孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果
高含水期油田提高采收率的有效措施
高含水期油田提高采收率的有效措施高含水期油田指的是油井开采过程中，原油含水率较高，这不仅会降低原油的品质，还会降低采油效率，导致采收率下降。
为了提高采收率，需要采取一系列有效措施来降低含水率，以下是一些有效的措施：1. 技术改进：通过引入先进的开采技术和设备，如水平井、多级压裂和聚合物驱等，来提高采收率。
水平井可以增加油井有效开采面积，提高油田整体采收率。
多级压裂技术可以增强油井与油层的连接，提高采油效率。
聚合物驱可以改变油井与水的相互作用，提高原油对水的亲和力，减少含水率。
2. 固井修复：油井孔隙的固井损坏会导致水和油的混合，增加含水率。
合适的固井修复措施可以修复井孔缺陷，减少含水率。
可以使用高强度水泥或聚合物固井材料进行固井修复。
3. 人工抽采：人工抽采是一种将含水期油田的油井进行一定时间的抽水，以排除部分含水，提高油井的采油效率的方法。
通过人工抽采，可以降低油井周围储层的水压力，减少原油与水的混合，从而提高采收率。
4. 化学处理：化学处理是通过添加化学药剂，改变油井与水的相互作用，减少原油与水的混合。
常用的化学处理方法包括注入表面活性剂、聚合物和缓蚀剂等。
这些化学药剂可以降低原油与水之间的界面张力，提高原油的流动性，减少含水率。
5. 增施强制排水井：通过在含水期油田周围施工排水井，将地下水引流至其他地方，减少水对油井的影响，提高原油的采集效果。
排水井的设置需要结合地质情况进行合理布局，以确保排水效果。
6. 注水改进：在注水过程中，可以采取一些措施来提高注水效果，从而减少含水率。
如根据地下水流动分布设置合理的注水井，调整注入水质的温度、浓度和压力等参数，优化注水井的布置等。
通过技术改进、固井修复、人工抽采、化学处理、增施强制排水井以及注水改进等一系列有效措施，可以有效提高高含水期油田的采收率，降低含水率。
但需注意，措施的选择和实施需要结合具体的油田地质和开采条件进行合理布局，以取得良好的效果。
特高含水期油田提高采收率技术课件
微生物采油技术
微生物采油技术是一种具有潜力的提高采收率方法。通过引入特定的微生物，改善原油流 动性，增加储层渗透性，提高原油采收率。
工程特点
采油速度低
由于地质储层非均质性和剩余 油分布不均的影响，特高含水 期油田的采油速度相对较低。
采油成本高
为了提高采收率，需要采取一系列 的工程技术措施，如堵水、调剖、 酸化等，导致采油成本相对较高。
生产管理难度大
特高含水期油田的生产过程中涉及 到多个工艺流程和复杂的工程技术 措施，生产管理难度较大。
聚合物驱油
利用高分子聚合物提高驱 油效率，减少原油的残余 量。
表面活性剂驱油
利用表面活性剂降低油水 界面张力，提高原油的采 收率。
碱驱油
利用碱与原油中的酸反应 ，生成表面活性剂，降低 油水界面张力。
物理采油技术
热力采油
通过加热降低原油的粘度，提高流动性，增加采 收率。
电磁场采油
利用电磁场产生振动和加热，降低原油的粘度， 提高流动性。
纳米材料应用
纳米材料在油田开发中具有广泛的应用前景。利用纳米材料的特点，可以改善油田采收率 ，降低环境污染，提高生产效率。
技术面临的挑战
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技术成熟度与可靠性
尽管智能化和自动化技术具有巨大潜力，但其技术成熟度和可靠性仍需 进一步验证。特别是在特高含水期油田的复杂环境中，需要解决许多技 术难题。
地质特点
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储层非均质性严重
特高含水期油田的地质储 层往往具有复杂的非均质 性，包括层间差异、层内 差异和平面差异等。
高含水期油田提高采收率的有效措施
高含水期油田提高采收率的有效措施随着石油资源的逐渐枯竭，钻采工程技术的不断发展和提高已成为当前石油勘探开发工作的重中之重。
而对于高含水期油田提高采收率的有效措施也成为了当前石油工程领域的研究焦点。
高含水期油田是指地层中水含量较高的油田，含水率在50%以上。
如何有效的提高这类油田的采收率，对于石油勘探开发具有重要意义。
本文将从多个方面分析高含水期油田提高采收率的有效措施。
一、地质勘探技术的提升在提高高含水期油田采收率方面，地质勘探技术的提升至关重要。
地质勘探是决定油田外推与开发成功的基础，特别是对于高含水期油田。
通过地质勘探技术的提升，可以更精确地确定地下油田的构造和覆盖层分布，从而有利于合理布局油井，优化开发方案和提高采收率。
在地质勘探技术方面，要加强地震勘探技术的应用。
高含水期油田常常受到地下水流动的影响，地震勘探技术可以帮助确定地下水的方向和规模，从而有利于确定油层和储层的位置，有利于制定更合理的开发方案。
二、高效注水技术的应用目前，高含水期油田的采收率提高主要依赖于注水技术。
在注水方面，要加强高效注水技术的应用。
高效注水技术可以通过不同的注水管道和注水井的选择对油田进行多层次、多角度的注水，从而提高注水效率，减少水与油的混合，减少地层压力和渗透阻力。
通过高效注水技术的应用，可以减少水的量，提高采收效率。
三、地面调剖技术的改进地面调剖技术的改进也是提高高含水期油田采收率的重要途径。
地面调剖技术是通过在油井中体积数以千万的一种非极性水溶解负荷调剖剂，无机盐和有机盐，使油水相的界面张力降低，改变油水相对流动性质，促使原油从地下流到地面，提高采收率。
在地面调剖技术方面，需要提高调剖剂的稳定性和溶解率，从而使得调剖效果更为稳定和持续。
通过地面调剖技术的改进，可以减少地下油水混合的程度，使得地下的原油更加容易提取。
四、油井压裂技术的应用油井压裂技术的应用也是提高高含水期油田采收率的有效措施。
油井压裂技术是通过在井下形成压裂裂缝，从而提高油层的渗透率和有效渗透面积，增加产油面积。
11-孤岛油田提高采收率先导试验进展及效
孤岛油田提高采收率先导试验进展及效果孤岛采油厂2012年1月孤岛油田提高采收率先导试验进展及效果编写：王宏盖丽鹏初审：杨晓敏丛国林审核：张本华孤岛采油厂2012年1月目录一、前言二、精细项目管理，保障先导试验顺利进行（一）项目运行一体化（二）方案执行不走样（三）现场管理全力保障（四）资料录取实打实三、精细研究分析，确保先导试验阶段成效（一）中一区Ng3聚驱后井网调整非均相复合驱试验取得阶段性突破1、项目概况2、主要做法（1）时变的精细地质模型，揭示了剩余油“普遍分布、局部富集”特征（2）注采压差的优化设计，实现了均衡驱替（3）治理跨层系油水井，防止层系间干扰（4）加强注入过程中化学剂检测，保证达到方案要求（5）强化极端油水井治理，确保达到配产配注要求3、取得的阶段性认识（1）流场重整改变了驱替方向，降低了驱替速度（2）粘弹性颗粒驱油剂（PPG）调驱能力突出，纵向注入剖面得到了改善。
（3）剩余油饱和度高的区域油井优先见效（4）见效油井含水变化与聚合物驱特征不同，呈现阶梯状（5）见效井原油族组分发生变化，非烃+沥青质成分明显增加，未动用区域剩余油得到了驱替。
（二）中二北Ng5热化学驱先导试验取得阶段性突破1、项目概况2、主要做法（1）创新“粘渗组合控制，油水差异渗流”非达西渗流理论，揭示高轮次吞吐后剩余油“整体富集，条带水淹”特征（2）发展大型基于并行化学蒸汽驱数值模拟技术，为矿场跟踪分析提供理论依据（3）加强上层系井控隐患井治理，保障汽驱过程中安全生产（4）攻关配套高效蒸汽驱工艺技术，确保井底蒸汽干度大于40%（5）强化汽驱过程中跟踪调整，保障蒸汽均衡推进3、取得的阶段性认识（1）现场注入顺利，高干度注汽过程中注入压力维持在10MPa左右，表明采注比合理（2）井距100×141m的小井组汽驱20天后明显见效，井距141×200m的大井组汽驱40天后明显见效，达到方案阶段设计效果（3）油藏“四场”跟踪数模，较好的反映了汽驱过程中动态变化情况（4）化学蒸汽驱表明，调驱性能达到方案设计，注汽压力上升，驱替方向发生变化四、认识及结论一、前言孤岛油田位于济阳坳陷沾化凹陷东部，为一继承性发育在古生界潜山之上的大型披覆背斜构造稠油疏松砂岩油藏。
高含水期油田提高采收率的有效措施
高含水期油田提高采收率的有效措施随着油田开发的不断推进，高含水期油田的开采已经成为了当前油田开发的一个重要问题。
高含水期油田的开采效率低、采收率低是目前油田开发面临的一大难题，怎样有效地提高高含水期油田的采收率，已经成为了许多油田开发者所迫切需要解决的问题。
采取有效措施提高高含水期油田的采收率具有重要的意义，以下是一些有效的提高高含水期油田采收率的措施。
一、合理确定开采方案在高含水期油田，由于油水井混采和注水采油比例高，导致采收率低，首先需要合理确定开采方案。
合理确定开采方案，可以提高油井的单井产量，降低生产成本，提高含水期油田的开采效率。
在确定开采方案时，需要充分考虑油藏地质特征、油藏物性、含水层分布等因素，采用合理的开采技术，采取合理的注水周期和注水量，加强生产管理和控制，提高采收率。
二、加强油藏改造在高含水期油田，由于地表水对油藏的影响，使得油藏中的有效油层被水淹没，导致采收率低。
加强油藏改造，是提高高含水期油田采收率的有效措施之一。
油藏改造主要包括油藏调整、提高复杂油藏采收率、提高含水油藏采收率等方面。
通过合理采用各种注水压力、注水量和注水周期等技术手段，调整油藏的产油构造，提高含水期油田的采收率。
三、提高采收系统效率在高含水期油田，采收系统效率低也是造成采收率低的一个原因，为了提高高含水期油田的采收率，需要提高采收系统的效率。
提高采收系统效率，需要采用先进的采收技术，改进生产工艺，提高油田的开采效率。
注重提高采收系统的自动化程度，加强对采收系统的管理和维护，对采收系统进行地面设施改造与提升，以提高采收系统的效率，从而提高高含水期油田的采收率。
四、加强注水管理在高含水期油田，加强注水管理也是提高采收率的一个关键。
注水是高含水期油田采收率低的主要原因之一，加强注水管理，有效控制注水量和注水周期，减小油藏的含水量，提高油水比，提高高含水期油田的采收率。
注水管理包括注水井的选址、注水井的生产工艺、注水井的控制等方面，需要充分重视，加强管理，提高注水效率，提高高含水期油田的采收率。
油田高含水期稳油控水采油工程技术
油田高含水期稳油控水采油工程技术1. 引言1.1 油田高含水期稳油控水采油工程技术的重要性油田高含水期是指油田产量中水含量较高的阶段，通常是指油井产水量超过50%的阶段。
在油田开发中，高含水期是一个非常常见的阶段，而如何有效地稳油控水、提高采收率成为油田管理者和工程技术人员面临的重要挑战。
稳油控水是保证油田生产经济效益的关键。
在高含水期，油井产水量增加，油井产油量减少，如果不及时采取措施稳定油井产量，将导致油田整体产量下降，进而影响油田的经济效益。
稳油控水可以延长油田的生产寿命。
高含水期对油田产量的影响是不可避免的，但通过有效的稳油控水技术，可以延缓油田产量的下降速度，延长油田的生产寿命，充分挖掘油藏潜力。
稳油控水还可以降低油田生产中的安全风险。
在高含水期，油井产水量增加，可能引发油井失稳、油田漏油等安全问题，通过稳油控水技术可以有效降低这些安全隐患，保障油田生产安全。
油田高含水期稳油控水采油工程技术的重要性不言而喻，只有通过有效的技术手段和管理措施，才能更好地应对高含水期带来的挑战，实现油田的稳定生产和持续发展。
1.2 油田高含水期的定义和特点油田高含水期是指油田产液中水含量大幅度增加，达到一定阶段的时间段。
在油田生产运行过程中，随着时间的推移，原油中水含量逐渐增加，导致油水比逐渐下降，特别是在油井长时间生产后，油井的产液中水含量逐渐增多，进入高含水期。
油田高含水期的特点主要包括以下几个方面：油田产液中水含量明显增加，原液品位下降，导致采收率降低，产量逐渐减少；油藏渗透率下降，原油粘度增加，采油难度增大；油井产液中水含量不均匀分布，造成油井产量差异，影响整体采收效果；高含水期持续时间较长，对油田的整体开发与产量影响较大。
针对油田高含水期的特点，需要采取相应的稳油控水技术，以保证油田的稳产和高效开采。
2. 正文2.1 油田高含水期稳油控水采油技术的原理和方法1. 油层物理化学特性分析：在油田高含水期，油层的物理化学特性会发生变化，影响油水分离效果和采收率。
高含水期油田提高采收率的有效措施
高含水期油田提高采收率的有效措施【摘要】高含水期油田采收率低是当前油田开发中普遍存在的问题。
为此，本文从调整注水井控制方式、优化注水井注入参数、提高油藏压力、采用增强采油技术和优化水驱体系等方面探讨了提高采收率的有效措施。
通过合理调整注水井控制方式，提高注入参数，增加油藏压力，采用增强采油技术和优化水驱体系，可以有效提高高含水期油田的采收率。
这些措施对于提高油田开发效率、降低生产成本具有重要意义。
未来，随着技术的不断进步和市场需求的不断增长，高含水期油田提高采收率的有效措施将不断完善和发展，为油田开发提供更多的技术支持和指导。
【关键词】高含水期油田、提高采收率、注水井、油藏压力、增强采油技术、水驱体系、有效措施、未来发展趋势1. 引言1.1 研究背景提高高含水期油田采收率一直是石油行业面临的重要课题。
随着油田开采的深入，含水期油田的含水量逐渐增加，造成油井产量下降、采收率降低的问题日益突出。
为了解决这一问题，研究人员不断探索各种提高采收率的有效措施。
含水期油田的开发利用面临着一系列挑战。
含水量增加导致采出油的困难，采收率低下成为制约油田开发效率的主要因素。
传统的采油技术已经不能满足高含水期油田的开采需求，需要引入新技术提高采收率。
针对高含水期油田提高采收率的研究具有重要意义，可以有效提升油田的开采效率，实现资源的最大化利用。
为了解决高含水期油田采收率低的问题，需要综合运用调整注水井控制方式、优化注水井注入参数、提高油藏压力、采用增强采油技术和优化水驱体系等多种手段。
这些措施将有助于提高油田的采收率，提高石油开采效率，实现资源的可持续利用。
研究高含水期油田提高采收率的有效措施具有非常重要的意义。
1.2 问题提出在高含水期油田开发过程中，提高采收率一直是石油工程领域的重要问题。
随着油田开采的不断深入，油水混采问题变得日益突出，导致采油效率低下，采收率下降。
随着油田开采时间的延长，油井产量逐渐衰减，使得提高采收率愈发迫切。
高含水期油田提高采收率的有效措施
高含水期油田提高采收率的有效措施作者：孙策刘兴达王伟来源：《中国化工贸易·上旬刊》2019年第03期摘要：针对高含水期油田的采油问题，首先对高含水期油田展开系统介绍，根据我国油田技术现状，结合国外提高采收率的相关经验，提出提高我国高含水油田采收率的有效措施，为我国油气田事业的进一步发展奠定基础。
研究表明：随着油田行业的不断发展，所有油田都会经历高含水期阶段，该阶段原油采收率相对较低，如何提高采收率是未来的研究重点;结合国外相关经验，我国油田单位应从加密补充钻井、强化注水采液、选择合理的间注周期以及扩大波及系数四方面入手，采取多项措施，提高高含水期油田的采收率。
关键词：高含水期油田;概况;提高采收率;有效措施目前，我国大多数油田都已进入高含水阶段，在该阶段，原油的采收率明显降低，开采效率也得了一定程度的限制，间接阻碍了我国油气田事业的发展。
但是，对于油田发展而言，高含水阶段是无法避免的，因此，只能采取一定的措施尽可能提高高含水期油田的采收率。
由于国际上很多油田早已进入高含水期，因此，很多发达国家早已积累了大量高含水期油田的开发经验，结合我国现状，对这些有效经验进行改进和应用十分有利于我国油气田事业的发展[1]。
1 高含水期油田概况高含水期油田地下水含量相对较多，开采出的原油含水率相对较高，对原油进行脱水处理后，纯正的原油成分相对较少，这就证明原油采收率相对较低。
如果某油田原油采收率不断下降，则其经济利益也会受到一定的影响，原油开采所需要的技术难度也会得到增加。
1.1 原油开采进入后期阶段目前我国大多数油田都已进入开采后期，在地下原油被开采以后，地下水为了补充岩石缝隙，不断流入含油油藏中，使得油藏内的水资源得到了不断的积累，从而出现高含水期油田。
一般来说，这是出现高含水油藏的主要原因，也是国内外每一个油田都会面临的问题[2]。
1.2 地下含水量相对较高在我国的某些地区地下水资源十分丰富，使得油藏内本身就含有大量的水资源。
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孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果第16卷第5期2009年9月油气地质与采收率PetroleumGeologyandRecoveryEfficiencyV o1.16.No.5Sep.2009孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果束青林,张本华,毛卫荣,王宏(中国石化股份胜利油田分公司孤岛采油厂,山东东营257231)摘要:孤岛油田进入特高含水期后,面临产量递减大,含水上升快和剩余油挖潜难度大等难题,通过应用化学驱和稠油热采技术,使油田采收率大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列.针对二类油藏油层发育差,原油粘度高的特点,通过深化储层认识,优化注聚合物参数,强化注聚合物全过程动态跟踪治理等措施,单元采收率提高了6%～12%,而且降水增油达到一类油藏效果.针对油水过渡带的稠油油藏,根据其井间剩余油富集,水驱效率低和水侵影响大的特点,实施井网加密,低效水驱转热采和水侵治理等技术,使采收率提高了13.8%.同时,发展了河道砂储层构型和空间剩余油描述技术,配套形成了水平井挖潜提高采收率技术,在后续水驱阶段又提高单元采收率3%～5%,使单元采收率达到55%～60%.关键词:二类油藏;聚合物驱;稠油热采;储层构型;水平井;提高采收率;孤岛油田中图分类号:TE357文献标识码:A文章编号:1009—9603(2009)05—0052—04孤岛油田为大型整装稠油油藏,自1971年11月投入开发以来,针对不同开发阶段的特点和需要, 研究并实施了相应的开发政策和措施.2O世纪70 年代,针对天然能量弱的特点,实施了早期面积注水,周期性注采调配措施,使油田采收率由弹性溶解气驱的5%提高到19.4%.在中高含水期,针对层间干扰日趋严重,实施了细分层系和强化完善注采系统等调整技术,使油田水驱采收率达到29.6%. 20世纪90年代,油田进入特高含水期,针对采收率低的问题,通过应用化学驱和稠油热采技术…,加快了油田驱替方式的转变,强化储层精细描述,使油田采收率在水驱的基础上大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列,到2008年12 月,整体采收率达到了37.5%,其中主体化学驱单元采收率达到55%～60%,稳产期比预测值延长了8—9a.对同类油藏提高采收率具有较大参考意义和推广应用价值.1二类油藏聚合物驱油配套技术在特高含水期,孤岛油田主体油藏水驱开发采收率为35%～45%,"九?五"期间,第1批聚合物驱推广项目取得成功,提高采收率7.8%.但从资源量评价来看,孤岛油田二类油藏聚合物资源量达到1.3×10t,占油田聚合物资源量的62%.相对于一类油藏,二类油藏油层发育状况差,非均质性强,断裂系统复杂,地层原油粘度为50—130mPa?S.对聚合物产品的耐温性,抗盐性,增粘性以及开发技术适应性提出了更高的要求.因此在总结深化一类油藏聚合物驱油技术的基础上,针对油藏特点,实施了二类油藏聚合物驱油技术.1.1注聚合物前期注采井网完善针对二类油藏储层的特点,实施了二类油藏低序级断层识别,非线性测井约束储层反演,储层构型研究_3J,干扰试井分析,示踪剂分析等技术,为二类油藏注聚合物前期注采井网完善奠定了基础.在深化油藏连通性认识的基础上,注聚合物前通过实施更新或大修事故井,扶停注停产井等措施,使注聚合物单元注采对应率大幅度提高,为聚合物的正常注入奠定了基础.1.2注聚合物参数优化注聚合物参数的优化首先是优化注聚合物质量浓度,发展配套聚合物增粘,保粘技术.研究表明,粘度比为0.15～0.5,地下聚合物粘度不低于16mPa?S,提高采收率幅度较大』.孤岛油田对聚合物粘度,质量浓度进行了优化,注聚合物质量浓度由一类油藏的1800mg/L提高到二类油藏的2000mg/L,提高了粘度比,矿场实施时,选用增粘效果较收稿日期2009—07—31;改回日期2009—08—27.作者简介:束青林,男,教授级高级工程师,2005年毕业于中国科学院构造地质学专业并获博士学位,从事油田勘探开发工作.联系(0546)8885581,E—mail:sql@slof.COIn.基金项目:中国石油化工集团公司科技攻关项目"厚油层挖潜配套技术"(P03027) 第l6卷第5期束青林等:孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果?53? 好的聚合物产品,根据聚合物粘浓关系,优化了聚合物质量浓度,保证了粘度比,满足了二类油藏注聚合物条件.同时,还发展配套了聚合物增粘,保粘技术,目的是改善水质,减少矿化度,细菌及氧对聚合物的影响.其次是优化聚合物用量.一类注聚合物单元的最佳聚合物用量为500PV?mg/L,由于二类油藏注聚合物后段塞形成质量较一类油藏差,二类注聚合物单元最佳聚合物用量达到800PV?mg/L,同时,针对中一区馆3—6等正注聚合物单元,进行二元驱方案与追加等价聚合物驱方案的对比优化后,注入0.2倍孔隙体积的二元驱段塞j,提高采收率幅度由7.19%上升到9.86%.通过注聚合物参数优化,保证了孤岛油田聚合物段塞质量,延长了聚合物的见效高峰期.1.3解堵增注针对二类油藏油层发育差,低液井,欠注井多的问题,通过砂体连通性认识,配套了解堵工艺.治理欠注水井时,对储层条件差的采用上增压泵;对聚合物堵塞造成的采用解堵增注;对出砂造成的采用换管柱防砂;2008年治理欠注井47口,平均单井日注水量由61m上升到95m.治理低液井时,对地层条件差的采用混排,高压地填;对聚合物堵塞造成的采用声波助排解堵;对金属防砂管堵塞造成的采用高压旋转水射流解堵;对油层打开程度不够完善造成的采取补孔或复射孔;2008年开始共治理低液井178口,增液幅度达12%,单井增油量为2.8t/d,累积增油量为6.5X10t.1.4组合堵剂和段塞式调剖针对中-'tL,东区等储层发育好,原油粘度大,大孔道发育的二类油藏低油压井和高见聚井多的问题,开展储层非均质的表征,通过精细储层表征,示踪剂,干扰试井,动态分析等手段,对大孔道进行了识别,形成高渗透条带识别技术_3(图1),形成注聚合物不同时期堵调工艺技术,配套发展了组合堵剂, 图1孤岛油田示踪剂测试大孔道段塞式调剖技术,坚持注聚合物前封堵大孔道;注聚合物过程中防窜,降低出聚浓度,注聚合物后调剖高渗透带."十?五"以来,共实施46口井,降聚幅度达90%以上,含水率下降了3%一25%,平均有效期为292d,累积增油量为6.65X10t.1.5聚合物驱全过程动态跟踪治理注聚合物初期主要是开展以完善注采并网和大剂量调剖为主的前期综合治理,保证形成优质段塞, 确保注聚合物质量.注聚合物中期主要立足于扩大波及体积和油井见效范围.后续水驱阶段采用分层注水的注入方式,把握分层注水时机,保持合理注采比,初期选择性提液,放大生产压差,减缓油井液量下降速度,治理窜聚和不见效井;中期加强以提高分层注水合格率为主的注采调配,控制含水上升;后期实施以提注提液为核心的精细注采调整,减缓了产量递减."十?五"以来,投入8个注聚合物项目,覆盖地质储量为12437X10t.单元采收率大幅度提高(6%～12%),聚合物驱后采收率达到50%～55%;降水增油达到一类油藏效果,综合含水率比注聚合物前下降8%～15%,峰值单井无因次日产油量为2.5～3.0,实现了聚合物增油的接替,截至2008年12月,累积增油量为977X10t,累积注入干粉为22.0X10t,吨聚增油量为44.4t,年增油量保持在80X10t左右.2稠油热采配套技术孤岛油田稠油环位于孤岛背斜构造侧翼,分为馆3一馆4,馆5和馆6共3个稠油环;具有油层厚度薄,原油粘度分布广,储层埋藏深,泥质含量高,出砂严重,受边底水和注入水影响大的特点,属河道砂稠油油藏.经过"九?五"的强化开采,孤岛油田稠油热采老区已进人中高含水,多轮次吞吐阶段,稠油产量由上升态势转换为下滑趋势.在精细油藏描述和剩余油研究的基础上,综合评价稠油热采生产动态,根据不同类型的剩余油,实施了井网加密,低效水驱转热采,水侵治理等技术,提高了稠油采收率.2.1稠油环井网加密数值模拟,新井,取心井资料分析表明:稠油热采蒸汽吞吐加热半径有限,仅为50—60m,但井间剩余油富集,具有加密潜力.孤岛油田馆5稠油环具有油层发育好,大片连通和储层物性好的特点,开发初期,采用200mX?54?油气地质与采收率2009年9月283m反九点法基础井网进行开采,采收率仅为9.6%."十?五"以来,通过剩余油分析和优化部署,馆5稠油环已基本完成了热采井网一次加密(图2).投产一次加密井128口,新增可采储量为282X10t,单井控制储量由15.6×10t降低到7.6×10t,采收率达到35.7%,提高了13%.今后,馆5稠油环将开展高含水高轮次吞吐转化学蒸汽驱先导试验』,为进一步提高采收率寻找技术接替.图2孤岛油田馆5稠油环井网加密示意馆6稠油环油层具有油层厚度薄(5—6m),层内夹层变化大,储层非均质性强,油水关系复杂的特点.为了最大限度提高储量动用程度,根据馆6稠油环储层层内夹层发育特征,实施了水平井与直井联合优化加密.截至2009年6月,馆6稠油环实施联合布井加密87口(其中水平井15口),热采水平井产量为周围同期投产直井的2～3倍;含水率降低了5%一15%.新增可采储量为304×10t,平均单井增加可采储量为3.4×10t.单井控制储量由22.9×10t降低到9.9×10t,采收率达到27%,提高了15.5%.2.2低效水驱转热采西南部馆3一馆4砂层组地层原油粘度为1200～3000mPa?s,馆5一馆6砂层组为4000～6500mPa-s,馆5一馆6与馆3一馆4砂层组合采, 采收率低于15%.在开展孤岛油田稠油水驱转热采技术界限研究的基础上,选择馆5一馆6层系地层原油粘度大于3000mPa?s,有效厚度大于8m,净总比大于0.6的区域转换开发方式进行低效水驱转热采开发.于2002--2008年开展了低效水驱转热采先导试验和工业化推广,建成了南区馆5一馆6,西区馆5一馆6稠油单元,动用地质储量为1217×10t,实际建成产能为27×10t.新钻热采井122口,增加可采储量为181×10t,单井控制储量由28.5X10t降到8.3×10t,年产油量达到29.4×10t,采收率达到21.1%,提高了16.7%.2.3防砂解堵一体化技术馆3一馆4稠油环泥质含量高达15%～20%,注汽过程中地层堵塞严重,注汽压力高(平均为15.2MPa),周期内生产时间短,产量下降快.研究结果表明,注汽对储层的伤害较严重,主要影响因素为水敏,盐敏及速敏.在储层伤害机理认识的基础上,实施了改善储层伤害的措施:添加热采助剂,减少油层伤害,降低注汽压力;应用高温防膨剂处理近井地带,注二氧化碳补充地层能量,注油溶性降粘剂和驱油剂降低注汽启动压力.馆3一馆4稠油环通过配套工艺措施和井网的扩边,共钻新井261口,新增可采储量为617×10t, 单井控制储量由28.0×10t降到8.7×10t,采收率达到24.2%,提高了21.1%.2.4氮气泡沫调剖孤岛油田稠油环受构造低部位边底水和构造高部位注入水双重作用,在开发过程中,针对不同时期,不同部位水侵方式与作用的差异,采取了"排, 停,堵,避"相结合的综合治理水侵技术."堵"即优选热采区含水较高的热采井实施高温封堵,降低单井含水率.近几年,重点发展了氮气泡沫调剖治理水侵技术J,共实施55井次,平均单井增油量为4.8 t/d,含水率下降了12.3%,措施有效期为350d,效果显着.通过水侵综合治理,热采老井自然递减率由20.9%下降到16.9%,含水上升率由3.20%下降到1.36%,增强了油田稳产基础."十?五"以来,孤岛油田围绕提高采收率目标,配套完善稠油热采技术,年产油量上升到116.6×10t,是"十?五"初期的2倍,采收率提高到24%,提高了13.8%.3储层刻画技术3.1河道砂储层构型和空间剩余油描述技术利用层次分析,模式拟合等方法,一方面由点到线,由线到面,建立精细的储层平面建筑结构模型,揭示储层平面结构非均质性;另一方面建立了构型约束下的精细三维地质模型,重点揭示了厚油层层内夹层的空间分布特征(图3).明确了曲流河受泥质侧积层与韵律性控制,点坝内部侧积体上部剩余油富集;而辫状河受平行层面夹层和韵律性控制,剩余油在油井附近的顶部富集,但夹层钻遇和射开方式对富集程度影响较大(图4).●第16卷第5期束青林等:孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果,?55? 25口,新增产能为7.0×10t,已投产了8口井,平均单井产油量为9.3t/d,含水率为78.5%,预计采收率提高到22.5%,实现了稠油水淹层顶部水平井挖潜的突破.储层刻画技术的研究与应用,为水平井挖潜提供技术支撑.共指导实施水平井挖潜114井次,投产后产量是直井的3倍,含水率为10%一40%,累积增油量为88.8×10t,提高调整区采收率3%～5%图3孤岛油田辫状河层内夹层空间展布4结束语图4不同射孔方式下孤岛油田辫状河剩余油饱和度变化3.2水平井挖潜提高采收率配套技术2002年,首先在孤岛中一区馆5层中9一平9井获得突破之后,在中一区馆5.层整体部署15口水平井的基础上,2008年又在中二中馆5单元部署水平井10口,获初期单井产油量为21t/d,含水率为65.3%的好效果,单元采收率达56.1%,提高了3.8%.正韵律厚油层水平井受剩余油分布的影响,主要包括受隔夹层控制的正韵律厚油层顶部,受射开方式影响的厚油层下部和受流体非均质性影响的层间3种类型.中二北馆5单元稠油边部自1994年投入开发以来一直采用直井开发,受边底水影响剧烈,加剧了底水锥进,采出程度低(13.2%),形成高含水(97.5%),高剩余油区(剩余储量丰度为150×10t/km),预测采收率仅为14%.中二北馆5单元通过储层构型与隔夹层展布研究结果,充分利用隔夹层抑制底水锥进作用和废弃河道及边缘相带抑制边水推进作用,2008年整体部署水淹层顶部水平井孤岛油田开发实践表明:老油田进入特高含水期开发期后,必须不断创新,采取聚合物驱,稠油热采,储层刻画等多种技术能够大幅度提高老油田采收率.今后,要综合运用多种技术手段,充分挖掘油藏潜力,积极开展复合化学驱,蒸汽驱,空间储层刻画等新技术的试验与推广,挑战60%～65%的采收率目标,同时为同类油田的后期开发提供良好的借鉴.参考文献:[1]霍广荣,李献民,张广卿,等.胜利油田稠油油藏热力开采技术[M].北京:石油工业出版,1999.[2]廖广志,王启民,王德民.化学复合驱原理及应用[M].北京:石油工业出版社,1999:18～33.[3]刘建民,束青林,张本华,等.孤岛油田河流相厚油层储层构型研究与应用[J].油气地质与采收率,2007,14(6):1—4.[4]于丽,孙焕泉,肖建洪,等.羧酸盐类Gemini表面活性剂二元复合驱配方的研究[J].油气地质与采收率,2008,15(6):59—62. 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