高含水油田二次开发理念、对策与技术思路 (1)
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。
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析随着十几年的开采，我国许多油田的含水率逐渐上升，高含水期油田的注水开发难度和复杂程度也逐渐加大。
面对这种情况，石油地质工程领域需要采取一系列措施，来解决高含水期油田注水开发中遇到的问题，实现注水开发质量的提高。
1、加强原油分析与预测针对高含水期油田，应该提高对原油含水情况的分析和预测能力。
首先应该建立准确的地质模型，并充分使用实验室验证结果来校正预测模型。
对于注水井，利用测井工具来检测水位和分层情况，有针对性地确定注水层位和注水量，避免出现因注水量过多导致砂岩渗透率下降，甚至使油井无法正常产油的情况。
2、加强监测和调控对于高含水期油田的注水开发，监测和调控是关键。
需要建立完善的监测体系，及时发现和掌握注水情况，及时进行调整和补救，降低对油气开采的不利影响。
在监测和调控方面，应该采用现代化、智能化、信息化的技术手段，提高控制效率和操作的精度。
3、提高注水质量高含水期油田注水开发中，应该提高注水质量，包括水的处理、运输、储存、注入等。
在注水前需要对水进行化验和分析，确定水的成分、含量和质量指标，同时对其进行处理和调节，使之达到注水的要求。
在注入过程中，应该通过注水压力、注水流量和注水时间等方面的调节，使得注入的水在地层内有效分散，起到压裂和增加油层渗透率的作用，提高注水开发的效果。
4、加强注水井的完善设计和管理对于高含水期油田的注水开发，注水井的设计和管理非常重要。
在设计注水井时，需要注意井的深度、井径、完井方式和井段数量等因素，尤其是在渗透率较差的地层中，需要通过增加注水井的数量和井段数量，来增加地层的受压面积，提高注水的效果。
在注水井的管理方面，需要妥善处理好注水井的维护和维修，及时发现和处理井环破裂、注水成本过高等问题，确保注水开发的高效进行。
5、综合应用多种增油技术在高含水期油田注水开发中，除了注水外，还应该综合应用多种增油技术，如压裂、聚合物驱油等，来提高油层的渗透率和采油率，加速油层的产出。
石油地质工程中改善高含水期油田注水开发的措施
石油地质工程中改善高含水期油田注水开发的措施随着地球资源的日益枯竭和全球能源需求的不断增长，石油开发逐渐转向高含水期油田注水开发。
在注水开采中，高含水期油田的开发难度较大，需要运用先进的地质工程技术来改善开发效果。
本文将就石油地质工程中改善高含水期油田注水开发的措施进行探讨。
一、通过地质勘探提高勘探精度在高含水期油田的注水开发中，首先应通过地质勘探来提高勘探精度。
采用地震勘探、电磁探测和地质拔革探测等现代勘探技术，通过对地下石油分布的精确探测，找到最佳注水井位和注水层，确定含水层边界和构造属性，为后续油井打井和注水开采提供重要的地质依据。
这样可以有效减少开发中的钻井错误、避免地质风险，提高勘探效果，为后续注水开采提供良好的地质基础。
二、改进注水技术优化注水开发效果在高含水期油田的开发中，应结合地质勘探结果，合理设计注水方案，改进注水技术，优化注水开发效果。
采用多级提高注技术、改进注水井设计，优选注水管网，加强注水井管理等手段，提高注水井穿透率和注水效率，减少油层压裂和矿化现象，提高注水开采的持续产量和采收率。
还可应用地质工程技术，建立人工湛水层，改善油层物理性质，提高油藏渗透率和含水层可采性，降低开发成本，增加油田开采效益。
三、通过地质监测确保注水效果在高含水期油田的开发中，应通过地质监测手段，确保注水效果。
应建立完善的地质监测系统，包括地质监测网和地质监测设备，对注水开采过程中含水层和油水变化等重要参数进行连续监测和分析，及时掌握油藏和含水层的变化情况，发现油田异常情况，预防地质灾害，提高注水开采的稳定性和安全性。
通过地质监测，还可根据注水开采的实际情况及时调整注水方案和采油措施，提高注水开采效率。
四、利用现代信息技术提高地质资源管理水平在高含水期油田的开发中，应利用现代信息技术，提高地质资源管理水平。
建立地质数据库，采用地理信息系统和数据挖掘技术，对地下油气分布、开采井位、注水层和含水层的属性等地质信息进行集成和分析，为油田开发提供科学依据和技术支持，提高地质资源管理水平。
试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施
试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施石油地质工程中的高含水期油田注水开发是目前油田开发中常用的一种技术手段。
在高含水期油田中，由于含水饱和度的增加和原始油田压力的降低，使得原始油的开采变得困难和成本增加。
注水开发成为一种有效的方式来提高原油开采率。
在高含水期油田注水开发中，需要采取一些改善措施来提高油田开采效率。
以下是一些可能的改善措施：1.注水井布置优化：通过合理布置注水井，可以提高水的注入效率。
注水井的布置应考虑到油层的渗透性和注水带的延展性，以最大限度地提高注水井的效果。
2.控制水质和水量：注水井的注水量和水质应控制在适当的范围内。
注水量过大会导致注水井周围的含水层的压力过大，从而降低了原油的采收率。
水质过差会导致油井堵塞，同样也会降低采收率。
3.注水井的防堵措施：采取一些防堵措施，可以防止油井在注水过程中发生堵塞。
常用的防堵措施包括注水井后期堵塞剂的定期投放和井筒管壁的清洗。
4.水驱效果的评价：通过对水驱效果的评价，可以了解到油层中水的分布情况和注入效果。
通过合理的评价结果，可以调整注水井的布置和注水量，进一步提高油田开采效率。
5.提高油井压裂技术：通过油井压裂技术，可以增加油井的渗透性，提高原油的开采效率。
在高含水期油田中采用油井压裂技术，可以将注入的水和原油进行有效混合，使原油更易于开采。
高含水期油田注水开发改善措施可以通过优化注水井的布置、控制注水水量和水质、采取防堵措施、评价水驱效果和提高油井压裂技术等方式来提高开采效率。
这些改善措施可以有效地降低油田开采的成本，并提高原油的采收率，从而为石油地质工程的发展做出贡献。
关于高含水油田二次开发理念、对策和技术路线的探讨
关于高含水油田二次开发理念、对策和技术路线的探讨摘要：由于我国的油田基本上都是以陆相储存，所以原油的黏度很高，且非均质性很严重，因此如何提高石油开采率是当前亟需研究的问题。
本文主要针对高含水油进行开发的相关对策进行研究，针对剩余油水后期的余油格局进行分析，对于老油田要不断提高采集率，同时还要准确的量化余油分布来探究油藏地下认识体系。
以下提出了高含水油田的二次开发理念以及相应对策，并且针对开采过程中的工艺路线进行分析。
关键词：高含水油开发理念对策路线分析由于我国的地理位置问题，油田的储集层大约92%都是陆相存储，其石油储存的非均质性要比其他以海为主的沉淀储集层要更加复杂。
这就给我们的开采带来了很高的难度。
我国石油在进行开采的时候根据陆相储存矿质，开采过程中使用注水方法进行石油开采。
经过半个世纪的发展，我国的石油原油产量出现了大幅度的增加，加上近年来我国油田在开采的过程中面临着非常严峻的挑战。
经过多年的开采，我国的主要老油田逐渐进入了高含水油的开采阶段，目前我国的三大老油田含水和可采程度每年的增加值都在百分之四以上。
全部油田的含水量和采出量均有所增加，三大老油田始终是当前的主力油田，它们的开采量占据了全国总量的70%左右。
所以如何提高含水量大的老油田的开采效率是我们当前亟需解决的问题，以此实现油田开采稳步发展。
一、高含油二次开发理念高含水油的二次开发理念主要是对地下剩余的油田进行格局分布认识，然后在不同的剩余油分布富集和广泛区域采用不同的开采方法来进行石油开采。
开采过程中需要建立起一套属于剩余油分相适应的格局分布，并且对井网系统进行重组，从而获得对高含水油田的二次开采。
由于老油田在开采的过程中可能存在着田套设备受损、井况会造成开井率很低，同时也会存在着注采系统不完善等问题。
因此在开展二次开采的过程中首先要在分散区域寻找石油富集区，然后对井网的框架进行重组，并且对油富集区和分散区进行分开治理。
二、高含水油的二次开采对策1.剩余油富集区开采对策首先针对剩余油富集区开采时，可通过直井和水平来进行井网加密，这些开采的方式要通过剩余富集区的面积大小以及剩余油的储存量来决定。
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析随着全球对能源需求的不断增长，石油资源的开发利用变得愈发重要。
随着油田生产的不断开发，油田中的原油开采率也逐渐下降，伴随而来的是高含水期油田注水开发的挑战。
高含水期油田注水开发难题背后隐藏着许多技术和工程问题，需要通过改善措施来解决。
本文将对高含水期油田注水开发的改善措施进行分析，为石油地质工程中的注水开发提供参考。
一、高含水期油田注水开发的现状分析高含水期油田是指原油含水率较高的油田。
随着原油开采的进行，油田中的水含量逐渐增加，导致原油含水率升高，使得原油开采难度增大。
在这种情况下，注水开发成为一种常见的开采方式，通过注入水来提高油藏压力和原油采收率。
高含水期油田注水开发面临的问题也愈发凸显，主要包括以下几个方面：1. 油水分离难度增大：高含水期油田中，原油和水的混合程度较高，导致注水开发过程中油水分离难度增大，降低了原油采收率。
2. 油藏改造效果不佳：对于高含水期油田，进行油藏改造以提高注水开发效果是一种常见手段。
由于含水率高和地质条件限制等因素，油藏改造效果不佳，注水开发效果难以达到预期。
3. 油水控制困难：在高含水期油田开发中，油水控制是开采过程中的一个关键环节。
由于注水开发过程中的复杂变化，控制油水比例成为一个难题，影响了注水开发效果。
二、改善措施分析针对高含水期油田注水开发的问题，需要采取一系列的改善措施来提高开采效率和原油采收率。
以下是针对高含水期油田注水开发的改善措施分析：1. 加强地质勘探，优化注水井布局在高含水期油田注水开发过程中，地质勘探是十分重要的。
通过加强地质勘探，优化注水井布局，可以更好地了解油田地质构造和含水层分布情况，为注水开发提供更为准确的地质数据和布局方案，提高注水开发的效率和采收率。
2. 提高油水分离技术，改善油水分离效果针对高含水期油田注水开发中的油水分离难题，需要提高油水分离技术，改善油水分离效果。
通过引进新型油水分离设备和技术，加强油水分离过程的控制和管理，提高原油采收率，降低水含量，达到更高的开采效率。
试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施
试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施随着石油资源的日益枯竭和需求的不断增加，高含水期油田注水开发成为保障石油产业稳步发展的一项重要工作。
然而，当前高含水期油田注水开发仍然存在一些问题，例如注水效果不佳、注水量难以控制、生产压力下降等问题。
因此，本文将从技术和管理两方面探讨石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施。
一、技术方面的改善措施（一）合理选址高含水期油田注水开发的成功与否与选址有很大关系。
因此，在选址时需要综合考虑井位的地质构造、地层条件、含水层特征等因素，确保注水井与产油井之间的距离适中，注水井与含水层位置相匹配，能够达到最佳注水效果。
（二）选用合适的注水井类型目前，常用的注水井类型主要包括水平井、直井、马蹄形井等。
在高含水期油田注水开发中，应根据不同的地质条件和水层特性选用合适的注水井类型。
例如，含水层距离产油井较远的情况下，可选用水平井注水，提高水平井与含水层的接触面积，增加注水量。
而距离产油井较近的情况下，则应选用直井注水。
（三）注水流量控制高含水期油田注水开发中，注水流量过小则难以达到预期效果，注水流量过大则容易导致油田水淹。
因此，在注水过程中需要控制注水流量，确保注水量达到最佳水平。
在控制注水流量时，可采用电子流量计、压力传感器等技术手段，实现实时监测和调整注水流量。
（四）合理调整注水压力注水压力是影响注水效果的重要因素之一。
在高含水期油田注水开发中，应根据井底压力、地层水平渗透性等情况合理调整注水压力，避免出现过高或过低的注水压力。
当井底压力低于地层水平渗透自然流动压力时，应采用起动注水方式，逐渐增加注水压力，提高井底压力，改善水驱效果。
（一）加强沉积学研究注水开发中的油田沉积学研究对优化注水质量、提高注水效果至关重要。
因此，需要加强对油田地质和沉积学特征的深入研究和探索，充分了解油层结构和矿体分布等情况，为注水开发提供可靠的理论支撑和技术保障。
（二）优化设备管理优化设备管理是提高注水开发效果的关键。
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析
高含水期油田指的是油藏中已经采出了大部分原油，剩余的油主要是稠油和残余油，
同时伴随着地下水的入侵，含水率较高，开采难度较大。
针对高含水期油田的注水开发，
需要采取一系列的改善措施，以提高采收率，延长油田的产能。
1. 优化注水井井距和井网配置
注水井的井距和井网配置直接影响到注入水的能力和作用范围。
较小的井距和合理的
井网配置可以增强表层地层的渗透性，有效地降低含水率，同时提高采油效果。
2. 控制注水压力和浓度
高含水期油田注水开发时，必须控制好注水压力和浓度，避免将注水送入岩石裂隙中，形成无用注水，还会导致渗流方式的改变和储层破坏。
因此，选择合适的注水压力和浓度
非常重要。
3. 加强水质控制
在注水开发过程中，水的质量对采油效果有着非常重要的影响。
为此，需要加强水质
的控制，选择高品质的清洁水源和注入水的适当处理，以提高水质标准，缓解沉积物的堆
积和储层的阻塞。
4. 合理选择注水时期
注水时期的选择是合理进行注水开发的首要条件。
高含水期油田采用水驱收尾，需要
根据储层性质、底水入侵情况、地质构造和注水开发方案等因素综合分析，选择最佳的注
水时期，以达到最佳采油效果。
总的来说，高含水期油田注水开发需要个针对性的改善措施才能提高油田的采收率，
延长油田的产能。
但注水开发也有一定的限制，适量的注水可以起到促进采油的作用，但
过度注入水会加速油藏底部水的扩散，影响采油效果。
因此，对注水开发还要进行适量控制，并配合其他技术手段，综合提高采油效果。
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析石油地质工程中，高含水期油田注水开发是一项重要的工作。
高含水期油田在注水开发中通常面临着多种挑战，包括地层水力裂缝发育情况不佳、水驱效果差，以及含水层渗透率下降等问题。
针对这些挑战，工程师们需要不断探索和改进注水开发的方法，以提高开采效率和降低开采成本。
本文将从地质勘探、工程技术和管理等方面，对高含水期油田注水开发的改善措施进行分析。
一、地质勘探与分析1. 地层水力裂缝发育情况在高含水期油田中，地层水力裂缝的发育情况对注水开发效果具有重要影响。
目前，通过地震勘探和地质力学分析等手段，可以较为准确地预测地层水力裂缝的分布和发育情况。
在注水开发前，可以通过充分的地质勘探和分析，选择优质的地层水力裂缝发育地点进行注水，提高注水的效果。
2. 含水层渗透率分析含水层的渗透率是影响注水开发效果的重要因素。
高含水期油田中，随着开采时间的延长，含水层的渗透率通常会逐渐下降，降低了注水开发的效果。
通过地质勘探和分析，可以对含水层的渗透率变化进行监测和预测，以及时调整注水开发的方案和参数，提高注水效果。
二、工程技术改善1. 注水井布置优化2. 提高注水井的注水压力高含水期油田中，由于含水层的渗透率较低、水驱效果差等因素，通常需要通过提高注水井的注水压力来改善注水开发效果。
通过压裂技术、增加注水泵的功率等手段，可以较好地提高注水井的注水压力，增加地层的有效压裂面积，提高油藏的渗透率，从而提高注水开发效果。
3. 优化注水液性质在注水开发中，注水液的性质对于水驱效果也具有重要影响。
通常情况下，可以通过调整注水液的密度、粘度、表面张力等性质，使之更好地适应地质情况，提高水驱效果。
选择合适的聚合物和表面活性剂等添加剂，可以改善注水开发的效果，并减小对地下水的影响。
三、管理改善在高含水期油田中，通过对注水开发参数的优化，可以提高注水开发的效果。
包括注水井的注水量、注水压力、注水液的性质等参数的优化，可以更好地适应地质情况，提高注水开发的效果。
试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施
试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施石油地质工程中，高含水期油田注水开发是一种常见的改喨措施。
高含水期油田指的是原油产率下降、含水率提高的阶段。
在这种情况下，注水开发可以通过提高原油产率、降低含水比例，从而改善油田开采效果。
高含水期油田注水开发的改善措施主要包括优化注水井网布置、提高注水井效率、优化注水井工作方式、改进注水井管柱及井口设备、加强注水管理等方面。
本文将从以上几个方面对高含水期油田注水开发的改善措施进行分析和探讨。
一、优化注水井网布置在高含水期油田注水开发中，注水井网布置需要根据地质情况、油层厚度、岩性特征等因素进行合理设计，以实现原油与水的有效分离，提高注水效果。
首先需要根据油田地质结构和封闭情况确定注水井井位，避免破坏原油储层。
其次需要合理确定注水井的间距和井网密度，以充分保证注水井的均匀注水，避免水通过局部通道直接流向产油井，降低原油产量。
最后需要合理设置注水井的排列方式，避免因井网布置不合理而影响注水效果。
二、提高注水井效率为提高注水井效率，需要采取一系列措施来减少注水井的泄漏和堵塞问题。
首先需要加强对注水井的日常监测和维护工作，定期对注水井进行排查，发现问题及时处理，避免出现泄漏和堵塞情况。
其次需要严格控制注水井的注水压力和注水量，避免过高的注水压力导致井底压上升过快，从而导致地层裂缝扩大，注水效果变差。
最后需要对井下注水设备进行定期检修和更换，避免因设备老化而影响注水效果。
三、优化注水井工作方式在高含水期油田注水开发中，注水井的作业方式对注水效果有着重要影响。
需要合理制定注水作业方案，充分考虑地层厚度、孔隙度、裂缝发育情况等地质因素，避免因作业方式不当而影响注水效果。
还需要根据地质条件和油田开发阶段合理确定注水作业周期和注水开发阶段，避免因作业周期不当而导致油水混合、含水比例升高的情况。
四、改进注水井管柱及井口设备为改善高含水期油田注水开发效果，需要改进注水井管柱及井口设备，以提高注水效率。
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可采储量采出程度73.9%，综合含水84.9%，整体已进入“双高”开发
阶段
(%)
75
74
73
72
71
可采储量采出程度
70.7
71.5
72.3
72.9
73.6
73.9
70 69.1
69
含水率变化趋势
(%)
87
84.9 85
84.3
83.7
83.7
83.0
83.1
83
68
67
81.9
66
81
2000
2001
➢当前，提高水驱采收率这第二个战场却由于问题复杂、工作量和难度 都很大，进展较慢，还有待于集思广益，在技术路线上形成共识，共同 努力，加快发展。
2008年3月
中国石油勘探开发
3
一、高含水油田开发现状分析
高含水老油田“二次开发”的提出是一项具有深远意义的战略决策
老油田进一步提高注水采收率的问题已普遍引起国内外重视。国内，我集
➢ 现在大庆聚合物驱已多年保持1000万吨以上的规模，三元复合驱强碱 体系已基本成熟，正在准备推广，并且还在发展弱碱和无碱体系，总体 上进展较快，但主要适宜于大型整装油田，推广受到限制。
➢ 提高水驱采收率是一项量大面宽、适应性广泛的技术，凡是难以适应 三次采油技术的油田或区块，都只能依靠继续扩大注水波及体积和冲洗 程度来提高采收率。
➢ 作为二连地区主力砂岩油田，地下原油粘度高达180mPa.s左右的蒙古林 砂岩油藏，2002年含水91.9%， 实施可动凝胶调驱技术后，已累计增油13 万多吨；其中先导实验区注入0.08PV，已实现提高采收率3.85%，预计最终 采收率可提高4%以上。对砂北、砂中18个井组的工业推广区进一步优化可 动凝胶体系，设计注入0.3PV，预计可提高采收率7%。
13
二、高含水油田二次开发理念与对策
实例1： 从2002年1月到2004年12月，在胜利油区的190个开发单
元推广应用，研究区地质储量15.05亿吨，找到断层分割形成 的剩余油富集区1132个，夹层分割、优势通道窜流形成的剩 余油富集区305个，预测富集区总剩余地质储量为2.89亿吨， 共可增加可采储量4335万吨，提高采收率2.9%。在剩余油富 集区实施挖潜措施，截至2004年底已累计增油875万吨，实现 产值122.5亿元，利润28.9亿元，取得了很好的提高采收率效 果和经济效益。
➢耐温抗盐性能强，耐温可达130℃，耐盐量则达到10万mg/L以上，用污 水配置一般没有问题，所以它的适应性非常广泛。
➢已初步形成适应不同渗透率、地层温度和地层水含盐量的调驱剂系列。
研究方向
➢研制新型的廉价、高效、适应性更广泛的可动凝胶调驱剂。 ➢优化可动凝胶的用量和调驱参数，进一步加大提高水驱采收率的幅度。 ➢进一步完善可动凝胶的数值模拟方法。
2008年3月
中国石油勘探开发
7
二、高含水油田二次开发理念与对策
含水90%以后，地下剩余油分布新格局的依据：
剩余油整体上呈“高度分散”实例:
实际上从当前均匀加密调整井含水越来越高的众多事实就 已说明这一点，这里再举大庆长垣喇萨杏油田最近二、三结合 均匀加密井的例子。
当前大庆长垣喇萨杏油田平均含水91 %，统计了最近在萨 北二区，萨中的中区西部萨+葡II层以及萨I1-II15+二个层系共 三个井区所打的59口均匀加密井的情况，这些井投产初期含水 就已达到91.4~94%，这既证实了当前剩余油确已高度分散， 而且也说明不顾剩余油分布的高度分散性而部署均匀加密调整 井，如果没有后续的三次采油作后盾，将是低效的。
/
葡Ⅰ3
投产
12
9
6.2
43.3
2.2
94.9
381
设计
14
/
4.8
32.0
2.8
91.3
/
葡Ⅰ1-2
投产
13
12
6.4
30.5
2.7
91.1
283
投产井合计
25
21
6.3
36.0
2.5
93.1
346
注：杏北油田综合含水90.82%
2008年3月
中国石油勘探开发
9
二、高含水油田二次开发理念与对策
局部存在着剩余油“相对富集区”的实例:
5
提
纲
一、高含水油田开发现状分析 二、高含水油田二次开发的理念与对策 三、重构地下认识新体系的技术思路 四、关于深入研究、有序推进二次开发的建议 五、结束语
2008年3月
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二、高含水油田二次开发理念与对策
高含水油田地下剩余油分布格局“总体上高度分散，局部还 有相对富集部位”这条基本认识，是我们二次开发的出发点和 基础。
我们油田开发历史过程中正反两个方面的经验，表明，一切油田开发 的对策和措施正确与否，都取决于它是否适应于实际的静态地质条件和 地下动态变化的特点，对注水油田来说，所谓地下的动态变化最主要的就 是剩余油分布格局的变化。
过去行之有效的一些主要技术措施，如均匀加密调整等，已不适应或不
完全适应地下剩余油分布格局的变化；
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在这种情况下，这些老油田的稳产难度大为增加；
提高原油采收率已成为当前老油田开发的中心任务。
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一、高含水油田开发现状分析
加强提高水驱采收率技术的研究和实施，已成为从总 体上更大幅度提高采收率的当务之急。
➢ 提高采收率有两个战场，一是三次采油，另一是提高水驱采收率；两 者应该并重，实现两条腿走路，互相补充，才能从整体上提高采收率。
行之有效的均匀加密调整效果越来越差，难以实施； 4、老井井况差，套损严重，造成井网不完善， 分注率下降，报废井越来
越多，开井率越来越低，有的已不能有效控制整个油藏。 5、地面管线和设施欠账多。
我们进行二次开发，就是要找出摆脱这些困境、有效提 高采收率的开发理念、对策和技术思路。
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上世纪在八十年代初（含水只有60%左右）到九十年代全国各油田曾普 遍进行细分层系、均匀加密的综合调整，收到了增加可采储量7亿吨的好效 果。这是因为当时多数中低渗透层还存在着大量连续的剩余油，给均匀加密 提供了物质条件。
为了适应地下剩余油分布格局的变化，必须针对二次开发的需要建立新 的开发理念、对策和技术思路。
(Second Stage Field Development)”以及“重新焕发青春（Brown Oilfield
Revitalization）”的问题，并召开了相应研讨会。
看来，“二次开发” 是一项系统工程，这不是简单的重复开发，而是战略
层次的创新理念，正如蒋总所指出的，很可能发展成为油田开发史上的一次革
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二、高含水油田二次开发理念与对策
实施效果：可动凝胶深部调驱已成为华北油田提高采收率主导技术
➢ 华北油田，由于地质条件复杂，几乎难以找到适于注聚合物的区块，但 有约50%~60%的储量适于进行可动凝胶的深部调驱技术，8年来已在83个区 块实施注入井515口，已累计增油53.78万吨，新增利润10.4亿元，投入产出 比1︰3.4，提高采收率一般可达4~5%，具有很好的推广应用前景。
➢鄚北25断块储层温度115℃,渗透率18.3×10-3μm2,为中孔低渗储层，矿化度 16605～21485mg/L，注入水主要沿北东方向窜进，油藏含水93.1%。1口注 入井的小剂量可动凝胶调驱试验获得显著效果，5口对应井4口明显见效， 注水方向性改善，日产油量由2.8t上升至11.5L，含水由95.12%下降至 86.96%。
对于明显存在大孔道的储层，则要采用颗粒型、柔性或 缓膨型凝胶，作为深部流体转向剂，堵住大孔道。
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二、高含水油田二次开发理念与对策
可动凝胶的特点
➢这种化学剂用量少，根据华北油田大量实践的结果，注入段塞的体积一 般只要0.1～0.15PV左右，即可提高采收率4～5%；如果增加用量到0.3PV， 则设计的提高采收率幅度可能达到7%，经济效益较好；
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二、高含水油田二次开发理念与对策
实例2：
港东一区一断块
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大港油田港东一区一断块总共只有 4.3平方千米的面积，在2001~2006年运 用现有的油藏描述技术对富集区打各种 不均匀调整井47口，累计已产出51.6万 吨，相当于已拿到手的增加采收率幅度 为3.3%，其中不少井还在以较高的产 量生产。如果再进一步深化油藏描述， 量化剩余油分布，仍有可能发现更多的 富集区。根据我们的工作，在该断块， 初步又找到了7个剩余油相对富集的部 位，其中4个已经被打井证实，日产量 最高的井达到50多吨。
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二、高含水油田二次开发理念与对策
3条挖潜措施
➢ 对于剩余油富集区，在搞清其准确位置和可调储量规模的基础上，可以
考虑打不均匀高效加密井或其他调整措施来提高水驱采收率； ➢ 对于分散的剩余油，可以通过使用凝胶类交联聚合物进行油藏深部调驱 来提高水驱采收率。 ➢ 对于井网不完善、水驱控制程度低的油藏，可以考虑结合剩余油分布状 况，全面调整和优化注采关系，进行井网重组；在这个基础上采取“优化” 和“简化”的方式重组地面流程。
➢ 附近有油井，可考虑打侧钻井；
➢ 面积再小的可考虑转注、补孔或其它 调整注采关系等改变液流方向措施。
实施效果
据目前已打出的高产井 的资料推测，一般日初 产可达10~30吨以上， 比目前一般调整井的产 量可高得多了；并且常 可形成相当的规模，预 计可提高采收率2~3个 百分点。