人工仿强边水驱提高油藏采收率原因浅析

摘要：断块油藏开发的成功经验表明，强边水开发油藏往往拥有较高的采收率。基于此认识，目前提出通过实施人工仿强边水驱提高油藏采收率技术。对该技术进行定性分析认为：实施人工仿强边水驱能同时提高水驱油藏波及系数和驱油效率，从而提高油藏采收率。将该项技术在生产实际中进行初步应用，取得了较好的开发效果。

关键词：人工仿强边水驱、波及系数、驱油效率、采收率

目前，胜利油田断块油藏普遍进入特高含水开发阶段，这一开发阶段剩余油总体上呈现“普遍分布，局部富集”的特点。针对“局部富集”区域的剩余油，目前已有一系列技术方法进行挖潜，但针对“普遍分布”的剩余油，在目前人工注水开发的二次采油阶段，尚无行之有效的挖潜手段，迫切需要寻找新的提高采收率技术。

1、人工仿强边水驱开发理念的提出背景

断块油藏开发的成功经验表明，具有强边水开发条件的油藏往往具有较高的油藏采收率，如东辛油田的辛151断块，水油体积比达100以上，天然能量充足，标定采收率达67.4%；再如王家岗油田通61断块，部分能量充足的含油层目前采出程度已达70%以上，开发效果较好。基于以上开发实际，借鉴部分强边水断块油藏的高效开发经验，胜利油田地质科学研究院等单位于“十一五”末期提出人工仿强边水驱开发理念，目的在于实现断块油藏特高含水开发后期，地层中“普遍分布”剩余油的有效动用，提高油藏采收率。2、人工仿强边水驱开发实质

关于人工仿强边水驱，各家尚未明确给出明确的概念，目前仍处于进一步探索阶段。但各家在探索实施人工仿强边水驱的技术做法方面，有一定的基本共识。首先是区块的选择方面，侧重于构造简单，储层物性好，原油性质好，有一定地层倾角的油藏；水井选择方面，选择边水以外的注水井点，进一步拉开注采井距，在边水以外实施加大水量注水；在具体实施过程中，采用不对称注采的方式，即只注不采、只采不注，且水井停注和油井开采之间要有一段“油藏静置”时间。因此，从注水方式来说，断块油藏实施人工仿强边水驱属于边外注水；从驱动方式来说，由于需要恢复地层压力而实施大排量注水，因此属于刚性水压驱动。

3、人工仿强边水驱提高采收率的原因分析

3.1 人工仿强边水驱可以提高油藏波及系数

（1）提高平面波及系数

人工仿强边水驱在注水方式上属于边外注水，因此具有边外注水条件下平面波及系数高的特点。首先，边外条件下，注入水直接进入边外水体中，直接提升了边外水体整体的能量，进而通过边外水体向油藏内部驱替，这种情况下可以有效缓解在含油边界线内部注水时，由于油水黏度差等原因造成的水舌快速推进的现象，提高平面波及系数。其次，人工仿强边水驱实行边外注水，有效避免了在油藏边内进行不规则点状注水等注水方式下，受注水井间干扰而发生的存在井间滞留区的现象，扩大了水驱波及体积，提高了水驱储量控制程度，也提高了平面波及系数。

（2）提高纵向波及系数

受层内非均质性影响，部分层内矛盾严重的小层，其内部渗透率相对较高的层段储量动用程度高，而渗透率相对较低的层段储量动用程度低。根据油藏数值模拟思想，可以把这一层内差异大的小层在纵向上进一步细分为多个渗透率不等的次级小层，而每个次级小层就可以看作是渗透率相同的“均质小层”。因此在同一生产压差下，不同渗透率的“均质小层”的动用程度必定不同。而当实施人工仿强边水驱，在边外实施大规模不对称注水时，提高了油藏供给端与排泄端的压差，提高了渗透率相对较低的“均质小层”的储量动用程度，也就是提高了小层的纵向波及系数。因此，实施人工仿强边水驱可同时提高平面波及系数和纵向波及系数，也就是提高了整个油藏的波及系数。

3.2 人工仿强边水驱可以提高油藏驱油效率

驱油效率跟油藏含水饱和度相关，含水饱和度越高，就意味着驱油效率越高。根据油藏工程中未饱和油藏

的物质平衡方程，可以推导出任一时刻地层中的含水饱和度的关系式：S W=(S WI-W P*B W/(A*h*φ*ρW))+P*V，式中第一项为常数，第二项是变量，表示注入倍数。因此，驱油效率仅是注入倍数的函数，注入倍数越大，含水饱和度越高，驱油效率也越高。而人工仿强边水驱可以通过提高注水量来提高注入倍数，从而提高驱油效率。

3.3 人工仿强边水开发可以提高油藏采收率

油藏工程研究表明：油藏采收率在数值上等于波及系数与驱油效率的乘积。而实施人工仿强边水开发可以同时提高波及系数和驱油效率，因而可以提高油藏采收率。

4、人工仿强边水驱开发理念的初步应用

目前已在现河庄油田东部的河68断块区尝试应用人工仿强边水驱开发理念，取得了初步成效。（1）河68-斜64井组。该井组中水井河68井对沙二74小层长期不对称注水，累注已达2.2万立方米。该小层经过18年的油藏静置时间后，于2010年12月，对河68-斜64井实施补孔该小层单采措施，措施后该井自喷生产，日油28.5吨/天，含水仅为0.2%。该小层生产653天，累计生产原油9613吨，达到了较好的开发效果。（2）河171井组。该井组中河68-斜33井单采生产沙二75层末期含水高达100%。通过对井组中河3-7、河68-斜45两口水井实施6年的不对称注水，促使地下油水重新运移，剩余油重新富集。2012年2月对距离河68-斜33井沙二75层地下位置仅10米的河斜171井实施补孔单采措施后，初期日油14.5吨/天，含水仅20%。该措施持续有效，已累计增油1383吨。

5、结束语

人工仿强边水驱通过提高油藏波及系数和驱油效率，达到提高油藏采收率的效果。目前，胜利油田断块油藏的标定采收率仅32.4%，采收率偏低，提升难度大，但提升空间亦较大。应用人工仿强边水开发技术，可以有效动用油藏中“普遍分布”的剩余油，改善油藏开发效果，提高断块油藏采收率。同时实施该项技术，还可以有效解决油田污水回注问题，实现经济效益和社会效益的双赢。该项技术，必将在断块油藏中拥有广泛应用前景。

提高油田采收率的实践与认识

提高油田采收率的实践与认识摘要：油田经过长时间的开发，形成了固定的注采模式和对应关系，最终含水上升，产油量下降。由于油层的非均质性和多层开采，导致油层动用不均，降低了油田的采收率。通过实施调整注采井网、强化注水、封卡等措施，充分挖掘老油田的潜力，达到最终提高采收率的目的。关键词：地层压力：注采井网；提高采收率：断层遮挡；地层能量滨南油田历经四十多年的开发，主力区块、优质储量已得到充分动用，多数主力油藏已进入高含水、高采出程度、高剩余采油速度和高开发成本的四高阶段。如何实现老区稳产?滨南油田从保持合理地层压力入手，通过实施井网完善、调整注采对应关系、强化注水等一系列工作，有效提高了油田采收率，实现了连续稳产16年的佳绩。 1 所属油田概况滨南油田属于多油层复杂断块中、低渗透油藏，分为滨一区、滨二区、滨三区，所管单元油层埋藏深，低产、低效，低渗单元居多。从上到下发现沙二段、沙三段、沙四段三套含油层系，共探明含油面积66.27km2，石油地质储量8157.4×104t，注水储量7181.6万吨，

可采储量2010.8×104t，标定采收率24.65％。目前累计产油1562.1499万t，地质储量采出程度19.15％，地质储量采油速度0.40％。该油田投入开发以来，经历水力泵、电泵、抽油机等多种方式的强度开采，地下油水关系复杂，非均质严重，平面层间矛盾突出。 2 提高采收率的开发思路以“产量硬稳定、管理上水平”为目标，立足老区，进行井网完善，调整注采对应关系，夯实老油田的稳产基础，减缓递减，确保提高老油田的采收率。主要以砂体治理和平面挖潜为重点，实施“增”、“提”、“补”措施，即增加注水井点和有效注水量，提高注采对应率和开井数、补孔小砂体挖潜等，提高储量动用程度。 3 提高采收率的做法和效果 3.1 井网完善是前提针对油水井井况明显变差，导致注采井网不完善，地层能量下降严重，部分油井因能量不足停产，油田开发形势变差的现状，自2006年以来，我们从长远利益出发，通过精细油藏描述，进行剩余油饱和度测井等措施，加强了对地质构造和剩余油分布的再认识，分别对滨35-64块、杨集沙三和毕家沙三等多个单元的24口油井实施了转注完善注采井网，初期日增注1060m3/d，累计增注23.0723m3，对应油

采收率计算公式

一、常规砂岩油藏采收率计算二、低渗透砂岩油藏三、碳酸盐岩油藏采收率计算四、砾岩油藏采收率计算五、凝析气藏采收率计算六、溶解气驱油藏采收率计算七、稠油油藏采收率计算 # 一、常规砂岩油藏采收率计算 1）石油行业标准1(俞启泰,1989年） T V hs k E k r R 0001675.006741.0*0001802.0lg 09746.0lg 1116.0274.0+--+-=μ 式中各项参数的分布范围 2）石油行业标准2(陈元千,1996年） S K E o R 003871.03464.0lg 084612.0058419.0+++=φμ 式中各项参数的分布范围适用条件：中等粘度，物性较好，相对均质。 # HIDD_H1

3）万吉业（1962年） R R K E μlg 165.0135.0+= 4）美国Guthrie 和Greenberger （1955年） h S K E wi o R 00115.0538.125569.0lg 1355.0lg 2719.011403.0--+-+=φμ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好 5）美国API 的相关经验公式（1967年） 2159 .01903.00422 .0)()1(3225.0--??? ? ???????? ???? ? ? ???-=a i wi r oi wi R P P S K B S E μφ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好，不适用于稠油低渗油藏。 6）俄罗斯的Кожакин（1972年） h V S S K E k k r R 0018.005.0171.0000855.0)1000/lg(0275.0lg 167.0507.0* +-+-+-=μ 适用条件：μR =(0.5-34.3) K ＝(109-3200)10-3μm 2 S *＝7.1-74公顷/口 S K =0.32-0.96 V K =0.33-2.24 h =2.6-26.9m 7）俄罗斯Гомзиков的相关经验公式（1977年） h T S Z S S K E oi k r R 0039.000146.027.0054.0180.000086.00078.0)1000/lg(082.0195.0+++-+--+=* μ 适用条件：K-0.130～2.580μm 2 μR =0.5～34.3mPa.s S *=10～100公顷/口 Z=0.06～1.0 Soi=0.70～0.95 T=22～73℃ H=3.4～25m 8）前苏石油科学研究所的格姆齐科夫公式 Z S S S h T K E oi k r R 00085.000053.0173.0149.00038.000013.0lg 121.000080.0333.0* --+++++-=μ 以上各式中参数： E R ：采收率，小数； K ：平均空气渗透率，×10-3μm 2； μo ：地层原油粘度，mPa.s ； μr ：地层油水粘度比； υ：平均有效孔隙度； S k ：砂岩系数； V k ：渗透率变异系数； B oi ：原始原油体积系数； S ：井网密度，口/km 2； h ：有效厚度，m ； T ：地层温度，℃； Z ：过渡带的储量系数； P i ：原始地层压力，MPa ； P a ：废弃压力，MPa ；

各类油藏采收率计算公式

3）万吉业（1962年） R R K E μlg 165.0135.0+= 4）美国Guthrie 和Greenberger （1955年） h S K E wi o R 00115.0538.125569.0lg 1355.0lg 2719.011403.0--+-+=φμ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好 5）美国API 的相关经验公式（1967年） 2159 .01903 .00422 .0)()1(3225.0--??? ? ???????? ???? ? ????-=a i wi r oi wi R P P S K B S E μφ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好，不适用于稠油低渗油藏。 6）俄罗斯的Кожакин（1972年） h V S S K E k k r R 0018.005.0171.0000855.0)1000/lg(0275.0lg 167.0507.0*+-+-+-=μ 适用条件：μR =(0.5-34.3) K ＝(109-3200)10-3μm 2 S *＝7.1-74公顷/口 S K =0.32-0.96 V K =0.33-2.24 h =2.6-26.9m 7）俄罗斯Гомзиков的相关经验公式（1977年） h T S Z S S K E oi k r R 0039.000146.027.0054.0180.000086.00078.0)1000/lg(082.0195.0+++-+--+=*μ 适用条件：K-0.130～2.580μm 2 μR =0.5～34.3mPa.s S *=10～100公顷/口 Z=0.06～1.0 Soi=0.70～0.95 T=22～73℃ H=3.4～25m 8）前苏石油科学研究所的格姆齐科夫公式 Z S S S h T K E oi k r R 00085.000053.0173.0149.00038.000013.0lg 121.000080.0333.0* --+++++-=μ 以上各式中参数： E R ：采收率，小数； K ：平均空气渗透率，×10-3μm 2； μo ：地层原油粘度，mPa.s ； μr ：地层油水粘度比； υ：平均有效孔隙度； S k ：砂岩系数； V k ：渗透率变异系数； B oi ：原始原油体积系数； S ：井网密度，口/km 2； h ：有效厚度，m ； T ：地层温度，℃； Z ：过渡带的储量系数； P i ：原始地层压力，MPa ； P a ：废弃压力，MPa ；

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 ?

《提高石油采收率技术》讲义

石油大学继续教育学院冀东油田开发新技术高级培训班讲义提高石油采收率技术岳湘安 2001.4.7

一、概述（一）提高原油采收率的意义作为一种重要的能源和化工原料，世界范围内对石油的需求仍将持续增长。尤其在我国，一方面国民经济发展对石油需求量的增长速度比以往任何时候都大；另一方面，我国的各主力油田均已进入高含水或特高含水开采期，开采难度增大，产量递减幅度加大，而且后备储量严重不足，石油的供求矛盾日益突出。据预测，按目前的开采水平，到2005年我国进口原油将高达108吨/年（1亿）。这将对我国国民经济发展造成极其严重的影响。缓解石油供求之间日益突出的矛盾有两条有效的途径：一是寻找新的原油地质储量；二是提高现有地质储量中的可采储量，即提高采收率。寻找新的油田、补充后备储量是原油增产和稳产最直接、最有效的途径。多年以来，各油田在开发过程中也不断加大勘探力度，找到新的储量。但是，石油是一种不可再生资源，它的总地质储量是一定的，而且我国陆上石油资源的勘探程度已经很高，新增地质储量的难度越来越大，潜力越来越少。近年来，几个大油田新增地质储量多数都是丰度很低、油层物性差、开采难度大的油藏。在有限的原油地质储量中，其可采储量是一个变量。它随着开采技术的发展而增加，而且其潜力一般很大。石油是一种流体矿藏，具有独特的开采方式。在各种矿物中，石油的采收率是比较低的。在目前技术水平下，石油的采收率平均约在30%～60%之间。在非均质油藏中，水驱采收率一般只有30%～40%。也就是说，水驱只能开采出地质储量的一小部分，还有大部分原油残留在地下。如何将油藏中的原油尽可能的、经济有效地开采出来，是一个极有吸引力的问题，也是世界性的难题。从长远来看，只要这个世界需要石油，人们必将越来越多地将注意力集中到提高采收率上。实际上，与勘探新油田不同，提高采收率问题自油田发现到开采结束，自始至终地贯穿于整个开发全过程。可以说，提高采收率是油田开采永恒的主题。（这种说法一点也不过分）。近几年，我国已成为纯石油进口国，预计到2005年将进口1亿吨／年。国民经济急需石油，大庆是我国最大的油田，按现已探明的地质储量计算，采收率每提高一个百分点，就可增油5000万吨。这对国民经济的发展具有极其重要的意义。提高采收率是一个综合性很强的学科领域。它的综合性表现为两方面： ①高新技术的高度集成。不是一个单项技术而是一套集成技术，注入、采出、集输…… ②学科领域的高度综合。涉及各个学科。这种学科交叉、互渗，有助于产生新的理论突破，并孕育着新的学科生长点。而且，提高采收率的原理对于促进相关学科的发展，为这些学科提供发展空间具有很重要的意义。

影响油气田采收率的主要因素及如何提高油气田采收率

影响油气田采收率的主要因素及如何提高油气田采收率姓名：韦景林班级：021073 学号：20061000005

一.前言油气田是指，在地质意义上，一定(连续)的产油面积内各油气藏的总称。该产油面积是受单一的或多种的地质因素控制的地质单位。而油气田的采收率则是指油气田最终的可采储量与原始地质储量的比值。通过地质勘探，发现有工业价值的油田以后，就可以着手准备开发油田的工作了。然而，任何一个油藏的开发，都要讲究其经济有效性，即要能够实现投入少，产出多，也就是说少花钱，多采油，最终采收率高。要达到这个目的，首先就要了解影响油气田采收率的主要因素，继而考虑如何提高油气田的采收率。那么，到底是哪些因素控制着油气田的采收率呢？一. 影响油气田采收率的主要因素影响采收率的因素很多，总体而言，一是内部因素，凡属于受油气藏固有的地质特性所影响的因素都是内因；二是外部因素，凡属于受人对油气藏所采取的开发策略和工艺措施所影响的因素都是外因。内因起主导作用，好油藏总比差油藏采收率高。在开发过程中人对油气藏采用的合适的部署和有效的工艺措施也会使油气藏固有的地质特性得到改造，从而使油气藏的采收率得到提高。影响油气藏采收率的内在因素有：（1）油气藏的类型，如构造、断块、岩性和裂缝性油气藏等；（2）储层的孔隙结构，如润湿性、连通性、孔隙度、渗透率及饱和度大小等；（3）油藏天然能力，如油藏压力水平，有无气顶，边、底水天然能量的活跃程度；（4）油气本身的性质，如油、气的相对密度、原油的粘度、气油比、气田的天然气组分和凝析油含量等。影响油气藏采收率的外在因素有：（1）开发方式的选择，如油田选择消耗方式还是注水或注气方式开采，凝析气藏选择消耗方式还是干气回注方式开采；（2）井网合理密度及层系合理划分；（3）钻采工艺技术水平和合适而有效的增产措施，如钻水平井、复杂结构井、酸化、压裂等；（4）为提高油田采收率所进行的三次采油技术，如注聚合物驱、化学驱、热驱等；（5）经济合理性，涉及到经济模式、油价、投资成本、操作成本、开采期限、产量经济极限等。除了上述影响油气藏采收率的主要内外因素外，还有其他的因素影响着油气藏的采收率，这里就不一一介绍了。知道了影响油气田采收率的主要因素，在油气田的开发过程中，就要考虑如何提高油气田的采收率，以最少的经济投入，得

特高含水期提高水驱采收率影响因素以胜利断块油藏为例

Value Engineering 0引言胜利油区断块油藏目前已进入特高含水期，平均采收率32.4%，同美国等国家同类型油藏采收率（40%～50%）相比，采收率差距较大，说明断块油藏蕴藏着较大潜力[1-2]。作为廉价、高效的驱油流体和地层压力维持介质，以及操作相对简单安全、技术成熟的开发方式，注水开发目前仍然是复杂断块油藏首选的高效开发技术[3]。长期以来，断块油藏为胜利油田持续稳定发展做出了重要贡献[4]。截止2010年底，胜利油田断块油藏已累计动用地质储量和累计产油量分布占到胜利油田的31.5%和38.2%，在胜利油田占有重要地位。因此，研究胜利断块藏特高含水期提高水驱采收率影响因素，对于提高水驱采收率，对降低采油成本、稳定油气产量、满足国内经济发展要求意义重大。本文试图从水驱采收率定义出发，基于现场应用的角度对胜利断块油藏特高含水期提高水驱采收率影响因素作一探讨。 1水驱采收率的定义对于水驱油田来说，采收率为水驱驱油效率及波及系数的乘积[5-6]，可表示为：E R =E D ·E V =E D ·E A ·E H （1）该公式基本反映了提高采收率的机理，即要提高采收率就要增大波及体积、提高驱油效率。可见，影响水驱油效率和水驱波及系数的因素即为影响水驱采收率的因素。对某一水驱油田，其驱油效率主要取决于油层的固有性质；波及系数除取决于油层性质外，还取决于油藏的开采方法[7]。2影响水驱采收率的主要影响因素2.1驱油效率的影响因素影响驱油效率的因素主要包括孔隙结构、原油性质、过水倍数等[7]。对于特定的油藏，原油性质和孔隙结构改变难度较大。理论研究表明，特高含水开发阶段，增加过水倍数，是提高驱油效率的主要途径[8]。永安油田永12断块永12平3 井经过提液，使其单井可采储量从7.61×104t 增加到9.25×104t ，增加1.64×104t ，采收率提高8.56%，累计增油近0.8×104t ，取得较好的开发效果。现场应用表明，矿场强化提液与注水是提高过水倍数的主要手段。2.2纵向波及系数的影响因素影响纵向波及系数主要因素是油藏纵向非均质，即层系划分合理，层间干扰减缓，波及系数大，反之亦然。换句话说，层系划分是否合理是影响纵向波及系数最主要的因素。 2.2.1层间非均质性对胜利断块油藏来说，层间非均质主要是指储层物性、原油性质及含油条带宽度等。油藏数模研究结果表明：①层间渗透率级差越大，剩余油的富集状态差异越大，不同级别渗透储层，级差对剩余油的控制是不同；渗透率越高，开发效果越好。 ②稠、稀油合采，稠油层剩余油富集较多；原油物性越好，由原油物性差异导致的开发效果差异越不明显。③含油条带窄，平面波及较小，井间剩余油富集，采收率偏低；条带宽度大于300米后条带宽度对采收率影响减小。 2.2.2层内非均质性层内非均质则主要表现为储层韵律性及隔夹层分布等。油藏数模研究结果表明： ①正韵律层注入水沿底部窜进，见水早，含水上升快，顶部剩余油富集较多；反韵律水洗充分，见水晚，含水上升慢。 ②至于夹层对水驱采收率的影响主要表现在射孔方式的选择上：当水井钻遇夹层，水井全部射开，油井则可以采取局部射孔方式效果较好（图1）；而当油井钻遇夹层，油井全部射孔开发效果好（图2）。 2.2.3开发非均质性开发非均质也是影响纵向波及系数的重—————————————————————— —基金项目：国家科技重大专项项目“大型油气田及煤层气开发”科技重大专项“胜利油田特高含水期提高采收率技术”（编号：2011ZX05011）之专题三“断块油田特高含水期提高水驱采收率技术”（编号 2011ZX05011—003）。作者简介：刘维霞（1973-），女，山东东营人，高级工程师，毕业于石油大学（华东）油藏工程专业，现从事油气田开发技术研究和管理工作。特高含水期提高水驱采收率影响因素研究 ———以胜利断块油藏为例 Research on the Factors of Enhancing Water Drive Recovery at Extra High Water-cut Stage ： Taking Fault Block Oil Reservoirs in Shengli Oilfield as the Example 刘维霞①Liu Weixia ；胡罡①Hu Gang ；李鹏华②Li Penghua （①中国石化胜利油田地质科学研究院，东营257015；②中国石油与天然气勘探开发公司，北京100034）（①Geological Scientific Research Insititute of Shengli Oilfield ， Sinopec ，Dongying 257015，China ；②China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation ，Beijing 100034，China ）摘要：特高含水油田水驱采收率的提高，对降低采油成本、稳定我国油气产量、满足国内经济发展要求意义重大。从水驱采收率定义出发，基于现场应用的角度研究了胜利断块油藏特高含水期提高水驱采收率影响因素。研究结果表明，过水倍数的高低及层系井网的合理与否是影响特高含水期断块油藏水驱采收率的主要因素。结论为特高含水期断块油藏提高水驱采收率指明了方向。 Abstract:Enhancing water drive recovery factor in extra high watered oilfield is very important to reduce costs and keep oil and gas production.Based on field application,proceeding from the basic definition of water drive recovery,the factors of enhancing water drive recovery at extra high water-cut stage were studied.Pore volume injection,layers and well pattern have effect on improving water drive recovery factor.The research provides a direction for enhancing water drive recovery in extra high watered oilfield. 关键词：特高含水期；断块油藏；水驱采收率；影响因素；过水倍数；驱油效率；波及系数 Key words:extra high water -cut stage ；fault block reservoirs ；water drive recovery ；influential factor ；displacement efficiency ；sweep efficiency ；relevent factor 中图分类号：TE65文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2012）01-0001-02 ·1·

影响油气田采收率的主要因素

影响油气田采收率的主要因素 ---- 自动化网时间：2009-06-12 来源：网络油气田最终的可采储量与原始地质储量的比值称为采收率。影响采收率的因素很多，总体是内因，凡属于受油气藏固有的地质特性所影响的因素都是内因；二是外因，凡属于受人对油取的开发策略和工艺措施所影响的因素都是外因。内因起主导作用，好油藏总比差油藏采收率发过程中人对油气藏采用的合适的部署和有效的工艺措施也会使油气藏固有的地质特性得到改使油气藏的采收率得到提高。（1）油气藏的内在因素：油气藏的类型，如构造、断块、岩性和裂缝性油气藏；储层的孔隙结构，如润湿性、连通性、孔隙度、渗透率及饱和度大小等；油藏天然能力，如油藏压力水平，有无气顶，边、底水天然能量的活跃程度；油气性质，如油、气的密度、原油的粘度、气油比、气田的天然气组分和凝析油含量。（2）油气藏的外在因素开发方式的选择，如油田选择消耗方式还是注水或注气方式开采，凝析气藏选择消耗方式还是方式开采；井网合理密度及层系合理划分；钻采工艺技术水平和合适而有效的增产措施，如钻水平井、复杂结构井、酸化、压裂等；为提高油田采收率所进行的三次采油技术，如注聚合物驱、化学驱、热驱等；经济合理性，涉及到经济模式、油价、投资成本、操作成本、开采期限、产量经济极限等。

油气田开发通过地质勘探，发现有工业价值的油田以后，就可以着手准备开发油田的工作了。任何一个矿藏的开发，都要讲究其经济有效性。即要能够实现投入少(即少花钱)，产出多(即多采矿)，最终采收率高。作为对一个油田的开发来说，讲究其有效性的目标，就是尽可能地延长油田高产稳产期，使得油田最终能采出最多的原油，有一个高的最终采收率及好的经济效果，但是实现这个目标很不容易。由于各个油田的地质情况不同，天然能量的大小不同，以及原油的性质不同，因而对不同油田应采取什么样的开发方式?又怎样合理布置生产井的位置?油田的年产量多少为好?这些都是油田投入开发之前必须认真研究和确定的原则性问题。又由于油田埋藏地下，是个隐藏的实体，在开采过程中，其内部油、气、水是不断流动着、变化着的，这种流变性是其他固体矿藏所不具有的特点。因此，要有效地开发油田，就得在开发过程中，不断调整各项措施，以适应变化的情况；同时，还要不断地改造油层，使它能朝着人们预定的、有利于开发的方向变化和发展。这是在油田开发过程中需要不断研究和解决的问题。还由于在油田开发过程中，始终需要有能适应地下情况变化的工程技术来实现有效的开发目标。即需要有先进的采油工艺技术；先进的监测与观察技术；先进的油层改造技术和先进的管理方式来保证开发工程的实施。总的来说，油田开发的过程是一个不断认识、不断调整的过程，需要人们具有先进的认识方法和改造技术，才能实现对它有效开发。下面对油田开发的基本工作内容作一介绍。（具体的油田开采工艺方法后面有专题论述）（一）搞清油藏类型、选择开发方式，是有效开发油田的前提条件油藏类型是决定油田开发方式的基础和依据，而开发方式不仅要适应油藏的不同特点，而且要随着开发进程的变化而变化的。因此，一个油田投入开发之前，必须认真对待这两个问题。这里需要简单交待一下，所谓油藏就是指可以值得作为单元开发对象的含油体，可以是一个油层，也可以是一组性质近似的几个油层。一个油藏可以是一个油田，而一个油田也可以包几个油藏。例如我国的任丘油田，其下面是碳酸盐岩油藏，上还有砂岩油藏，是一个多油藏的油田。油田开发工程，一般是以油藏为单元来考虑的。因为有时同一个油田内的若干个油藏的地质条件、原油性质相差悬殊，既然是不同类型的油藏，就应该区别对待，对不同油藏应有不同的开采方式和开发井网。当然，如果几个埋藏深度相近地质条件相似的油藏，也可以采用相同的开采方式和井网一并进行，那自然是更好的，但事前必须按油藏为单元搞清地质情况。以含油体形态为主划分油藏类型，分为层状油藏和块状油藏。如以圈闭条件为基础划分，可分为构造油藏、地层油藏和岩性油藏。构造油藏的基本特点在于聚集油气的圈闭是由于构造运动使岩层发生变形和移位而形成的。它的类型也还可以细分，其中最主要的有背斜油藏和断层油藏。地层油藏是指因为地层因素造成遮挡条件，在其中聚集油气而形成的油藏。在地层油藏类型中又有地层超覆油藏和地层不整合油藏的

提高采收率原理总复习

《提高采收率原理》综合复习资料一、名词解释 1、泡沫特征值：指泡沫中气体体积对泡沫总体积的比值。 2、最低混相压力：指气驱中气驱采收率超过90%的驱替压力。 3、波及系数：指驱油剂波及到的油层容积与整个含油容积的比值。 4、润湿现象：固体界面上一种流体被另一种流体取代的现象。 5、色谱分离现象：组合的驱油成分以不同的速度流过地层的现象。 6、流度：流度是指流体通过孔隙介质能力的一种量度，等于流体的渗透率与粘度之比。 7、牺牲剂：在驱油过程中为了减少驱油剂在地层中的损耗而首先注入的廉价化学剂。 8、 PI值：PI值是由注水井井口压降曲线和PI值的定义求出的用于调剖堵水决策的重要参数。 9、残余阻力系数：残余阻力系数是指聚合物溶液通过岩心前后的盐水渗透率比值。 10、 Jernnings碱系数：碱系数是指双对数坐标内油水界面张力对碱质量分数的关系曲线和0.01～1.0 mN.m-1所包的面积与0.01～1.0 mN.m-1和0.001％～1.0%碱质量分数所包的面积之比乘6。 11、酸值：将1g原油中和到pH值产生突跃时，所需KOH的质量，单位是mg/g。二、填空题 1、碱驱一般要求原油酸值大于0.2 mg/g 。 2、注蒸汽有两种方式，即蒸汽驱和蒸汽吞吐。 3、进行过聚合物驱矿场试验的两种聚合物为HPAM 、XC 。 4、原油采收率= 波及系数×洗油效率。 5、调剖是通过提高注入水的波及系数来提高原油采收率的。 6、在亲水地层，毛细管力是水驱油的动力，Jamin效应是水驱油的阻力；在亲油地层，毛细管力是水驱油的阻力。 7、地层越不均质，采收率越低。将注水采油的毛管数的数量级增至10-2，则剩余油饱和度趋于0。 8、CaCO3在含Na+、K+、Ca2+、Cl-的地层水中表面带正电。砂岩零电位点时的pH 为5，在pH=6.5的地层水中表面带负电。 9、调剖堵水是通过提高注入水的波及系数来提高原油采收率的。从水井注入地层的

提高原油采收率(DOC)

提高原油采收率摘要：针对提高采收率，这篇文章主要对我国石油开采现状，提高采收率的四种常用的方法以及世界各国的技术应用现状进行论述，说明我国提高采收率技术发展方向和目前我们急需解决的关键问题。关键词：提高采收率技术应用现状问题发展在讨论提高原油采收率之前，我们要首先搞清楚一个概念，所谓的采收率到底是个什么概念呢？采收率是衡量油田开发水平高低的一个重要指标。它是指在一定的经济极限内，在现代工艺技术条件下，从油藏中能采出的石油量占地质储量的比率数。采收率的高低与许多因素有关，不但与储层岩性、物性、非均质性、流体性质以及驱动类型等自然条件有关，而且也与开发油田时所采用的开发系统（即开发方案）有关。同时，石油的销售价格和地质储量计算准确程度对采收率也有很大影响。在国际原油价格高位运行和中国经济对石油的需求持续增长的情况下，提高现有开发油田的原油采收率具有重大的意义。目前全国已开发油田的平均采收率仅为30%多一点，存在较大的提高空间。全国的平均采收率每提高1个百分点，就等于增加可采储量1.8亿吨，相当于我国目前一年的原油产量。中国石化集团公司对这个问题非常重视，在今年的年度工作会议上提出，今后的原油采收率要达到40%，力争50%，挑战60%。中国石化油田经过40余年的开发，走过了稳步增产、快速上产、稳产、递减等阶段。截至2006年底，中国石化东部油田平均采收率为28.9%，而国内如中石油平均为34.5%，国外如美国平均为33.3%，中东平均为38.4%，因此，中国石化油田提高采收率具有较大的潜力空间。目前世界经济迅猛发展，对能源尤其是石油的需求量不断增加。因此，提高油田的原油采收率(EOR，即Enhanced Oil Recovery)日益成为国际上石油企业经营规划的一个重要组成部分。改革开放以来，伴随着我国经济的持续增长，国内石油消耗量同样与日俱增。20世纪90年代，我国石油消费的年均增长率为7.0%，而国内石油供应年增长率仅为 1.7%。这种供求矛盾使我国自1993年成为石油净进口国之后，2004年对外依存度迅速达到42%。国内各大油田经过一次、二次采油，原油含水率不断增加，平均含水率已经高达80%以上，而近几十年来发现新油田的难度加大，后备储量接替不足。为此，三大石油公司一方面加大国内外勘探力度，另一方面挖掘现有油田潜力，保持稳产，其中提高原油采收率则是一种重要的技术手段。部分大油田先后进入三次采油阶段，即提高采收率技术的工业化应用阶段。国家计委在“七五”至“十五”计划期间，把提高采收率技术列为国家重点科技攻关项目，先后开展了热采、聚合物驱、微乳液—聚合物驱、碱—聚物驱以及碱—表面活性剂—聚合物驱等技术研究，使我国化学驱提高采收率技术进入了世界领先水平。＊提高采收率技术分类目前世界上已形成提高采收率四大技术系列，即化学法、气驱、热力和微生物采油。化学法又分为化学驱和化学调剖。化学驱包括聚合物驱、表面活性剂驱、碱水驱及其复配的二元、三元复合驱、泡沫驱等。调整吸水剖面包括浅调、深调和调驱三类技术。调剖剂分为无机类水泥、无机盐沉淀、有机聚合物凝胶、树脂类、颗粒类及泡沫类等。气驱包括混相、部分混相或非混相的富气驱、干气驱、CO2驱、氮气驱和烟道气驱等，注入方式分为段塞注入、连续注入或水气交替注入。热力法包括热水驱、蒸汽法、火烧油层、电加热等。其中蒸汽法又包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力驱、蒸汽与天然气驱；火烧油层又分为干式、湿式、水平井注空气等。微生物采油包括微生物调剖或微生物驱油等。此外，声波物理法采油也有大量的研究报道。上述提高采收率技术，部分已进行工业化推广应用，部分开展了先导性矿场试验，部分尚处于

影响油气田采收率主要因素如何提高油气田采收率

影响油气田采收率地主要因素及如何提高油气田采收率姓名：韦景林班级：021073 学号：20061000005 一.前言油气田是指,在地质意义上,一定(连续>地产油面积内各油气藏地总称.该产油面积是受单一地或多种地地质因素控制地地质单位.而油气田地采收率则是指油气田最终地可采储量与原始地质储量地比值.通过地质勘探,发现有工业价值地油田以后,就可以着手准备开发油田地工作了.然而,任何一个油藏地开发,都要讲究其经济有效性,即要能够实现投入少,产出多,也就是说少花钱,多采油,最终采收率高.要达到这个目地,首先就要了解影响油气田采收率地主要因素,继而考虑如何提高油气田地采收率.那么,到底是哪些因素控制着油气

田地采收率呢？一. 影响油气田采收率地主要因素影响采收率地因素很多,总体而言,一是内部因素,凡属于受油气藏固有地地质特性所影响地因素都是内因；二是外部因素,凡属于受人对油气藏所采取地开发策略和工艺措施所影响地因素都是外因.内因起主导作用,好油藏总比差油藏采收率高.在开发过程中人对油气藏采用地合适地部署和有效地工艺措施也会使油气藏固有地地质特性得到改造,从而使油气藏地采收率得到提高. 影响油气藏采收率地内在因素有：（1）油气藏地类型,如构造、断块、岩性和裂缝性油气藏等；（2）储层地孔隙结构,如润湿性、连通性、孔隙度、渗透率及饱和度大小等；（3）油藏天然能力,如油藏压力水平,有无气顶,边、底水天然能量地活跃程度；（4）油气本身地性质,如油、气地相对密度、原油地粘度、气油比、气田地天然气组分和凝析油含量等. 影响油气藏采收率地外在因素有：（1）开发方式地选择,如油田选择消耗方式还是注水或注气方式开采,凝析气藏选择消耗方式还是干气回注方式开采；（2）井网合理密度及层系合理划分；（3）钻采工艺技术水平和合适而有效地增产措施,如钻水平井、复杂结构井、酸化、压裂等；（4）为提高油田采收率所进行地三次采油技术,如注聚合物驱、化学驱、热驱等；（5）经济合理性,涉及到经济模式、油价、投资成本、操作成本、开采期限、产量经济极限等. 除了上述影响油气藏采收率地主要内外因素外,还有其他地因素影响着油气藏地采收率,这里就不一一介绍了.知道了影响油气田采收率地主要因素,在油气田地开发过程中,就要考虑如何提高油气田地采收率,以最少地经济投入,得到最大地采油率,实现利润与效率地最大化.因此,从内外因上综合考虑如何提高油气田采收率是目前地质学家门急需解决地一项重要课题. 二．如何提高油气田地采收率一个油气田地开发总是以经济效益为前提,用最少地经济投入得到最大地采油量,即使采油率最大化.那如何从影响油气田采收率地内外因素来提高油气田地采收率呢？首先,通过外因方面来提高油气田采收率地方法主要是开发方式地选择和提高三次采油技术.当在某一个区域发现一个有工业价值地油气藏后,就要考虑如何去开发它,要以怎么样地开发方式来开采才能达到最大地采收率.作为对一个油田地开发来说,讲究其有效性地目标,就是尽可能地延长油田高产稳产期,使得油田最终能采出最多地原油,有一个高地最终采收率及好地经济效果,但是实现这个目标很不容易.然而,因为各个油田地地质情况不同,天然能量地大小不同,以及原油地性质不同,因而对不同油田应采取什么样地开发方式?又怎样合理布置生产井地位置?油田地年产量多少为好?这些都是油田投入开发之前

低渗透油藏水驱采收率影响因素分析

低渗透油藏水驱采收率影响因素分析摘要实验表明,低渗透油藏具有启动压力梯度,因此其渗流规律与中、高渗透油藏不同。通过对低渗透油藏中注水井排和采油井排的定压水驱进行数值模拟,分析了低渗透油藏水驱采收率的影响因素,包括多孔介质孔隙结构、油水相对渗透率曲线、启动压力梯度、注入速度和注采井距。分析表明,低渗透油藏的水驱采收率受到启动压力梯度的影响,启动压力梯度越大,见水时间越早,产油量和产液量越小,阶段采出程度、无水采收率和水驱采收率越低;而增大生产压力梯度,可以有效地降低启动压力梯度的影响,生产压力梯度越大,见水时间越早,产油量和产液量越大,阶段采出程度、无水采收率和水驱采收率越高;增大生产压力梯度的方法有增大注入量和减小注采井距两种,都可以提高低渗透油田的开发效果。主题词低渗透储集层启动压力梯度两相渗流采收率水驱数值模拟对于低渗透油藏,由于渗流时存在启动压力梯度〔1、2〕(简称为TPG),因此这种介质中的单相及两相渗流规律不同于常规的中、高渗透油藏,对低渗透油藏中的单相渗流理论的研究渐渐趋于成熟,而相应的两相渗流理论的研究还处于探索阶段,因此需要更多的研究。另外,有试验表明,低渗透油藏的压敏效应比较严重〔3、4〕,而且介质变形为弹塑性的,一旦地层能量损失,造成孔隙度和渗透率的下降后,无法再恢复,使低渗透油藏的开采难上加难,所以早期注水开发对于低渗透油藏显得非常必要,生产急需低渗透油藏的两相渗流理论来指导。通过对定压注水井排和采油井排进行数值模拟,分析了影响低渗透油藏水驱采收率的影响因素。一、数学方程及其简化将注水井排和生产井排之间的油藏简化为一维直线油藏,考虑地层温度不变, 忽略重力和毛管力的作用,在油藏两端定压注水和定压采液。考虑油水相启动压力梯度的影响。二、产量、采收率影响因素分析假设低渗透油藏中有一注采井排,注采井距为100m,油藏宽度和厚度分别为100m和10m,介质渗透率为0.01μm2,原始地层压力为12MPa,注入压力和采液压力为:pwi=15MPa,pwp=9MPa,油水粘度分别为:μw=1mPa·s,μo=5mPa·s。油水相启动压力梯度为:Go=0.01MPam,Gw=0.1Go,油水相对渗透率曲线如图1所示。用差分方程。(8)和(9),对此油藏进行数值模拟。 1,多孔介质孔隙结构特征的影响多孔介质的孔隙结构,包括孔隙和喉道的大小、分布等,均对水驱的效果产生影响,其影响效果最终归结为油水相对渗透率曲线的影响。。文献〔6〕中详细分析了低渗透油藏的介质结构特性对水驱采收率的影响。 2,油水相对渗透率曲线的影响同中高渗透油藏相同,影响低渗透油藏的注水采收率的主要因素是油水相对渗透率曲线。低渗透油藏相对渗透率曲线的特点是:束缚水饱和度大、共渗区域小和水相相对渗透率低,如图1所示。这决定了低渗透注水开发时,产液量不可能随时间大幅度上升,产液量呈下凹状,且后期上升缓慢。 3,启动压力梯度的影响低渗透油藏的特点是,油井见水后,含水率急剧上升;启动压力梯度越大,产油量和产液量越小,阶段采出程度和水驱采收率(至含水率98%时)越低。 4,注水强度的影响

提高碳酸盐岩油藏采收率技术

提高碳酸盐岩油藏采收率技术张冬玉(胜利油田地质科学研究院) 11影响碳酸盐岩油藏采收率的因素碳酸盐岩油藏的采收率较低且变化大,一般为20%～45%。影响碳酸盐岩油藏采收率的地质因素主要有:储集层类型、基质渗透率、原油粘度、储层的润湿性及非均质性等。碳酸盐岩油藏不同孔隙结构的分布特点,导致在各类孔隙网络中的渗流条件差异很大。根据流体在不同类型储集空间的流动特点,碳酸盐岩储集层可划分为裂缝孔隙型、溶蚀晶洞孔隙型、粒间或晶间孔隙型和混合孔隙型等4种类型。其中,溶蚀晶洞型储集层和混合孔隙系统储集层的采收率最高,平均在40%以上;裂缝孔隙系统储集层的采收率较低,平均为24%。在上述影响因素中,基质渗透率和原油粘度是影响油藏动态和采收率的最重要的因素。 21碳酸盐岩油藏提高采收率的主要技术 (1)碳酸盐岩油藏油层改造。酸化是碳酸盐岩油气藏的主要增产措施,当基质孔隙度和渗透率得到改善时,基质中的油向产油裂缝及溶蚀管道中的供给速度增加,使采收率提高。国内、外在酸化理论研究、酸化设计、酸液和添加剂、施工工艺等方面都已形成了较完整的体系。为了提高酸化处理的效果,多种深度酸化用的酸液也已被广泛应用,其中效果较好的酸液有油酸乳化液、胶凝酸、废硫酸、泡沫酸,还有多组分酸、氨基磺酸和特高浓度盐酸(30%～35%)等。 (2)恢复和保持油藏压力。碳酸盐岩油藏高产稳产的一个重要条件是油井必须以自喷方式生产。为了保持油井自喷生产,应该把地层压力水平恢复和保持在原始压力的95%以上。常用的保持地层压力方法有注水和注气两种。对具有良好基质渗透率或有利渗吸特性的裂缝性油藏,已证实注水是保持油藏压力和优化最终石油采收率的有效方法。对于基质渗透率差,或不具备有利渗吸特性的裂缝性油藏,普遍使用注气改善油藏动态。研究表明,如果在生产初期就开始注气,把气—油接触压力保持在原始值,则可大幅度提高原油采收率。 (3)钻加密井。碳酸盐岩油藏钻加密井既能提高采油速度,又能大大提高采收率,这在美国西色条状絮凝体堵塞物及破坏粘度大、弹性强的白色条状絮凝体堵塞物,使其长度由80c m变成5～10c m左右,以便随母液带出管内。用热洗车进行清洗,将水加热到50℃左右冲洗,进一步将部分母液管线内的白色条状絮凝体堵塞物带出管线,直到出口见水为止。带有温度的水对聚合物起到降解作用,可将挂壁的堵塞物清洗掉。再次用压风机吹扫,将经过热水从管壁冲洗掉的堵塞物扫出,当注入站出口见风时,开始蹩压,反复扫4～6次后,停止扫线,这时管线内仍有未扫净的剩余残留物。配制站启泵供母液,用母液顶出管线内的残留物,当注入站出口见到母液时,停止外排,这时倒入正常生产流程。清洗管线工作至此全部完成。 (3)现场试验效果分析。清洗前后取样分析,可以直观地看到清洗后管线内的条状絮凝体堵塞物及黑、灰、棕色杂质去除了,溶液呈均匀透明状态。对比试验前后管线终点压力变化、沿程摩阻变化情况,处理后管线终点压力平均上升了0121MPa,最高上升了0126MPa;沿程摩阻平均下降0124MPa,效果对比十分明显。 41预防母液输送管线内粘附物产生的主要措施 (1)保证管线的施工质量,管道内应无毛刺、防腐层应完好。 (2)新管线投入使用前一定要认真清理干净。 (3)加强聚合物质量检验,严防使用不合格产品。 (4)加强配制过程的质量监督。 (5)严格母液过滤,保证进入管道的母液质量合格。 (6)停用的管线应及时扫线,清理内部杂质。实践证明,采用扫、洗、扫、顶等物理方法解决母液管线堵塞的问题是可行的,该方法清洗母液管线彻底,不破坏母液管线的内防腐层,而且费用低(1380元/km),操作简单,便于推广使用。 (栏目主持　杨　军) 61 油气田地面工程第25卷第1期(200611)