据统计一套层系开发储量占80.3%，水井分注级别低，二级三段以下占72.9%；受井况影响，油水井利用率低（65%～70%），储量损失大。
三是长期水驱非均质程度恶化，四大矛盾加剧
长期水驱后“平面、层间、层内、流体”四大矛盾突出，平面各向异性明显，纵向上单砂体动用差异大，单层突进现象严重，水流优势通道明显发育，制约了油田开发水平的持续提高。
2 油藏基本特征及开发现状
该块储层主要为扇三角洲前缘与近岸浅水水下扇沉积，岩性为一套中细砂岩、砂砾岩与泥岩交互层。
油层埋深1200～1570m，杜ⅰ、ⅱ油层组平均油层厚度21.5m，油层平面厚度变化大，连通状况差，油藏类型为层状边底水油藏。
j99块杜家台油层原油性质较差。
在地层条件下，原油密度为0.954g/cm3，原油粘度229mpa·s。
在50℃条件下脱气原油粘度为333mpa·s，属普通稠油。
该块分层开发前共有油井77口，日产油58t，综合含水95.3%，
采油速度0.15%，可采储量采出程度89.8%。
3 水驱开发油水运动规律及剩余油分布规律研究
3.1 平面上注入水主要沿河道主流线方向推进
j99块杜家台油层沉积类型为扇三角洲前缘亚相，沉积微相以扇三角洲前缘河道、河口砂坝为主，条带状沉积特征明显。
水下分流河道中心、河口砂坝中心部位的物性好于边部。
平面上的这种强非均质性，决定了水驱油过程中油层平面上水淹程度的不均匀。
大量监测资料表明，主河道中心线水淹最快，中心线两侧主河道水淹速度稍微慢一些，而分流间和前缘薄层砂水淹速度最慢。
3.2 纵向上注入水主要沿油层厚度大、高渗层单层突进
j99块杜家台油层纵向上非均质性严重，决定了在注水开发过程中层间矛盾尖锐，单层突进现象严重，注入水主要沿厚度大、渗透率高的单层突进。
3.3 层内受渗流屏障影响，不同部位水淹程度存在差异
夹层是指分散在单砂体内、横向不稳定的相对低渗透层或非渗透层。
作为渗流屏障，夹层影响着砂体内垂向和（或）侧向的流体渗
流。
渗流屏障越交织且越连续，采出油气就越难，采收率也就越低。
夹层几何配置方式一般划分为二类，即：平行的渗透屏障和交织的渗流屏障。
j99块杜家台油层的夹层在砂体中多平行于砂层层面分布，属于平行的渗流屏障。
按照层内的韵律特征，夹层的稳定程度，j99块层内水淹特征主要表现为厚油层上部水淹型、厚油层下部水淹型。
厚油层上部水淹型：产生此类剩余油分布模式的条件是，夹层界面分隔的上下两个砂体渗透率级差均较大，渗透率级差>5，夹层分布稳定，自然电位曲线呈明显的漏斗形，底部渗透率较低，最高渗透率位于韵律顶部，注入水沿上部的高渗条带突进，形成强水洗带，中下部储量动用较差，水洗程度低，剩余油富集。
厚油层下部水淹型：产生此类剩余油分布模式的条件是，夹层界面分隔的上下两个砂体储层相对均质，渗透率级差均较小，小于2，夹层较厚，分布稳定，自然电位曲线呈箱形。
注入水在运动过程中，受到重力作用的影响，可向下渗流，注水波及系数较大，中下部动用程度高，剩余油在韵律层的顶部富集。
3.4 无夹层的厚层，受重力作用层内注入水主要沿底部快速推进
产生此类剩余油分布模式的储层反韵律特征不明显，渗透率级差10m）、含油性好、未水淹，但实钻水平段储层物性差，产能不落实，导致该井产量较低。
中东块j99井区部署的j99-杜h7井，初期有一定的产能，但是产量递减较快，含水上升速度较快，该井的实施让我们充分认识到高含水老区部署水平井风险大。
长期注水开发后，老油田内部油水关系进一步复杂化，尽管单井点水淹状况认识清楚（老井及导眼井），但水平井段只要局部水淹，导致水平井高含水。