水驱油藏转热采提高采收率专题共73页文档
水驱提高采收率
1油藏概况1.1地质特征我们通过研究海1块发现，在大洼断层内部将出现一种新的情况，就是位于上升盘附近，有含油的地方，大概面积为6.0平方千米。
然而，石油储备量却只有1227×104t，面对这样的问题，专家建议我们要从具体的油层结构进行深入分析，这主要在于结合d2Ⅲ、d2Ⅳ、d3Ⅰ、d3Ⅱ四个层面来研究，这对于一些发育较好的水域来讲，必须注重水下分流河道、河口砂坝、分流间湾和前缘薄层砂等沉积微相。
我们通过大量的实践研究后，逐步剖析储层平均值，然后了解到孔隙度为29.1%，其平均空气渗透率633×10-3μm2；各个油层组连通系数也会通过一系列的变化，从而会加大研究的难度系数，这种情况也是我们在具体的研究过程中，要严格按照一定的程序进行，不能偏离主题问题，要有辨别地对待。
1.2开发简况我们通过在海1块研究中，发现自投入开发以来，这种天然能量的开发，已经逐步实行边部温和注水开发及全面注水开发等三个程序进行。
其实，我们也没有必要做大量的无用功，这种纯天然能量已经处于正常发展状态，这只需要从注水采收率研究开始，建立一套科学的分析方法，从而有利于注水采收率的科学化发展。
到目前为止，还没有哪一个行业在面临重大问题时，会向海1块那样深入分析讨论，这种研究力度已经被世界其他国家公认。
2影响波及系数的因素2.1地层的非均质性对波及系数的影响我们通过大量的实验研究后，发现在水下分流河道、河口砂坝、分流间湾和前缘薄层砂等微相已经开始在平面上相间分布，这种状况的出现，在于运用好各种微相物的不同性质，逐步形成一种能够使海1块平面上有较强非均质性，我们要逐步对各油层组间渗透率进行研究，因为这是影响到整个非均质系数和各油层组内部渗透率的重要因素。
通常情况下，主要显示出级差的大小，通过级差的大小来衡量均匀系数，这也是我们对块层间、层内研究的一大难点，主要在于注入水沿高渗透层或高渗透带进行降低纵向波。
2.2流度比对波及系数的影响为了掌握五点法井网流度的情况，我们必须研究好波及面积。
提高石油采收率
第一章注水及空气驱油技术1.原油采收率Er：采出原油量与原始地质储量的百分数或比值。
2.一次采油：利用油层原有的天然能量采油，采油成本低，采出程度低。
二次采油：利用人工补充能量采油，机械能采油，采出程度和采油成本相对较高。
三次采油：利用物理化学能采油，即通过改变地层，流体的性质，特别是界面性质进行采油，采油成本高，采出程度高。
四次采油：利用生物能，核能等方法采油。
3.波及系数Ev：油藏被工作剂驱洗过的体积占总体积的百分数。
4.驱油效率Ed：被工作剂冲洗下来的油量与波及区域内总油量比值的百分数。
5.Er=Ev-Ed6.残余油:①剩余油：由于注水波及系数低，注入水未波及的区域内剩余的原油。
②残余油：注入水在波及区域内或孔道内已扫过区域仍然残留而未能被驱走的原油7.毛管数：粘滞力与局部毛细管力的比值。
（增大毛管数可降低残余油饱和度）8.影响水驱油效率的因素：①油藏岩石的润湿性②油层沉积韵律的影响：正韵律油层、反韵律油层、复合韵律油层③粘滞力和毛管力的影响9.影响波及系数Ev的因素：①油藏流体粘度（粘度↑，Ev↓）②流度比的影响③非均质的影响④井网的影响10.流度比：驱替相的流度与被驱替相的流度之比。
M=1，油水流动性能相同。
M<1水的流度小于油的流度，利于驱油，Ev高。
M>1水的流度大于油的流度11.油水前缘：分隔油区与油水两相区的界面。
水驱油前缘推进方式：①活塞式推进②非活塞式推进。
12.粘性指进：当一相流体驱替与其不混溶的另一相流体时，由于两相流体粘度的差异，造成驱替相流体在两相接触处呈分散液束，像手指状向前推进的现象。
13.舌进：在油层平面上，注入水沿高渗透区域高渗透区或高渗透带，首先到达油井，其水线前缘成舌状，故称舌进。
第二章聚合物驱油技术1.聚合物溶液驱油：把聚合物添加到注入水中，提高注入水的粘度，降低驱替介质的流度的一种改善水驱的方法。
2.聚合物：由被称为单体的低分子物质聚合而成的高分子化合物。
油气藏开发工程提高采收率(驱油方法)
8.1 提高采收率天然能量已衰竭或用注气、注水法采油后（或注水、注气同时），运用更复杂的物理化学技术改变或改善其排出机理，从而提高采收率。
也称强化开采。
8.2 三次采油系指油藏经一次、二次采油后，注入热介质化学剂或能混溶的流体开采剩余在油藏中的原油，以提高油藏的最终采收率。
8.3 岩心驱替试验系指在实验室内利用油层岩心或人工岩心进行的各种驱油物理模拟试验。
8.4 EOR先导性试验在油田较小范围内，应用相应的井网所进行的提高采收率的试验。
8.5 采收率采出油量占原始地质储量的百分数，以ER表示。
8.6 无水采收率一个油藏或一个开发区不含水时累积采油量与该油藏或开发区的地质储量之比。
8.7 最终采收率油藏经各种方法开采后，最终采出的总采油量占原始地质储量的百分率。
8.8 驱油效率由天然的或人工注入的驱替剂波及范围内所驱替出的原油体积与波及范围内的总含油体积的比值，以ED表示。
8.9 体积波及系数系指天然的或人工注入的驱替剂波及的部分油藏体积Vs与整个油藏含油体积V的比值，以E表示。
8.10 平面波及系数系指注入的驱油流体（包括天然的和人工的）在平面上波及的油藏部分的面积As 与油藏整个含油面积A的比值，以EA表示。
8.11 垂向波及系数指流入流体（包括天然的和人工的）在垂向上波及的部分油藏厚度hs与油藏垂向厚度h的比值，以E表示。
8.12 驱油机理系指各种驱油剂驱替原油的各种作用机理。
8.13 毛管准数粘滞力与毛管力之比，称为毛管准数，是一个无因次参数群或数组。
驱油效率与毛管准数密切相关。
8.14 泰柏准数Taber发现水驱不连续残余油的效率是△p／Lσ的函数，参见毛管准数。
8.15 结构难度指数剩余油的可采性显然与孔隙结构即与孔隙平均入口直径De和孔隙凸腔直径中值DM 有关，为此可用结构难度指数D表示：D=l／De－l／DM。
8.16 三次采油准数Mas Donald和Dullien在1954年将泰柏准数△p／Lσ与结构难度指数D结合起来，构成一个无因次的“三次采油准数”Nsaa 。
提高采收率复习资料.doc
聚合物驱1聚合物概念：聚合物溶液驱油，简称聚合物驱是在注入水中加入少量、水溶性、高相对分子质量的聚合物的驱油方法2..聚合物作用机理：（1）控制水相流度，改善水油流度比，提高层内波及效率（2）降低高渗透率的水淹层段中流体总流度，缩小高、低渗透率层段间水线推进速度差，调整吸水剖面，提高层间波及系数（3）聚合物滞留及滞留分子的粘弹性降低岩石渗透率，具有稳定驱替前缘的作用。
（4）粘弹性聚合物大分子产生拉拽作用，从而提高波及区微观驱油效率3.聚合物溶液的粘度的影响因素：1）相对分子质量2）聚合物浓度3）矿化度4）水解度5）温度和PH6）溶剂4.聚合物驱油藏的筛选：1：流度比流度比在0.1—42,原油粘度的范围为5~~125mpa.s 2：油藏温度极限分别为聚丙烯酰胺93°C黄胞胶71°C 3：可动油的饱和度:可动油饱和度高的油藏更适合聚合物驱。
4：油藏渗透率:高渗透油藏5：油藏类型：砂岩油藏6：油藏深度使用时避开埋藏浅的和深的油藏。
5.聚合物驱油目前的状况是：高效增粘可以解决抗温性、抗盐性、抗剪切性、剪切稀释性、时间稳定性不能很好解决表面活性剂驱1一种物质：具有固定的亲水亲油基团，在溶液的表面能定向排列，加入很少的量能大大降低溶液的表面张力或界面张力，使表面呈活化状态。
产生润湿、乳化、增溶、发泡、漂洗等一系列作用。
2.表面活性剂类型：非离了表面活性剂：表面活性剂在水中不能电离成离了。
离了型表面活性剂：能够电离生成离子的。
特殊类型的表活剂：以碳氟链为疏水基的表面活性剂称。
3.表面活性剂溶液驱油机理：1）活性水驱：1.降低界面张力2.改变岩石表面的润湿性3.增加原油在水中的分散作用4.聚并形成油带机理2）胶束溶液驱机理3）微乳液驱油机理4）胶束与聚合物的相互作用驱油4.影响表面活性剂溶液驱油因素：1）表面活性剂当量、当量分布2）表面活性剂结构3）表面活性剂浓度4）无机盐5）活性剂吸附损失6）油藏条件7）助剂5.表面活性剂油层条件的选择1、岩石必须是砂2、原油密度要小于0.93g/cm3,原油粘度小于35mPa・s； 3、地层温度应小于约100°C 4、地层水的矿化度应尽可能的低；5、地层渗透率高于10mD,而且不含裂缝6.表面活性剂的缺点1）滞留：吸附、溶解、沉淀和与聚合物不配伍，由此产生絮凝、分层。
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。
《提高采收率技术》PPT幻灯片
西部资源勘探程度不高，加之区域远离消费市场，短期内很难做到 石油探明储量与产量的大幅度增长。因此，需要继续做好用提高采 收率技术稳定东部这篇大文章。
8
§1 水驱油波及效率
在井网控制的范围内，从注入井到生产井油区不能被 注入水完全波及到，水波及体积占该油层体积的百分比， 称为波及效率，即：
ES A As hhs EAEh
表示注入的工作液在井网控制的油层区域内 的波及程度，包括面积波及和垂向波及。
注入水波及不到的地方形成剩余油。
9
§2 水波及区内的驱油效率
4
EOR分类
化学驱 包括：聚合物驱，表面活性剂驱，碱水驱，及其二元、 三元复合驱。
气体混相驱 包括：干气驱，富气驱，CO2驱，烟道气驱。
热力采油 包括：蒸汽吞吐，蒸汽驱，火烧油层，SAGD法。
油田稳油控水技术 包括调剖堵水、深部调驱技术。
5
中国各EOR方法所占的比例
3 2
1
2
1
3
1—热采方法（60%）
随着聚合物驱的进行（ r ），聚合物溶液具有自动稳 定驱替前缘的能力。
16
第二章 表面活性剂驱
Surfactant Flooding
17
§1 驱油用表面活性剂
EOR一般使用阴离子型表活剂(稳定性好、 吸附量小、成本低)，少量使用非离子型（耐高 矿化度，活性稍差），一般不使用阳离子型 （因为地层中吸附损失大）。
提高采收率原理第一章+注水驱油1
Nor——地层剩余油量（地面体积）。
No = Ahφ(1− Swi ) / Boi
（2） （3）
Nor = Ahφ ⋅ Sor / Bo
A ——油藏有效面积； h ——油藏有效厚度； φ ——为油藏有效孔隙度； Swi和Sor——分别为束缚水和残余油饱和度； Boi和Bo——分别为地层油原始和枯竭时的体积系 数。
3、原油粘度的影响 原油的粘度一般都比水大，水驱油是低粘度 水排驱高粘度原油。在孔道中，随着油水界面 推进，阻力越来越小，流速越来越大。此现象 随油水粘度差增加而加剧。而且大毛管中粘滞 阻力比小毛管中小，因此粘度差加大了大小毛 管中的速度差，从而微观油水界面的推进距离 的差别变大，出现微观指进现象。于是油滴或 小油块被水绕流，从而降低驱油效率。
排驱效率：就是已被水从孔隙中排出的那部 分原油饱和度占原始含油饱和度的百分数，表示 为：
Sor Soi − Sor ED = = 1− Soi Soi
式中Soi ——原始含油饱和度； Sor——残余油饱和度。
通过上述的讨论，不难理解整个油藏的采收 率
As hsφ(Soi − Sor ) ER = AhφSoi As hs (Soi − Sor ) = Ah Soi = Ev ED
将(2)和(3)式代入(1)式，则原油采收率为：
No − Nor ER = No Ahφ(1− Swi ) / Boi − AhφSor Boi = 1− 1− Swi Bo
（4）
由(4)式可知：只要测得原始束缚水饱和度及 原始原油体积系数，以及油藏枯竭时的残余油饱 和度及枯竭时地层压力下的原油体积系数就可由 上式计算出油藏的采收率。 若近似认为： oi ≈ Bo ≈1，则由(4)可得： B
提高采收率1水驱油
注入的水可以降低原油的粘度， 使其更容易流动，从而提高采收 率。
随着水的注入，原油和水在储层 中逐渐形成重力分离，原油上浮 至储层顶部，便于采收。
水驱油技术优势
环保性
水驱油技术使用水作为驱油剂，对环境影响较小， 符合环保要求。
经济性
相对于其他提高采收率的方法，水驱油技术成本 较低，经济效益显著。
适用性广
而提高采收率。
03
改进驱替方式可提高采收率
实验结果表明，采用周期性注水、脉冲注水等改进的驱替方式，可以有
效提高水驱油采收率。
下一步工作计划和建议
深入研究水驱油机理
为了更好地指导实际生产，建议进一步深入研究水驱油机理，探索影 响采收率的更多因素。
开展现场试验
在实验室研究的基础上，建议开展现场试验，验证实验室结果的可靠 性，并探索实际应用中的最佳操作条件。
发展趋势及前景预测
发展趋势
未来水驱油技术的发展将更加注重提高注水效率、降低注水 成本、减少环境污染等方面。同时，随着智能化技术的不断 发展，水驱油技术也将实现更加精准、高效的开发。
前景预测
随着全球能源需求的不断增长和石油资源的日益紧缺，提高 石油采收率将成为未来石油工业发展的重要方向。水驱油技 术作为一种成熟的提高采收率方法，将在未来发挥更加重要 的作用。
注水量
通过精细地质研究和油藏数值模拟，优化注水量，实现注采平衡， 提高注水效果。
注水水质
严格控制注水水质，避免注入水与地层水不配伍导致油层伤害，影 响采收率。
油藏工程方法研究
油藏描述
利用地震、测井、试油等资料， 精细刻画油藏构造、储层物性、 流体性质等，为制定合理的开发 方案提供依据。
剩余油分布研究
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2、水驱油藏转热采的国内外实例
国外水驱油藏注蒸汽开采现场试验情况
开始时间 岩性
孔隙度 渗透率,md
埋深,m 粘度,cp
Soi,% 一次＋注水采收率
热采阶段采出程度
项目评价
Brea 美国 1964 砂岩 0.22
70 1403
6 70 19％
30％
成功
Wilmington 美国 1981 砂岩 0.30 1500 778 280 76 25％
油层 D = 480 m h = 11.3 m = 0.185 k = 524 md
1975年反五点井网注水开发，井距450-650m；
2019年底，注水开发采出程度6.7%； 2019年9月投入注蒸汽开发，累积油汽比 0.305，采出程度8.2%，采油速度2.7%；
0 = 210 cp 目前计划转蒸汽驱，吞吐+汽驱的采出程度预 计为30%。
同时蒸汽是可凝结气体，与非凝结气体不同，当蒸 汽超覆进入油藏的冷油区后要凝结成热水，凝析物 充满高流度蒸汽所形成的超覆空间，降低了蒸汽的 超覆程度，保证了蒸汽前缘的稳定性。
生产井
水驱油藏转热采提高采收率专题 3、水驱油藏转热采的机理
注汽井
生产井
蒸馏带
蒸汽带
热水带
冷油带
水驱油藏转热采提高采收率专题
水驱油藏转热采提高采收率专题
3、水驱油藏转热采的机理
蒸馏作用－稀油油藏注蒸汽主要机理 原油的组份控制着其蒸汽蒸馏量，原油相对密
150 一次采油
65 接近结束 成 功 、盈 利
水驱油藏转热采提高采收率专题
2、水驱油藏转热采的国内外实例
国外实例1：美国克恩河油田
油藏基本情况
试验简况及结果
油层 D = 260 m
1973年投入注蒸汽开发；
h = 48.8 m
注蒸汽后试验区原油产量从
= 0.205
1.9m3/d上升到36.6m3/d，五年内
四、蒸汽超覆规律认识研究 3、水驱油藏转热采的机理
蒸汽驱是指注汽井连续注蒸汽而周围油井连续生产 的过程。利用注入高质量蒸汽在油层中形成蒸汽带， 保证蒸汽带持续稳定地扩展，蒸汽的大量存在，导 致蒸汽超覆成为蒸汽驱过程中的主要影响因素，我 们正是针对水驱后油藏剩余油的分布特征，利用蒸 汽驱的这一特性通过整体加热油层和驱替原油这两 者有机结合来达到提高采收率的目的 ；
目前我国的水驱油藏经过几十年的开发 生产，产量已进入总的递减阶段，采出 程度已接近水驱油藏标定采收率；
多数水驱油藏的井况很差，造成分注率 低，加剧层间矛盾，使得注水波及不平 衡，影响水驱的采收率；
经过多次加密调整，形成面积、线性、 行列及不规则等多种注采井网，部分注 采井网不适应生产的要求，制约了注水 开发采收率的提高；
水驱油藏转热采提高采收率专题
3、水驱油藏转热采的机理
热力采油技术：
在我国大规模商业化应用的产生技术 —— 蒸汽吞吐
正在试验且有希望推广的技术 —— 蒸汽驱、非混相驱
试验有希望成功的技术 —— SGAD蒸汽辅助重力泄油 —— 火烧油藏技术
水驱油藏转热采提高采收率专题 3、水驱油藏转热采的机理
水驱油藏转热采提高采收率专题
2、水驱油藏转热采的国内外实例
热力采油目前被认为是世界上第 一大强化采油技术，它于六、七十年 代大规模用于稠油油藏的开采，八十 年代以来，这项技术逐渐也被用到水 驱油藏（稀油或普通稠油）中，以提 高其采收率，并开展一些先导试验， 取得较好效果。
水驱油藏转热采提高采收率专题
k = 140 md 0 = 6 cp
累积产油36700m3，平均单井产 油达16m3/d，油汽比大于0.25
表明在低粘度原油的油层中可采用蒸汽驱开发
水驱油藏转热采提高采收率专题
2、水驱油藏转热采的国内外实例
国外实例：法国上拉克油田
油藏基本情况
试验简况及结果
油层 D = 600－700 m = 0.20 k = 1 md
水驱油藏转热采提高采收率专题
2、水驱油藏转热采的国内外实例
大庆朝阳沟油田142-69井蒸汽吞吐的生产动态
8
开井生产
6
4
水驱生产
2
注汽 焖井
吞吐累产油：866t 吞吐累产液：1403t
到目前为止，吞吐阶 段平均日产油:3.9t/d
日产油(t/d )
0
020901 021001 021031 021130 021230 030129 030228 030330 030429 030529 030628
p2 p1
作用在蒸汽上的净力是向上的
由于重力原油的下降：
p1
蒸汽ρg h
油 ρo
p2
p2p1(go)
p2 p1
作用在原油上的净力是向下的
水驱油藏转热采提高采收率专题
3、水驱油藏转热采的机理
由于蒸汽的粘度很低，流度又很高，蒸汽与原油密 度和粘度差异很大，导致蒸汽超覆现象存在；
蒸汽吞吐的开发方式是周期性地向油层中注入蒸汽， 当下一周期注入的蒸汽汽化潜热大于形成的蒸汽带的 热损失时，蒸汽带才能形成并保持向前和向上的扩展； 同时蒸汽吞吐生产的注汽速度较快、注汽量有限，有 效地减缓了蒸汽向上的超覆；
生产时间（年月）
注汽
水驱油藏转热采提高采收率专题 2、水驱油藏转热采的国内外实例
水驱油藏转注蒸汽热力采油在技术上是 成功的，只要油藏条件及原油物性合适；水 驱油藏转热采是一项很有潜力的提高采收率 的技术。
水驱油藏转热采提高采收率专题
提纲
1、水驱后油藏存在的主要问题 2、水驱油藏转热采国内外实例 3、水驱油藏转热采的机理 4、水驱油藏转热采的油藏条件 5、水驱油藏转热采的潜力分析 6、水驱油藏转热采的应用
股份公司水驱油藏的产量约占总产 量的80％，针对目前水驱油藏已进入高 含水期（综合含水已达85％以上）开发 生产的现状，在加大自身开发技术挖潜 工作的基础上，应积极寻求其它可行的 提高采收率的接替技术，为股份公司的 稳产再创辉煌。
水驱油藏转热采提高采收率专题
提纲
1、水驱后油藏存在的主要问题 2、水驱油藏转热采国内外实例 3、水驱油藏转热采的机理 4、水驱油藏转热采的油藏条件 5、水驱油藏转热采的潜力分析 6、水驱油藏转热采的应用
水驱油藏转热采提高采收率专题
1、水驱后油藏存在的主要问题
注水开发的老油田，目前采用强注强采 的生产方式来稳定产量，带来一系列问 题（如套管损坏严重、地面工程的改造 力度加大等等）；
井网的不断加密，引起注入水在高渗层 和主流带水流通道中低效循环，造成加 密井产量急剧下降，含水和采油成本不 断上升，经济效益不理想。
30.8％
成功
Elk Hills 美国 1987 砂岩 0.306 1000 860 17 55 16％
>30(预测 值) ％
有望成功
Ruhlermoor 德国 1987
25-28 300-800 510-630
120
成功
水驱油藏转热采提高采收率专题
2、水驱油藏转热采的国内外实例
油田
国家（州） 蒸汽驱起止时间 汽 驱 面 积 ， ha 岩石类型 渗 透 率 ， 10-3μ m2 孔隙度，% 埋深，m 原 油 重 度 ， API 原 油 粘 度 ， mPa.s 驱前开采方式 驱前含油饱和度，% 目前状况 项目评价
油藏基00 m h = 11 m = 0.16 k = 5 md
砂岩厚度：26.6 m 0 = 40 cp
吞吐前水驱开发，采出程度12%， 平均日产油1.9t，产水较低； 2019年9月25日开始注汽，注汽 1500方，已吞吐220天，累产油 866吨，阶段平均日产油3.9吨， 净增油448吨，生产油汽比0.58； 第二口井同期效果好于第一口井；
水驱油藏转热采提高采收率专题
2、水驱油藏转热采的国内外实例
国内实例3：萨北过渡带北2－5－丙116井
油藏基本情况
试验简况及结果
存在的主要问题
油层 D = 1182-1203 m 1992年9月开始蒸汽吞 • 注汽的干度极低；
吐试验；
h = 8.3 m
共注汽11天零8小时； • 隔热措施差；
= 0.24
注汽干度0-11％； • 注汽过程中套管
k = 40-800 md 累积注蒸汽1222吨；
砂岩厚度:14.3 m
最高日产油为30吨；
伸长了14cm.
0 = 20 cp
平均日产油量比注汽前
高13t；
累积油汽比2.0。
水驱油藏转热采提高采收率专题
2、水驱油藏转热采的国内外实例
国内实例4：大庆油田朝阳沟142－69井
Te a p o t Dome 美国
1985-1998 90
砂岩
63 18 99 33
10 一次采油
50 结束 成功、盈利
CruseE
特立尼达 198666 砂岩 95 30 427 17 175
一次采油 58
进行中 有效
Fyzabad couse
特立尼达
1979 -2000 150 砂岩
19 25 610 20
水驱油藏转热采提高采收率专题
1、水驱后油藏存在的主要问题
生产井
生产井
注 入 井
多层正韵律油藏水驱含水率饱和度分布
注入井
主流线水窜
厚油层下部由层内矛盾和重力产生的强水洗部位； 一套井网多层开采注入水沿高渗层窜流，层间矛
盾加大；平面上沿主流线水窜。
水驱油藏转热采提高采收率专题
1、水驱后油藏存在的主要问题
试验简况及结果
1975年投入水驱开采； 2019年水驱20年，采收率为13%； 2019年投入蒸汽吞吐开发； 早期平均单井日产油8-10t/d，比 同期水驱开发井高2-4t/d，预计吞 吐可提高采出程度10％。