特高含水期油藏精细管理方法探
特高含水期层状底水油藏经济挖潜技术
282020年第 2 期以桩西长堤油田馆陶组下段为例，针对特高含水期薄层底水油藏，采出程度不高、含水上升快的问题，在精细地质研究的基础上，结合测井资料和生产动态资料，表明油藏纵向上各小层剩余油分布差异大，局部未动用。
通过复算储量，并将油藏按动难易程度划分为一、二类，有针对提出剩余油挖潜方法。
通过交替开采、细分层系、扶长停井等方法，水驱效果大 a.小断鼻微构造 b.鞍形微构造为提高，取得了较好的增产效果和经济效图2 微构造示意图益。
微型构造是指在断块区构造背景上砂体的微细起伏变化。
其成因可分两个方油田开发中，最重要的开发方式是水面：一是受沉积环境、差异压实和古地形[1-3]驱。
在胜利油区，水驱开发储量占总储等的影响，例如①河流下切作用在砂层底量的81.9%，但目前，已进入特高含水开发面形成下凹；②在砂层厚度如沙坝核心，阶段的石油地质储量占总储量的47.3%。
对或砂体叠加，四周泥岩因差异压实作用使于层状底水油藏，能量充足，但是含水上砂层相对上凸；③受古地形影响砂层上倾升较快，持续稳产压力大，剩余油的影响尖灭形成砂层上抬。
二是受构造作用力的[4-6]因素和分布特征较为复杂。
在特高含水影响，在沿断层下降盘常出现小断鼻、小阶段，受到研究手段缺乏，研究精度、深断沟等微型构造，断层与断层相交形成的度不够的影响，准确认识和描述难度剩余断层墙角式微型构造。
[7-9]油分布的难度很大。
因此，迫切需要对微型构造分为两类（图2）：①小断鼻层状底水油藏水驱开发潜力再认识，搞清微型构造：砂岩上倾方向被断层切割所形剩余油分布规律，提出切实可行的开发对成构造高点。
②鞍形负向微型构造：砂层策，保持稳产、提高采收率。
顶面或底面相对下凹形成的微型构造1 研究区概况对于地层平缓（倾角在1°~3°）的层长堤油田位于济阳坳陷沾化凹陷东北状底水油藏，含油面积大，含油高度低，部位（图1），区内主要发育近南北走向的微型构造对油气聚集具有重要作用，正向长堤断层。
特高含水期油藏精细管理方法
质砂岩油田。
大庆油田历经60余年的开发，始终以高水平、高效益为目标；以解决“层间、层内、平面”问题为核心，在持续的实践与探索中，形成了完善的油田开采理论以及与之相匹配的开采技术。
特高含水期油田的储采严重失衡，剩余油严重分散，液油比迅速上升，挖潜难度极大。
因此，应以“控含水、控递减、提高采收率、提高难采储量动用程度”作为精细管理的最终目标。
以大庆长垣油田为例，储层的非均质特点对最终的油田开发效果产生重要影响。
上世纪末，喇萨杏油田通过全面的地质调查，采用垂直上细分沉积单元、平面上细分沉积微相的方式，构建了大庆长远油田的砂体沉积模式，并创立了“模式绘图法”，得到了大范围的实践应用。
步入21世纪后，无论是三次采油力度还是综合调整的力度都有了显著提升，调整对象也从层间逐渐转向了层内，厚油层底部的低效、无效循环和顶部的剩余油共存[2]。
在这种情况下，如果只认识到河道砂体的非均质特点已经无法满足开采需求，因此开始倾向于河道类型划分、层次划分等河道砂体的非均质性描述的研究。
比如，关于曲流河型砂体的研究，分别从复合河道砂体识别、单一河道的识别、单一点坝、点坝内侧积体与侧积夹层识别、内部构型的三维地质建模五个方面进行研究，加深了对曲流河型砂体平面和层内的非均质性特点的认知。
当油田的采收进入中后期，油水比会越来越高，粘结度也会发生很大变化，从而给注水开采带来困难。
该时期的油藏特点决定了无水采油的时间非常短，采收过程中几乎不可能是成片的油藏。
见水之后，油藏的含水率会迅速上升，然后便会呈现高含水、特高含水现象。
为了提高有产量，往往会采用强注强采的方法，从而在短时间内获得满意的采收率，而且并不会立刻产生其他不良影响。
但实际情况却是，地下油水的分布已然发生了翻天覆地的改变，水油比越来越大，给后期开发、开采造成很大阻碍。
如果仍然用早期的油藏来描述这一阶段的油藏特点，显然无法达到开采要求，所以要针对特高含水期油藏的具体特征来构建剩余油的预测模型，利用精细化系统模型分析剩0 引言我国的油藏管理的研究开始于20世纪90年代中期，阎存章、杜志敏、张朝琛等学者先后在江苏、胜利、中原等老油田进行了实践调查与研究。
孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果
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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油田特高含水期开发调整的几点认识
油田特高含水期开发调整的几点认识随着全球能源需求不断提高，油田开发已成为各国能源政策的重要组成部分，但同时也面临着诸多的挑战，如油田特高含水期的开发调整。
本文将介绍油田特高含水期开发调整的几点认识。
一、特高含水期的概念特高含水期指在油田开发生产中，水含量超过20%以上的阶段，这种水岩相对比较松散，产生的渗透率低，油藏储层破坏程度大，直接影响了油藏渗流性能和稳定性。
1. 油藏压力下降2. 水驱过程中水的运移和排水不利3. 油井采油厂的运行效率有限1. 采用提高单口产能的方式，增加采出的石油量，减少分离的含水量；2. 采用水平井技术，提高储层有效采收率；3. 采用新技术、新工艺，如水源井充排技术、燃气调剂技术等；4. 通过开展水驱动势力恢复实验，了解水驱动力衰减机理，为特高含水期的治理提供科学依据。
1.合理调整开发方案在特高含水期，合理调整开发方案是非常重要的，不合理的开发方案不仅会增加开发难度，而且对油田的整体产出效率也有很大的影响。
2. 加强储层管理储层管理是在油田开发过程中不可忽视的一环，只有加强储层管理，才能有效地控制油井的含水量，从而提高油井的产出效率。
3. 推进技术创新技术创新是解决特高含水期难题的关键，新的技术手段可以有效提高油田的开发效率和产出效率，实现油井的高产、低耗、高效开发。
四、加强环保意识在开发油田的同时，也要保护和改善环境，加强环保意识，推广环保技术，实现经济效益与环境保护的双赢。
结论：通过实践证明，特高含水期对油田开发造成了重大的影响，但只要采用合适的开发策略，加强储层管理，推进技术创新，加强环保意识，就能够有效地降低含水量，提高油产效率，为油田的可持续发展提供保障。
特高含水期油田开发的研究分析
进 行 比 较 和交 流 。同那 些 含 水 率 相 对 较 低 的 开 采层 比较 而 言 ， 特 高 含 水 油 田在 实 际 的开 发 过 程 中 ，往 往 具 备 采 油 速 度 较 低 而 且
剩 余 油 量 相 对 比较 分 散 等 缺点 ， 同 时再 加 上 井 况 恶 化 以及 开 发 经 济 效 益 相 对低 下 等 特 征 ， 逐 渐 的 进入 到一 个 特 高 含 水 期 。在 这 个时期 ， 往 往 会 出 现 含 水 率 明 显 上 升 的情 况 。 严 格 意 义 的讲 ．我 国现 阶段 的油 田开 发 仍 然存 在着 诸 多 问 题： 开 采 过 程 中采 储 量 相 对 较 小 ， 压出程度较 高 ， 储 藏 和 开 采 之 间存在着较大矛盾 ， 油 藏 水 内部 驱 动 程 度 较 高 ， 开 采 层 之 间存 在 接替层 沙 ， 耗水量 相对较大 ； 主力 油 层 在 开 采 之 前 被 积 水 淹 没 ； 开 采 过 程 中 因使 用 注 水 运 动 而 导 致 受 断 层 出 现 破 坏 等 等 ，进 而 形 成 在 开 采 过 程 中 出 现 注 水 运 动 规 律 以 及 扫 油 程 度 还 有 地 下 油 水 分 布 相 对 分 散 等诸 多 问 题 ， 此 外 也 会 增 加 相应 的挖 潜 难 度 。 二、 对 特 高含 水 油 田 的开 发 和 研 究
石
油 化 工
１ ９
特高含水期油田开发的研究分析
马强 郭 选 马金 玉（ 长庆 油 田 第三采 油厂 五里 湾 第一采 油作 业 区 ７ １ ７ ５ ０ ７ ）
摘要 ： 近些年 ， 随着 社 会 的 不 断 发 展 以及 工 农 业 经 济 生 产 的 需 要 ， 人 们 对 石 油 等 能 源 的需 求 正 在 急 剧 增 加 ， 这 就 从 一 定 程 度 上 促 进 了 能 源 开采 业 的发 展 。本 文 通 过 结 合 在 特 高 的 含 水 阶 段 ，对 油 田进 行 开 发 过 程 中存 在 的问 题 与 现 状， 对如何做好解决这些问题 ， 做好 该 阶段 的研 究 工 作 进 行 详 细 的 探 究 与 讨 论 。
特高含水期改善水驱效果方法探索及矿场实践
西 ６ 单 元 剩 余 油 分布 精 细描 述 的 基 础 上 ， 过 井 网 调 整 及 脉 冲 注 水 ， 扩 大 注 水 波 及 体 积 、 掘 低 渗 区剩 余 通 在 挖
油潜 力 、 少死 油 区 、 高 注 水 利 用 率 方 面 进 行 了 系统 阐述 ， 先 后 进 行 了现 场 实施 ， 得 了明 显 的 增 油 效 果 。 减 提 并 取 关 键 词 ： 高 含 水 期 ； 网调 整 ； 冲 注 水 ； 特 井 脉 波及 体 积 ； 水 利 用 率 注 中图 分 类 号 ： Ｅ ４ Ｔ ３１ 文献标识 码 ： Ａ
收 稿 日期 ： ０ ２ ｏ — ８ ２ ｏ 一 ４ ２
年 ５月开 始 注水 ，９ ０年开 展井 网调 整 。 随着 注 １９ 水 开 发 的深 入 ， 单元 日注量 、 采 比不 断 上升 ， 注 含
作 者 简 介 ： 伟 东 ， 程 师 ，９ ７年 生 ，９ ２年 毕 业 于 中 国 周 工 １６ １９
的 注水 开发 效果 。
４ ３ｔ １ ／ 。长期 强 注强采 加 快 了 注入 水 沿 高 渗透 层 ｍ 的 突进 速 度 ， 致地 层 非均 质 现象 更加 严 重 ， 导 大部
分水 沿 大孔道无 效采 出 ， 降低 了水 驱波 及体 积 。
１ 剩 余 油分 布特 征 ． ２ １ ． 面剩 余 油分 布情 况 ． １平 ２
统计 ４ ３口油井 ，其 中含 水 大 于 ９ ％的井 占 ８
５ ．％，含水 ９ ％－ ８ ８８ ０ ９ ％的井 占 ３ ．％，含水 小 于 ７２
１ 地 质 概 况 及 剩 余 油 分 布 特 征
１１ 地 质 概 况 ．
９ ％的井仅 占 ４０ ０ ．％。说 明平 面上 已大 面积水 淹 。
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。
高含水期油藏数值模拟技术和方法
高含水期油藏数值模拟技术和方法高含水期油藏数值模拟技术和方法，是在采油勘探和生产工艺中，特别是针对特定的高含水期油藏，通过采用数学模拟等方法来研究和分析其特性的一种技术和方法。
一、基本原理高含水油藏数值模拟技术主要是通过模拟曲线拟合来研究和分析油藏的三维特性、渗流特性及压力组分特性的一种技术和方法。
其基本原理是：通过模拟曲线拟合，可以准确地了解油藏矿化率、分布等参数，以预测油藏对产量及配流情况，进而对后续油藏开发作出决策。
二、技术原理1、体积相容性分析：根据观测到的采收率、含水率和气体比率，采用模拟技术获取油藏体积相容性参数，从而确定油藏的体积比。
2、测绘分析：油藏的大小、形状、构造都会影响其对渗流的的模拟，为保证模拟的准确性，必须对油藏的构造进行准确的测绘分析。
3、流体状态分析：根据油藏的体积相容性参数、压力变化规律以及测绘分析等，可以确定油藏内部流体的变化，并进行流体参数的模拟和计算。
4、弹性状态分析：根据油藏的体积变化，可以确定油藏内部的地层变形，并根据综合的体积变化、压力及弹性参数等，进行模拟分析和综合计算。
三、应用技术1、模拟自动博弈：基于模拟的分析，运用多种软件程序，可以进行油藏的模拟自动博弈，以确定不同策略下，油藏对产出量及压力分布的影响。
2、多个变量联合预测：可以通过多个变量联合的方式，包括渗流率、层间孔隙率、地层厚度和井口压力等参数的实验测试，将模拟技术和软件工具有机的融合在一起，以预测油藏的流动特性。
3、夹层断层分析：采用夹层断层分析技术，可以快速可靠地识别出油藏内夹层断层的位置及对渗流应力的影响，从而进行油藏开发决策。
四、关键技术1、物理场模拟：依据油藏地质结构参数，利用物理场模拟技术，以计算油藏的流动特性及其对产量的影响，以及沉淀水下部位种类及其特殊性，最终为油藏的开发提供经济可行的参考。
2、渗流方程模拟：采用渗流方程模拟可以模拟地层正特性、反特性及油藏应力场等，从而精确模拟出油藏内部流动，有效掌握油藏的渗流规律，有助于确定油藏的开发策略。
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特高含水期油藏精细管理方法探
油田面对开发后期高含水的情况，开采工作困难，产量难以达到生产要求。
需要利用油藏精细化管理的方法对该油藏进行精细注水管理，精细采油并且将水洗油效率提高到一定的水平。
对正在发生的油田效益递减进行全面的阻止，同时提升油田开采管理水平，减少油田生产成本。
标签：特高含水期;油藏;精细管理
对油田的开发主要是围绕着剩余油进行的，但油田进入特高含水期后仍开采了很多年，特高含水期还存在无效循环问题，使得油田开采注水量大，采出水量大，驱油效率低，后期的水处理还会耗费大量资金，大大降低开发效益。
一、增大波及面积，增强水驱开采效率
1进行层系转换，对井网部署方案进行改善，
可以有效的增大注水波及面积利用沙三段下亚段的储层叠加性非常好的特征，使得旧井网于储层中由于长时间注入水出现的较大通道使注水效率地下的状况得到良好的改善，有效的提高了注水开采的效率，降低开采成本。
将优选井位集中在沙三段下亚段1—3之中，使用相应的手段实现层位转换。
提高井組的循环效率，同时对注水波及体积进行改善。
2强化层间调整，启动二三类层，提高水驱动用程度
使用更为先进的技术手段，将层间调整力度进一步提升。
做到在目的层注水量充分的情况下，使用二类以及三类层以便增大水驱动用程度。
面对地层压力差大于十兆帕以上的井，将水嘴的口径进行合理的调整也无法实现共同注水。
此时适合使用间歇注水的方法，对低压底层进行高效度的注水，捞嘴子注低压层，进行循环。
这使得因为压差较大而无法同井注水的难题。
3增强间歇注水强度，提高水洗油的效率
依据次主力层的起始压力，将间歇注水的动机力度进一步提升。
这种做法可以对地层的压力场进行改变，将油藏中的剩余油通过增大的水动力而开采出来。
使用这种方法进行注水开采可以提升水洗油的效率，同时提高采油效率节约生产成本。
二、利用油藏精细注水管理，提高水利用率
1建立水井预警机制，确保注好水
应该使用水井预警机制，将水井注水工作进行有效的控制。
同时将每一口注
水井会出现的一系列问题进行预案，做到发生问题时及时修正以及避免可能发生的各种问题。
2通过过程控制，确保注水质量
随着开发后期高含水油田的注水工作较多，旧的洗井工作方案已经不能满足现在生产的需求。
工作人员需要根据目前每口井的注水量、注水井口径的大小、注入水的杂质含量等注水参数进行有效的研究与监控。
根据每一口井的实时状况进行洗井判断，提升相关工作人员的责任意识，提升工人的施工作业质量，保证生产工作顺利进行。
第二要根据完井工作的施工情况进行合理的考核，制定相应的考核体系。
将水井井口施工的周期与考核工作进行有效联合。
确保施工之中的每一个环节得到有效的监督，每一口注水井都要按照责任制落实到每一位工作人员的身上。
明确施工人员的责任，保证注水工作的效率。
使得油田生产得以顺利的进行。
3强化带封井的管理，确保注水到层为延长带
封隔器水井的寿命，实行流程化管理将影响到封隔器寿命的施工环节承包到工人，并根据合理的考核方案进行考核。
另外，根据相应的技术防范措施对相应的技术进行检查，对考核制度进行严格的制定，并进行及时的改善。
三、进行有效的井筒管理，控制躺井数量
1实行“两定一赛”全员参与的控躺机制
组织建立相关项目部门，进行相应的“两定一赛”工作。
首先定下目标，确定油井的免修期限。
同时将责任落实到每个工作人员，并进行严格的考核工作，通过进行合理的跟踪、调整与分析，实现动态化合理监管。
另外，通过定制相应的方案，将油井进行合理的控制与监督。
最后需要进行控躺竞赛，通过对躺井与井寿命进行合理对比与竞赛，将比赛结果与工作人员绩效考挂钩，做到有效激发员工的工作潜力与工作动力。
2使用配套技术，进一步提升洗井效果
首先应该制定科学的洗井周期，将洗井的过程进行严格的把控，提升油井的产量。
根据五线一图等资料与相关参数对油井的变化进行实时的掌控。
另外要将施工作业中的管壁结蜡厚度与产量变化的关系相结合进行一定的分析。
其次应该改善洗井的方式。
依据不同井筒的实际情况使用蒸汽洗井的方法代替传统的热水洗井的方法，可以有效减少水资源的浪费，做到降低施工成本同时提高施工效率。
最后应该改善加药的方法，将传统的一次性加药变成点滴法加药，节省了药量的同时提升了洗井效果。
3强化带病井的管理
根据每一口井的实际情况建立相应的井病例。
同时建立相应的控躺方案。
提高每次施工时间的描述，将每次施工当中遇到的各种问题详细的记录下来，根据所记录的问题进行合理的调整并建立相应的应急预案措施。
使每一口井的使用寿命得到有效的延长。
4调剖为主的综合治理
根据上述井病例中纪录发现的各种问题，将注水井与采油井井网进行合理的改善，使用油井堵水以及水井深度调剖的方法进行治理。
同时根据需要对注水地下渗流的方向进行调整，使得水驱的波及体积得到有效的提升。
根据设计情况适当增加二三类油层的吸水厚度，同时提高采收率，实现产油量的稳定，对含水量进行有效的控制，使老油田的产量得以完成目标。
四、使用生产成本精细化管理手段，控制生产成本
1强化节点控制，实施全员成本目标管理
根据相关考核原则，建立相应的责任管理体系。
首先进行施工成本控制管理，将责任落实到施工项目的每一个工作人员身上。
同时将成本横向分解到分管领导以及承包人。
纵向上分解到每个计量站以及施工班。
将施工费用进行逐步的控制。
其次要施行强化控成本增效激励约束。
按照各项指标考核难易，实现对成本的精细控制。
2积极开展降本增效
首先对低效井进行严格的治理，适当程度减少低效井的出现。
另外应该对生产井的各种参数进行合理的分析与优化调整。
最后要做到对旧井与废井进行有效的再利用。
结语
面对老油田中处于开发后期高含水阶段油藏的开采，我们应该使用精细管理的方法，对油藏开采的各个环节进行精细管理。
实现油田的稳产，节约油气开采成本。
在接下来的工作中，工作人员应该将高含水油田精细管理方法水平进行进一步的提高。
参考文献：
[1]纪淑红，田昌炳，石成方，等。
高含水阶段重新认识水驱油效率[J]。
石油勘探与开发，2012，39（3）：338-345.
[2]林玉保，贾忠伟，侯战捷，等。
高含水后期油水微观渗流特征[J]。
大庆石油地质与开发，2014，33（1）：70-74.。