综述老油田改善开发效果及提高采收率技术
油气田开发中后期的增产技术方法分析
油气田开发中后期的增产技术方法分析随着全球石油资源的逐渐枯竭和对清洁能源需求的增加，油气田开发中后期的增产技术方法变得越来越重要。
油气田勘探开发是一个复杂而持续的过程，而油气田开发中后期的增产技术方法是一种在油气储量已经开始逐渐减少的情况下，通过技术手段来提高产量的方法。
本文将从提高采收率、增加油水井的产能以及提高注水效率等方面对油气田开发中后期的增产技术方法进行分析。
一、提高采收率提高采收率是油气田开发中后期增产的重要手段之一。
在油田开发中，通过增加油藏有效压力、提高油藏渗透率、改善油藏物性和改进开发方式等方法，可以有效地提高采收率。
通过提高油藏有效压力是一种常见的增产技术方法。
通过注入高压气体或其他流体，增加油藏内部的有效压力，可以推动原油向井口运移，并加速原油产量。
还可以通过提高油藏渗透率，即改善油藏中原油的渗透性，来增加油井产量。
提高采收率的技术方法还包括改善油藏物性，即通过注入化学剂或其他物质，改变油藏中原油、水和岩石的作用关系，从而提高油藏的采收率。
二、增加油水井的产能除了提高采收率外，增加油水井的产能也是油气田开发中后期增产的重要手段之一。
在油气田开发中后期，随着油田的逐渐老化和产量的下降，为了保持油田的产量稳定，需要对油水井进行改造和优化，以增加其产能。
通过酸化处理是一种常见的增产技术方法。
通过向井下注入酸液，可以有效地改善油层孔隙结构，增加原油产出率，并提高油井的产能。
还可以通过注入封堵剂的方法来提高井底流体的粘度和降低油水井的产量，从而增加油井的产能。
三、提高注水效率在油气田开发中后期，为了提高原油产出率，一般采用注水的方法来提高油田采收率。
随着油田开发的深入，常规的注水方法已经难以满足油气田的增产需求。
提高注水效率成为了油气田开发中后期的一个重要课题。
在提高注水效率方面，可以采用提高注水井产能的方法。
通过优化注水井的设计、改进注水井的完井工艺和提高注水井的产能，可以有效地提高注水效率。
提高油田采收率的技术措施探思
提高油田采收率的技术措施探思摘要：石油开采行业的发展，需要依靠高水平的油田开采率的支撑，才能够进一步提高我国石油储备量，提高我国社会整体的经济水平。
不过，如果想要实现油田采收率的提升，就必须要确保油田采收技术的科学合理性，解决影响油田采收过程中的影响因素，优化油田采收方案，拓宽油田采收技术的应用手段，这样才能够有效提高整体油田的采收率。
关键词：油田采收率；技术措施；探思；引言提高油田采收率，不仅能有效保障相关采油企业的经济利益，也有助于提高资源利用效率，因此将更好地满足我国的油气资源需求。
尤其是在社会转型的背景下，我国经济发展面临着更加严峻的挑战，资源和能源短缺问题日益严峻，可以解决问题根据这种情况，在油田实际实施采油过程中，大型油田企业只有加强现代先进采油技术的合理应用，改造传统采油模式，才能提高采油效率，同时提高自身市长/企业市场的竞争力。
一、油田采收率概述我国遗传资源丰富，但油田面积相对较大，环境比较复杂，在开采过程中容易受到各种因素的影响，因此开采难度增加。
特别是，我国如何全面推进可持续发展，提高油田回收率，避免资源浪费的发生，是油田工作人员必须思考的问题，油田回收率主要与油田生产资料、地质储量有很大关系，采收率可以直接增加地层产量程度，与企业的经济效益密切相关。
一般来说，在正式开采之前，工人们必须熟悉油田分配规则，特别是剩余油的分配规则，找到他们的规则，通过地质勘探手段制定相应的工作计划。
目前，油田企业在生产中采用多种油驱动技术，提高回收率。
聚合物、泡沫注入、二氧化碳等，随着信息技术的发展，大部分油田企业已经在利用信息化技术形成数字化管理模式，通过对油田生产工作的动态监督，管理者可以及时发现和纠正生产过程中的问题，从而大大降低隐患的发生可能性。
二、提高油田采收率的有效措施（一）化学驱油技术不同的油田开采工作需要利用到不同的油田采收工艺技术。
其中，被广泛应用到的开采技术主要是化学驱油技术，该技术的应用原理主要是通过化学药剂对油田资源进行开采工作，这对开采技术人员的聚合物驱油方法的应用提出了更高的要求，需要确保驱油区域符合开采标准以及合理设置油流速度，提高油田的生产效率。
综述老油田改善开发效果及提高采收率技术
综述老油田改善开发效果及提高采收率技术岳登台(中国石油天然气总公司)摘 要 中国陆上老油田已进入高含水后期开发,随着开采程度加深,地下油水关系越来越复杂,剩余油分散,给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。
但目前老油田储量和产量的比例,仍占陆上总开发储量和产量的70%以上,是生产上的主力,其潜力也最大,仍然是今后调整挖潜的主要对象。
鉴于中国陆上油田绝大多数为陆相储层,构造复杂,非均质严重,原油粘度偏高,石油地质特点决定了水驱油的不均匀性及剩余油分布的复杂性,潜力就存在于这种复杂之中。
根据中国陆上石油地质特点和老油田开发现状,围绕改善开发效果及提高采收率着重阐述了四个方面的配套技术:即认识油藏的配套技术,主要包括油藏动态监测技术、油藏精细描述技术、油藏数值模拟技术;完善注水开发配套技术,主要包括注水结构调整、产液结构及含水结构调整、钻取高效调整井、改造“双低”单元、配套工艺技术等;热力采油配套技术;化学驱采油配套技术。
经过多年来的努力,我国陆上油田提高采收率技术有了明显进步,针对不同类型油藏潜力分布特点,采用各种有效方法及其配套技术,为挖潜增储、增产提供了很大的余地。
主题词 老油田 开发 调整 提高采收率 配套技术1 前 言根据“八五”末313个油田按开采程度分类来看,采出可采储量大于60%,综合含水大于80%的老油田118个,开发动用地质储量97.2×108t,占总开发储量的74.9%,年产油10100×104t,占陆上年产油量的73.0%,平均采出可采储量的74.11%(图1),剩余可采储量的采油速度9.92%。
大部分老油田已进入开发的图1 1996年底陆上已开发油田开采程度分类图 Fig .1 Classificatio n of r ecover y o nsho re developed oilfieldsin t he end of 1996后期,产量普遍出现总递减。
提高油田采收率的技术措施探究
提高油田采收率的技术措施探究
随着油气资源的逐渐枯竭，对于提高油田采收率的要求越来越高。
提高油田采收率的技术措施主要包括以下几点：
一、提高采油效率
针对不同的油田，采用不同的油田开发方式，提高采油效率。
流体力学分析技术可对油藏进行动态评价，寻找合适的采油方案，为后续油田开发提供了科学依据。
同时，通过购置先进的石油开采技术设备和先进的油田管理方法，加强采油作业管理，提高采油效率。
二、加强油藏评价
对于复杂的油藏结构和油气赋存形式，通过三维地震勘探技术及测井技术等手段，实现对油藏的精确评价，分析油气运移规律，有效提高采收率。
同时，加强对油藏渗透性、孔隙度、油气相渗性等参数的研究，为提高采收率提供依据。
三、探索新型采油技术
采用新型采油技术，通过改善油田的油水分离、人工改变油藏渗透性等方法，实现提高采收率的目标。
水平井、斜井、多级压裂、低渗透性油气田的采油技术等，在实践中证明有效的提高采收率的方式。
四、强化注水开发
在有些油田中，由于采出了一部分油气，油藏压力下降，出现了沉积微孔、亲水油性等问题，无论是自然驱动开发还是人工注水开发，都需要加强对注水技术的研究。
开发者应该注重质量和效率，建立符合实际的注水方案，推进注水开发工程的进展，提高开发能力和盈利空间。
总之，提高油田采收率是一个长期而复杂的过程，需要加强技术创新，注重管理，提高采油效率，加强评价探索新型采油技术，注重注水开发等，才能够提高油田的采收率，为国家能源建设做出贡献。
提升油气田开发采收率的措施
提升油气田开发采收率的措施摘要：石油在我国经济发展中属于不可缺少的资源，但由于近两年石油开采力度的增加，开采难度越来越大，而采收率却呈现出下降趋势，因此提高油气田采收率很重要。
所谓的油气田采收率即油田的可采储量和最开始地质储量的比值。
经地质勘探找到具备工业价值的油田后，则着手进行油田开发，但应注意保证在资金最少的基础上获得最多的采油率，而要实现该目标还需结合油气藏地质条件做好可采储量的划分。
关键词：油气田；开发采收率；措施1、油气田采收率概述所谓油气田的采收率就是油气田开采时采出的油气量与地质储量之间的比值。
基于可采储量的开采程度为依据的油气田采收率，可以将油气田开采过程分为三个不同阶段，一次开采阶段就是依靠储层本身能量所进行的开采阶段，二次开采阶段中需要采取注水或注气开发的方式，而在三次开采阶段，也就是应用聚合物等驱替技术来提升油田才采收率的阶段。
这是由于在油气田开采后期，油气采收率逐渐降低，需要应用三次开采技术并优化开采技术，通过新技术和新工艺的应用来解决技术难点。
也就是通过化学驱替技术、混相驱替技术、热力采油技术、微生物采油技术等先进技术的应用来提升采收率。
比如将驱替剂注入油气藏中，实现油气藏中流体物理化学性质的改变，实现驱油效率的提升。
而油气藏的采收率就是采出的油气量与地质储量的比值，开发油气藏中的剩余油和残余油，可以在驱替剂没有波及的区域中开展剩余油的开发，针对已经波及区域中的残余油，由于油流没有开采出来，还需要继续研发相应的驱替方式来提升油气田的采收率。
2、油气田开发现状通过对油气田行业的研究可以知道，目前我国的开发领域主要集中在如下几个方面：老油田；低渗透油藏；重油；深水油藏；天然气藏；非常规油气藏。
在开采不同类型油田的时候，所应用的技术、设备和方法也会有所不同，具体需要根据实际油田情况来决定。
在开采时，需要通过各种油藏模拟软件对油藏可采储量，或是剩余油量进行确定，同时也要对稠油、致密油气开采等复杂油气藏进行深入研究。
提高油田采收率的技术措施探究
提高油田采收率的技术措施探究油田采收率是衡量油田开发效益的重要指标之一，提高油田采收率是油田开发的重要任务之一。
目前随着石油资源逐渐枯竭，油田开采难度不断增加，提高油田采收率已成为油田开发的重要课题。
本文将从地质条件、采油工艺及提高采收率的技术措施等方面，探究提高油田采收率的技术措施。
一、地质条件对提高油田采收率的影响地质条件是影响油田采收率的重要因素之一。
在油田勘探开发中，地质条件主要包括地层物理性质、油气成藏条件、油藏类型等。
不同的地质条件对油田采收率的影响也不同。
地层物理性质对油田采收率有着直接的影响。
地层的孔隙度、渗透率等物理性质决定了储层对油气的储集能力，从而影响了采收率。
当地层的孔隙度和渗透率较低时，储层对油气的渗流能力较弱，导致采收率较低。
针对地层物理性质的特点，可针对性地选择合适的采油工艺和技术手段，以提高油田的采收率。
油气成藏条件也对油田采收率有着重要的影响。
不同的油气成藏条件决定了油气的储集形态和运移特点，从而直接影响了后期的采油效果。
在这方面，需要从地震勘探、地层相态、裂缝构造等方面进行分析，以科学合理地制定采油方案，提高采收率。
油藏类型对采收率也有一定的影响。
不同类型的油气藏对采油工艺和方法有着不同的要求。
例如天然气藏采油与原油藏采油的工艺要求和方法不同，需要根据不同的储层类型，采用适当的采油技术，以提高采收率。
只有充分理解地质条件对油田采收率的影响，合理制定采油方案，才能有效提高油田的采收率。
二、采油工艺对提高油田采收率的意义采油工艺是提高油田采收率的重要手段之一。
合理的采油工艺能够有效地提高采收率，降低开采成本，延长油田的生产寿命。
提高采收率的工艺手段之一是水驱采油技术。
水驱采油技术是利用注入水来推动原油的开采，通过注入压力和增加能量，提高储层内油的流动性，从而提高采油效率。
但是水驱采油也存在一些问题，如水驱开采中水的排放，对地下水和地质环境造成影响。
在实施水驱采油技术时需要采取一些措施，以减少对环境的影响。
提高油田采收率的技术措施
提高油田采收率的技术措施摘要：石油开采行业的发展，需要依靠高水平的油田开采率的支撑，才能够进一步提高我国石油储备量，提高我国社会整体的经济水平。
不过，如果想要实现油田采收率的提升，就必须要确保油田采收技术的科学合理性，解决影响油田采收过程中的影响因素，优化油田采收方案，拓宽油田采收技术的应用手段，这样才能够有效提高整体油田的采收率。
关键词：油田；采收率；技术措施1石油生产技术现状随着经济的快速发展，对石油资源的需求也在不断增加，而我国又是世界上能源供应最紧张的国家之一。
石油作为一种不可再生资源，其储量有限且开采难度大。
为了满足日益增长的能源消费需求，必须加大勘探力度，寻找更多可再生的石油资源。
但由于我国幅员辽阔，地形复杂，使得许多地区难以进行大规模钻井作业。
另外，由于地质条件恶劣，同时由于近年来油价上涨迅速，导致油气生产成本不断攀升。
如何降低能耗，减少成本投入，已经成为摆在我们面前急需解决的问题。
因此，加快石油生产技术创新势在必行。
油田开发过程中使用的各种新技术、新工艺和新材料等都能起到节能减排的作用。
其中，以提高油藏采收率为目的的采油技术更是具有重要意义。
目前，我国已成为全球最大的石油生产国。
油田企业必须以市场为导向，加强科研创新工作。
通过引进新设备、新工艺和新技术来提高原油采收率。
现阶段，我国很多油气田已经进行了很多相关的研究，但是采油技术的研究需要长期不断地试验和实践。
我国是世界上石油生产技术最先进的国家之一。
经过多年的努力，我国在石油开采方面取得了巨大成就。
尤其是改革开放以来，随着科学技术水平的不断提高，我国的石油开采技术水平也得到了很大程度的提升，为保障我国经济快速稳定地发展做出了突出贡献。
特别是近几年，国内原油产量逐年递增。
但是由于受各种因素的影响，我国油田开发仍然存在诸多问题亟待解决。
其中，采出液处理技术就是一个十分突出的难题。
采油技术主要经历了5个不同的阶段：勘探实验阶段、研究开发阶段、应用推广阶段和目前正在进行的系统采油技术研究开发阶段，只有不断提高采油技术，才能满足我国现代化和社会发展对石油资源的需求。
老油田“3+2”大幅度提高采收率技术内涵、机理及实践
第31卷 第1期2024年1月Vol.31， No.1Jan.2024油 气 地 质 与 采 收 率Petroleum Geology and Recovery Efficiency 老油田“3+2”大幅度提高采收率技术内涵、机理及实践杨勇1，曹绪龙1，张世明2，曹小朋3，吕琦2，元福卿2，李绪明1，季岩峰2，赵方剑2，孟薇2（1.中国石化胜利油田分公司，山东 东营257001； 2.中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257015；3.中国石化胜利油田分公司 东胜精攻石油开发集团股份有限公司，山东 东营 257000）摘要：传统方式的化学驱项目一般采取“2+3”的协同方式，也就是先通过水驱井网调整一次到位，再实施化学驱，受剩余油认识和预测精度的影响，会出现部分低产低效井，化学驱含水谷底平台期短，提高采收率幅度有限。
为此，胜利油田通过基础攻关和探索实践，创新提出了化学驱与动态优化调整加合增效的“3+2”大幅度提高采收率技术，该技术是指在化学驱过程中，充分发挥和利用驱油体系扩大波及体积、提高驱油效率、调整动态非均质性的特点，主动培育、壮大动态剩余油富集区（“油墙”），适时井网调整、重构流场、均衡注采，高效动用、采出“油墙”，最大程度延长化学驱含水谷底平台期，实现三次采油和二次采油（“3+2”）适配优化、大幅度提高采收率的目的。
通过大量物理模拟和数值模拟研究，明确了“井网-驱油剂-剩余油”适配优化提高采收率的机理。
该技术在胜坨油田二区东三段5砂组进行了应用，通过优化“3+2”井网调整方式、驱油体系和注入参数等，预计区块含水谷底平台期从3 a 延长至8 a ，最终采收率为60.5%，比原方案采收率再提高7.5百分点。
该技术是老油田大幅度提高采收率的关键技术，可以为中外同类型油藏延长化学驱见效高峰期提供指导和借鉴。
关键词：化学驱；动态优化调整；见效高峰期；加合增效；大幅度提高采收率文章编号：1009-9603（2024）01-0054-09DOI ：10.13673/j.pgre.202310044中图分类号：TE357.46文献标识码：AConnotation ， mechanism ， and practice of “3+2” significantlyenhanced oil recovery technology in mature oilfieldsYANG Yong 1，CAO Xulong 1，ZHANG Shiming 2，CAO Xiaopeng 3，LÜ Qi 2，YUAN Fuqing 2，LI Xuming 1，JI Yanfeng 2，ZHAO Fangjian 2，MENG Wei 2（1.Shengli Oilfield Company ， SINOPEC ， Dongying City ， Shandong Province ， 257001， China ； 2.Exploration and DevelopmentResearch Institute ， Shengli Oilfield Company ， SINOPEC ， Dongying City ， Shandong Province ， 257015， China ；3.Dongsheng Jinggong Petroleum Development Group Co.， Ltd.， Shengli Oilfield Company ，SINOPEC ， Dongying City ， Shandong Province ， 257000， China ）Abstract ： Traditional chemical flooding projects typically adopt the “2 + 3” combination ， which involves adjusting the water flood ‐ing well pattern before implementing chemical flooding. Due to the limitation in understanding and predicting residual oil ， this method often leads to some low-yield and inefficient wells ， and the low water cut period of chemical flooding is short ， resulting in limited improvement in oil recovery. To address this ， Shengli Oilfield innovatively proposed the “3 + 2” technology for signifi ‐cantly improving oil recovery through fundamental research and exploratory practice. This technique involves using the oil displace ‐ment system more effectively during chemical flooding to expand the swept volume ， increase the displacement efficiency ， and ad ‐收稿日期：2023-10-26。
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综述老油田改善开发效果及提高采收率技术岳登台Ξ(中国石油天然气总公司)摘 要 中国陆上老油田已进入高含水后期开发,随着开采程度加深,地下油水关系越来越复杂,剩余油分散,给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。
但目前老油田储量和产量的比例,仍占陆上总开发储量和产量的70%以上,是生产上的主力,其潜力也最大,仍然是今后调整挖潜的主要对象。
鉴于中国陆上油田绝大多数为陆相储层,构造复杂,非均质严重,原油粘度偏高,石油地质特点决定了水驱油的不均匀性及剩余油分布的复杂性,潜力就存在于这种复杂之中。
根据中国陆上石油地质特点和老油田开发现状,围绕改善开发效果及提高采收率着重阐述了四个方面的配套技术:即认识油藏的配套技术,主要包括油藏动态监测技术、油藏精细描述技术、油藏数值模拟技术;完善注水开发配套技术,主要包括注水结构调整、产液结构及含水结构调整、钻取高效调整井、改造“双低”单元、配套工艺技术等;热力采油配套技术;化学驱采油配套技术。
经过多年来的努力,我国陆上油田提高采收率技术有了明显进步,针对不同类型油藏潜力分布特点,采用各种有效方法及其配套技术,为挖潜增储、增产提供了很大的余地。
主题词 老油田 开发 调整 提高采收率 配套技术1 前 言根据“八五”末313个油田按开采程度分类来看,采出可采储量大于60%,综合含水大于80%的老油田118个,开发动用地质储量9712×108t ,占总开发储量的7419%,年产油10100×104t ,占陆上年产油量的7310%,平均采出可采储量的74111%(图1),剩余可采储量的采油速度9192%。
大部分老油田已进入开发的图1 1996年底陆上已开发油田开采程度分类图 F ig .1 C lassificati on of recovery on sho re developed o ilfields in the end of 1996后期,产量普遍出现总递减。
贯彻中国石油天然气总公司以效益求发展的精神,对于油藏管理来讲,就是如何从我国油田开发的实际情况出发,合理利用人才、技术、财力资源和知识经验,使用各种有效方法和手段,以获得最大的经济采收率。
据统计表明,到目前,已开发油田的总采收率33%,是不高的。
处于高含水后期开发的老油田,仍然是当前生产上的主力,产量多,剩余可采储量多,潜力也大。
随着工艺技术的进步,新的采油方法的应用,采收率还会不断提高,可采储量还会有较大的增长。
因此,改善老油田开发效果及提高采收率仍然是我国陆上,尤其是东部各油田工作的重点。
长期以来的开发实践证明,要不断改善陆相油田的开发效果及提高采收率,只有依靠先进、适用、经济的配套技术,才能取得好效果。
2 认识油藏的配套技术我国陆上油藏类型多而复杂,陆相储层的特点是非均质十分严重,导致注水开发过程中水驱油的不均匀石油学报 1998年7月A CTA PETROL E I S I N I CA第19卷 第3期Ξ岳登台,1967年毕业于西南石油学院。
现任中国石油天然气总公司开发生产局油藏管理处处长、高级工程师。
通讯处:北京市六铺炕。
邮政编码:100724。
性,尤其是进入中高含水期后,见水层数多,地下油水关系复杂,水淹程度差异很大。
能够不断取得综合调整的好效果,在很大程度上依赖于对油藏的认识程度。
各油田几年来结合新老资料,对油层进行复查,对以前确定的砂层、油层、水层、干层、隔层及连通情况重新认识,增加了不少新油层。
大庆油田对储层的研究早已深入到以油斑产状为主的泥质粉砂岩、钙质粉砂岩等表外储层。
胜利油田对剩余油分布的研究,已从层间深入到层内的韵律段。
孤岛油田虽然综合含水超过90%,可采储量采出程度高达80%,分析主力油层注入水平面和纵向波及系数均超过90%,但据几口密闭取心井资料分析,层内不同韵律段水淹程度差异仍很大,实际波及厚度还不到80%,剩余油仍有较大潜力。
据孤东油田1991年钻的密闭取心井资料分析,剩余油主要分布在油层上部,上下部驱油效率相差近一倍。
而且储层经过长期水冲洗,油层孔隙度及渗透率发生变化。
孤岛油田中一区馆3组,在含水88%时密闭取心测定的空气渗透率为13124×10-3Λm 2,为开发初期的十几倍,孔隙度比原来增大5%,从而加大了油层的非均质程度。
因此在研究堵水、调剖或三次采油时,应当考虑储层的变化。
据取样分析,普遍存在岩石表面性质由亲油向亲水转变,剩余原油粘度及密度增大的趋势。
随着时间的推移,油田地下情况将变得更加复杂,必须不断地对地下情况进行再认识,这是正确进行决策的基础和依据。
这就需要不断发展认识油藏、搞准地下情况的配套技术。
211 油藏动态监测技术除了广泛应用国内已有的动态监测技术外,推广应用好引进的高精度电子压力计、C O 、R FT 、热采高温测试仪、双介电、CBL 等先进测井装备与测试技术,同时围绕搞清油藏的剩余油分布状况,要发展井间地震及电磁波监测技术;井间化学示踪和放射性同位素示踪技术;在分阶段钻取密闭取心资料的前提下,发展油田地球化学分析技术;裸眼井除常规的测井项目外,还应发展介电、激发极化电位、核磁等测井技术;在套管井中发展双探头C O (R ST )、中子寿命(测—注—测)、氯能谱、R FT 、过钢套管和玻璃钢套管电阻率测井技术;发展高精度、高分辨率“找水仪”,以及利用注、采剖面测井资料求油层剩余油饱和度的技术[1]。
212 油藏精细描述技术应用三维地震精细解释、高分辨率测井定量解释进行精细地层对比;岩心分析;细分沉积相与水淹特征研究;密闭取心资料分析层内不同韵律段水淹程度差异;油层物性变化及层内物性夹层描述;流体性质描述;地质统计等多种资料信息,与计算机等先进手段密切结合,建立三维、立体、定量、动态地质模型,通过精细描述,重新认识储层和油水分布状况。
胜利油田1996年应用油藏描述成果,钻的50多口调整井,平均初产20t d 以上,含水比老井低30%～50%。
东部地区一些老油田,通过开展油藏精细描述,已经把挖潜对象深入到层内的韵律段、起伏不到2m 的微构造、渗透性极差的表外油层以及沉积微相带。
213 油藏数值模拟技术几年来,我国油藏数值模拟技术有了较大发展,并随着大批油藏数值模拟工作站的引进和投入运行,一些重点单位已具备了进行工业化应用数值模拟的能力。
但与国外一些大公司相比,还有较大差距,必须下决心发展这项技术。
通过加强组织,集中力量攻关,在吸收国外先进软件的基础上,研究适合我国油藏特点的软件系列,在油藏精细描述的基础上,充分应用监测资料进行历史拟合,由定性直观描述进入定量的三维空间的预测描述,搞清剩余油分布,优化调整挖潜方案部署。
这样,我们可以综合应用动态监测及剩余油测井技术[2]、油藏描述新技术[3]、非均质储层随机建模技术、油藏数值模拟技术[4]、确定剩余油分布技术[5]等多项技术进行剩余油分布规律研究,为进一步提高采收率奠定基础。
74第3期综述老油田改善开发效果及提高采收率技术84石 油 学 报第19卷3 完善注水开发配套技术全国陆上特别是东部地区老油田,已普遍进入高含水后期开发,并随着开采程度的进一步加深,给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。
老油田靠成批层系细分、加密井新增生产能力的时期已经过去,采用加强注水、大幅度提液和较为简单的注采调整措施的效果也愈来愈差。
实际上,近几年来老油田调整挖潜对象及工作重点已经发生了明显转移,油藏研究开展精细描述与各种新方法相结合,以搞清剩余油分布为重点;措施依靠新工艺新技术,以增加可采储量和提高效益为主,已经见到明显效果。
虽然其工作难度和技术含量大大增加,但仍然离不开注好水这个基础。
据各类油田储量动用状况及水驱程度分析,提高水驱采收率的潜力仍比较大,需要进一步完善注水开发配套技术。
311 搞好注水结构调整,提高注水有效率注水开发的老油田,到了高含水后期,在保持注采平衡的条件下,要搞好注水结构调整,扩大注水波及体积和波及效率,降低无效、低效注水。
主要是做好三方面工作。
31111 进一步完善注采系统,搞好分层注水高含水后期,注采系统要进一步强化,提高注采井数比,一般应达到115左右,增加注采连通厚度的比例和受效方向,应落实到每一个区块和单元上。
为扩大纵向波及程度,要进一步搞好分层注水,增加分注井,提高注水合格率,充分发挥分层注水的调整作用。
31112 开展各种形式的不稳定注水为发挥毛细管力,提高注入水在微小孔隙中的驱油作用,增加波及体积及波及效率,降低油井含水,各油田几年来都在不同规模地开展不稳定注水,都见到了改善开发效果的作用。
胜利油田近几年先后在26个区块上实施不稳定注水,在没钻新井及不采取增产措施的情况下,累积增油31×104t,少产水341×104t,少注水661×104m3,增加可采储量309×104t,提高采收率313%,取得了很好的经济效益。
31113 采用多种做法改换液流方向为使地下含油饱和度重新分布,油井周围含水饱和度下降,可以通过增加注水井点、转注改层换向驱油、改造油层引效、周期性转换注水井排方向等取得好效果。
吉林扶余油田西十块利用换向驱油,周期注水,八年含水稳定,产油量递减减缓,提高采收率4116%。
312 搞好产液结构及含水结构调整产液结构和含水结构的调整,主要是提高相对低含水、低采出程度地区、井和层的产液量,限制高含水、高采出程度地区、井和层的产液量、产水量,减少无效提液量,实现其有效注水和有效提液,增加储量动用,控制含水上升速度,减缓油井产量递减的目的。
各油田几年来根据本地区老油田的油藏地质特点和开发状况,按区块、层系和油井分类制定产液结构和含水结构调整目标。
一般划分为基础井网井和不同时期的调整井,通过各类井、层的调整,尤其是优化堵水和调剖措施,是实现注、堵、采、转协调,改善平面、层间水驱效果,增加波及体积的关键技术。
大庆油田几年来,根据注水开发过程中平面、层间和层内水淹动用状况的不均匀性,以及面积大、井数多、不同类型井含水差异大的情况,开展以细分沉积相与水淹特征为重点的精细地质研究工作,发展监测技术和分层注水工艺,提高分层注水质量和积极进行难采储量挖潜,为产液结构和含水结构的调整创造良好条件,采用以注采结构调整为主的综合调整技术,取得了良好的开发效果(图2)和巨大的经济效益。
除原油产量保持(5500～5600)×104t外,到1995年底的实际综合含水80123%,与1990年相比仅上升1127%,比同期规划指标少上升6113%,五年累积比同期规划指标少产液2151×108t,少注水8340×104m3。
图2 喇萨杏油田含水与采出程度关系曲线F ig .2 T he cu rve of w ater cu t and recovery in L asax in o ilfield 313 优选调整井,挖掘剩余油富集部位的潜力一般来说,老油田进入高含水后期开发,尤其是主力油田,经过前面多次层系井网调整、强化提液等措施,不仅注采井网已比较完善,不再有成片或区块均匀钻加密调整井了。