高含水期利用指进现象调整油藏注采结构
特高含水期油田开发
特高含水期油田开发的研究分析[摘要]：特高含水期油田开采程度、开发状况、开发规律较前一阶段发生了变化。
本文通过对特高含水期油田的开发各方面以及影响因素做了大量的调研，能够认识到特高含水期开发所面临的问题，对提高油区特高含水油田开发水平，具有非常重要的意义。
[关键词]：特高含水期，油田开发，影响因素中图分类号：o346.2+3 文献标识码：o 文章编号：1009-914x（2012）20- 0295 -01一、前言随着油价的飘升，国内原油需求爆炸式增长，对原油的需求与油田公司生产能力的矛盾日益突出。
合理完善的油田开发就显得尤为重要，它直接影响着油田的采油速度、采收率、稳产期限、以及油田综合经济效益，很多油田总体上己进入特高含水（含水90%以上）开发阶段。
由于特高含水期是重要的开采阶段，有相当一部分剩余可采储量将在这一阶段采出，因此，研究特高含水期油田的开发具有重要的意义。
二、油田开发阶段划分及开发特征油田开发阶段的划分有多种方法，一般可根据油田产量的变化或含水的变化来划分油田开发阶段。
根据含水率或含水上升率变化一般划分为低含水期、中含水期、高含水期和特高含水期四个开发阶段。
（1）含水≤20%（水油比0～0.25）为低含水采油期；是注水见效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段，采取早期注水的开发方式，使油井保持较长的低含水开采期。
（2）含水20%～60%（水油比0.25～1.5）为中含水采油期；该阶段的特点是含水明显加快，液量上升幅度较大，地层中压力消耗与生产压差增加，油水分布逐渐复杂化，自喷能力不断下降，产能受到愈来愈大的限制。
该阶段一般由基础井网进行开发，层间干扰现象十分突出。
（3）含水60%～90%（水油比1.5～9）为高含水采油期（其中含水60%～80%为高含水前期，含水80%～90%为高含水后期）；该阶段一般为快速提液阶段，随着液量的上升，含水快速上升，油水运动与分布已变得复杂，剩余油比较分散，采油指数很低，耗水量急剧上升，开采难度加大。
高含水期精细注水技术研究
高含水期精细注水技术研究
高含水期精细注水技术是指在油田开发的高含水期，通过对油藏储层的精细调控，实
现有效的注水，提高油矿采收率的一种技术方法。
本文将从高含水期的工艺特点、技术原理、应用效果等方面进行详细介绍。
高含水期是指油田开发的后期，油藏含水饱和度高于50%的阶段。
在这个阶段，由于
油藏压力下降、开采压差减小等因素的影响，使得油水分离能力下降，导致采收率的降低。
传统的常规注水方法对于高含水期油藏的提高采收率效果有限，因此需要采用精细注水技
术来提高采收率。
精细注水技术的核心原理是通过优化水的注入参数和注入位置，提高油水分离能力，
增加原油的开采效果。
具体方法包括多层次注水、分层注水、岩石改造等。
多层次注水是指在高含水期油藏中，根据油水分布规律和储层特性，在不同深度设置
多个水层，分别进行注水。
通过不同深度的注水，能够充分利用油藏的有效导流能力，避
免水与油直接混合，提高原油的采收率。
岩石改造是指通过改变油藏储层的物理性质，如渗透率、孔隙度等，增加油藏的渗流
能力，提高原油的采收率。
具体方法包括化学改造、物理改造等。
化学改造是指通过注入
一定量的改造剂、聚合物等物质，改变储层岩石结构，提高渗透率和孔隙度。
物理改造是
指通过施加压裂、酸化等物理力学手段，改变储层岩石结构，增加油藏的渗流能力。
通过采用高含水期精细注水技术，能够有效提高油矿采收率。
经过实践应用，已经取
得了良好的效果。
但是需要注意的是，精细注水技术需要根据具体油藏特点进行针对性设
计和优化，以达到最佳的注水效果。
油水井常见措施分类与简介
13转采：是指原来是注水井， 由于井网的改变，或者注水井 段因注比进水、注水层位井况 出现问题而没法再注水等原因 改为采油井的措施。
1
2
3
2.注水井措施
1
1水井增注：水井增注分为压裂、酸化增注和挤化学药剂增注。水力 压裂增注大多用在特低渗储层，注采井距较大的油田，由于压裂缝长
度和方向难以控制，所以应用时尤其要注意。酸化增注是根据储层岩
田也采用同心管柱或液力投捞式分注管柱进行分注，偏
心封隔器目前是主要分注工具，其缺点是在井斜超过
注水层段
35度的井难度较大。
注水层段
水力锚
偏1
Y341型 封隔器
偏2
Y341型封 隔器
偏3
撞击筒 球座
4换分注结构：是指原分注层位达 不到分注效果或原井下封隔器失 效，重新作业换封隔器的措施， 也是一般的修井作业措施。
施。
○ 补孔是指开发初期因开发政策的要求，工艺条件的限制等射孔不完善或孔密低，根据生产情况 补射开一些层或加密射孔的一种措施。
三．5上返:是指封住原生产层段返至上一个层段生产的措施。
2解堵：一般指近井地带储层因生产过程、修井作业等造成污染。通过物理， 化学方法解除污染堵塞的常规措施，酸化属于解堵类型的措施。
3.2.采油井措施的选井条件
油井措施类型中水力压裂、酸化、堵水措施要考虑有液体进 入储层，所以一般情况下，要考虑有足够的地层能量，越是 接近原始压力系数越有利于压裂、酸化液和堵水剂在不需要 堵水层的返排。
其他类的措施选井也要充分考虑油井能量，地层能量过低极 易在作业时造成储层污染。
三．3措施前培养
1.油井措施分类
油井措施从措施方式上讲大致有水力压裂， 解堵（物理、化学）、调层、补层、补孔， 上返、回采、合采、堵水（物理、化学）、 挤油、挤液、卡隔水、分采、调参（井下、 地面）、转采、大修等。
确定合理注采比提高高含水期油藏开发效率
92前言注采比反映油田注水开发过程中产液量与注水量和地层压力之间的关系，油田进入到开发后期地层含水升高，需要进行适当调整水井配注来满足生产需求。
注采比的大小直接影响地层压力的高低，注采比过高将导致注入能量升高，甚至超过地层破裂压力，注采比较低时，能量不足，产液量无法满足生产要求，合理注采比是油田正常生产的重要保证。
所以，根据油田实际地质特点与开发状况，有的放矢地调节注采比，对地层压力水平进行能动地控制，是实现整个开发注采系统最优化的一个重要方面。
一、研究区概况沈84-安12块高凝油注水砂岩油藏作为沈阳油田的主力开发区块，其含油层位为S3，沉积相为扇三角洲水上平原-水下分流河道，储层岩性为不等粒砂岩及含砾砂岩，平均孔隙度为22.5％，泥质含量为6.5％，渗透率平均为0.396μm ２，变化区间为0.15-1.6μm２，最大渗透率与最小渗透率相差1400倍，非均质性严重，孔隙结构类型为大孔细喉不均匀型，属中渗油藏。
1986年投入开发，1987年起就开始采用反九点面积法注水。
二、合理注采比的确定合理注采比的确定应能满足产液量合理增长，以及地层压力得以保持或合理恢复的需要。
1.注采比与压力变化速度的关系(1)式（1）中即为注采比与产液量、含水率、水的体积系数、油的体积系数、地质储量、岩石压缩系数、地层压力恢复速度的关系式。
2.注采比与注采压差及注入速度的关系(2)式（2）即为注采比与注入速度、压力恢复速度的关系式。
式中：Pw-水井地层压力，MPa；Po-油井地层压力，MPa；qL-油井产量，t/d；q i-注水量；μｏ-原油粘度，MPa·ｓ；μｗ－水相粘度，MPa·ｓ；Ｋ-油层渗透率，10-3μm2；ｈ-油层厚度，ｍ。
并根据式（2）计算得到的不同注入速度下注采比与压力恢复速度的关系。
3.合理注采比的确定用范函数法研究了不同注入速度下的合理注采比。
设计了３个系列方案，每个系列的注入速度分别为0.1pv、0.2pv、0.3pv。
周期注水改善高含水期油藏开发效果
关键词：砂岩油藏 ；高含水 ；周期注水 ；压差 ；剩余油 ；经济效益
ｄ ｉ ０３ ６ ／ ｉ ｎ １ ０ 一 ８ ６２ １ ．． １ ｏ： ．９ ９ｊ ｓ ．０ ６ － ９ ．０ １４０ ８ １ ．ｓ ６
１ １ 储 层流体 弹性 力 的作用 ．
这个 附加 压差 的作 用下 侵入 低渗透 层段 。反 之 ，当
在 向油 藏 注水 时 ，高渗 透 层 中压 力 传播 较 快 ， 地层 压力 升高快 ，而在低 渗透层 中传 播较 慢 ，压 力 相对 较 低 在 高 、低 渗 透层 之 间存 在 一 定 的压差 。
、、
，
．
一
力分 布 的强度 ，使 注 入水 在层 间压 差作 用下 发生 渗
√ 工 ｕ 性 流 ，增 大毛 管渗 吸作用 ；同时 能够 改变 流体 在油 层 周 期 注水驱 油就 是在 一定 的注采井 网上 ，对 注 中的流 向 促 进 地层 流体 重新 分布 ，扩 大注 入水 波
５ Ｃ时 ，终 点 温 度 可 以达 到 ３ ． Ｃ，油 井产 物 可 ５。 ３７。
（ ）不 同集油 温度 对井 口回压 的影 响试验 。通 显 ，管 道 压 降 减 小 。当 井 口 电加 热 器 温 度 设 置 为 ２ 过 改变井 口电加热 器加 热功 率 ，调节 电加 热器 出 口 温度 ，以此来 改变 集油 温度 ，测 试不 同温 度下 集 油
注水井停注 ，油藏压力下降时 ，高渗透层段压力降
落也 快 ，一段 时间后 其压 力甚 至低 于低 渗透层 段 的 压力 ，这 时低渗 透层 段 中的部 分流 体在这 个反 向附
高含水后期油田区块注采适应性定量评价方法及调整对策
收稿日期:2005208217作者简介:王志军(1964-),男,黑龙江五常人,工程师,从事油田开发研究工作。
文章编号:100023754(2005)0620051203高含水后期油田区块注采适应性定量评价方法及调整对策王志军,刘秀航,董 静,舒通燕,梁玉波,杜春娟(大庆油田有限责任公司第四采油厂,黑龙江大庆 163511)摘要:为解决目前不能定量评价油田注采适应性的问题,通过引入地饱比、注采强度比等概念,研制地饱比2注采比、注采强度比2开井油水井数比两个关系图版,将两个图版划分为五个区,对两个图版进行交汇,制定25种注采状况相应的调整对策。
根据各区块的实际注采状况,明确调整对策,在动态调整过程中有针对性地制定下一步具体的调整措施。
利用该方法实现区块注采适应状况的定量评价,使油田开发调整更加有章可循,在杏北油田123区应用取得了较好效果。
关键词:高含水后期;注采适应性;定量评价方法;调整对策中图分类号:TE33+1 文献标识码:A 目前,评价油田注采状况的主要开发指标有地层压力(总压差)、注采比、注水强度(吸水指数)、产液强度(产液指数)、油水井数比等,都是定量评价注采状况的某一方面,存在较大的局限性:①应用总压差评价地层压力水平的局限性。
一般认为,依靠注水保持地层压力的油田,油田保持总体注采平衡,地层压力保持在原始饱和压力与原始地层压力之间较合理[1]。
但同一油藏内不同区块间埋深差异较小,原始地层压力差异不大,而原始饱和压力可能差异较大。
因此,以地层压力、总压差高低评价地层压力水平在区块间有时存在不可比性。
②应用注水、产液强度评价注采状况的局限性。
采液强度、注水强度受油层平面发育、渗流特性的影响较大,要使油田注采状况合理,必须保持合适的产液、注水强度[2],因此,单纯以产液、注水强度的大小不能综合评价区块间的注采状况。
1 注采适应性评价图版编制基于上述分析,引入地饱比、注采强度比的概念,并结合注采比、油水井数比编制两个图版来定量评价区块的注采适应性。
普通稠油油藏高含水期精细注水技术
２ １ ２ 压 力 系统适 应性 差 ．．
通 过 做 注 采平 衡 体 积 交 汇 图发 现 ， 注 采 井数 在
比低 及地 层 压 力 低 的情 况 ， 采压 力 系 统 不 适 应 目 注 前 及今 后油 藏 开发 形势 的需 要 。
２ 区块 高含 水期 存 在 的主 要 问题
２ １ 注 采 系统欠 完善 ．
目前 注入 水有 机 杂质 大于 ３ Ｏ ， ． 达不 到 注水要 求 ， 层堵 塞严 重 ， 油 造成 差 的砂 层或 油层 发 育差 的油 井 不 吸水 ， 部分 低渗 透 区注 水压 力 高 ， 不进 水 。同 注
西南部 ， 开发 目的层为杜家台油层 ， 是一个被断层遮
挡 的边 底 水油 藏 ， 油水 界 面 一１ ２ ｍ。 ４ ５ 断块 含 油面 积
总井 ， 还是按开井 ， 注采井数 比均低于合理井数 比， 正常开井注采井数 比为１ ４ ７ ， ： ． １ 远远低于理论值的
１ ：１ ９¨ ．１ ［
维普资讯
２ ０ 年第 ９ ０８ 期
内 蒙 古 石 油 化 工
２５ ２
普 通 稠 油 油 藏 高 含 水 期 精 细 注 水 技 术
卢跃 海
（ 油 辽 河 油 田公 司 锦 州采 油 厂 ， 宁 盘 锦 １ １ ０ ） 中 辽 ２ ２ ９
摘 要 ： ９ 杜家台油层 为一普通稠油油藏 ， 锦 ９ 该块构造复杂， 油层非均质性严重， 原油性质变化大。
。
４ ３ｋ ， 层 有 效 厚 度 ２ ． ｍ， 质 储 量 １６ × ． ９ ｍ。油 １２ 地 ４１ １ ， 定采 收率 ２ ． ％。 ０ｔ标 ６９ 断块 于 １８ ９ ３年 ７月编 制 布
优化注采结构调整方法研究
优化注采结构调整方法研究作者：邹向东来源：《中国科技博览》2016年第02期中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）02-0114-01一、问题的提出某区块进入特高含水期开发阶段，综合含水已达92.7%。
随着逐年提液，高含水井数逐年上升，不同井网间含水差异缩小。
目前含水大于93%的井数比例为43.8%，产液比例为61.3%，其中含水大于95%的高含水井数比例高达24.5%，产液比例达41.2%。
针对高含水，高注采比情况，以往依靠各套井网的含水差异进行结构调整控制含水上升的余地越来越小，针对这种矛盾，为了更好的优化产液、注水结构，最大限度地减少低效注入水、无效循环，控制产液量增长，进而达到控制水驱含水上升和产量递减的目的，把注水、产液结构由井网间优化转变为井网内不同含水井、不同含水层之间的优化。
（一）优化注水结构调整方法水驱注水方案调整过程中，首先对开发不同层系的井网油井按含水、沉没度进行等同时分析分层系、分区块不同含水级别的井近年的含水变化情况，对不同含水级别的井，采用不同的原则和方法进行调整，重点开展三方面工作：一是加大层间调整。
主要是加强细分调整力度，封堵高渗透、高含水层，控制或停注该层注水，减少无效、低效注采循环。
多级段细分调整后减少渗透率级差、减缓层间矛盾，但仍存在层段间矛盾，细分后一些薄差油层层段仍不动用，通过措施改造，见到明显效果。
二是不同井区间调整。
根据井区含水级别的不同进行提控，对含水小于91%的井区，结合压裂、酸化等措施提高含水低、产液低井层的注水量；对于含水大于91%的井区，结合注水井深、浅调剖等措施控制含水高、产液高井层的注水量。
三是重点以合理恢复地层压力为主，搞好套损区的注采结构调整，根据注采情况控制套损井层的相应注水量，同时对低压区以控制压力下降速度为主，对高压区以控制压力回升速度为主，逐步调整区域间压力差异，提高油井地层压力合理率。
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高含水期利用指进现象调整油藏注采结构李涛;姜汉桥;李波;吕照明;王玉希【摘要】注水开发油藏时,储层各小层之间的物性差异会引起水驱前缘的不均匀推进,即形成指进现象.储层渗透率差异、油水黏度差异和储层倾角等都会影响指进的程度.储层渗透率差异和油水黏度差异的增加会加剧孔道内油水流动速度的差异,进而加剧指进现象;而储层倾角的增大则使水驱前缘的含水饱和度增大,移动距离变小,有利于削弱指进现象.在油藏高含水阶段,指进现象十分明显,会严重影响油田水驱的开发效果.通过对指进现象的研究,分析形成指进现象的原因,进而利用指进现象调整油田开发的注采结构模式,为改善高含水期水驱油藏的开发效果提供理论指导.通过实验,进行注采结构调整对,采收率提高2.97％,说明利用指进现象调整油田开发的注采结构模式具有可行性.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2014(014)004【总页数】4页(P43-45,56)【关键词】高含水期;指进现象;注采结构;水驱前缘;采收率【作者】李涛;姜汉桥;李波;吕照明;王玉希【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中建八局第一建设有限公司广东分公司,广州510000;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE341目前，我国水驱油藏经过几十年的开发，大部分区块已进入了高含水或特高含水阶段，继续开采难度加大，开发过程中出现的问题也随之增多。
由于沉积条件的不同，多层油藏各层的物性，如渗透率、孔隙度、润湿性等都存在一定的差异，这种层间差异在注水开发时会引起指进现象［1，2］。
随着油田注水开发，储层的物性也随着改变，水驱指进现象明显，水驱油藏的效果降低，最终影响油田的开发效果。
所谓指进现象，即在多孔介质中，一种流体驱替另一种流体时，驱替优先沿阻力最小的孔隙通道进行，导致在两流体的交界面处出现指状突进前缘的现象。
随着指进现象的产生，注入流体在储层的波及面积减小，剩余油偏高，水驱的驱油效率降低，油田的整体采收程度下降［3，4］。
通过对水驱指进现象的研究，调整水驱油藏的注采结构，从而达到改善高含水期水驱油藏的开发效果的目的。
1 指进现象的影响因素分析1.1 储层渗透率对水驱指进现象的影响储层的渗透率是影响水驱指进现象的一个重要因素，储层的渗透率越大，水驱指进现象越明显，水驱油的效率就越低，储层的剩余油也越多，采出程度也就越低［5］。
通过数值模拟手段，研究不同储层渗透率对水驱指进现象的变化规律，如图1。
从图1分析可知，储层的平均渗透越大，水油藏注水开发时，水驱指进现象越明显。
1.2 油水黏度差对水驱指进现象的影响油水黏度差是影响水驱指进现象的另一个重要因素，储层的油水黏度差越大，水驱指进现象越明显，水驱油的效率就越低。
通过数值模拟手段，研究不同油水黏度差对水驱指进现象的变化规律，如图2。
从图2分析可知，原油黏度越低，油水黏度差越小，水驱油越均匀，水驱的波及系数越大，驱替效果更好;而当油水黏度差变大时，水驱指进现象越明显，水驱的波及面积越小，原油的采出程度也就越小。
1.3 储层倾角对水驱指进现象的影响储层倾角是影响水驱指进现象的另一个重要因素，储层的倾角越大，水驱指进现象越明显，水驱油的效率就越低。
通过数值模拟手段，研究不同储层倾角对水驱指进现象的变化规律，如图3。
从图3分析可知，随储层倾角增大，油藏注水开发时，水驱指进现象就会随之被削弱;但随着储层倾角的增大，水驱指进现象被削弱的趋势逐渐趋于平缓，这是因为向上驱油时，水的重力作用抑制了水的流量。
2 利用指进现象调整注采结构随着水驱的进行，储层的物性也会随着发生变化，主要表现为储层大孔道的形成，这在一定程度上会加剧水驱指进现象，使得注水开发的波及系数减小，降低水驱效率［6，7］。
当油田处于高含水阶段时，水驱的效果会变得更差，在分析了影响水驱指进现象因素的基础上，利用水驱指进现象，对油田的注采结构进行调整［8，10］。
图1 不同储层渗透率模型水驱时同一时刻含水饱和度的变化规律图2 不同油水黏度模型水驱时同一时刻含水饱和度的变化规律图3 不同倾角模型水驱时同一时刻含水饱和度的变化规律为了研究利用水驱指进现象调整注采结构，为此进行了平板模型实验［11，12］。
根据以上对影响水驱指进现象的影响因素分析，本实验选取模型的长为28 cm，宽为28 cm，厚度为1.5 cm，平均渗透率3 000 mD，原油黏度为40 mPa·s，驱替时模型的倾角为0°。
模型在进行水驱时，水驱指进现象较为明显，当油井达到高含水期时，再对模型的注采结构进行调整。
2.1 参考实验实验步骤如下:(1)将平板模型抽真空，饱和水，组装实验仪器，检查模型的连通性，同时确保模型处于水平;(2)关闭井3和井4，井1为水井，井2为油井。
对平板模型饱和油，造束缚水，记录累积出水量Vw，即为饱和油的体积;(3)当油井2的含水率达到98%时，记录时间为T1和累积产油Vo1。
继续驱替至含水98%，停止实验，记录累积产油Vo2。
实验模型如图4(a)。
2.2 实验方案一实验方案一:当油井2的含水率达到98%时，同时开启井3和井4，使之进行采油，继续驱替至含水98%，停止实验，记录累积产油。
实验模型如图4(b)。
2.3 实验方案二图4 参考试验和实验方案的对比模型实验方案二:当油井2的含水率达到98%时，把水井1改为生产井，同时开启井3和井4，使之进行注水，继续驱替至含水98%，停止实验，记录累积产油。
实验模型如图4(c)。
2.4 实验结果分析实验模型的参数和实验结果分别如表1和表2。
表1 实验模型参数3 069 0.305实验方案一 2956 0.312实验方案二孔隙度参考实验平均渗透率/mD 3 020 0.308表2 实验结果46.26 18.14 20.26实验方案一 47.58 19.73 24.15实验方案二/mL 参考实验Vw/mL Vo1/mL Vo2 46.96 19.15 22.12通过计算，参考实验、实验方案一和实验方案二在含水98%生产时间内采收率提高值分别为4.58%、9.29% 和 6.32%。
在没有调整注采结构时，在高含水阶段，水井1和油井2之间的指进现象十分明显，主流线形成了高渗带，剩余油在其两侧分布较多，主要分布在两个对角附近。
方案一中，油井2转注，由于主流线形成了高渗带，使得水驱的波及面积变大，同时油井分布在剩余油富集区，相比于方案二模型的采出程度最大。
3 结论(1)油藏进行水驱时，指进现象随储层的平均渗透率、原油黏度的增大而越明显，但当储层倾角增大时，水驱指进现象反而被削弱。
(2)指进现象越明显，水驱波及系数就越小，驱油效率降低，油田的采出程度也随之降低。
(3)实验方案二比参考实验采收率提高了1.74%，实验方案一比参考实验采收率提高了4.71%，实验方案一比实验方案二采收率提高了2.97%，说明利用水驱指进现象进行油田的注采结构调整时，能在一定程度上增大油藏的采出程度。
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