严重非均质油藏注水开发后期提高采收率技术研究概述
深层异常高压低渗油藏提高采收率技术及认识
深层异常高压低渗油藏提高采收率技术及认识摘要: W油田油藏区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部，是文南地堑的西北部分，西以大断层为界，东以文70断层与文72断块区分隔，沿北北东呈条带状展布。
油藏埋深-2900--3400m，平均孔隙度为15.4%，平均渗透率为15.6×10-3μm2，分10个砂层组开发，含油面积4.7km2，石油地质储量464×104吨，标定可采储量183.94×104吨，标定采收率39.63%。
但是经过多次的开发与调整，受储层低渗透、油水井损坏严重、工艺技术局限性等因素影响，油藏整体注水困难，在逐层上返过程中油井见效不同步、局部注采井网不完善。
针对油田特点,重点从如何提高多油层严重非均质油藏水驱采收率角度,先后开展细分层系、逐层上返、井网重组以及攻克与注采相匹配的配套工艺等技术,提高了油藏采收率,实现了高效注水开发。
关键词:W油田;深层;低渗油藏;细分层系;注水开发;采收率W油田是一个典型的深层异常高温高压非均质复杂断块油藏,储层胶结致密,渗透率低,孔隙度小,渗流阻力大,特殊的地质特点以及严重的非均质性导致油藏水驱动用程度不均衡,分层工艺适应性差,注水开发中难度大。
1提高采收率技术及主要做法1.1开展精细地质研究、长岩心多层水驱油试验以及层系细分试验针对W油藏复杂的地质特点,多年来一直坚持开展精细地质研究,储层研究,沉积微相以及剩余油分布了规律研究,采用大比例尺、密等高线等方法精细刻画微构造形态,深化油藏认识,同时结合该地长岩心多层水驱油试验以及层系细分试验,为精细调整、井网细分重组以及非主力层的有效动用打下良好基础。
1.2细分加密调整针对W油藏层系划分较粗,储量动用程度低等问题,进行了细分加密调整,将原来两套层系分为三套层系开发,即5-7、8和9。
调整细分前,8砂组采出程度22.4%,9砂组采出程度28.6%,采收率提高了6.2个百分点8-9层系钻调整井14口,其中油井8口,水井6口,利用老井10口。
油田注水开发技术的应用研究
油田注水开发技术的应用研究油田注水开发技术是一种提高油田采收率的重要手段，广泛应用于油气勘探与开发过程中。
它通过注入高压水体或其他驱替剂到油井中，以增加油层内部的压力差，促进原油的排放和采集。
本文将介绍油田注水开发技术的应用研究。
1.提高采收率：油田注水技术可以有效地改善油藏的物理性质和流体性质，减小原油的相对渗透率，从而提高采收率。
2.延长油田生产寿命：通过注水，可以通过补充压力差，使原油能够更加容易地流出油井，从而延长油田的生产寿命。
3.优化油气勘探与开发布局：使用注水技术能够帮助工程师们更好地理解油藏的特征和性质，从而指导油田的开发布局。
目前油田注水开发技术研究主要集中在以下几个方面：1.注水井选址与设计：通过注水井的选址和设计，可以实现对油藏的最大化开发，提高注水效果。
2.注水剂的选择与优化：注水剂的选择和优化对于注水效果具有重要影响。
一般而言，注水剂要具有一定的溶解力和排水能力，以及一定的渗透性和稳定性，从而能够充分发挥注水的效果。
3.注水方式的选择与优化：注水方式主要包括常规注水、轻注、直接注水等，通过选择合适的注水方式，可以实现最佳注水效果。
4.注水参数的优化：包括注水井的注水压力、注水速率、注水量等参数的优化。
通过合理的参数设置，可以达到最佳注水效果。
5.注水过程的监测与评价：通过使用地震、测井、压力监测等技术手段，对注水过程进行实时监测与评价，以了解油藏的动态变化和注水效果。
油田注水开发技术的应用研究对于提高油田的采收率、延长生产寿命、优化油气勘探与开发布局具有重要意义。
未来，随着油藏开发技术的不断进步，注水开发技术将会进一步得到发展和应用。
注水开发后期提高采收率技术措施分析
注水开发后期提高采收率技术措施分析摘要：随着油田注水开发进入后期，由于工艺复杂性的增加以及采取各种维持油井产量的措施，开发成本逐渐增加。
同时，随着油井产量下降，开发效益可能会受到影响。
如何在保证经济效益的前提下有效开展油田注水开发是一个难点。
为了改善水驱技术，提高油田的注水开发效果。
在注水开发的后期阶段，为了进一步提高采收率，需要采取一系列技术措施。
关键词：注水开发后期；油藏；采收率；措施；前言油藏进入超高含水阶段后，仍处于高采出阶段，剩余油量大，剩余油分布更加分散。
大量实践证明，对于特高含水期的油藏，合理的水驱开发可以进一步提高采收率和开发效果，潜力巨大。
1 油田注水开发后期特点（1）水驱效果逐渐减弱：在油田注水开发的初期，由于注入水能够提高油层有效压力，促使原油向井口移动，从而增加产油效果。
然而，随着注水时间的延长，注入水沿着油层高渗层突进，导致注水水窜，生产井见水，油井生产含水大幅上升。
（2）水垢问题加剧：在油田注水开发后期，由于油井中的温度和压力变化，水中的溶解气体和溶解物质逐渐析出，形成水垢。
水垢的存在会导致油井管道的堵塞，降低注水效果，油井产能下降，需要定期清理和维护。
同时也会增加油井维护的难度和成本。
（3）油井产能下降：随着注水开发的进行，油田中的原油储量逐渐减少，油井产能也会逐渐下降。
这是因为注入水会导致油层中的油相相对饱和度降低，油井中的原油流动性变差，从而减少了原油的产量。
（4）水处理难度增加：在油田注水开发后期，由于含水率的增加，油井中的水需要进行处理才能再次注入。
然而，随着时间的推移，原油中的杂质和溶解物质逐渐增多，水处理的难度也会相应增加，需要采取更加复杂的水处理技术。
（5）成本增加：随着油田注水开发进入后期，由于工艺复杂性的增加以及采取各种维持油井产量的措施，使得开发成本逐渐增加。
同时，随着油井产量下降，开发效益可能会受到影响。
2 注水开发后期提高采收率技术研究2.1 完善注采井网通过合理调整注采井网格的布局，使得注水井和产油井之间的距离合理、均匀，有利于注水液体充分覆盖整个油藏，提高油井的采收率。
油田注水开发后期提升采收率的有效方法研究_
油田注水开发后期提升采收率的有效方法研究注水开发的方式在我国油井的普遍应用，对于提高我国石油产量做出了很大的贡献。
但是在实际的应用中，注水开发的出油率还是比较低，甚至还不能达到一半的出油率，这就要求在实际操作中应该做到合理应用，科学的操作。
标签：油田注水；开发后期；采收率在对油田注水开发过程中，应注意注水开发过程中的相关技术问题，并结合当地油田地层的实际情况，增强油田技术的实际应用水平，提高油田实际出油率。
一、油田注水开发后期的特点油田注水开发已经进入后期，油井的综合含水率比较高，油井的产能逐渐下降，为了达到稳油控水的开发效果，有必要研究提高采油率的技术措施。
对注水井进行控制和调节，保证达到注水的效果，同时对高渗透层控制注水，防止油层被水淹。
油田注水开发后期，优化设计新的增产技术措施，扩大水驱的波及体积，才能开发出更过死油区的油流，达到油田长期持续稳产的效果。
通过注水开发，能够保持油田的高产和稳产。
通过高压注水，可以将油层中的油流驱替到井底，注水井的注水压力和注水量容易控制和调节，属于比较经济的油田开发方式。
油田注水开发后期，及时进行注采井网的调整，对低渗透油藏加强注水，增加注入水的浓度，达到最佳的驱替效果。
控制高渗透油层的注水压力和注水量，降低油田的综合含水率，提高油井的产油量。
二、改善注水开发出油率的有效途径1注水水质合理提升水质要求能否达标对油井能发持续开发有重要影响。
当注入水质与地层中的相关要求不能达到时，会使其渗透率变异系数增加，影响油井采油率。
可见，注入水井水质对油井的持续开采的重要性当注入水质不合格时，会造成注水井层面损害问题。
渗透率的变异系数增加，使得水驱下降，造成层间矛盾，使地质单元不稳定性增加。
在实际开采过程中，应实际检测当地地址情况，合理选择注入水质量，确保采油不受水质的影响。
2引进先进技术针对注水油井的开采，国内外都提出和验证了一批先进技术成果。
合理引进这些先进成果，对油井的采油率增加会有显著效果。
石油工程论文---提高石油采收率—注水开发工艺技术应用分析
提高石油采收率—注水开发工艺技术应用分析摘要：低渗透油藏开发难度极大，主要表现在自然产能很低，甚至没有自然产能，不采用增产措施，根本无法投产，更谈不上正常开发。
合理高效地开发低渗透油藏需要建立有效驱替压力系统，这是提高低渗透油气田开发的关键问题。
面对这一现状，本文首先研究论述了低渗透油藏在学术上的界定范围、分类以及在我国的分布状况，并介绍了低渗透油藏的地质特征、开发特征以及保证油藏有效开发的注水工艺技术；然后根据注水开发中存在的一系列问题提出了低渗透油藏分层注水开发的可行性，并对目前我国正在应用的分层注水工艺技术进行了介绍；最后本文以长庆油田为例对分层注水工艺技术进行分析并评价其应用效果。
关键词：低渗透油藏开发特征注水分层注水目录1绪论 (1)1.1研究的目的及意义 (1)1.2国内外研究现状： (1)1.3研究内容 (2)2低渗透油藏分类及其特征 (3)2.1低渗透油藏的分类 (3)2.2国内低渗透油田分布状况 (3)2.3低渗透油藏特征 (4)3低渗透油藏注水开发技术 (6)3.1简介 (6)3.2水质处理工艺技术 (9)3.3注水井试注技术 (10)4.分层注水工艺技术 (12)4.1简介 (12)4.2桥式偏心分层注水工艺技术 (13)4.3锚定补偿式分层注水工艺技术 (16)4.4分层注水工艺新技术 (17)5.长庆油田分层注水工艺应用分析 (23)5.1开发现状 (23)5.2分层注水工艺应用分析 (25)5.3分层注水技术应用实例 (30)6.结论 (37)参考文献 (38)致谢 (39)附录 (40)1 绪论1.1研究的目的及意义低渗透油藏的渗透率很低、油气水赖以流动的通道很微细、孔喉比大、渗流阻力大、液固界面及液液界面的相互作用显著，并导致渗流规律偏离达西定律。
这些内在因素反映在油田生产上往往表现为单井日产量小，甚至不采用增产措施就没有自然产能；稳产状况差，产量下降快；注水井吸水能力差，注水压力高，而采油井难以见到注水效果；油田见水后，含水上升快，而采液指数和采油指数急剧下降，对油田稳产造成很大困难。
复杂断块薄互层非均质油藏特高含水期精细注水高效开发技术
复杂断块薄互层非均质油藏特高含水期精细注水高效开发技术摘要：中原油田薄互层非均质油藏，地质储量3.84亿吨，占总储量的68.6%，已进入特高含水开发阶段，具有埋藏深、多油层、层系多、多层薄互层发育、非均质性严重特点，目前采出程度仅为29.9%，剩余可采储量1021万吨。
通过科技攻关，在薄互层非均质油藏的精细剩余油描述精度、提高薄互层动用的工艺配套技术、精细注水管理体系建立等方面取得突破，建成了文51精细注水示范区，形成了一套适应薄互层非均质油藏特高含水期提高采收率的高效开发技术。
关键词：薄互层；非均质；相控剩余油；多级细分1项目概况1.1油藏概况及开发现状东濮老区复杂断块薄互层非均质油藏地质储量2.74亿吨，占总储量的49.6%，具有埋藏深、油层多、层系多、多层薄互层发育、非均质性严重特点，目前采出程度仅为29.1%，剩余可采储量1021万吨，综合含水94%，已进入特高含水开发阶段。
而濮城油田文51油藏层段长，渗透率级差大，层间动用差异大，属于典型的薄互层非均质油藏，经过30余年的注水开发，长井段多油层合采合注，层间矛盾加剧，开发指标呈变差趋势。
1.2 技术提出背景精细注水示范区的创建是一项集地下、井筒、地面、管理为一体的系统工程，经调查分析，进入高含水开发期后，制约濮城油田复杂断块薄互层非均质油藏提高采收率、改善开发效果的主要有三大问题：（1）窄薄河道剩余油认识技术有待进一步提高。
（2）深层薄互层分注水平不很匹配。
（3）开发后期薄互层油藏地面增注系统高耗低效普遍存在。
2治理技术政策研究2.1形成了井间窄薄河道精细刻画技术，建成窄薄河道相剩余油分布模式2.1.1窄薄河道精细刻画技术主要从井网密集区开展河道精细刻画以及井网无法控制区开展河道预测两个方面进行了研究。
（1）密井网区河道砂体展布模式的定量化研究对文51油藏沙二下37条分布稳定河道展开研究，对河道厚度、宽度、以及延伸长度进行统计分析，编制关系图版。
油田注水开发后期提升采油率的技术措施分析
在国家经济、高新技术发展过程中，石油资源是不可缺少的能源，不仅交通需要石油，人们的生活中也必不可少。
在油田实际开采过程中，传统石油开采技术具有高成本、低采油率、严重污染环境等特点，为提升采油率，近些年多采用注水法提升，然而到了开采后期，原油黏度不断升高，流动性下降，采收率也大幅下降。
为了解决这一问题，到开采后期提高采油率是十分重要的技术问题。
目前，在注水开发后期主要实施的技术有微生物强化采油、注水井高压流量控制技术等，不同技术其特点各有不同，这些技术的改进对油田注水开发后期提高采油率有很大促进作用，可解决我国对石油资源的急需问题。
1 油田注水开发方式概述1.1 油田注水开发的原理与优势在油田开采阶段，油田注水开发方式能够很大程度上提高油田的开采效率和开采质量，针对地下亏空过大、油层间压力较小以及需要较长开发周期的油田，能够发挥很大的开发优势。
油田注水开发方式，主要是向地层中灌注水来提升地层中的能量等级，让油层间的压力可以维持在规定的范围，以此实现高效率的油田开发。
这种方式包含了3个注水方法，有面积注水方法、切割注水方法以及边缘注水方法，在石油开采工作当中应用较为广泛。
通过油田注水开发方式的使用，能够在重新构建的油田生态以及地层环境的基础上，更高程度地提升油田的开采率。
目前，油田注水开发方式在二次生产方面能够产生很好的辅助优势，对于增加油田的开采产量和开采效率有很大的帮助。
1.2 油田注水开发后期的开采现状现如今，我国油田开发阶段使用最为广泛的是注水驱动开发技术，该技术可以很好地提升油田的开发能力和开发水平。
不过，由于我国不同地区的地质环境、地势地貌存在较大的差异性，一些恶劣的地质环境会干扰油田的开采进度，从而加大了油田的开采复杂程度和难度。
原先在油田的开采环节所使用的传统的机械设备以及开采技术，无法达到油田的开采要求，对于剩余的原油难以实现全方位的开采，在开采环节会遇到不同程度的问题和麻烦，从而影响了油田开采的实际效益。
油田注水开发后期提升采收率的技术措施
油田注水开发后期提升采收率的技术措施随着我国的社会科学技术的不断发展，现如今我国对于油田的开发技术也在进步一步的不断完善与更新。
石油资源作为我国的主要能源之一，是我国最为重要的能源之一，石油能源企业也是我国社会不断发展的重要经济支柱之一。
因此为了能够更好地促进对油田的合理开发和使用，本文将对油田注水开发后期提升采收率的有效技术措施进行深入的分析和研究，探讨出合理有效的技术措施，进一步地提高我国对于油田技术的开发。
标签：油田开发技术;油田注水;采收率;技术措施引言油田是我国的重要能源储备，因此我国对于油田的开采非常重视，对于油田开采的技术措施也是在不断地提升。
在对油田进行实际的开采过程当中，需要对油田开采的多种影响因素进行充分地考虑。
比如说在油田当中的微生物、原本所存在的瀝青物质等等都会给在对油田的实际开采过程当中产生巨大的影响。
特别是如果不对这些影响因素进行有效地解决，还会使得油田的运输管道遭受到腐蚀的情况，进而使得油田的堵塞问题进一步地加重。
因此为了能够有效地解决这些问题，就需要在开采的过程当中采取有效的油田注水开发技术措施来有效地解决油田开采过程当中所存在的问题，进一步地提高对于油田的开采效率。
1油田注水开发与采油率提升措施应用现状随着社会的科学技术的不断发展，人们越来越关于对于油田的开采率进行不断提高的问题。
但是随着我国石油开采企业地不断发展，而对于油田的开采率确实在逐年地呈现下降的趋势。
所以采取有效的开采措施来提升我国对于油田的开采率已经是迫在眉睫的事情了。
现如今在对油田开采的过程当中要想进一步有效的提高我国对于油田的开采效率最为重要的就是需要开发油田注水技术来使得对油田的开采效率进行进一步地提高。
2油田注水后期开发存在的问题2.1油井含水量极高在对油田进行开采的过程当中，对油田采取注水措施的时候，需要充分考虑到在油田后期可能存在的油井含水量高的问题。
因为这会导致在油田开采的过程当中会需要消耗大量的水资源，造成在实施油田注水的过程当中的水资源成本非常的高。
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层充分动用；级差达
级差：13.9
合层1+2+3+5 合层1+2+4+5
到一定程度后，低渗
级差：46.9
0
合层1+3+4+5 合层1+2+3+4+5
层难以水驱动用
0
10
20
30
40 采出程度%50
采出程度（%）
1号层在不同组合下采出程度与注采压差变化关系
（注入孔隙体积倍数1.0时）
现场应用效果 在室内试验的基础上，近年来做了细分调整开发层 系的试验，将II、III类层中分离出来形成独立的开发 层系进行开采，取得了显著效果。以胡12块为例， 将原S3中6-8层系细分为S3中6、S3中71-85、S3中 86-8三套层系，实现以多套井网分别开采不同的油层， 有效提高II、III类层水驱波及体积。
主河道注水，河道间采油的不规则式井网部署形式主要解决储层的平面非 均质矛盾。
在胡七南块实施了抽稀井网，主河道注水，河道间采油的先导试验方案： 关掉主河道内高含水油井6口，转注2口，方案实施后该区日增油20t，含水由 90.6%下降到85.3%，下降了5.3个百分点。
含水（%）
日注水（m3）、日产液（t） 日产油（t）
室内长岩心多层水驱油试验分析
注 采压 差（MP a）
级差：2.3
合层1+2
驱替压差直接受级差
9
合层1+3
合层1+4
的影响。低渗层在小
合层1+5
合层1+2+3 合层1+2+4
级差下可以建立起较
6
合层1+2+5
级差：4.7
合层1+3+4
高的注采压差，使差
合层1+3+5
3
合层1+4+5 合层1+2+3+4
周期注水室内试验
分别采用单管模型、三管模型及人造韵律平板模型，对于周期注水工作方式、转 周期注水时机、波动幅度等进行研究，对比周期注水与常规注水的开发效果。
周期注水室内试验
分别采用单管模型、三管模型及人造韵律平板模型，对于周期注水工作方式、转 周期注水时机、波动幅度等进行研究，对比周期注水与常规注水的开发效果。
0
0
1、单管模型实验结果
30—1 100—1 300—1 200 采收率随时间变化关系
50
100
150
时间，分
30—2 100—2 300—2
200
周期注水数值模拟研究
依据严重非均质区块胡七南沙三下的油层特征，建立地质模型。采用正交试验设
计方法设计了多套周期注水方案。影响周期注水的主要因素是：半周期的长短；
室内长岩心多层水驱油试验分析
油藏储层水驱油实验模拟层渗透率分布区间
类别
ⅠⅡ
渗透率 (md)
区间
＜ 50
50～ 100
选用 值
32. 14
74.02
Ⅲ 100～200
151.83
Ⅳ 200～ 1000
447.08
Ⅴ ＞1000 1487.2
选用五组不同渗透率岩心，进行了不同渗透率组合条 件下的水驱油试验。
100
1000
120
90
900
110
80
800
70
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100
60
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50
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70
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300
60
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50
0
0
40
11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3
93
（年.月）
胡七南沙三中6-8河道注水试验期主要生产指标变化曲线
对于扇三角洲朵状砂体在纵向上重合迭加分布一致的情况 下，该种井网部署方式显然是有利的。胡状集储层的多物源， 多扇体组合，且在纵向上重合迭加较少的条件下，该种井网 部署方式是非常局限的。
开发中存在如下主要问题： ①受储层的严重非均质性影响，水驱动用程度低。 ②目前工艺技术水平还不能适应一类层特高含水期提 高采收率的需要。 ③依靠油井机械卡堵水、注水井分注难以改善二、三 类层动用状况。
针对胡状集油田注水开发后呈现出的高含水低采出问题，以 解决注入水短路循环、提高最终采收率为主要目的，近年来 主要开展了层系细分重组、改变液流方向、分层注水等技术 的研究和应用，虽然取得了一定的效果，但是随着开发的逐 渐深入，综合含水的逐渐升高，尤其是优势渗流通道的存在， 这些技术在解决严重非均质油藏的平面和层间矛盾方面显得 无能为力，必须寻找更有效解决优势渗流通道存在问题的方 法，因此，进行了周期注水及空气泡沫调驱技术的先导试验， 以下分别对这些技术加以介绍。
严重非均质油藏注水开发后 期提高采收率技术研究
1、前言 2、层系细分重组技术 3、改变液流方向—河道注水、边部采油 4、水动力方法--周期注水 5、空气泡沫调驱技术
中原油田严重非均质油藏主要是胡状集油田的主 力区块：胡7南断块、胡12断块、胡5断块和胡2 断块。由于近物源快速沉积，储层层间非均质十 分严重，层内存在特高渗条带，同时，因储层普 遍弱胶结，岩石疏松，注水后出现“大道”现 象，导致油井含水上升快，注入水沿特高渗透带 短路循环，水驱波及体积小，水驱动用程度低。
3号岩心 0.075 0.347 37.04 106.59 0.013 2.166 54.48 25.16
4号岩心 0.044 0.370 45.09 121.75 0.027 2.205 60.22 27.31
5号模型 0.018 0.175 21.12 120.38 0.061 2.260 45.89 20.31
注水波动幅度，注水井/采油井工作方式。
注水波动幅度B=1，
4
对称型
3.5
含水率40％ 含水率60％
周期注水
3
含水率80％
含水率90％
2.5
含水率95％
2
产量增量，％
1.5
1
含水率达60％-80％
0.5
转周期注水，周期时
室内长岩心多层水驱油试验分析
单层水驱油试验结果
项目
1号岩心
开始产油时的注入倍数
0.169
注入倍数
0.669
含水率＝0 采出程度（%） 32.55
△R／△Qi
48.66
刚开始产水时的△R／△fw 0.021
注入倍数
2.130
含水率＝98% 采出程度（%） 43.88
△R／△Qi
20.60
2号岩心 0.104 0.425 40.62 95.59 0.028 2.154 53.72 24.95
采出程度，% 采出程度，%
周期注水室内试 验
分别采用单管模 型、三管模型及 人造韵律平板模 型，对于周期注 水工作方式、转 周期注水时机、 波动幅度等进行 研究，对比周期 注水与常规注水 的开发效果。
注水时间与采出程度关系 80
60
40
20
0
0
50
100
150
时间，分
80 60 40
20
2、三管模型实验结果