特高含水期油井堵水挖潜方法研究
中区西部高台子加密井网特高含水期剩余油挖潜方法探讨
中区西部高 台子加 密井于 ２ ０ ０ ９ 年 投入开发 ， 由于 加密 井开 较少 ， 非主流 线区域 内的 剩余油丰富 。 ２ ． １ ． ６井 网控 制不 住 、 断 层遮挡 、 注 采不 完善 井 区有剩 余油 发 的 目的 油 层多 、 油 层物 性 差且 临近 高含 水 层 ， 该 区块 基础 含 水 高 于预 期含 水 ， 含 水 上升 速 度快 ， 较 短时 间 内就进 入特 高 含 分布 井 网控制 不住 型剩余 油 ， 平面上 分布在 零星分 布的朵 状或 水 期 开采 。为进 一步 延长 油 田稳 产期 ， 实现 “ 稳 油控 水 ” 目标 ， 必须弄清 剩余油分 布特征 ， 适时 采取措施 挖潜方法 。 窄条 带状砂体 ， 由于砂 体规模 小 、 井距大 、 井网难 以控制形 成剩 余 油 。 另外 ， 还有 少 数 因断 层 遮 挡或 注 采 不完 善 形成 的 剩余 １基本概况 油 ， 但分布零 散 。 中区西部 高 台子位 于萨 尔 图油 田萨 中开发 区中部 ， 北起中 ． ２原 因分 析 三排 水 井排 ， 南至 中七 排水 井排 ， 西起 １ ０ ８ 、 １ ２ １ 断层 与西 区相 ２ ２ ． ２ ． １ 物 性 差异是 决 定剩 余油分 布的 关键 。物性 好 的先 驱 邻， 东至 １ １ ２ 、 １ ２ ６ 断 层 与 中区西 部 相连 ， 含 油面 积 ９ ． ０ ４ ｋ ｎ ｉ ， 总 替， 先水 洗 ， 剩 余油少 ； 物性差 的后驱替 ， 后水洗 ， 剩余油 多 。 地 质储量 ４ ８ ７ ６ ． ６ ｘ ｌ ｏ ｌ ｔ 。 ２ ． ２ ． ２多旋 回沉 积 、 多相 带组 合 ， 使薄 差 层成为 剩余 油 的存 为缓 解储 采 失衡 的 矛盾 ， 完善 注采 关 系 ， 提 高剩 余油 动用 程度 ， 该 区块 干 ２ ０ ０ ９ 年进 行 加 密调整 。现 共 有油 水井 ３ ７ ０口， 储地 。 注采 井数 比为 １ ： １ 。
正韵律厚油层高含水期挖潜方法研究_刘立支
在油田开发进入高含水期以前，开发调整的潜力主要在层间和平面，但是经过多年的井网层系和注采关系的调整，层间和平面的潜力越来越小，尤其是对厚油层储层来说，进入高含水期后其潜力主要集中在层内。
不同地质条件的储层，剩余油分布规律不同，对应的挖潜方法不同。
本文在认识高含水期正韵律厚油层层内剩余潜力特征的基础上，提出了相应的挖潜方法及其适应性。
一、高含水期正韵律厚油层层内剩余潜力特征进入高含水期开发阶段的正韵律厚油层，长期水驱形成“总体分散，局部富集”的剩余油分布格局。
对于常规水驱提高采收率的挖潜方法来说，其挖掘的潜力主要是相对集中的层内富集的剩余油。
这些相对富集的层内剩余油归纳起来主要体现在两个方面，即由夹层分割作用控制的剩余油和长期水驱形成的优势渗流通道控制的剩余油。
１．夹层控制的剩余油厚油层层内夹层对油层的油水渗流有不同程度的影响和控制作用，其影响程度与夹层的厚度、延伸规模和位置有关［１］［２］。
油层内上部的夹层对油水渗流的影响较小，油层中部或中部偏上的夹层对油水渗流的控制作用较大；在夹层具有一定厚度和平面延伸范围的条件下，单一夹层的控制作用有３种类型：一是注水井钻遇夹层：油井射开情况不同，剩余油所处的位置与数量也不同；其中油水井均只射开夹层上部驱油效果较差，剩余油较多；而油井射开夹层上部，水井全射驱油效果较好；二是采油井钻遇夹层，水井全层射开，油井射开上部的情况下，剩余油较少，其余情况下剩余油均较富集；三是夹层处于注采井之间，油水井均射开夹层以上井段，在水驱油过程中由于夹层的隔挡作用，注入水基本波及不到夹层之下的储集部位，因而剩余油最富集。
比如在孤岛油田中一区Ｎｇ５３的９－７１０井与９－７０８井之间的发育一个０．４ｍ厚的稳定泥质夹层，在夹层上部形成剩余油的富集，如图１所示。
２．优势渗流通道控制的剩余油在长期注水开发过程中，由于地质及开发因素的影响，在高含水期注入水可能沿着局部产生无效水循环，形成优势渗流通道，与之相对应的则在水驱作用较弱的部位形成剩余油的富集。
探讨特高含水期水驱剩余油挖潜技术
探讨特高含水期水驱剩余油挖潜技术摘要：截止2007年年底，喇嘛甸地区的油田开始到达特高含水期。
自此之后，油井数目不断减少，油井产量也逐年降低。
其中，产量在两吨以下的低效能油井将近四百口，这种情况极大限制了油田后期的开发利用。
油田的产油目标难以实现，预期的经济效益自然难以获得。
本文从油层状况和储层内部分布研究等方面分析，了解油层剩余油的动用状况，采取措施，利用压裂、补孔等技术措施挖掘剩余油，提高低产油井的生产能力。
关键词：剩余油含水期情况措施喇嘛甸地区诸油井自从到达特高含水期之后，各种油层的性质随其空间位置变化极大。
分析其主要变动原因是三大矛盾，由于无效循环，致使剩余油位置不集中，注采不平衡油井的剩余油和厚油层种类较少的韵律上部储量较多。
储油层结构理论和油层详细情况将作为研究的依据，获知油层剩余油的空间特性，利用压裂、补孔等手段挖掘低产井油层剩余油，深化储层利用，建立起喇嘛甸油田特有的低产井开发利用方案。
通过各种配套手段实现油井增产。
一、油层动用详情和未来发展方向1.厚油层剩余油原因以非均质为主喇嘛甸地区的萨2组油层是二类油层，主要形成因素是河流沉积，由于砂质沉淀，导致厚度较高，实施注水措施以后，油层的动用情况十分可观，水淹部分较多。
自二〇〇四年以后，两口新钻井和取心井水淹情况统计显示：萨葡油层业已实现全部水淹（洗）。
水淹部分以高中档为主，厚度比例均达到百分之八十五以上，最高可达百分之九十五；从水洗情况来看，高中档水洗占主要部分，厚度比例位于百分之七十五到百分之九十七之间，水洗油层在驱油率方面的平均值已达到百分之四十六。
厚油层内部砂体分布情况较为特殊，纵向互相交叉叠压，主要有正韵律和复合韵律砂体两种。
油层内空间分布情况较复杂，厚油层内部动用率均较低。
主要体现在单一韵律段，下部开采较为可观，上部开采情况不是很好。
所以，从上面情况看来，单一韵律段中，上部分剩余储油仍然丰富，可以当作深层挖潜的主要对象；单一韵律段下部，由于剩余油量相对较少，可以当作控制注采无效循环的主要对象。
特高含水期控水挖潜方法研究
特高含水期控水挖潜方法研究摘要：针对油田A块进入特高含水期开发后，水驱无效注采循环日益突出、剩余油挖潜难度逐年增大的实际情况，在深入研究的基础上，通过厚油层层内细分注水、拓宽周期注水规模、精细堵水方案等措施，达到了控水挖潜的目的，使油田的自然递减率、含水上升率得到有效控制。
关键词：特高含水期；剩余油；液流方向；厚油层；精细地质Abstract: based on A piece of high water cut period into the oil field development, the water flooding invalid injection-production cycle increasingly, remaining oil redevelopment difficulty to the actual situation of has been increasing year by year, in the thorough study on the basis of the, through the thick layer of oil in the water, broaden the water cycle subdivision scale, fine water plugging scheme of measures to control the purpose of tap water, oil, water natural decline rate in lift control effectively.Keywords: high water cut period; The remaining oil; Fluid flow direction; Thick oil; Fine geologic油田A块于1994年投入开发，先后部署5套开发井网，目前总井数831口，其中采油井488口，注水井343口，注采井数比1：1.4，井网密度44.47口/km2。
高含水水平井措施挖潜技术研究
发 育层 数 ６个 （ 比例 为 ４ ０ ） 。压 裂前 平 均单井 日产液 ６ ． ３ ｔ ， 日产 油 ５ ． ６ ｔ ，含 水 １ Ｏ ． ４ ％，压裂后 日产液
１ ５ ． ４ ｔ ， 日产 油 ７ ． ２ ｔ ，含 水 ５ ３ ． １ ，含水 上 升 ４ ２ ． ７ ，上 升 幅度 较 大 。 分 析 认 为 ，州 ５ ７区块 内 同层 比
较 发育 ，水 平井 压 裂后 产生 的裂缝 沟通 了 同层 ，导致 含水上 升 。
２ 高含水水平 井措施 挖潜及实施效果
长江大 学学报 （ 自科版） ２ ０ １ ３ 年６ 月号理工上旬刊 第 ｌ ｏ 卷第 １ ６ 期 Ｊ ｏ ｕ ｒ ｎ ａ ｌ ｏ ｆ Ｙ ａ ｎ ｇ ｔ ｚ ｅ Ｕ ｎ ｉ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｔ ｙ（ Ｎ ａ ｔ Ｓ ｃ ｉ Ｅ ｄ ｉ ｔ ） Ｊ ｕ ｎ ． ２ ０ １ ３ ，Ｖｏ １ ． １ ０ Ｎｏ ． １ ６
水平井高含水原 因分析
１ ． １ 水 平 井投产 之 初高 含水
水 平井 投产 之初 ，有 ８口水平 井 高含水 井 ，这 些井 钻遇 砂体 较差 ，砂 体类 型主 要是非 主 体砂 ，而 油
水 同层 是造 成水 平井 高含 水 的主要 原 因 。 １ ． ２ 水 平 井开发 过 程 中高含水 １ ） 裂缝 、高渗 透 带发 育
２ ． １ 低 产 液 、高含 水水 平 井
为 改善低 产 液 、高含 水水 平井 开发 效果 ，对 其砂 体 发 育较 差 、动 用 程 度低 的水 平 段采 取 压 裂 措施 。 以肇 ５ ３ 一 平 ３ ７井 为 例 ，该 井 位 于 肇 州 油 田州 １ ９区 块 ，２ ０ ０ ３年 １ ２月 高 能 复 合 射 孔 投 产 ，水 平 段 长度 ７ ０ ８ ｍ，钻遇 含油 砂岩 长度 １ ０ ３ ｍ，钻遇 率 １ ８ ． ６ ９ ／ ６ ，地 质储 量 ８ ． １ ５ ×１ ０ ｔ 。生产 初期 日产 液 ４ ． ７ ｔ ， 日产 油
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。
新立油田高含水开发期应用侧钻井挖潜试验研究
８ ０
特 种 油 气 藏
第 １ 卷 ８
术、 高精 度碳 氧 比技术 （ ＭＴ 、 冲 中子 一中子 测 Ｒ ）脉
注 水井有 一个 方 向油井 注水受 效 ， 而另一 方 向油层 尖 灭或 油层 变差 而注水 不受效 ； 是指 钻遇油 层但 二
井技术 （ Ｎ ） Ｐ Ｎ 等先进油藏监测 技术手段 ， 对剩余 油进行 了精细研究 。通过研究剩余油分布规律与 注采井 网、 构造 、 沉积相带的关系 ， 按照剩余油分布
关键词 ： 套管 变形 ； 剩余油分布 ； 侧钻 ； 高含水期 ； 立油田 新
中 图 分 类 号 ：Ｅ ５ Ｔ ３７ 文 献 标 识码 ： Ａ
引 言
新立油 田是“ 六五” 期间国内开发最早 的低渗 透一 特低渗透裂缝性油藏 ，９０年开辟生 产试 Ｊ１８
验 区 ，９３年 全 面投入 注 水 开发 ， １８ 目前 综 合 含 水 为 ７．％， ７ ０ 已进入 高含 水 开发期 。近年来 出现 以下新
区块平均渗透率小于 ５０×１ ～ ③储层非均 ． ０ ｍ ；
质性 严重 。油层 属 于 曲流河 三角洲 相沉 积 ， 井油 单 层厚 度为 ５ ０～３． 平均 有效厚 度为 ９２ｍ， ． ０ ０ｍ， ． 砂 体多呈 条 带 状 、 镜 状 分 布 。平 面 渗 透 率 级 差 为 透 ３ ０～１０ 渗 透率 变 异 系数 为 ０ ５～０８ 层 问 渗 透 ２， ． ．； 率级差 为 ５ ０～３０， 透 率 变 异 系 数 为 ０８ ０ 渗 ．０～ １１ ； 内渗 透 率 级差 为 １ ．５ 层 ０～９０ 渗 透率 变 异 系 ５，
井底 恢 复储 量 型 的侧 钻 井 ， 试 验 了 ６ 口井 ， 均 日产 液 为 ９ ２ｔｄ 日产 油 为 ４ ５ｔｄ 日产 油 共 平 ． ， ／ ． ／ ，
特高含水期油井精细挖潜方法研究
高含水 层相 隔小 于 １ ． ６ ｍ 的剩 余油 富集 层挖 潜难 度较 大 ，后期 随着 薄 隔层压 裂 技术 的不 断发 展 ，隔层 最
小达到 ０ ． ４ ｍ，使 这部分 层 潜力得 到有效 发挥 。 “ 十 一 五 ”期 间应 用 薄 隔 层 压 裂技 术 １ ０ ４口井 １ １ ３个层 段 ，小 隔层 平 均 厚 度 １ ． １ ｍ，其 中 隔 层 厚 度 小 于 ｌ ｍ 的井 实施 ２ １口 ，最 小 隔 层 ０ ． ５ ｍ，压 裂 成 功 率 １ ０ ０ ９ ／ ６ 。该 技术 释放潜 力 层砂 岩厚 度 ４ １ ５ ． ４ ｍ，有效 厚 度 １ ４ ５ ． ６ ｍ，平均 单井 压后 日增 油 ５ ． ８ ｔ 。 ３ ） 突破 压 裂厚 度界 限，在 薄差层 中挖 掘 剩余 油 以往油 井压 裂段 有效 厚度 之 和一般 大 于 １ ． ５ ｍ； 目 前 为 了挖掘 油层 条件 差 、厚度小 的井 以及 重复压裂井潜 力 ，加 大 了薄差层压 裂挖潜力 度 。“ 十一 五”期 间 ，
深 化 潜 力研 究 ，搞 清 现 阶段 剩 余 油 分 布 特 征 的基 础 上 ，优 选 压 裂 挖 潜 井 、层 ， 并 根 据 措 施 目的 层 段 油 层 条 件 不 同， 利 用 目前 成 熟 的压 裂 工 艺 ， 优 化 压 裂 方 式 、 层 段 组 合 方 法 以及 施 工 参 数 ， 探 索 提 高 特 高含 水
期 油 井 压 裂 效 果 的有 效 途 径 。
［ 关 键 词 ］ 剩 余 油 挖 潜 ；井 层 优 选 ；压 裂 方 式 优 化 ；层 段 组 合 方 法 ［ 中图分类号］Ｔ Ｅ ３ ２ ７ ［ 文献标志码］Ａ ［ 文章编号］１ ６ ７ ３
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特高含水期油井堵水挖潜方法研究
【摘要】本文在油藏精细描述和储层内部结构研究成果的基础上，结合动静态测试资料，分析在堵井堵前及堵后井组油层动用状况、井组注采关系变化情况及目前井组剩余油分布状况，找出目前剩余油较富集的井、层，通过拔堵、调换堵层等方法对在堵井实施改造，达到增油降水的目的，对提高油层动用状况，减缓产量递减，控制含水上升速度具有重要意义。
【关键词】油田堵水井精细描述潜力分析调整挖潜
1 特高含水期在堵井调整原则
根据在堵井堵水工艺类型、堵水目的、堵水厚度、堵水效果、目前生产状况等，制定了在堵井调整原则：
（1）对于化学堵水井，由于化堵层多为油层窜、气窜或高含水层，解封难度大，因此在堵井调整以机械堵水井为主。
（2）对于井网加密后，同井场采油井对应堵水的井，由于堵水后砂体注采关系仍然较完善，目前动用程度较高，不作为调整潜力井。
（3）对于堵水层数少且堵水厚度小的井，由于堵水层位单一且剩余油潜力较小，不作为调整潜力井。
（4）对于堵水层位为发育厚度较大厚油层的井，若堵水后砂体注采关系仍然完善的井，不作为调整潜力井；若堵水后注采关系不完善，注采方向无采出井点的井，由于液流方向转变，原来的高含水层已目前变为含水较低的潜力层，对这部井和层，可部分或全部
释放堵水层位。
（5）对于堵水层位为发育厚度较大厚油层的井，且厚油层内动用差异较大，剩余油富集部位与高含水部位共存，但由于受原工艺水平限制而全层堵水的井，可部分释放堵水层位。
（6）对于多层高含水，但由于受原工艺水平限制而增加堵层大段堵水的井，可释放部分陪堵层。
2 堵井调整技术界限研究
特高含水期油井堵水的主要目的是稳油控水，减缓油田含水上升速度。
因此，油井堵水除取得较好经济效益外，还需控含水，使堵水井调整在取得较好经济效益的情况下要降低油井的综合含水。
因此除确定在堵井调整经济界限外，还需确定在堵井调整的技术界限。
因含油饱和度值是衡量油层动用状况及剩余油富集状况的主要参数，因此从油层含水与含油饱和度关系上进行了研究。
主要从理论上及实际上，同时结合历年油层含水与含油饱和度关系，制定了油层含水与含油饱和度关系图版。
从图版上看，理论上油层含水与含油饱和度应呈线性关系，即随着含油饱和度的降低油层含水呈均匀上升趋势。
但由于受油层动用不均衡及无效循环等因素的影响，油层含水与含油饱和度呈非线性关系，即随着含油饱和度的降低油层含水呈先块后慢上升趋势。
当油层含油饱和度值在75%～45%之间时，随着含油饱和度的降低油层含水呈迅速上升趋势，在油层含油饱和度在45%时，油层含水上升到91%；当油层含油饱和度值小于
45%时，随着含油饱和度的降低油层含水呈缓慢上升趋势，截至2009年，油层含油饱和度为40.63%，油层含水为94.64%。
如按在堵井调整以油井含水97%为调整界限，含水下降3个百分点，理论上油层含油饱和度要在4.5%以上，实际油层饱和度要在41.8%以上。
3 特高含水期在堵井调整潜力类型
一是井组内注采关系单一导致单层突进，堵后注采不完善型。
这种类型主要针对堵水层位发育厚度较大的井，在堵层多以河道边部或窄条状河道发育为主，注采关系相对较为单一。
二是受原工艺水平限制无法进行层内堵水，对厚油层内剩余油富集部位及高含水部位全部实施堵水型。
这种类型主要针对堵水层位发育较大厚度厚油层的井，在堵层多以大片河道发育为主，注采关系相对完善。
三是受原堵水工艺水平限制无法进行多段细分堵水，增加部分剩余油富集层陪堵实施大段堵水型。
这种类型主要针对多层高含水的井，在堵层段内高含水层和剩余油富集层交替存在。
4 特高含水期在堵井调整方法
通过研究在堵井、层的动用状况、注采关系变化情况及剩余油分布状况，分析了油田特高含水期在堵井、层的潜力类型，同时结合在堵井调整的经济界限和技术界限，明确了特高含水期在堵井的调整思路，进而总结出一套在堵井综合调整挖潜的方法。
4.1 堵层层内调整方法
通过分析在堵厚油层井组内堵水前后的注采关系、油层动用状况
和剩余油分布状况，同时结合在堵厚油层内结构界面的稳定性，采用长胶筒封隔器封堵在堵厚油层内无效、低效循环部位，释放剩余油富集部位，实现层内细分堵水，以挖潜厚油层内低含水部位的剩余油，控制高含水部位的无效产液。
主要采取以下三种做法：一是针对井组内发育稳定结构界面的在堵厚油层，利用长胶筒直接封堵到结构界面部位，封堵在堵厚油层内无效、低效循环部位，释放剩余油富集部位。
二是针对井组内发育不稳定结构界面的在堵厚油层，利用长胶筒在结构界面部位适当增加封堵厚度实施层内精细堵水。
三是针对在堵厚油层内结构单元连通较好、无效循环严重的部位，利用长胶筒对油水井实施对应封堵。
4.2 堵层层间调整方法
通过分析在堵层段井组内堵水前后的注采关系、油层动用状况和剩余油分布状况，同时结合在堵井目前的生产状况，采取调换堵层、释放陪堵层和在堵层拔堵等做法实现在堵井层间精细堵水。
封堵目前部分高含水无效生产层，释放部分含水较低的剩余油富集在堵层。
主要采取以下三种做法：
一是针对堵后目前生产接替层含水高、在堵层剩余油富集的在堵井调换堵层。
二是针对原大段堵水且目前部分在堵层剩余油富集的在堵井释放陪堵层。
三是针对目前产能较低且在堵层剩余油富集的在堵井实施在堵层拔堵。
由于部分堵水井堵水时间较长，堵前含水相对较低，而目前产能较低，可进行拔堵增油，提高有效产出。
5 结论
（1）进入特高含水期后，针对在堵井进行综合调整挖潜可释放部分剩余潜力，起到控水增油的目的。
（2）通过分析特高含水期在堵井调整的经济界限和技术界限，可有效指导在堵井综合调整挖潜。
（3）通过研究在堵井井组堵前及堵后油层动用状况变化、井组注采关系变化情况及剩余油分布状况，可综合判断在堵井、层的剩余油调整潜力，明确调整方向。
参考文献
[1] 刘彦亮，陶明. 厚油层层内堵水方法探讨[j].油气田地面工程，2005，05
[2] 赵福麟，戴彩丽，王业飞，等.油井堵水概念的内涵及其技术关键[j].石油学报，2006，05。