注水井合理配注方法研究——以双河区块Ⅵ油组为例
２０１０年７月 石油地质与工程 ＰＥＴＲ０ＬＥＵＭ ＧＥ０Ｌ０ＧＹ ＡＮＤ ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ 第２４卷 第４期
文章编号：１６７３—８２１７（２０１０）０４—００７３—０３
注水井合理配注方法研究
——以双河区块ＶＩ油组为例
王建君 ，熊 钰 ，叶冰清 ，马 力。
（１．中国石油浙江油ｆｉｔ公司，浙江杭州３１００１３；２．西南石油大学石油工程学院；３．中国石油长城钻探研究院）
摘要：油田注水开发后期，层间矛盾和平面矛盾日益加重，油层非均质严重，水淹不均衡，通过对注水井合理配注，
改变液流方向，在油层中造成新的压力场，使注入水进入波及较差地区和井网未控制地区，从而使动用较低的相对 富集的剩余油推向井底而被采出，提高油田开发效果。文中动静结合，既考虑储层本身物性差异，又考虑长期注水
开发带来的平面和层间矛盾，以数模为手段，通过层间渗透率和注水强度的改变来确定垂向合理配注；然后以油井
为中心，根据注采平衡，确定平面配注；综合垂向配注和平面配注，最终确定注水井在每个层上的合理注水量。
关键词：注水井；垂向配注；平面配注；合理注水量；方法
中图分类号：ＴＥ３１３．３ 文献标识码：Ａ
油田进入注水开发后，尤其是开发后期，注水开
发的层间矛盾和平面矛盾日益加重，地下情况越来
越复杂。在保证产量的前提下，应有效控制含水上
升，扩大注水波及体积，协调井组间、层系间注采平
衡，进行有效配注ｌ】］。确定合理配注也是保持合理
地层压力的关键，通过注水调整层间压力结构差异，
对高压力层限制注水或停注，对低压力层加强注水。
目前现场大部分采用的是以生产经验为主的粗放型
配注。从油田的经济效益出发，配注值不能无限制
的提高，必须根据油井的生产能力及产液量大小，以
井组注采平衡为标准来确定配注量的大小 ］。
１有效配注方法建立
井网加密后，在保持层系问总体注采平衡条件
下，对层系问的注水结构进行调整，对低含水油层加
强注水，对高含水和高渗透层限制注水或停注；利用
二次加密实现注水量从高含水层向中、低含水层和
从老注水井向新注水井合理转移。在采油井中针对
不同层系，不同含水级别采取不同的提液和降水措
施，改善油层动用状况＿２］。。
１．１垂向配注确定
储层本身的层间渗透率差异，导致油井各层的
产液能力不同，低渗透层产液能力差，在和高渗透层
一起合采低时，出液贡献率较小，甚至被高渗透层抑
制。在油田开发时，尤其在开发后期，要考虑充分动
用低渗透油层，就必须通过水井层间合理配注，即确
定合理的注水强度，减缓层间物性差异，从而提高油 井的产液能力。
建立以油井为中心的井网，以数值模拟为手段，
通过固定低渗透层的注水强度和渗透率，改变高渗
透层的注水强度和渗透率，研究分注时注水强度比
的变化与渗透率的变化对油井产液的影响（共分析
了１００种组合）。模拟分析层问渗透率倍比从０．４
到３．２之间变化，注水强度比从０．５到３．０之间变
化对油井产液和含水率的影响（见图１、２），分析认
为随注水强度比和渗透率倍比的变化，油井以及高、
低渗透层的产油量和产液量增减的幅度发生不同程
度的变化，含水率随注水强度比和渗透率倍比的增
加逐渐增加，增加的幅度逐渐增大。这说明油井生
产时，注水强度比和渗透率倍比在正交条件下有一
个合理的技术界限值。根据油井的含水率和有效动
用低渗透油层得到随注水强度比和渗透率倍比的变
化对油井生产的界限图（见表１和图３）。
由图３可知，层间合理注水强度比在两条曲线
之间。已知油井的各层渗透率，就可得到层间注水
强度比，再根据注采平衡，由油井产液量和每层的有
效厚度，即可确定每层的注水量。
１．２平面配注确定
由层问配注，得到了各层的注水量，然后将各层
的注水量分配到每口水井上。根据注采平衡，在平
收稿日期：２００９—１２—０４；改回日期：２０１０一Ｏｌ一２７ 作者简介：王建君，１９８２年生，２００３年毕业于重庆科技学院石油 工程专业，２００９年硕士毕业于西南石油大学油气田开发工程专 业，从事油藏工程研究。
・７４・ 石油地质与＿丁程
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１２ｍ０
８０．０ ０．２５ ０．７５ １．２５ １．７５ ２’５０ 注水强度比，（高含水层，低含水层） —．－０ ４０ ●ｎ６０ ＋ｍ８０ ＊一１．００ —‘ １．２０ 十Ｉ＿４１） ＋１．６０ —２．００ — ２ ４０ ＋３．２Ｏ ２０１０年第４期
曩
鑫
耋
注水强度比，（高含水层，佃冶水层）
图ｌ 注水强度比与渗透率倍比正交条件下对高、低含水层产液量的影响
ｍ２５ ｍ７５ １．２５ １．７５ ５Ｏ 注水强度比，（高含水层，低含水层） —◆一０．４１） ０．６０ 十０．ＢＯ ｘ一１．００ 一＊一１．２０ ６一１．４１） ＋１．砷 一２．００ ——Ｂ一２．柏 ＋３＿如 ９１．Ｏ 术 ．９ｎＯ 懂卜 蓑踟
霎阻－ｏ
０．２５ ０．７５ Ｉ．２５ ｌ＿７５ Ｚ５Ｏ 注水强度比，（高含水层，低含水层）
图２注水强度比与渗透率倍比正交条件下对高、低含水层产液量的影响
表１ 注水强度比与渗透率倍比对油井产量影响技术界限统计 ＋ｍ柏 ●ｎ６Ｏ 十０．８Ｏ —１．０ｏ —．＊一１．２ｏ — 一１．４１） ＋１．６０ —２．０Ｄ —．０—２．柏 ＋３．２０
＋０＿加 ＋ｎ６０ 十ｎ８ｏ ｘ—１．０ｏ 叫卜１．２Ｏ —６一１．４ｏ ＋１．６０ —２．００ ＋ 十３．２０
渗透率倍比（高含水层／低含水层） 注水强度比（高含水层／低含水层） 注水强度比（高含水层／低含水层）
渗透率倍比，（高含水层，低含水层）
图３注水强度比与渗透率倍比正交关联技术界限图
面上建立以油井为中心的注采井网，将各层的注水
量分配到每口水井上，对水井进行配注。
油井产量平面劈分系数公式 ： ∑丽 Ｍ Ｇ Ｚ Ｅ ａ／２１ｎＤ
一 二 ———————————一（１） ∑∑丽 Ｍ Ｇ Ｚ Ｅ ａ／２１ｒｉｄ ｉ—ｌＪ—ｉ 由油井产量平面劈分系数，考虑目前的油层物
性、井网结构，以及油井多方向均匀受效进行配注，
得到平面配注系数为：
∑丽 ｚ Ｅｉｉａ／２１ｎＤ ｒ！一 二 ————————一 （２） ∑∑丽 ｚ Ｅ ａ／２１ｎＤ
式中：ｍ， ——分别为井网中注水井总层数、注水
井总井数； ，——连通油井的ｉ注水井 层段
各方向地层系数平均值；Ｍｉｊ——为区块 注水井 Ⅲ，棚艇
彖 王建君等．注水井合理配注方法研究 ・７５・
层措施改造系数，无因次，措施后于措施前产量之
比；Ｇ ——为区块ｉ注水井Ｊ层层间干扰系数，无因
次，其值为油井ｊ层地层系数与ｉ注水井 层地层系
数之比；Ｚ ——为区块 注水井Ｊ层层间连通系数，
无因次，其值为油井Ｊ层有效厚度与ｉ注水井ｊ层砂
厚之比；Ｅ ——为区块 注水井Ｊ层层问开采厚度
系数，无因次，其值为油井Ｊ层射开厚度与ｉ注水井
Ｊ层射开砂厚之比；ａ——为生产井与注水井之间的
位置系数， 一￣／，ｚ×（０／３６０），０为相邻两井组注
采井主流线与该井组中注水井之间的夹角； ——
第ｉ层的平面配注系数，ｒ 一＞１ｒｆ—ｌ。 ｉ—ｌ １．３水井合理注水量确定
由垂向配注系数和平面配注系数，可以得到每
口水井每个层段的注水量。但上述配注主要以静态
参数为主进行配注，必须考虑井组动态变化和注水漏
失等情况，主要考虑①根据油田的生产动态分析和沉
积微相研究，对于主渗流通道上注水量适当较小，非
主渗流通道注水量适当增大，幅度一般在５ 左右调
整，直至达到各个方向注采平衡；②考虑在注水过程
中注水漏失，必须增加一个修正系数，根据油田生产
数据统计可得到，如双河油田统计结果为１．２。
２ 实例分析 河南油田双河区块ＶＩ油组为砂砾岩构造岩性
油藏，共划分１７个小层，储层属边缘席状砂、前缘砂
及分支河口砂坝亚相，已经进入特高含水开发阶段，
油层非均质严重，水淹不均衡，层间物性差异和压力
差异较大。利用水井合理配注，改引起油、水渗流方
向改变，使注入水进入波及较差地区和井网未控制
地区，从而使动用较低的相对富集的剩余油推向井
底而被采出。利用本文提到的配注方法对ＶＩ油组
６—１４井组进行配注，来调整层间压力差异和注水
结构差异，根据单井物性资料和产量数据，利用垂向
配注公式，得到垂向配注系数为０．５５５ ４～０．８２３
９，取平均值为０．６８９ ７；利用平面配注公式，得到平
面配注系数，分析对比认为，新的配注方法能较好的
提高油井产量（图４，表２）。
表２注水井配注数据表 图４双河油田ＶＩ油组６—１４井组分布
３ 结论
（１）注水开发的油田，对水井合理配注是改善水
驱效果，提高油田采收率的关键。
（２）本文动静结合，以数模为手段，既考虑储层
本身的物性差异，又考虑动态开发调整的效果，从而
确定水井合理配注量。
（３）本文从平面和垂向上综合考虑给水井配注，
实现油层平面和垂向上达到注采平衡。
（４）本文确定的方法，在实际油田的运用中，明
显的改善了油田的开发效果，提高了油藏的采收率。 参考文献
Ｅ１］ 杜庆龙，朱丽红．油水井分层动用状况研究新方法［Ｊ］． 石油勘探与开发，２００４，３１（５）：９６—９８
［２］ Ａｓｈｅｉｍ Ｈ．Ｍａｘｉｍｉｚａｔｉｏｎ ｏｆ ｗａｔｅｒ ｓｗｅｅｐ ｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ ｂｙ
ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ａｎｄ ｉｎｊ ｅｃｔｉｏｎ ｒａｔｅｓ［Ｊ］＿
ＳＰＥ１８３６５，１９８８ ［３］洪承燮，季华生．注采动态分析及定量配注方法研究
ＥＪ］．石油勘探与开发，１９９２，１９（２）：５６—６２
［４］沈长志，李和全．注采动态连通关系的确定方法［Ｊ］．
大庆石油地质与开发，１９９４，１０（２）：１７—１９
编辑：彭刚
双河油田Ⅳ5-11层系二元复合驱合理井网井距研究
石油天然气学报（江汉石油学院学报） ２０１０年１２月第３２卷第６期 Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｏｉｌ ａｎｄ Ｇａｓ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ（Ｊ．ＪＰＩ）Ｄｅｃ．２０１０ Ｖｏ１．３２ Ｎｏ．６ ・４５７・
双河油田Ⅳ５—１１层系二元复合驱
合理井网井距研究
张连锋
郭欢欢
姜建伟，
董文龙
胡书奎， （中石化河南油田分公司石油勘探开发研究院，河南南阳４７３１ ３２）
（中石化河南石油勘探局测井公司，河南南阳４７３１ ３２）
李洪生 （中石化河南油田分公司石油勘探开发研究院，河南南阳４７３１ ３２）
（中石化河南油田分公司第一采油厂，河南南阳４７３１ ９２）
张海锋 （中石化河南油田分公司石油勘探开发研究院，河南南阳４７３１ ３２）
［摘要］油田进入高含水开发后期，聚／表二元复合驱技术是进一步提高采收率的有效途径，合理的井网 井距是其成功的关键。在双河油田Ⅳ５ １１层系实际地质条件下，利用数值模拟方法研究了四点法面积井 网、五点法面积井网、九点法面积井网、排状井网对二元复合驱的影响，结果表明五点法面积井网提高 采收率的幅度最大。在考虑注入能力、采液能力及渗透率与注采井距关系、二元复合驱驱替液在不同井 距下的流动速度、见效时间以及表面活性剂的有效作用距离的情况下，计算求得双河油田Ⅳ５ １１层系二 元复合驱合理注入速度为０．１～０．１ｌＰＶ／ａ，不同渗透率条件下的合理井距为１７Ｏ～２８３ｍ，为Ⅳ５—１１层系
井网部署提供了重要依据。 ［关键词］二元复合驱；数值模拟；井距；面积井网；双河油田 ［中图分类号］ＴＥ３２４ ［文献标识码］Ａ ［文章编号］１０００—９７５２（２Ｏ１Ｏ）０６—０４５７—０４
聚合物／表面活性剂二元复合驱（ＳＰ）是一种可以充分发挥表面活性剂和聚合物的协同作用来提高
原油采收率的强化采油方法［１］。二元复合驱是在三元复合驱的基础上去掉碱所形成的低浓度的聚／表二
元复合体系，它可以最大限度地提高洗油效率和波及体积，减少乳化液处理带来的负面影响，减弱由于
双河油田ⅧⅨ油组控制自然递减技术研究
双河油田ⅧⅨ油组控制自然递减技术研究
摘要：ⅧⅨ油组是双河油田江河区埋藏最深、油层最多、物性最差、同时也是双河油田江河区块最大的一个开发单元。目前已进入开发后期，整体表现为单元采液、采油速度低，老井产量稳不住，自然递减逐年加大；主体区注入好，油井高能高含水，水淹状况十分复杂，而上倾尖灭区物性差，水井长期欠注，加之注采井距过大，注水受效差，油井低能低产，注采调整难度大。通过主力层主体区动用状况评价，研究剩余油分布规律，利用注采调整达到提高单元储量动用程度，改善开发效果，减缓单元产量的自然递减。
关键词：自然递减；注采调整；剩余油
一、基本概况
ⅧⅨ油组地处河南省唐河县和桐柏县境内，位于南襄盆地泌阳凹陷西南部的双河鼻状构造西部，为一东南向西北抬起的单斜构造，构造与上倾方向砂体尖灭配置形成层状构造岩性油藏。至2014年12月，ⅧⅨ油组采油井开井77口，日产液量1730.3t，日产油量116.5t，综合含水93.27%，自然递减22.46%，采油速度0.40%，采出程度33.94%，已采出可采储量85.94%。注水井开井92口，日注水量2851.9m3，平均单井日注水31.0m3，月注采比1.58，累积注采比1.31，地下亏空-650.3682×104t，目前地层压力21.37MPa，总压降0.03MPa，压力保持水平99.87%。
二、影响油井见效的因素研究
（一）采出程度高，水淹严重
据2014年12月产能资料统计，近90%的油井日产油量小于3t，有61.8%的油井的含水率高于90%，这些油井主要分布在主力油层主体区和非主力油层油水边界附近，含水率低于80%的油井仅占油井总数的18.4%，这些井平面上主要分布在上倾部位及非主力油层。
（二）井网不完善或不合理，注水不见效，导致油井低能现象普遍
随着油田进入开发后期，套损井数量逐年增加，目前ⅧⅨ油组油水井套管破裂、变形、错断、漏失等问题井达68口，造成动态注采井网不完善，水驱控制程度下降，可采储量降低。通过大修整形、加固、补贴、封窜等组合修井技术，目前已修复20口，仍有问题水井48口。
聚合物驱后剩余油分布规律及注采参数优化——以河南双河油田北块为例
石油天然气学报（江汉石油学院学报） ２０１０年１ ２月第３２卷第６期 Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｏｉｌ ａｎｄ Ｇａｓ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ（Ｊ．ＪＰＩ）Ｄｅｃ．２０１０ Ｖｏ１．３２ Ｎｏ．６ ・ ４６５ ・
聚合物驱后剩余油分布规律及注采参数优化
——以诃南双河油田北块为例
李玉梅，陈开远 （中国地质大学能源学院，北京１ ０００８３）
杨兆臣 （中国石油新疆油田分公司风城作业区油研所，新疆克拉玛依８４３０００）
马骥，孟凡宾 （中国石油新疆油田分公司陆梁油田作业区，新疆克拉玛依８３４０００）
［摘要］依据双河油田北块Ⅱ４ ５层系的实际情况，建立了典型的数学模型，研究聚合物驱后地下剩余油 分布规律，聚合物驱后剩余油主要集中在上倾尖灭区、注采井网不完善区域、压力平衡区和局部构造高 部位；在剩余油研究基础上对转后续水驱开采方式进行了优化，后续水驱时应以提液、封堵高含水井层 及控制注入速度为目标，达到提高最终采收率的目的。 ［关键词］数值模拟；后续水驱；剩余油；注采参数；优化；双河油田 ［中图分类号］ＴＥ３２７ ［文献标识码］Ａ ［文革编号］１０００—９７５２（２０１０）０６—０４６５—０３
聚合物驱油（以下简称“聚驱”）技术已在国内许多油田进行了工业化应用，成为老油田高含水期
稳产、改善开发效果的重要技术手段ｎ］。随着聚驱的结束，产量进入递减阶段，含水快速上升，因此，
延长聚驱的有效期、改善开发效果已成为后续水驱阶段急需解决的问题。聚驱项目一般提高采收率６
～ｌＯ ，但聚驱结束后仍有将近一半的储量留在地下，这部分剩余油呈高度分散状态，研究这部分剩余
油饱和度及其分布规律是改善后续水驱开发效果的技术关键 ］。下面以双河油田北块Ⅱ４－５层系为例，
研究聚合物驱后剩余油分布规律及注采参数优化。
１聚驱后剩余油分布规律
１．１平面上剩余油分布
双河油田北块Ⅱ４－５层系数值模拟结果表明，聚驱后剩余油主要集中在上倾尖灭区、注采井网不完
复杂断块区合理注水方法研究
复杂断块区合理注水方法研究
摘要：注水井方案调整是油田进入人工举升开采时期保持压力平衡的重要手段之一。对异常高压点进行控制注水，对异常低压点进行加强注水，能保持地下压力相对平衡，减少地下管柱套损情况。特别是对断层两边的压力控制，可以有效地减少断层活动，尽量出现避免套损。根据历年油层压力变化趋势，通过对注水井进行方案自调、细分、重分、笼改分等方案调整，确定油田或各开发区的压力调整幅度，调整注采关系，确保区块地层压力平衡。
关键词：异常高压点；异常低压点；断层；套损
中图分类号：te34 文献标识码：a 文章编号：
一、方案调整意义
a油田是地下构造复杂、砂体非均质强的多油层砂岩油田。在开采过程中，油田由于受井网分布和其自身砂体发育状况的不同，其生产能力和压力水平差异较大。随着油田的不断投入开发，地层能量逐年减缓，地层压力不断下降。如何通过注入水保持地层压力，为油田采油提供地下能量是我们工作的重心之一。通过注水井方案调整，使得油田注采系统更趋合理化，改善各类油层动用状况，提高油田开采效率，保持油田地层压力平衡，确保油田持续稳产。
二、目前地层压力现状
2011年通过压力监测统计，区块内断层下盘井组原始地层压力10.43mpa，地层压力8.54mpa，总压差-1.89mpa。断层上盘井组原始地层压力10.30mpa，地层压力9.30mpa，总压差-1.0mpa。断层两盘目前地层压力差0.76mpa，见表1。
表1断块两盘目前压力情况表
统计断层两盘自2006年来地层压力情况，见图1和图2。分析断层两盘地层压力变化情况，近年来利用方案调整及措施改造等手段对注采系统进行调整，使得地层压力有一定的恢复，两盘地层压力差值逐年缩小。对井组具体注采井分析，目前仍存在单井高压点和单井低压点，对这部分井主要还是利用方案调整手段进行减缓压力差距。
图1断层下盘地层压力变化与时间关系曲线图2断层上盘地层压力变化与时间关系曲线
双河油田438区块二元复合驱调剖方案优化及效果
双河油田438区块二元复合驱调剖方案优化及效果
田荣焕;张新宁;黄河涛;皇海权
【期刊名称】《石油天然气学报》
【年(卷),期】2014(36)03X
【摘 要】双河油田438区块是河南油田第一个水驱开发直接转入二元复合驱开发的区块。由于油层非均质严重，吸水状况严重不均，区块综合含水率高达96．5％，需要用调剖来调整剖面严重不均的状况。调剖方案从调剖井的选择、调剖配方设计等方面优化设计。通过筛选12口井调剖试验，调剖后原有的强吸水层得到有效封堵，调整层间层内矛盾，改变液流方向，扩大聚合物溶液的波及体积，提高表面活性剂的洗油效率，收到良好效果。
【总页数】3页(P357-359)
【关键词】二元复合驱;调剖;吸水剖面;双河油田
【作 者】田荣焕;张新宁;黄河涛;皇海权
【作者单位】中石化河南油田分公司第一采油厂,河南桐柏474780;中石化河南油田分公司勘探开发研究院,河南南阳473182;中石化河南油田分公司勘探开发研究院,河南南阳473132
【正文语种】中 文
【中图分类】TE357.463
【相关文献】 1.双河油田438ⅠⅡ1-2层系二元复合驱合理配液配注技术研究 [J], 段继尧;
2.双河油田IV5～11层系三元复合驱前置段塞深度调剖效果分析 [J], 张新宁;黄敬上
3.二元复合驱控制窜流技术研究与应用——以双河油田438Ⅰ、Ⅱ1-2层系二元复合驱为例 [J], 罗超
4.二元复合驱矿场驱替过程中驱剂运移特征研究——以双河油田438Ⅰ、Ⅱ层系为例 [J], 吴莉玲;孙宜丽;张向红;贾兰;杜慧卿;何兰兰
5.A区块复合离子调剖剂调驱方案优化及其应用 [J], 王凤春
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合理井网密度经济界限计算方法在双河油田井网调整中的应用
２０１０年７月 石油地质与工程 ＰＥＴＲ０ＬＥｕＭ ＧＥＯＬＯＧＹ ＡＮＤ ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ 第２４卷 第４期
文章编号：１６７３—８２１７（２０１０）０４—００５２—０２
合理井网密度经济界限计算方法
在双河油田井网调整中的应用
龙卫江，杨菲，韩璐，苟兴玉，王铭方，李庆蓉
（中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南南阳４７３１３２）
摘要：双河油田目前已进入高含水开发后期，稳定产量就成了开发的首要任务。补打调整井是稳产的工作之一，此 时确定布井数量和井网的合理密度成为工作的重点。通过运用谢尔卡乔夫公式建立了井网密度与采收率关系模 型，确定了合理井网密度的技术经济政策界限，为油田的产量稳定提供了坚实的理论基础。 关键词：合理井网密度；经济界限；谢卡尔乔夫公式；采收率；双河油田 中图分类号：ＴＥ３１３．３ 文献标识码：Ａ
双河油田位于南襄盆地泌阳凹陷双河镇鼻状构
造带，油藏主要含油层为古近系核桃园组核三段，构
造简单，构造隆起幅度由东南向西北逐渐减弱，至江
河区基本成为向西北抬起的单斜，储层向西北方向
上倾直至尖灭，形成层状构造岩性油气藏。油田目
前进入高含水后期，稳定产量是开发的首要任务，补
打调整井是稳产的工作之一，此时确定布井数量和
井网的合理密度是工作的重点。应用合理井网密度
经济界限计算方法指导双河油田井网调整，可以最
大限度地挖掘主力油田的潜力保证油田的稳产。
１ 确定合理井网密度的技术经济界限
１．１ 确定井网指数
利用谢尔卡乔夫公式建立井网密度与采收率关 系模型Ｅ ：
ＥＲ—ＥＤｅ－ （１） 式中：ＥＲ——油藏的最终采收率；％；Ｅ。——油藏
的水驱油效率， ；ｎ——井网指数；Ｓ——井控面
积，ｋｍ。。
１．２计算最终采收率
油藏投产后经过较长时间的注水开发，通过实
际生产资料绘制出含水率大于３０ ９／６的水驱驱替特
征曲线，根据油藏水驱特征曲线中划分的油藏开发
阶段，拟合测算各开发阶段的最终采收率，绘制出各
注水开发油田水驱后油层物性参数变化特征研究
注水开发油田水驱后油层物性参数变化特征研究
[摘要] 双河油田已进入特高含水开发期,为研究其水驱后期储层参数的变化特征,本文在未水淹的同一岩心上进行长期水冲刷前后物性参数测试,同时利用数理统计方法对新、老密闭取心井(对子井)岩心分析资料进行统计,从而得出双河油田水驱后油层物性参数变化特征如下:水驱后油层孔隙度变化很小,渗透率小于1µm2的油层渗透率增加幅度较大,大于1µm2的油层水驱后渗透率基本不变;水驱后油层毛细管排驱压力和中值压力降低、喉道半径增加、分选性变好、微喉所占孔隙体积降低。
[主题词] 双河油田 物性参数 变化特征 水驱 同一岩样 对子井
1前言
油层物性参数是油田全开发过程中必不可少的基础资料。对于注水开发油田,随注入水的波及,地下岩石学特征、流体性质及渗流特征参数均将发生不同程度的变化。双河油田综合含水大于90%,已进入特高含水开发期,如何进一步挖掘潜力,实施控水稳油措施,成为首要技术关键。因此,研究油层参数的变化,建立精细的井间参数预测模型是重要的技术课题。
双河油田为砂砾岩储层,宏、微观非均质性非常严重,经验证明,即使在同一点上所取的相同岩性的两个岩心柱,其所检测出的渗透率与微观孔隙结构都相差很大,因此,如何寻找基准点并研究其水驱前后孔、渗参数变化成为一个十分棘手的问题,本文的突破点是:在未水淹的同一岩心上进行长期水冲刷前后物性参数测试,同时利用数理统计方法对新、老密闭取心井(以下称对子井,井距小于100m)岩心分析资料进行统计,从而得出双河油田水驱后油层物性参数变化特征。
2水驱后油层孔隙度变化特征
图1为同一岩样注入水长期冲刷前后孔隙度变化的交会图,水冲刷倍数100~2500PV(孔隙体积),孔隙度变化与水冲刷倍数关系不明显,孔隙度在实验误差范围内小幅度变化,水驱前后孔隙度回归关系式为:
F后=1.0236F前-0.5181 n=33 r=0.96 (1)
水平井双管注聚合理配注量的优化方法
第33卷第4期
2016年7月河北工业科技Hebei Journal of Industrial Science and TechnologyVol. 33 ,No. 4July 2016
文章编号：1008-1534(2016)04-0319-05
水平井双管注聚合理配注量的优化方法
孙哲S孙巍1，曾晟2，万庆生3
(1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318;2.中国石油集团工程
设计有限责任公司北京分公司，北京 100000;3.中国石油大庆油田有限责任公司储运销售分公
司，黑龙江大庆 163000)
摘要：为研究水平井配注量问题，以聚合物波及效率最大为目标函数，以注入井、生产井的井底流
压为约束条件，建立了水平井注聚-直井采油混合井网水平井双管注聚合理配注量优化的数学模
型，给出了辽河油田水驱高246块高2-莲H16水平井的合理配注量。结果表明，根据上述方法计
算出的水平井的合理配注量与油田实际配注量基本吻合，验证了此方法的正确性。
关键词：渗流力学；水平井与直井；水平井双管注聚；合理配注量；优化方法
中图分类号：TE357.46 文献标志码：A doi： 10. 7535/hbgykj. 2016yx04010
Optimization method of rational polymer injection allocation rate for
horizontal well dual pipe polymer injection
SUN Zhe1 9 SUN Wei1 9 ZENG Sheng2 9 WAN Qingsheng3
(1. Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery of Ministry Education, Northeast Petroleum University, Daqing, Heilongjiang
163318, China； 2. China Petroleum Engineering Company Limited Beijing Company, Beijing 100000, China； 3. Storage and
油田某区块合理注采比研究
油田某区块合理注采比研究X
宋 微(大庆油田有限责任公司第九采油厂,黑龙江大庆 163853)
摘 要:介绍一种预测某油田合理注采比的方法,将理论算法与实际生产情况相结合,通过对现行的水油比法研究合理注采比,并将其应用到零散砂体注水开发中,控制含水上升速度,提高地层能量补充。应用表明,根据油田实际地质特点、开发状况和计算不同注采关系砂体的合理配注强度,调节注采比,对地层压力水平进行能动控制,是实现整个开发注采系统最优化的一个重要方面,为注水方案的调整,延长油田开采期提供指导作用。关键词:水油比;合理注采比;单砂体注水 中图分类号:TE32+3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)08—0125—02
1 地质概况油田某区块2005年投入开发,采用300m×300m正方形反九点井网。由某油田的相渗曲线、采液指数及采油指数和含水变化的关系可知,一旦油井见水后,产油指数将大幅度下降。油田开发2年后,由于某油田砂体规模小、水驱方向单一,单井配注量低,无法实现冬季注水,注水井关井13口,注水量的不足,导致油田亏空,注采比下降,地层压力下降,油田供液能力也大幅下降的问题。为此,开展了宏观合理注采比研究,实施按砂体精细注水调整。通过一系列调整,使地层压力得到回升,油田供液能力得到提高。2 注采比预测方法2.1 合理地层压力的确定某油田原始地层压力为23.7MPa,饱和压力为13.62MPa,压力系数为1.315,地饱压差为10.08MPa,属于异常高压油藏,地饱压差较大,但由于储层物性差,砂体规模小以及平面上连通性较差和油质轻汽油比高等原因,导致地层压力下降较快,远低于原始地层压力。借鉴其他同类油田的开发经验[1],确定80%左右的静水柱压力为合理地层压力,由此确定某区块某层合理地层压力为14.4MPa。2.2 注采比与水油比关系法理论公式推导注水开发砂岩油田的注采关系可用(1)式表达:lg(Wi-F)=C+DNp(1)式中:Wi—累积注水量,104m3;NP—累积产油量,104t;C、D、F—经验常数;IPR—注采比,无因次;WOR——水油比,无因次;B0—地层油体积系数,无因次;C0—地面原油密度,t/m3。注采比关系式:
河南油田双河区块注聚井堵塞机理及APS解堵剂性能评价
石油天然气学报（江汉石油学院学报）２０１３年９月第３５卷第９期 Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｏｉｌ ａｎｄ Ｇａｓ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ（Ｊ．ＪＰＩ）Ｓｅｐ．２０１３ Ｖｏ１．３５ Ｎｏ．９ ・ １１３ ・
河南油田双河区块注聚井堵塞机理
及ＡＰＳ解堵剂性能评价
付美龙，周志亮 （长江大学石油工程学院，湖北武汉４３０１ ００）
［摘要］针对河南油田注聚区块欠注和注入压力高的状况开展了聚合物堵塞机理研究，并对ＡＰＳ解堵剂进 行评价。通过对注聚返吐物的成分组成分析发现，聚合物凝胶占堵塞物总质量的９Ｏ．９８ ，是造成注聚井 堵塞的主要物质。从室内岩心模拟试验结果来看，ＡＰＳ解堵剂对聚合物溶液造成的堵塞起到了较好的解 堵作用，当渗透率接近１Ｄ时，渗透率恢复率可达到７１．７２ ；但对聚合物凝胶造成的堵塞的解堵效果不 太理想，当岩心渗透率为１．０１２Ｄ时其渗透率恢复率为５７．ＯＯ ，不能达到有效解堵的要求。增大ＡＰＳ解 堵剂的质量分数对聚合物溶液的解堵有较好效果，渗透率恢复率提高了６．６３个百分点；但对凝胶解堵效 果不大，只增加了２．９２个百分点。化学解堵后提高注入压力可以增加岩心渗透率的恢复率，提高解堵有 效率。注入压力增幅越大，岩心渗透率恢复率越好。但注入压力并不能无限制提升，注入压力应小于地 层破裂压力。 ［关键词］注聚井；堵塞机理；解堵剂；性能评价 ［中图分类号］ＴＥ３５７．４６１ ［文献标志码］Ａ ［文章编号］１０００—９７５２（２０１３）０９—０１１３—０４
在聚驱开发过程中，随着聚合物累计注入量的增加，注聚井堵塞日益严重，油田总体聚合物注入状
况逐年变差。注聚井堵塞的主要原因体现在以下几个方面：聚合物在多孔介质中的吸附及滞留；注人井
由于完井过程污染或试注措施不当而造成的堵塞Ⅲ；注聚过程中近井及炮眼堵塞和聚合物溶液变性及凝
胶的形成造成堵塞。．
注聚井堵塞机理研究
注聚返吐物呈固态渣状，肉眼观察其中有黑色的油状物、腐烂的树叶、岩石颗粒以及大量的聚合物 凝胶等。通过化学分析法分析注聚返吐物成分，其组成如表１、２所示。