改善宝浪油田中含水期注水开发效果对策研究
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高含水期油田是指原油产量中水含量较高的油田，由于高含水期油田原油产量低、开采技术难度大、生产成本高等问题，给油田开发和生产带来了诸多困难。
对于高含水期油田，如何通过注水开发改善油田开采效果成为石油地质工程领域的一个重要课题。
本文就试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施进行详细探讨。
高含水期油田注水开发改善措施需要从井网控制方面入手。
井网控制是指根据油田地质特征和水驱动机制，合理布井、合理配置注水井和采油井的位置，以调整油层动态压力分布，提高注水效果。
在高含水期油田中，常采用网格或块状井网控制方式，即在油层内按照一定的网格或块状模式布置注水井和采油井。
通过科学合理的井网控制，可以最大限度地提高注水液体的渗透效果，保证注水井与采油井之间的压力差，减少水和油的混流，从而提高采油效率。
高含水期油田注水开发改善措施还需要从注水井完善方面入手。
注水井完善是指在注水井的选址、注水设备的选择和安装、注水层的选择等方面进行优化调整，提高注水井的注水效果。
在高含水期油田中，注水井的完善是尤为重要的，可以采用多级井筒注水技术，即在井筒中布设多层注水管。
通过多级井筒注水技术，可以增大油层受水表面积，提高注水效果。
在注水设备的选择和安装方面，要选用高效节能的注水泵和管道，保证注水设备的长期稳定运行。
注水层的选择也是至关重要的，要在选井时充分考虑油层地质特征、水驱动机制和地质构造条件，选择适宜的注水层，以提高注水效果。
高含水期油田注水开发改善措施还需要从注水液体改良方面入手。
注水液体改良是指通过添加特定的化学物质或调节注水液体的性质，提高注水液体的渗透能力和油层渗透性。
在高含水期油田中，可以采用调节注水液体盐度、添加表面活性剂、改善注水液体粘度等技术手段，以提高注水液体的渗透性和油层渗透性。
在注水液体的选择方面，要根据油层地质特征、水驱动机制和地质构造条件，选用适宜的注水液体，尽量减少对油层渗透性的影响，提高注水效果。
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石油资源的不断开发利用，造成了石油资源的开采量不断增加。
在当前的石油资源的开发利用过程中，东部的石油资源已经发展道路高含水的时期，在一定程度上限制了石油资源的合理开发。
本文结合石油地质工程中高含水器油田注水开发的现状进行分析，提出具體的改善措施。
标签：石油地质工程;高含水期;油田注水开发;改善措施前言：在石油资源不断应用于生活中方法面面的现状相比，石油的开采量不断增大。
但是我国石油开采的技术还存在一定的问题，限制了石油开采效率的提升。
为了保障石油资源的和离开才使用，要不断对石油地质工程的施工质量进行充分的分析，真正提高石油资源的使用效率。
一、石油开发过程中油层的全面认识（一）综合分析储层的特点在进行石油开采的过程中，首先要对石油储层的沉积情况进行全面综合的分析。
在以往的石油开采过程中，会使用沉积相的方式对油田展开全面的综合分析，进而制定出具体的开采方案，保证开采工作的顺利开展。
在沉积情况发生下的储油层中，水分的流动也表示着水流的能量大小，一般情况下，水分的流动能力较弱，则水流的能量较小，水分的流动能力较强，则水流的能量较大。
比如，在实践开采的过程中，如果水分的流动能力较强，水流的能量比较大的情况下，是会出现沉积现象的，但是沉积物发生的过程中，会产生少量的水泥混合物，此时的渗透性在储层中的表现比较明显，油田的开采量会更大。
而在相反的情况下，如果水流的速度较弱，则水流中的能量也会更小，在产生水泥混合物的过程中，渗透性相对会比较差，这时候储层中是有的开采量会相对较少。
除了这两种情况之外，还存在部分地区存在波浪的作用，而在水流中产生波浪的现象会造成水泥混合杂物的数量更少，渗透性相比较更大，而在这种地区的石油储层中，进行石油开采的储量更大。
因此，在进行不同地区的开采过程中，要根据具体的情况进行，不能盲目。
（二）全面分析油层的构造在不同的地区，由于受到不同地质情况的影响，油田油层的形成时间也是不同的，因此油田的油层构造是不同的。
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石油资源的逐渐枯竭，石油地质工程中注水开发成为提高油田采收率的关键技术。
随着注水周期的延长和高含水期油田的出现，注水开发遇到了越来越多的挑战。
本文将针对高含水期油田注水开发中存在的问题，分析一些改善措施，并探讨其实施效果及未来发展方向。
一、高含水期油田注水开发存在的问题高含水期油田是指地质条件复杂，油层中含水率较高的油田。
这类油田注水开发存在以下问题：1. 采收率低：由于高含水期油田油层中含水率较高，注水前往往需要进行水驱或气驱开发，使得油层中的原油难以有效提取，采收率较低。
2. 地层压力不足：地层压力是维持油田正常开发和产出的重要条件，而高含水期油田往往地层压力不足，难以实现有效开发。
3. 油水混合物净化困难：高含水期油田中原油和水混合在一起，难以有效分离。
4. 能耗高：由于地层条件复杂，注水开发需要大量的能源支持，能耗较高。
以上问题严重影响了高含水期油田的注水开发效果和经济效益，因此需要采取一系列的改善措施。
二、改善措施的分析1. 优化注水方案采取合理的注水方案是提高高含水期油田注水开发效果的关键。
优化注水方案可以通过提高注水井的布置密度、调整注水层位、增加注入压力等方式来实现。
还可以通过精确的地层模拟和水驱试验来确定最佳的注水方案。
2. 加强地层改造地层改造是指通过在地层中注入化学剂、微生物或其他改造剂，改变地层物性和渗透性，从而提高地层的油水分离效率和原油采收率。
针对高含水期油田的特点，可以采用多种地层改造技术，如聚合物驱油技术、微生物改造技术等。
3. 提高注水效率提高注水效率是通过改善注水设备和技术来实现的。
可以通过更新注水设备，提高注水管道的输送能力，增加注水泵的压力等方式来提高注水效率。
还可以通过使用先进的注水技术，如水平井注水技术、自动调节注水技术等，提高注水效率。
4. 净化油水混合物针对高含水期油田中油水混合物难以净化的问题，可以采取一系列的油水分离措施。
试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施
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。
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。
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1. 引言1.1 石油地质工程中高含水期油田注水开发的重要性石油地质工程中高含水期油田注水开发的重要性在于提高油田开发的效率和经济效益。
随着油田的开采时间的延长，原油产量逐渐下降，含水率逐渐提高，注水开发成为维持油田产量的重要手段。
在高含水期，注水可以有效提高原油采收率，延长油田寿命，增加投资回报率。
注水开发还可以降低油田开采过程中的表面积压力，减少地面液面下降速度，降低油井压力，延长油井寿命，减少油井损坏和修井次数，降低维护成本。
在石油地质工程中高含水期油田注水开发具有重要的意义，对于提高油田产量和经济效益具有重要作用。
通过科学合理地开展注水开发，可以有效解决高含水期油田开采中所面临的挑战，实现油田可持续发展。
1.2 研究目的和意义石油地质工程中高含水期油田注水开发的研究目的和意义在于提高油田的采收率和生产效率，延长油田的生产寿命，减少油田的排水量，降低环境污染等方面具有重要意义。
通过对高含水期油田注水开发的研究，可以找到有效的改善措施，提高注水效果，达到节约资源、保护环境的目的。
研究还可以为高含水期油田的有效开发和管理提供科学依据，促进石油地质工程领域的发展和进步。
深入探讨高含水期油田注水开发的改善措施具有重要的实践意义和科研价值，对石油产业的可持续发展具有积极的促进作用。
2. 正文2.1 油田高含水期注水开发的挑战高含水期油田注水开发面临着水驱效果不佳的问题。
由于油层中含水量较高，注入的水分隔不开油水两相，导致水和油混合，降低了注水效果，使得开采率降低，产量受限。
注水井布产不均匀也是高含水期注水开发的挑战之一。
在油田注水开发中，如果注水井布产不均匀，就会导致水的分布不均，部分地区过度注水，造成油层压力失衡，影响整个油田的开采效率和产量。
高含水期油田注水开发还存在注水液体质量不高的问题。
注入的水质量不高，含有杂质或化学物质，容易对油层造成污染，降低油田生产的效率和产值。
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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宝浪油 出地处新疆 巴音郭楞 蒙古 自治州 ，构造 上属于 南天山褶皱 带焉 耆盆地 博湖坳陷宝浪一 苏木构造 带及本布图 构造带 ，内部有 多条 三级 断层 ，裂缝 发育 沉积相为辫状河 三角洲一 滨浅湖沉积体系 ，以 细砾岩 、含砾粗砂岩、中粗砂砾岩 为主 ，夹 多套泥岩 、煤层 ，胶结物 主要为粘土矿物 。主要含油层系为侏岁系 ，油藏埋深２ｔ｝ ３ Ｘ ｌ ｍ一￣ ） Ｈ Ｋ ｍ， 储层 物性 为低孔 、低渗型储层 ，平均孔 隙度 １％一 ３ ２ １％，平均渗透 率
２２． ＇ （０ ４ ｌ ｔ １ ９ ｘ ｏ 。共有 各类生 产井 ２４－，其 中采油 井 １２１ ３［ Ｉ ５ Ｌ，注 水井 ． 口，观察井ｌ ｛ ｌ 口，原油年生产能力８ ×ｌｋ ． Ｏ ，注水能力２ ×１ ５ ９ ０ ｍ ２１年 ｌ月 ，宝浪 油田井 口 日产油 水平 ２Ｏ ｔ ００ ２ ５． ，平均单井 Ｉ 油 ４ ： １ 产
０ １ ．５ ０ ～． ７ ０ ２ ０ ．非 均 质 性 严 重 ， 原 始 地 层 压 力２ ． ａ ４ ＭＰ一 Ｏ
（ 油藏特 征复杂 ，如本布 区块 为底水型油藏 、宝北 和宝中 ３） 区块为具边 水的厚层状高陡背斜油藏 ． （ 小盆地 、近 物源 、辫状河三 角洲 滨浅湖沉积 ，沉积 微相变 ４） 化大 、储 层连通性 差 宝 浪油出在沉积 上发育有 心滩 、水下分流河 道、 河道问 、 河道测缘等 多种沉积微柏 ，相带变化很大 ， 根据宝北区
１ 宝浪油田开发简况
宝浪 油幽ｌ％年进行试采 ，１９ 年投 入注水开发 ， 历了快速上 ９ ９７ 经 产 ，高效稳产及产量递减阶段。经数年高速开 发后 ，构造 、 沉积相 、 裂缝开启及三级断层对油Ｈ开发 的负面影响 日益突出 ． ０４ ＝ Ｉ ２０年在累 计
注 采 比 达 到 １ 的 情 况 下 。地 层 压 力持 续 下 降 ，压 力 保持 水平 仅 ． ３ ７． ２ ％，远远低于方 案要求８％的水平 ，油井产液能 力较 ２０ 年降低 ６ ｓ ０３ 近 ３％，含 水快 速 上 升 ， 自然递 减高 达３ ． ％，含 水上 升 率达 到 Ｉ Ｊ ３８ ０ ｌ．，油 田开发效果急剧变差 。 ７ ２ 截Ｉ２ ｔ￣ ，宝浪油田共投 入开发 四个区块 （ Ｌ ｏｏ 宝北 区块 、 宝中区 块 、本布 Ｉ区块 和本东 区块 Ｊ，含 油面积 １． ｋ 奎 Ｉ ５ ｌｍ ，石 油地质储 量 Ｏ
ｍ ｌ Ｌ一 ． ３× １ 几 。 ４４ ０ ｍｇ
中，油井见注水效果难度大 ，动态调整困难 ，加大了开发难度： （ 油层 厚度大 ． 内非均 质性 严重 ，在注 水开发 中 ，层内矛 ５Ｊ 层 盾比较 突出 目前宝浪 油出油井平均单井射开层数 ５ 、平均射开厚 层 度３． ，从宝 浪油 田油井射孔层厚度统 计看 ，油层厚度在ｌ 以上 ７Ｉ （ 米 【 眯
石 油 地 质
红Байду номын сангаас科 技 ２ １年第１ ０１ ２
改善 宝浪 油 田中含 水期 注 水 开 发效 果对 策 研 究
熊 川
（ 国石化河 南油出分公训新疆勘探开 发中心 ） 中
摘 要 宝浪油田】９ 年投入 开发 ，经历 了上产、稳 产阶段 ，２ （ 年进入快速递减 阶段 ，油田开发 效果急剧变差 。２ｆ 年 以来以 ９６ ． ｆ４ ］ １ ｆｊ Ｊ １ 提 高注水波及体积 为中心 ，通过细化油藏开发模式，在 完善 注采井网、优化 注水结 构、提 高注水效率等方面开展 了一 系列工作 ．开发
块 油 水井 沉积 相对 应状 况统 计 ，油 水井 处于 吲 一相带 的 比例 只 占 ５％。跨 柏带注 水 ，使得 储层连 通性进 一步变 差 ，在 注水开 发过程 ２
２． ａ ９ ＭＰ。宝浪油Ｉ原油为黄褐色 低粘 度高品质原油 ，地层饱 和压 力 ｏ Ｈ
１ ． ａ １ ． ａ 粘度０ ｍ ａ ０ ｍ ａ ，脱气原油密度０ ９ ／ ６ ＭＰ ～ ７ ＭＰ 、 ８ ６ ． ｐ ． ｐ ． ３ ４ ｓ ．ｇ 一 ７ ｍ ０ １／ ． ｇｍ ，含蜡蕾８ １ ％。地层水水型为Ｃ Ｃ ，总矿化度０ ８ ‘ ８ —４ ａＩ 型 ． Ｉ ２ｘ Ｏ
及套损严重。宝浪油田构造 为高陡背斜 ，基本为块状砂砾岩夹煤层与 薄泥岩 层 ，煤层发 育 ，固井 困难 ，在 高压注 水开 发时 ．经 过水 的润 滑 ，砂体在重力作用下向下滑动 ，造成套管损坏现象突出 ．从２ Ｊ Ｉ２ 年 Ｋ 以来 ，相继发现 ［井出现 套损 ，占油水井总数的２％，其中管外串 Ｉ ２
的 油层 占总 层数的 １． ％，厚度 比例 占到 了３ ． ％，厚 油层 内非均 ７３ ５ １９ ５ 质性严 重 ，层内各段渗透率差异最 大可达５ 倍以上 ，造 成部分层段被 暴性水淹后 ，全井不产油 ，从水淹井 中予寿命解释结果看 ，各层段水
淹情况也很不一致。 （ 高陡背斜构造 内 ，煤层及薄泥岩 夹层分布广泛 ，管外 串槽 ６）
２ｎ ． ，采 油速 度０ ７ Ｉ ． ％，综合含水５ ． ％。 日注水９ ２ 平 均单井 日 ４ ５２ ２ １ｍ ， 注水 ｌ． ｍ ，月注采比１ ｌＩ年产 原油８ ×ｌ‘ Ｏ ６ ． ＿ ｔ ７ ． Ｏ ，注 水２ ．×ｌ ‘ ０ ｔ ８ ４ Ｏ ， ｍ
自然 递 减 １ ．４ ３６ ％。
槽和套变井为３ Ｉ 。 ３ ． － １ （） ７ 动态反应滞后 。 大了动态 调配难 度。宝浪油 田目前注采 增 井距为２【 一８； ６ 眯 ２０ ￣左右 ．根据 储层特 征和低 渗透 油藏渗流规律 、 开
发实际研 究表明 ，在 目前注采 井距条件 下 ，注 水见效时 ｆ裂缝区 为 Ｈ Ｊ ３ 月＿个月 、非裂缝区 为ｌ个月一２ 个 ４ ｔ Ｊ ｌ个月 ，油井反应滞后 ， 较大 的增 大了动态 渊配及时 渊整难度。 ’