高含水期油藏综合调整研究
高含水期油藏综合调整研究
针对茨13块油藏综合含水高、常规水驱达不到标定采收率等问题，近年来结合动静态资料，开展区块精细地质研究，在剩余油分布及注水见效规律等方面取得一定认识。在此基础上，制定了完善注采井网并配合深部调驱的工作思路。通过综合调整，取得较好开发效果。
标签：剩余油分布;完善井网;深部调驱
1 概况
茨13块构造上位于辽河盆地东部凹陷北部的茨榆坨构造带中段，含油面积6.3km2，石油地质储量649×104t，标定采收率14%，主力含油层位S32，油层埋深在-1670～-1830m。该套储层属陆上冲积扇砂体沉积，为一套成熟度低，分选差含砾粗砂岩，以正韵律沉积为主。储层物性为中孔中渗。茨13块1988年9月采用300×300m正方形井网正式投入开发，1990年底转入以边部注水为主的注水开发，经历了上产、快速降产、低速稳产阶段。截止综合调整前，区块为常规注水开发，日产油21t，综合含水87%，采油速度仅为0.11%，已进入高含水开发期。
2 存在问题
2.1 层间矛盾突出，水淹水窜严重
茨13块属正韵律厚油层，储层非均质性强，造成平面和纵向上储层物性相差较大，纵向上變异系数0.32-1.07，渗透率级差2.25-260.1，导致注入水沿高渗层位突进，油井含水上升快，严重制约了油田注水开发效果。
2.2 注水方向性强，平面压力差异大
受茨13块整体地层倾角较大（7-12°）的影响，区块注水方向主要由构造高部位向低部位突进，导致高部位油井注水受效差，生产表现为液量低，压力低。低部位油井水淹严重，生产表现为液量高，含水高，压力高。出现高低部位注采比不均衡的现象。
3 主要做法
3.1井震结合，落实区域地质体
针对茨13块地质体不落实，通过优选标志层，对区块已完钻井采用“由下至上”的地层对比模式，井震结合，精细地层对比和构造解释，开展剩余油分布及注水见效规律研究[1]。一是茨13块地层由原认识平行不整合接触转变为角度不整合接触;二是剩余油主要分布在井间、层内水驱不到的区域以及受断层和剥蚀
高含水油藏提高采收率技术研究与进展开题报告
中国石油大学（北京）远程教育学院 毕业设计（论文）开题报告 高含水油藏提高采收率技术 研究与进展 姓名：杨帆 学号：936887 性别：男 专业: 石油工程 批次：1503 学习中心：甘肃农垦河西分校奥鹏学习中心[19] 指导教师：王秀宇 2017年1月21日（开题报告截止日期）
毕业设计（论文）开题报告 论文题目 一、选题原因 在社会经济发展过程中，油藏开采需求增大，越来越多的高含水期油藏被勘查出来，但是高含水期的油藏却存在高含水高采出的矛盾，成为目前高含水期油藏开采的主要问题。我国大部分油田都已经投产数十年，许多油藏都逐渐进入高含水期阶段，一些区块甚至采出所在区域储量的80%，所以，研究如何开采高含水期油藏，成为解决目前油藏开采困境的重要途径。国内外相关研究提示，一些通过水驱技术开发的油藏，提高其采收效率主要有三次采油及水动力学法。长庆油田是我国年份较久的油田，因为长期的开发，该油田一部分油藏区域已经进入高含水期，油藏的发育以及油层的连通具典型性，因此，本文选择长庆油田的高含水期高渗透大厚层高含水油藏作为研究对象进行研究，以探讨提高高含水期油藏采收率的方法，取得较理想的效果。 二、论文框架 ?第1章绪论 ? 1.1 特高含水期油藏特点 ? 1.2 国内外特高含水期油藏概况 ? 1.3 特高含水期油藏剩余油的分布特征 ?第2章特高含水油田提高采收率技术 ? 2.1 特高含水油田继续水驱提高采收率技术 ? 2.2 特高含水油田氮驱提高采收率技术 ? 2.3 特高含水油田注聚合物驱提高采收率技术 ? 2.4 特高含水油田注凝胶提高采收率技术 ? 2.5 特高含水油田水气交注提高采收率技术 ? 2.6 特高含水油田C02驱提高采收率技术 ?第3章组合驱方式筛选实例 ? 3.1 Kumkol South油田提高采收率研究 ? 3.2 SH7油田提高采收率研究 ?
高含水期油藏综合调整研究
高含水期油藏综合调整研究 针对茨13块油藏综合含水高、常规水驱达不到标定采收率等问题，近年来结合动静态资料，开展区块精细地质研究，在剩余油分布及注水见效规律等方面取得一定认识。在此基础上，制定了完善注采井网并配合深部调驱的工作思路。通过综合调整，取得较好开发效果。 标签：剩余油分布;完善井网;深部调驱 1 概况 茨13块构造上位于辽河盆地东部凹陷北部的茨榆坨构造带中段，含油面积6.3km2，石油地质储量649×104t，标定采收率14%，主力含油层位S32，油层埋深在-1670～-1830m。该套储层属陆上冲积扇砂体沉积，为一套成熟度低，分选差含砾粗砂岩，以正韵律沉积为主。储层物性为中孔中渗。茨13块1988年9月采用300×300m正方形井网正式投入开发，1990年底转入以边部注水为主的注水开发，经历了上产、快速降产、低速稳产阶段。截止综合调整前，区块为常规注水开发，日产油21t，综合含水87%，采油速度仅为0.11%，已进入高含水开发期。 2 存在问题 2.1 层间矛盾突出，水淹水窜严重 茨13块属正韵律厚油层，储层非均质性强，造成平面和纵向上储层物性相差较大，纵向上變异系数0.32-1.07，渗透率级差2.25-260.1，导致注入水沿高渗层位突进，油井含水上升快，严重制约了油田注水开发效果。 2.2 注水方向性强，平面压力差异大 受茨13块整体地层倾角较大（7-12°）的影响，区块注水方向主要由构造高部位向低部位突进，导致高部位油井注水受效差，生产表现为液量低，压力低。低部位油井水淹严重，生产表现为液量高，含水高，压力高。出现高低部位注采比不均衡的现象。 3 主要做法 3.1井震结合，落实区域地质体 针对茨13块地质体不落实，通过优选标志层，对区块已完钻井采用“由下至上”的地层对比模式，井震结合，精细地层对比和构造解释，开展剩余油分布及注水见效规律研究[1]。一是茨13块地层由原认识平行不整合接触转变为角度不整合接触;二是剩余油主要分布在井间、层内水驱不到的区域以及受断层和剥蚀
高含水后期剩余油挖潜
2012年第15期广东化工 第39卷总第239期https://www.360docs.net/doc/7a13038533.html, · 9 · 高含水后期剩余油挖潜研究 桂阿娟1，王艳艳2，闫建岭2 (1．西安科技大学地质与环境学院，陕西西安 710054； 2．中原油田采油二厂，河南濮阳 457532) [摘要]近年来，由于大规模的勘探开发和强注强采，各大油田已近入高含水开发后期。油藏开发中存在一系列问题，怎么样提高采收率成了首要任务。文章主要从三个方面入手，介绍了高含水开发后期提高采收率的方法。(1)实施事故井的大修恢复，完善二三类注采井网；(2)建立高效的注水开发方式；(3)开展二氧化碳驱油技术，提高采收率。 [关键词]高含水；采收率；周期注水；二氧化碳驱 [中图分类号]TQ [文献标识码]A [文章编号]1007-1865(2012)15-0009-01 Tapping the Potential of Remaining Oil in High Water Cut Period of Study Gui Ajuan1, Wang Yanyan2, Yan Jianling2 (1. Xi'an University of Science and Technology College of Geology and Environment, Xi’an 710054； 2. Two factory of Zhongyuan Oil Field Production, Puyang 457532, China) Abstract: In recent years, due to the massive exploration development and strong injection and production, big oilfields have entered the high water cut development period. There are a series of problems in reservoir development, how to improve oil recovery has become an important task. The paper was main from three respects proceed with, introduced in later high water cut stage of enhanced oil recovery method. (1)Implementing accident well overhaul recovery, improve two or three kinds of injection-production pattern; (2)To establish a highly efficient water flooding; (3)Carry out carbon dioxide flooding, enhanced oil recovery. Keywords: high water；recovery；water injection cycle；carbon dioxide flooding 近年来，由于大规模的勘探开发和强注强采，各大油田已近入高含水开发后期。油藏进入高含水开发后期，层间动用状况差异较大，主力小层厚度大，物性好，渗透率相对较高，是主要的吸水层和产出层，而物性较差的层启动压力高，吸水量少甚至不吸水，导致Ⅰ类主力油层已严重水淹，而Ⅱ、Ⅲ类差油层又驱动不充分。油藏开发过程中由于综合含水高、剩余油分布零散、层内非均质性强，严重影响油藏的整体完善和措施挖潜。对潜力油层的重新认识与利用，不仅能有效提高油藏开发水平，同时也为高含水油藏寻找剩余油的分布提供了一条新的思路和方法[1]。 1 油藏开发中存在的问题 1.1 事故井多，局部井网不完善 油藏经过长期高压注水，频繁的井下作业，使油水井套管严重损坏。尤其是对开采时间长的油田，油水井套管寿命逐渐接近报废期。油田开发向高含水后期发展，套管损坏更为加剧[3]。由于大量的事故井损坏后未及时修复，造成水井无法正常注水，局部井网不完善，二三类储层失去控制，而无法水驱动用，油井高含水低能。 1.2 层间矛盾突出，二三类层驱动用不充分 油藏高含水开发过程中，由于主力小层厚度大，物性好，渗透率相对较高，表现为单层突进，对应油井表现为含水高、采出程度高，加剧了层间矛盾，其它小层吸水少或不吸水。由于层间吸水差异大，导致对应油井含水高，二三类油层动用相对较差。 2 治理思路 在油田开发高含水后期，由于在注水开发中、高渗透砂岩油田为主体，主力油层已大面积遭水淹，而二、三类油层动用相对较差。针对目前高含水开发后期，二三类层动用程度较低、剩余油分布连片性差的状况，通过事故井大修恢复，水井降低无效注水，建立高效注水开发方式，应用二氧化碳驱油技术等，充分启动差层，强化分类储层动用，从而达到改善油藏开发效果，达到提高采收率的目的。 3 主要做法 3.1 实施事故井的大修恢复，完善二三类注采井网 高含水油藏开发后期，由于井况的大量损坏，油藏井网遭到破坏，有注无采和有采无注现象严重，这就给油田的开发带来一系列的麻烦。通过油藏描述及剩余油分布研究，找出剩余油的主要集中层位，通过实施事故井大修等手段逐渐建立和完善一些潜力差层的注采井网。例[4]濮城油田事故水井濮3-389实施卡封分注，油管加强注水S2S2.3-2.6；对应油井濮2-57H实施补孔。措施后日产液26方，产油5 t。含水80 %.随后实施措施濮138-6及濮3-309补孔S2S2.3-2.6日增油4 t。 3.2 建立高效的注水开发方式 高含水油藏开发后期，主力采油层已严重水淹，而二三类差油层又驱动不充分，这就需要一套高效的注水开发方式。周期注水是周期地改变地层注入和地层液体的状态，可以提高驱替效率和采收率。国内某油田[5]X6-7区块由于进入高含水期开采后，在稳定注水条件下，注入水很难扩大波及体积，大部分水沿已经形成的水窜通道采出至地面，使注入水的利用率越来越低；而且伴随油田采出水量逐渐增加，开发工作量逐渐加大，措施效果逐年变差，井况也越来越差。因此要控制油井含水上升速度，减缓老井递减尤为重要。 该区块于2002年下半年开始开展了基础井网主力油层周期注水，采取整体异步周期注水方式，即PI2、PI3两油层交替周期注水，半周期定为6个月。从两周期执行下来的效果可以看出，产量递减和含水上升速度均得到了有效的控制，无效注水也得到控制，见表1。 表1 基础井网周期注水后受效油井情况统计 Tab.1 Basic well pattern of cyclic water injection after producing wells statistics 生产情况 阶段注水阶段 液/m3油/t 含水/% 产液强度少注水/m3少产水/m3多产油/t 周期前 PI 4424 303 93.2 7.645 0 0 PI3 4410 335 92.4 7.741 5.4×104 1.67×104 0.51×104第一周期 PI2 4252 302 92.9 7.335 10.5×104 4.05×104 0.29×104 PI3 4069 311 92.4 7.031 6.8×104 7.62×104 0.17×104第二周期 PI2 4035 304 92.5 7.012 6.8×104 3.28×104 0.05×104 (下转第16页) [收稿日期] 2012-09-20 [作者简介] 桂阿娟(1979-)，女，陕西咸阳人，在读硕士，主要研究方向为石油开发地质。
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。而堵水疏油堵剂并不是完全封堵地层，而是利用了油水的不
高含水油藏注氮气开采效果分析
第１２卷第６期２∞５年１２月 特种油气藏 ｓｐｅｃｉａｌｏｉｌ蛐ｄｅ如Ｒ￡ｓｅＮｏ豳 Ｖｏｌ１２Ｎ０．６ ｎ∞２００５ 文章编号：１００６—６５３５（２００５）０６一００３４～。３ 高含水油藏注氮气开采效果分析 张茂林１，梅海燕１，顾鸿军２，董汉平２ （１．西南石油学院，旧川南充６３７００ｌ；２中油新疆油田分公司，新疆克拉玛依８３４０００） 摘要：注气提高采牧率是高含水油藏、低渗油藏、水敏油藏敌善开采效果的有效技术。针对五： 西克下组油藏建立２个注氮气驱方案，对比预测了各方案的开采动态指标，井进行了经济效果 分析。数值模拟研究结果厦开采效果评价分析表明，该油藏采用气水交替的注气开采方式能 够改善油藏高含水后期开采效果。 关键词：高台水油藏；注氯气；开采效果分析；气水交替；注气参数；五：西克下组油藏 中图分类号：１Ｅ３５７．４文献标识码：Ａ 引言 五，西克下组油藏为砂砾岩层状油藏，油藏埋 深１７５０ｍ。汕藏白下而上共有ｓ。４～２、ｓ：～ｌ、文 ｓ７２、５７。、５６３ ６个小层，主要油层为ｓ７４砂层，ｓ７３为 次要储集层，储层非均质性严莆。油藏平均有放厚度为９．８ｍ，平均孔隙度为１３．２％，平均渗透率为０．０６０ｌ“ｍ２。该油藏没有气顶，边水不活跃，天然驱动属于弹性溶气驱。 油藏经历２０余年的浮水开发，目前含水率已达８６％，采出程度为２９％，已进入高含水开采阶段。开展注气提高采收率方案设计和模拟研究，其目的在于评价注气开采效果以及为该油藏寻找三次采油的新技术“～－。 ｌ油藏气驱方案没计 从五：西克下组汕藏的生产实际出发，设计２个注氮气扦发方案，动态预测从２００４年１月１Ｒ开始，至２０１８年１２月３１口结束。 １．１方案设计 方案Ｆ０：保持现有注采井网进行注水开发。 方案Ｆ１：进行气水交臀驱丌发，气水交替周期为３０ｄ，日注气量为】２×】０４ｍ３，注气３ａ（２００４—２００６年），然后继续注水开发。 方案融：进行气水交替驱开发，气水交替周期为３０ｄ，日注气量为１２×１０４矗，注气５ａ（２００４～２（】０８年），然后继续注水开发。 １．２模拟约束条件 （１）根据油井停喷流压，并考虑绝大部分油井的转抽，确定生产井最小井底漩压为７ＭＰａ。 （２）当采汕井产水率大于９８％或气油比大于５０００ｄ／ｏ时关井。 （３）｝ｌ：人井的最大井底流压确定为３０ＭＰａ。 ２注气方案模拟结果 方案Ｆ１和陀的开采指标预测计算结果见表１和图１、２。保持现有注采井网进行注水开发的预测方案Ｆｏ被视为对比基础方案，将气水交裨驱丌发力案与之对比，ｎＪ知气水交替开采能够取得一定的增汕效果。 ３经济效益评价 若原油价格为Ｉ０００元／ｔ，则方案Ｆ１增油产出１．２３２６４×ｌ０８元，豫增油产出１６１２７７ｘｌ秽元，其它指标见表２。 巾表２可以看ｍ，方案Ｆ２的增油效果好于方案ＦＩ，但经济效益比ＦＩ差。综合技术和经济效益评价，推荐气水交替注入方案为Ｆｌ。 收稿日期：掷一【】６２９．改回日期：２【ｒ５一∞筇 基金项目：本文系油气藏地质技开发Ｔ程国家重电宴验室开放丛盘资助项目（删『１编号．１１㈣】） 作者筒夼：张茂林（１９晒一），男，博士，副教授，【９８５年毕业于西南再油学院秉油』程专业．王要从事油气肼开发工程研究一 万方数据
高含水油藏后期剩余油分布研究--评《油气田开发地质》
新疆地质XINJIANG GEOLOGY 2019年9月Sep.2019 第37卷第3期 V ol.37No.3 高含水油藏后期剩余油分布研究 ——评《油气田开发地质》 李龙龙1，夏晓冬2，高滔2，张锴卓1 (1.中国石油长庆油田分公司第六采油厂；2.中国石油长庆油田分公司第七采油厂) 石油天然气作为优质 能源、化工原料及战略物资， 广泛应用于各个领域，其储 量及自主产能始终在我国国 民经济中占据不可替代的位 置。国内不少油田多进入后 期生产开发，复杂地质条件 的油气藏相继增多，高含水 油田的出现也更频繁，这愈 加需要完善的油气田开发理论及更先进的科学技术，针对高含水油藏后期剩余油分布规律的研究尤为重要。《油气田开发地质》一书正是基于此，介绍了油藏中不同流体的物理化学性质，重点阐述了油气成因、运移及储层性质，分析了不同油气藏的成藏类型及分布规律，论述了油气储量分类标准及高含水油藏后期剩余油分布评估方法。本书理论性完整、新颖，实用性较好，且适用性较广泛，具重要参考价值。 储藏中的流体主要指石油、天然气及油田水。石油通常以烃类化合物为主，含少许非烃类元素，其中烃类已发现化合物种类多达400多种，非烃类则主要以硫、氮及氧为主，石油呈现的颜色主要与其赋含胶质及沥青质相关；天然气则以烃类气体为主，主要为甲烷，其赋存形式多样，或单独存在，或与石油相伴而生，根据产状类型可将其归纳为气藏气、气顶气、凝析气、煤层气、溶解气及气体水合物等，不同气田天然气化学性质及物理特性也存在较大差异；油田水通常与石油或天然气同时存在，以不同蕴藏状态赋存于沉积物孔隙中，其长期与油气的共存，互相影响，使得其成分复杂且性质多变。 目前对石油天然气的成因说法不一，主要存在无机成因及有机成因两种理论，但由于有机成因假说可用来指导实际的勘探开发工作，因此被广泛认可。该种假说认为石油是沉积层中有机质经过长期的各种地质作用聚集演化而来。同时，有机质丰度、类型、成熟度达到一定条件才能转化为石油和天然气，这也是地球化学领域用来做烃源岩比较常用的指标。储集层是油气资源赋存形成的必须条件，其本身的地质特性通常决定了油气藏分布、大小及产能。储集层中的圈闭是油气藏形成的必要条件，对油气藏的聚集形成具决定性作用。除储集层及遮挡物，盖层便是圈闭的组成部分。盖层的存在也决定了油气藏是否有开采利用价值，其一般位于油气储集层上方，有利于油气聚集及封存。 油气藏的形成都是生油层中油气运移进入储集层，进而在盖层保护下聚集形成最终的油气藏。油气运移过程复杂多变，一个油气藏的形成大致被分为初次和二次运移两个理论阶段。生油层中的油气运移进入储集层被认为是油气的初次运移，随后在进入运载岩后的运移统称为二次运移。油气聚集带通常控制着油气田分布，但其概念较模糊，常与油气田混淆，油田聚集带主要被归结为背斜型、断裂型、单斜型及生物礁型。沉积盆地通常为油气聚集提供了一定的先决地质条件，因此也被认为是一个基本的地质单元。地壳中的油气资源分布极广泛，但均衡性较差，具一定的维度分布特征，同时在地质时间上分布也较集中，综合来看油气资源的分布具一定规律。油气田后期开发阶段，伴随着注水增产工艺的应用，使油藏剩余油分布规律变得复杂，其通常与含水量及分布密切相关，其中人工注水也是导致高含水油田产生的主要原因。在开发新油田的同时，积极全面地认识开采老油田的剩余油是当前研究高含水油田的主要工作。高含水油田的分布影响因素较多，目前其主要有8种类型。 综上内容均在《油气田开发地质》一书得以详细论述，明确油气开发过程中高含水油田成因、分布规律、地质特征及地质参数等始终是油田合理高效开发的主要研究内容之一。我国在今后的高含水剩余油分布研究中应结合宏观及微观角度，重点集中在高含水油田中剩余油饱和度的研究，探究剩余油形成及分布的微观机理，加以实验验证的方式全面综合解释高含水油田中剩余油的分布规律。结合多方面的技术手段，形成一套系统的评估方式，进而定性定量地描述和评价剩余油的分布规律，计算石油储 量并进行油藏的综合评价。