中高渗油藏特高含水后期流场调控挖潜技术研究
濮城油田中高渗断块油藏高含水期开窗侧钻水平井挖潜研究
采收率 ３ ．２ 。濮城油 田地质 条件 复杂 ， 有油层 埋藏深 、 升速度 。利用水平井可有效挖潜 这类 剩余 油富集区 。 ５ １％ 具
高温 、 高盐 、 高矿化 度 的特 点 ， 断层 多 、 断块 小 、 藏类 型多 。 油 有 ３０多 口报 废井 和 １０多 口低产低效井 。实施 开窗侧钻水 ０ ５ 以充分利用 已开发 油 田的老井 ， 降低钻 井费 用 ； 且还 可 以 而
’ 中原油 田重 大科技攻关项 目“ 濮城油 田中高渗断块油藏高含水期开窗侧钻水平井挖潜研究” 究成果 （ 研 编号 ： ０ ２ １ ） ２ ５０７ 。 ０ 作者简介 ：汪孟洋 （９ ５一 ， １６ ） 高级工程师 ， 士研究 生， 博 主要从事 油气 田开发研 究工作 。地址 ： １０ ８ ） 京市海 淀区学 院路 ３ 号， （ ００ ３ 北 １ 电
汪孟洋 ， ｒ 薛承 洲 ， 张俊 法
（ １中国地质大学 ・ 北京 ２中原油 田分公 司采 油二厂 ３中原油 田分公 司勘探 开发科学研究 院）
汪孟洋等 ． 濮城油 田中高渗断 块油 藏高 含水期 开 窗侧钻 水平 井挖 潜研究 ． 钻采 工艺 ，０７，０ １ １４—１５ ２ ０ ３ （ 水平井技术研 究
１ 区块筛选评价 ． 结合 国内外油 田的成功经验 ， 为应从 以下几 类油藏 部署侧 认 钻水平 井 ： 一 （） １ 中高渗断块油藏 。利用水平井 可以挖潜 高含水期 断
精细 油藏 描述 技术是侧 钻水平井 能否成 功 的基础 ， 主要
（） １ 构造精细描述 ： 编制 目的层顶面 ２～ ５ ｍ等间距微构
维普资讯
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采
特高含水期油田开发
特高含水期油田开发的研究分析[摘要]：特高含水期油田开采程度、开发状况、开发规律较前一阶段发生了变化。
本文通过对特高含水期油田的开发各方面以及影响因素做了大量的调研，能够认识到特高含水期开发所面临的问题，对提高油区特高含水油田开发水平，具有非常重要的意义。
[关键词]：特高含水期，油田开发，影响因素中图分类号：o346.2+3 文献标识码：o 文章编号：1009-914x（2012）20- 0295 -01一、前言随着油价的飘升，国内原油需求爆炸式增长，对原油的需求与油田公司生产能力的矛盾日益突出。
合理完善的油田开发就显得尤为重要，它直接影响着油田的采油速度、采收率、稳产期限、以及油田综合经济效益，很多油田总体上己进入特高含水（含水90%以上）开发阶段。
由于特高含水期是重要的开采阶段，有相当一部分剩余可采储量将在这一阶段采出，因此，研究特高含水期油田的开发具有重要的意义。
二、油田开发阶段划分及开发特征油田开发阶段的划分有多种方法，一般可根据油田产量的变化或含水的变化来划分油田开发阶段。
根据含水率或含水上升率变化一般划分为低含水期、中含水期、高含水期和特高含水期四个开发阶段。
（1）含水≤20%（水油比0～0.25）为低含水采油期；是注水见效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段，采取早期注水的开发方式，使油井保持较长的低含水开采期。
（2）含水20%～60%（水油比0.25～1.5）为中含水采油期；该阶段的特点是含水明显加快，液量上升幅度较大，地层中压力消耗与生产压差增加，油水分布逐渐复杂化，自喷能力不断下降，产能受到愈来愈大的限制。
该阶段一般由基础井网进行开发，层间干扰现象十分突出。
（3）含水60%～90%（水油比1.5～9）为高含水采油期（其中含水60%～80%为高含水前期，含水80%～90%为高含水后期）；该阶段一般为快速提液阶段，随着液量的上升，含水快速上升，油水运动与分布已变得复杂，剩余油比较分散，采油指数很低，耗水量急剧上升，开采难度加大。
高含水区域油藏开发及水驱方式研究
高含水区域油藏开发及水驱方式研究随着全球能源需求的不断增长，地下油藏的开发利用成为人类的关注焦点。
然而，随着时间推移，大部分油田开始进入高含水期，这对开采工程提出了更高的要求。
本文将讨论高含水区域油藏开发及水驱方式的研究，以有效提高油井的采收率和提高开采效益。
首先，我们需要了解高含水区域油藏的特点。
高含水油藏是指油井的产液中水含量高于50%的情况。
这种油藏通常具有较高的含水层位，油井的产液中含有大量的水。
高含水油藏的开发难度较大，因为水的存在会影响油藏中油的流动性，降低油井的采集率。
此外，油水井之间的界面张力也会影响水的排出速度，从而增加了开采难度。
针对高含水油藏的开发，有几种常见的水驱方式。
水驱是指在油藏中注入水以增加采收率的一种方法。
目前，最常用的水驱方式包括前驱水驱、顺序水驱和后驱水驱。
首先是前驱水驱。
前驱水驱是指在高含水油藏中，先注入大量的水以驱出油井中的原油。
这样可以降低油井中的原油黏附力，提高采收率。
前驱水驱的优点是操作简单，但需耗费大量的水资源。
此外，前驱水驱还有可能造成水侵，从而降低开采效率。
其次是顺序水驱。
顺序水驱是在前驱水驱的基础上进行的一种改进方法。
在顺序水驱中，我们根据油井的渗透能力和密度等条件进行分区，分别注入不同浓度的水来驱出油井中的原油。
这种方式可以更好地控制水的注入量和压力，提高采收率同时减少水的浪费。
最后是后驱水驱。
后驱水驱是指在油井开采过程中，注入低含水量的水来驱出油井中的原油。
后驱水驱的优点是节约水资源，同时以较低的成本提高采收率。
然而，后驱水驱需要较高的工程技术支持，才能保证水的注入速度和压力的控制。
除了水驱方式，还有其他的开发方法可以应用于高含水油藏的开发。
例如，采用人工举升方法可以通过抽吸泵将油井中的原油抽出，可以快速提高采收率。
此外，也可以尝试使用化学驱等新的技术手段来提高采集效率。
总结起来，高含水区域油藏的开发是一个技术难题，并且需要根据油井的具体条件选择合适的水驱方式。
AICD控水技术在南海东部油田的应用及适应性评价
104传统的被动式流入控制器（ICD）在油井中产生一个额外的压降，通过平衡完井压差和油藏压差，从而平衡整个井段上的入流，进而延缓水/气发生锥进，提高产量。
尽管被动式ICD能够延缓这种锥进，但是一旦发生了锥进，被动式ICD将发生失效。
即发生水锥或气锥后，水或气将完全占满油井，并抑制油的流动，从而显著降低产油量。
自适应ICD（AICD）能有效克服长水平井中完井段的这种常见问题：当所有的区域都产油时，AICD表现为传统的ICD，主要用于平衡入流。
然而，当发生水锥或气锥时，AICD将会产生阻塞作用，显著减缓该区域水或气的流动，使得油井全井段均衡产出，从而提高产油量[1]。
1 AICD 控水技术原理依据伯努力方程中流体动态压力与局部压力损失之和恒定的原理，通过流经装置的不同流体粘度的变化控制装置内碟片的开度，如图1所示。
当相对粘度较高的油流经阀体时，碟片开度较大；当相对粘度较低的水或气流经阀体时，碟片因粘度变化引起的压降自动调小开度，从而达到控水、控气、增油的目的[2-3]。
图1 AICD阀工作示意图南海东部砂岩油藏水平井水锥形成机理在水平井采油过程中，由于井筒周围产生压力降及油藏中的物质平衡关系，使得底水油藏中会出现油水界面发生变形呈锥形上升，这种变形已通过实验结果证明，在水平井中，油水界面将以脊形上升，垂直于水平井方向的横截面形状相似于直井中形成的“锥面”，称为底水的脊进或锥进，如图2所示。
图2 水平井底水锥进示意图AICD控水技术在南海东部油田的应用及适应性评价刘宁中海石油（中国）有限公司深圳分公司 广东 深圳 518000摘要：AICD具有防水、控水、控气、防砂、增油、多目标一次完成的技术特点，能够实现抑制高含水井段产出、增大低含水井段产出，实现自动调整水平井段的产液剖面，达到控水增油的目的。
本文依托南海东部油田AICD整体实施情况，通过分析应用效果，对该技术适应性进行了系统评价，对后续同类型油藏现场应用具有重要的参考价值。
油田高含水期剩余油精准挖潜技术分析
油田高含水期剩余油精准挖潜技术分析我国大部分油田均是陆相沉积型油田，而且油田的平面、储层内和储层间的渗透率改变情况均比较大。
由于油田主要是采取注水方式进行开发，随着开发工作的不断推进，油田的开采也会逐步进入高含水期，而高含水期剩余油的分布也会变得越来越复杂，这样便会增加挖潜油田的难度。
为此，本文首先对油田高含水期剩余油的分布特征和影响因素进行了分析，接着对其挖潜对策进行了探讨，以期为提高油田的开采潜力及效率提供一些参考依据。
标签：高含水;剩余油;精准挖潜;技术分析1.油田高含水期剩余油分布特征及影响因素1.1油田高含水期剩余油分布特征（1）片状剩余油。
片状剩余油是指在注水的过程中，由于水没有驱入，造成剩余油残留于模型的边角位置，进而产生的剩余油。
片状剩余油主要包括两种，一是簇状剩余油;二是连片剩余油，所谓的簇状剩余油指的是四周环绕着较大孔道的小喉道中的剩余油，事实上簇状剩余油属于水淹区内的小范围剩余油块，是注水绕流于空隙中而产生的。
（2）分散型剩余油。
所谓的分散型剩余油，指孔隙占用较少的剩余油，其主要包括两种：一是孤岛状剩余油;二是柱状剩余油。
其中，孤岛状剩余油属于一种亲水孔隙结构的石油，其主要是通过水驱油而逐步形成的，注水顺着亲水岩壁表面的水膜进入，在没有彻底驱完之前，注水已蔓延至喉道，阻止了油的流动，随着孔隙中油滴的不断增多、孔隙不断增大，从而逐步形成了孤岛状剩余油。
而柱状剩余油主要分布在喉道位置，且喉道大部分是由孔隙相连而形成的，且较为细长。
1.2剩余油分布影响因素（1）地质因素。
砂岩的空间分布、碎屑岩的沉积韵律特点、储层的非均质性、沉积层理种类、薄夹层分布以及沉积微相展布等地质因素均取决于沉积条件。
其中，小断层、沉积微上以及储层的非均质性等是影响剩余油的主要原因。
同时，随着构造运动的不断进行，其所形成的裂缝、断层及不整合面也会在一定程度上影响油水的运动，进而对剩余油的分布产生影响。
①断层构造与油层微构造给剩余油分布造成的影响。
大港油田高含水高采出程度油藏深部调驱技术应用实践
大港油田高含水高采出程度油藏深部调驱技术应用实践2中国石油大港油田分公司第四采油厂（滩海开发公司）天津300280摘要：针对高含水高采出程度油田高度分散剩余油的挖潜问题，大港油田多年来持续开展了以扩大注水波及体积为主的深部调驱技术应用工作，在水驱现状的快速判别方法研究、调剖充分程度判别研究、调剖体系研究优化以及工艺设计优化等方面取得了一系列成果，规模推广应用取得了效果显著，发展成为大港油田高含水、高采出程度油藏改善水驱开发效果的主导工艺之一。
关键词：高含水高采出；分散剩余油；深部调驱前言大港油田70%以上的开发单元为注水开发，水驱储量占总储量的 75%以上，目前水驱油田可采储量采出程度 80.53%，综合含水 89.85%，特别是一些主力老油田已全面进入高含水、高采出程度和产量递减阶段，宏观上存在但在空间上高度分散的剩余油占有相当的比例，而这些老油田仍是大港油田的主战场，因此保持老油田的稳产对大港油田的稳产具有重要作用。
针对大港非均质复杂断块油藏的特点，持续开展了以扩大注水波及体积为主的深部调驱技术研究与推广应用工作，根据不同开发年度的需求，确定了分期的研究重点，并形成了技术特色，使深部调驱技术发展成为大港油田高含水、高采出程度油藏改善水驱开发效果的主导工艺之一。
1大港油田深部油藏调驱体系近些年，大港油田重点研究了多种交联聚合物凝胶、预交联凝胶颗粒、疏水型水膨体、橡胶颗粒及聚胺酯颗粒等调剖调驱剂体系，并通过研究其作用机理和不同段塞结构的优化组合，形成了具有大港油田特色的“多段塞复合深部调剖工艺体系”。
1.1交联聚合物凝胶体系1.1.1新型复合铬离子交联剂研制为有效降低深部调剖成本，优选了一种价格很低的工业副产品和合适的催化剂，成功研制了新型复合铬离子交联剂，与油田常用的乙酸铬交联剂相比，成本降低40％，且调剖剂的成胶强度和热稳定性显著提高。
1.1.2主体交联聚合物凝胶体系通过对多种聚合物、交联剂的大量试验，优选出成胶性能可靠，热稳定性好的2种体系，确定了聚合物的型号，为有效控制调剖剂质量提供了重要保证。
中高渗油藏高含水期深部调剖技术的研究与应用
用ｌ ２ Ｏ一 ０目的 石英 砂 填 充 ２根 孔 隙 度 和渗 透率 相近 的填砂 管 ， 果见 表 １ 结 。
表 １ 填砂 管数 据
测定水相渗透率 ， 考察注入橡胶颗粒与填砂管渗
透率 的关 系 ， 结果 见表 ２ 。 表 ２ 橡 胶颗 粒粒径 与填 砂管渗 透 率的关 系
１填 砂管 注人 原 预交 联 凝 胶 颗 粒 ， 砂 管 ２填
强。指 出 ０ １～ ． ． ０５ｍｍ橡胶颗粒适应于渗透率 为（ ０ ６００ ４５ ０— ０ ）×１ ｍ 的地层 ，． ２ ０～ ０ ５— ０ｍｍ 橡胶 颗粒适应 于渗透率为（ ０ ６０ ０～１ ０ ）×１ ｌ 的地层 ， ０００ ０ ａ ， ｍ 橡胶颗粒复合调剖体系具有较好 的 抗盐性和热稳定性 ， 封堵率可达 ９ ．％ 。形成 了一套 适合 中原 油 田高含水 期的调 剖调驱技术 ， ９８ 该 技术 现场应用 ６ Ｏ井次 ， 取得较好 的效果 。
波及 体积 ， 改变 注入水 的流 向 。
中高 渗油藏含 油层 系多 ， 层物 性差异 大 ， 储 平 面、 层间 、 内三 大矛盾 突 出 ， 层 造成水 驱动用 不均 ， 井况 问题严 重 。笔 者针对 此类 油藏 出现 的不 同问 题研 究 了不 同的调剖调 驱技术 ： 高渗 层严重 、 主力
（． １ 中石化中原 油田分公 司采油７ 程技术研究 院 ， － 河南 ４ ７ ０ ；． ５０ １２ 中国石油大学（ 北京 ） 北京 １２ ４ ） ， ０ ２９ ［ 摘 要］ 针对 中原油 田已进入 中高含水开发阶段 ， 层间 、 内矛盾进一步加剧 等问题 ， 层 考察
了用 于中高渗油藏 的延迟膨胀凝 胶颗粒调 剖技术和橡 胶颗粒复 合调剖技术 。确定 了延迟 膨胀凝 胶颗粒体 系 ，０ １０℃下其膨胀倍数可达 ７～１ ； ２倍 膨胀时间 １ ０ｄ以上 ， 热稳定性能仍较好 ； 封堵能力
探讨高含水期油藏剩余油分布特征与挖潜措施
等诸多因素影响， 必然造成油层在平面上水淹程度及纵向上水淹状况的不同， 剩余油分布具有一定的差异。 （ １ ） 改变液流方向扩大注入水波及体积。 通过改变
为丰富的动静态资料结合精细油藏描述技术进行剩余油分布规律的分析研究，
以 指导今后的油藏挖潜显得更为必要和迫切。 本文利用油田 近几年来的 新井测
井 资料 、 动态 监测 以及生 产等各 种动静 态资料 ， 对 目前 高含 水期 的剩余 油影响 因素及分 布规律 进行 了分析 和探 讨 ， 为油 田扩大 注水波 及体积 ， 提高储 量 的动 用 程度提 供 了挖潜 方 向。 １ ， 高含 水油藏 剩 余油分 布控 制因 素 ’ ． １平 面剩余 油主控 因素 及分 布特征 ① 内部低 序级 断层 是控 制平 面剩 余油分 布 的主要 因紊 ， 在断层 遮 挡作 用
２高含水期改●开发效果的措施
由于 注水开 发油 田油层 严重 非均质 性和受 注 采井网 、 注水 方式 、 开 采历史
下， 断层附近 、 断层夹角等水驱控制程度差的地区剩余油较富集。 以某块为例 ， ２ ０ ０ ９ 年通过精细地质研究发现在断块腰部有一条落差仅２ 米左右的微断层存 在。 数模结果显示受微断层遮挡， 断层东ｊ Ｅ 部地区注水不受效， 储量动用程度 差， 剩余油较富集。 新井生产情况进一步验证了微断层的控油作用。 ②地层倾角 控制断块油藏平面剩余油分布。 整装油藏储层较平缓倾角小 ， 一般仅１ — ２ Ｏ ， 断
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中高渗油藏特高含水后期流场调控挖潜
技术研究
摘要：在油田开发过程中，中高渗油藏受储层静态、动态非均质性的影响，
注入水无效或低效循环问题突出，极大降低了开发效果。
针对这一问题，如何直
观展现油藏流场分布，准确描述优势流场的位置，对油气田开发调整工作有着重
要的意义。
本文以油藏工程为基础，以结合层次分析法和模糊数学理论，建立了
油藏流场的定量化表征模型，指导了流场调整方案设计，为油气田开发的动态调
整工作提供相应的依据。
关键字：流场；特高含水后期；定量化描述；调整对策
目前国内老油田中高渗油藏大部分进入高含水、高采出程度和产量递减阶段，稳产难度大。
由于长期流线固定、驱替不均衡，导致开发效果变差。
特高含水后期，如何进行流场调整，均衡驱替，对于老油田的稳产具有重要的意义。
目前流场的主要研究方法有数值模拟法、动态分析法、BP神经网络分析法等。
数值模拟法应用改进流线法描述流场的展布，此方法推进了流场研究，但是对于
纵向流场分布不能准确描述。
动态分析法应用灰色关联度分析方法，从动态的角
度对井间连通性和注入水流动方向进行了研究，但是此方法无法定量描述流场特征。
BP神经网络分析法形成了高含水油田油藏流场评价体系，因操作起来比较复杂，推广应用难度大。
本研究是综合应用层次分析法和模糊数学理论，建立高含
水后期流场定量评价模型，应用于数值模拟中，指导高含水后期调整治理方案的
部署和实施。
1特高含水后期流场定量表征模型研究
1.1 利用逻辑分析方法选取特高含水期流场表征参数
考虑储层静态、动态非均质性，筛选出影响流场动态、静态参数，利用逻辑分析方法（因果关系、等价关系、过程关系）优选出反映储层特征的渗透率、净毛比，反映冲刷程度的过水倍数，反映水驱利用效率的含油饱和度。
1.2 利用升/降梯形法确定流场表征参数隶属度函数
渗透率隶属度函数FK：
（1-1）
式中： K(i)为i网格渗透率；
K
max 、K
min
分别为最大、最小渗透率
净毛比隶属度函数FR：
（1-2）式中：R(i)为i网格净毛比；
R
max 、R
min
分别为最大、最小净毛比
过水倍数隶属度函数FT：
（1-3）式中：T(i)为i网格过水倍数；
T
max 、T
min
分别为最大、最小过水倍数。
含油饱和度隶属度函数FSo：
（1-4）式中：So(i)为i网格含油饱和度；
So
max 、So
min
分别为最大、最小含油饱和度。
1.3 利用层次分析法确定流场表征参数权重
为了将比较判断定量化，层次分析引入1-9比率标度的方法构成判断矩阵，通过对各参数进行比较判断，得到流场表征参数层次分析矩阵（表1）。
表1流场表征参数层次分析矩阵
通过计算判断矩阵的最大特征根及对应的特征向量，可获得各项参数的权重系数。
即相对权重向量为（0.285，0.073，0.472，0.170）T。
1.4 利用耦合计算法确定流场定量表征模型
将隶属度函数与权重进行耦合计算，得到定量化表征油藏流场强度（W）的模型。
流场强度定量表征模型：
W=0.285•FK（i）+0.073•FR（i）+0.472•FT（i）+0.170•FSo（i）
1.5 结合矿场统计确定了流场分级评价标准
通过统计特高含水后期层段相对吸水量与流场强度数据，做出关系散点图（图1），可以看出强度在小于0.13的时候，流场强度随着相对吸水量的增加逐渐增大，当0.13和0.2之间的时候流场强度变化不大，在大于0.2时候流场强度快速增加。
因此我们确定了流场分级标准（表2）。
图1层段相对吸水与流场强度关系散点图
表2高含水后期油藏流场分级标准
2特高含水后期流场调整对策研究
2.1 变注采转流线
由于流场固定造成注入水低效循环，通过转注调整流场方向（60度左右），
将强势流场转向弱势流场，实现剩余油的有效挖潜。
2.2 拉大井距变流线
针对强势流线，通过放大井距，抽稀井网，一线井转向二线将流线转向潜力区，达到高效均衡水驱的目的。
2.3 调参数调流线
针对平面注采不均衡，以井组为单元，优化调整油水井生产参数，通过对油
井提液（合理生产压差10.5MPa，液量级差控制在1.1倍以内）、对应水井调整
注水量，进一步优化注采流场。
2.4 纵向调剖面
针对纵向流场差异大，层间、层内水驱不均，实施细分和调剖，使流场级差
控制在1.5倍以内，实现弱驱层的有效动用。
该研究成果应用到国内某中高渗油藏，水驱控制、动用程度分别提高2.1%、1.4%，增加（恢复）可采储量9.86万吨，提高采收率0.77%，效果显著。
3结论
（1）通过动静结合、多因素综合评价，建立了基于渗透率、过水倍数、含
油饱和度、净毛比为基础的特高含水后期流场定量表征模型，并结合矿场统计法，确定了流场定量评价标准；
（2）提出了针对平面流场，通过变注采转流线、拉大井距变流线、调参数调流线调整，针对纵向流场差异大，纵向调剖面的流场优化方法。
研究成果可有效改善实际油藏开发效果，对国内同类油藏的开发调整具有指导意义。
参考文献：
［1］陈付真,等．油藏流场的定量化描述方法及其应用研究[J]．石油天然气学报(江汉石油学院学报),2011,33(12):111-114．
［2］陈永生．油藏流场[M]．北京：石油工业出版社，1998：1-2.。