水驱老油田分层开发探索与研究
油田采油中的水驱、气驱和聚驱技术比较研究
油田采油中的水驱、气驱和聚驱技术比较研究摘要：油田开发中，采油技术的选择对于提高采收率和经济效益至关重要。
水驱、气驱和聚驱是常用的技术，它们各自具有特点和适用性。
本文将比较水驱、气驱和聚驱技术的原理和适用性，以帮助油田工程师和决策者更好地选择合适的采油方法。
关键词：油田采油；水驱；气驱；聚驱；比较一、原理与适用性水驱技术是通过注入水来增加油藏中的压力，从而推动原油向井口移动。
这种技术适用于具有一定渗透率和较高孔隙度的油藏。
水驱技术的优点是成本相对较低，操作简单，并且对环境影响较小。
缺点是水驱存在一些局限性，比如在高温油藏或含有高盐度水的油藏中效果不佳。
气驱技术是通过注入气体（通常是天然气）来增加油藏中的压力，推动原油向井口移动。
这种技术适用于低渗透率和较高黏度的油藏。
气驱技术的优点是可以提高采收率，减少水的使用量，同时还可以利用天然气资源。
缺点是成本较高，操作复杂，而且对环境的影响也比较大。
聚驱技术是通过注入聚合物来改变油藏的流动特性，从而增加原油的采收率。
聚驱技术适用于低渗透率和高黏度的油藏。
聚驱技术的优点是能够改善油藏的流动性，提高采收率，并且可以在较短的时间内实现投产。
缺点是成本较高，而且在一些油藏中可能会出现聚合物降解和沉积的问题。
二、驱替效率与采收率驱替效率是指驱替剂（水、气体或聚合物）与原油的接触面积，以及驱替剂能够将原油从孔隙中排出的能力。
水驱技术的驱替效率较高，因为水与原油的相溶性较好，可以迅速与原油接触并推动其移动。
气驱技术的驱替效率相对较低，因为气体与原油的相溶性较差，使得驱替剂与原油接触面积较小，难以完全将原油驱出。
聚驱技术的驱替效率介于水驱和气驱之间，因为聚合物可以改变油藏的流动性，增加原油与驱替剂的接触面积。
采收率是指从油藏中采出的有效原油量与总原油量之间的比例。
水驱技术通常能够实现较高的采收率，因为水作为驱替剂可以有效地将原油驱出，并且在水驱过程中还会发生油水混流和相渗现象，进一步提高采收率。
高含水开发期水驱油规律之探讨
高含水开发期水驱油规律之探讨发表时间：2013-12-03T11:49:31.637Z 来源：《赤子》2013年10月下总第292期供稿作者：贾佳宁吕晓聪[导读] 高含水期油田的高效开发是很多老油田面临的挑战。
贾佳宁吕晓聪（中国石油大学石油工程学院，山东青岛 266000）摘要：长期水驱开发油田进入高含水期后，地层中油水分布状态与开发早期和中期差异较大，此时地层孔隙中油呈现分散相，水呈现连续相，由于贾敏效应的存在，造成水驱规律的改变。
针对这种状况，本项目在广泛调研国内外水驱油研究进展的基础上，设计不同驱替倍数和驱替压力梯度下的岩心水驱油方案，并确定水驱油方案，同时测取高含水期水驱油数据。
利用取得的实验数据，分析水驱不同含水阶段的相对渗透率特征，重点研究高含水阶段的油水相对渗透率变化规律，研究不同驱替参数下油水相对渗透率的变化规律，寻找适宜的表征方法。
比较驱替压力梯度对水驱油效果的影响，研究高含水开发期不同驱替压力梯度下的相对渗透率变化规律，揭示油水微观分布特征对相对渗透率的影响。
关键词：高含水期；驱替倍数；驱替压力梯度；水驱规律中图分类号：TE341 文献标识码：A 文章编号：1671-6035（2013）10-0000-02 高含水期油田的高效开发是很多老油田面临的挑战。
国内外对高含水期油田开发方面的研究具有以下特点：（1）目前对高含水期油田开采规律的研究很少，一方面因为有些油田还没有进入这个阶段，另一方面因为对高含水期的开发规律难以把握。
（2）目前开发效果评价的一些指标不适应高含水开发阶段。
涉及开发评价方法的文献较多，但评价指标不统一，而且某些指标之间存在等价关系，因果关系等。
对进入高含水期油田开发效果的评价还没有提出系统的评价指标和评价标准，需要研究多指标定量评价方法。
（3）对有些油田开发指标的评价还处于定性阶段，未实现定量化。
因此，随着越来越多的油田进入高含水期,对高含水期油田水驱规律特征的研究就显得越来越重要。
八面河油田水驱开发效果及治理对策研究
八面河油田水驱开发效果及治理对策研究八面河油田位于中国吉林省，是中国重要的油田之一。
水驱开发是一种常用的油田开采方法，其通过注入水来推动地下油层中的石油向井口移动，从而提高油田的开采效果。
八面河油田的水驱开发效果受到多种因素的影响，包括地质条件、注水井布置和注水量等。
八面河油田地质条件复杂，油藏层中含有高水平的油含量和高渗透率的砂岩层，这为水驱开发提供了有利条件。
砂岩层中的含水层与含油层之间的界面不清晰，使得油水分离效果较差，同时也增加了开采过程中的水垢和堵塞问题。
油藏层的孔隙度和渗透率不均匀分布，使得水驱开发的效果较差。
针对以上问题，可以采取一些治理对策来改善八面河油田的水驱开发效果。
应该进行详细的地质勘探，了解油藏中不同层位的地质特征，从而合理布置注水井，提高注水效果。
可以通过注入辅助剂来改善油水分离效果，例如添加分散剂和凝聚剂来减少含水层和含油层之间的界面张力，同时使用脱水剂来减少水垢的形成。
可以考虑采用水平井和多层油井的开采方法，以提高开采效率和增加采收率。
定期进行沉积物清理和堵塞处理，以保持注水井和产油井的通畅。
除了上述技术措施，还需要加强管理和监测工作，确保油田的水驱开发稳定进行。
应建立科学的评价体系，定期对水驱开发效果进行评估和分析，及时调整开采方案和工艺参数。
加强对水驱开发过程中的环境保护和安全管理，防止水污染和事故发生。
八面河油田作为中国重要的油田之一，在水驱开发过程中存在一些问题，但通过合理的治理对策，可以改善开发效果。
需要加强科学研究和工程实践，为八面河油田的水驱开发提供科学依据和技术支持。
水驱老油田分层开发探索与研究
水驱老油田分层开发探索与研究【摘要】辽河油区水驱老油田包括中高渗油藏、低渗油藏、复杂断块油藏、特殊岩性油藏等多种油藏类型。
经过40多年的注水开发，目前不同类型油藏，不同开发技术的不适应性逐渐凸显，亟需开展分层开发，确保水驱老油田上产稳产。
本文以辽河油田J99块为例，在单砂体精细刻画的基础上，采用直井+水平井综合运用技术，预计可以提高采收率3%左右。
【关键词】水驱老油田1 水驱老油田分层开发的必要性一是水驱老油田地质条件复杂，单一开发方式不能满足精细开发需求水驱老油田含油井段长，砂体规模小、连续性差，非均质性严重。
渗透率在12～4200mD之间，层间变异系数在0.49～1.45之间。
二是开发层系粗放、注采井网不完善，分注级别低，储量动用程度差异大据统计一套层系开发储量占80.3%，水井分注级别低，二级三段以下占72.9%；受井况影响，油水井利用率低（65%～70%），储量损失大。
三是长期水驱非均质程度恶化，四大矛盾加剧长期水驱后“平面、层间、层内、流体”四大矛盾突出，平面各向异性明显，纵向上单砂体动用差异大，单层突进现象严重，水流优势通道明显发育，制约了油田开发水平的持续提高。
2 油藏基本特征及开发现状该块储层主要为扇三角洲前缘与近岸浅水水下扇沉积，岩性为一套中细砂岩、砂砾岩与泥岩交互层。
油层埋深1200～1570m，杜Ⅰ、Ⅱ油层组平均油层厚度21.5m，油层平面厚度变化大，连通状况差，油藏类型为层状边底水油藏。
J99块杜家台油层原油性质较差。
在地层条件下，原油密度为0.954g/cm3，原油粘度229mPa·s。
在50℃条件下脱气原油粘度为333mPa·s，属普通稠油。
该块分层开发前共有油井77口，日产油58t，综合含水95.3%，采油速度0.15%，可采储量采出程度89.8%。
3 水驱开发油水运动规律及剩余油分布规律研究3.1 平面上注入水主要沿河道主流线方向推进J99块杜家台油层沉积类型为扇三角洲前缘亚相，沉积微相以扇三角洲前缘河道、河口砂坝为主，条带状沉积特征明显。
海上油田深部调剖改善水驱技术与机理研究
海上油田深部调剖改善水驱技术与机理研究一、本文概述《海上油田深部调剖改善水驱技术与机理研究》一文，主要聚焦于海上油田开发中深部调剖技术的应用及其改善水驱效率的机理研究。
随着海洋石油资源的逐步开发，海上油田的勘探与开采技术已成为石油工业的重要研究领域。
深部调剖技术作为提高油田采收率的重要手段，其在水驱开发过程中的作用日益凸显。
本文旨在通过对海上油田深部调剖技术的系统研究，揭示其改善水驱效率的机理，为海上油田的高效开发提供理论支持和实践指导。
文章首先介绍了海上油田开发的特点及面临的挑战，包括油藏特性、环境条件、开采难度等方面的特殊性。
然后，详细阐述了深部调剖技术的基本原理和实施方法，包括调剖剂的选择、注入工艺、剖面调整等方面。
接着，通过室内实验和现场应用案例，分析了深部调剖技术对水驱效率的影响，探讨了其作用机理和影响因素。
总结了深部调剖技术在海上油田开发中的应用效果，并展望了其未来的发展方向。
本文的研究不仅对深化海上油田开发技术具有重要的理论意义，同时也为实际生产中的技术应用提供了有益的参考。
通过深入研究深部调剖技术的机理和应用效果，有望为海上油田的高效、可持续开发提供新的思路和解决方案。
二、海上油田深部调剖技术概述随着海上油田开发的不断深入，油藏的非均质性及水驱开发的矛盾日益突出，深部调剖技术因此应运而生。
该技术旨在通过改善注水井和采油井之间的流场分布，提高原油采收率，并延长油田的生产寿命。
深部调剖技术通过在油藏深部注入特定的堵剂，调整油水流体的运动路径，实现对非均质油藏的有效改造。
在海上油田中，深部调剖技术面临着更为复杂的挑战。
由于海上油田通常具有储层厚度大、渗透率差异大、油水界面复杂等特点，因此，深部调剖技术的实施需要更加精准和高效。
目前，常用的深部调剖方法包括化学堵水、机械堵水以及复合堵水等。
其中，化学堵水通过注入高分子聚合物、无机堵剂等材料，形成堵塞带，改变油水流体的流动方向；机械堵水则利用桥塞、封隔器等工具，在井下形成物理屏障，实现流体隔离；复合堵水则是将化学堵水和机械堵水相结合，以达到更好的调剖效果。
【doc】水驱采油研究与进展
水驱采油研究与进展4J4国外油田工程第21卷第12期(2005.12)水驱采油研究与进展摘要成功的水驱项目能够有效地提高总波及效率和保持油藏压力在液体泡点压力以上,注入水提供了采出更多原油的驱替机理.介绍了最近几年来国内外在水驱采油方面的一些新认识,新方法以及研究成果.主题词油田开发水驱渗透率提高采收率一,用分流量分析方法预测水驱动态1,分流量分析方法的步骤用示踪资料定性证实注水井和采油井之间的连通性,然后定量地把注水量在平面上分配给采油井.用测井分析结果确定在给定深度的岩石厚度和流体饱和度.用生产测井资料确定注水和采液的垂向分布.用岩心资料逐层确定岩石性质,原始含水饱和度,残余油饱和度,并且提供推导相对渗透率的算法资料.最后,用x关系曲线,根据采油历史资料确定相对渗透率,再用采油和注水资料把注水量分配给每一口采油井,并且把预测的数据与实际数据进行历史拟合.2,分流量分析方法的实际应用◇通过按井的目前注水剖面进行计算并且与预测的新采油计划进行对比,确定每口注水井的调剖价值.◇决定保时封堵注水井中的高渗透砂层.为各层制定开采计划,以便计算WOR与时间的相互关系. ◇预测在给定WOR时流度比对采收率百分数的影响.这将提高油田不同区域的采收率估算值. ◇一旦了解了每层的含油饱和度情况,就能够做出钻井和废弃井的决策.二,提高低渗透裂缝性油田水驱开发效果的研究新肇油田位于松辽盆地中央坳陷大庆长垣葡萄花构造西部的新肇鼻状构造.针对该油层裂缝发育,同步注水开发后出现油井见水快,见水后含水上升速度快的特点,经过理论研究和实践探索提出了提高该油田水驱开发效果的认识和具体措施: ◇注水的关键是要使油层基质受效◇确定基质吸水的合理注水压力金佩强张恒发(大庆油田公司研究院)◇高强度注水并不可行,应实行温和注水◇在保持目前污水水质质量的情况下,污水回注是可行的◇延长油井无水采收期,采用线性注水提高水驱效果◇短宽缝压裂可提高水驱开发效果三,不稳定注水适应性分析1,选择注采关联相对独立的井组在水驱开发后期,尤其是位于油层中心部位的油水井,它们之间如同网格一样互为关联,一口油井一般受几口注水井的共同影响,而一口注水井又同时影响着几口采油井.因此,在选择井组时,要考虑到井组问是否相互关联,否则会顾此失彼,一般应选择相对独立的井组实施不稳定注水.鉴于此,对于相对封闭性油藏更适合实施不稳定注水. 2,优先选择位于油层边部或井网相对不完善区的井组油层边部或井网不完善区的注采关联相对较为单一,位于本区内的剩余油挖潜难度较大.在现有井网条件下,利用不稳定注水方法,通过降低一个方向的流动能力而激励另外方向的渗流,实现挖潜目标.一般在该区实施间歇注水易于调整和控制, 并且风险较低,效果较好.3,选择层间差异大的井组一般非均质油田经过注水开发后,低含水层水驱效果较差,并且能量较低,对应注水效果差;高含水,高能量层对应注水井吸水好.当一个注采井组生产层层间差异较大时,对主要吸水层段实施不稳定注水可减少层间和层内干扰,控制油井含水, 提高剩余储量动用程度.四,脉冲注水1,压力脉冲工具压力脉冲技术使用活塞和圆筒迫使流体在高压下进入地层.在下冲程时,由活塞施加的压力仅靠其自身的重量使活塞下落而产生.该工具结构采用的方式:在上冲程运动时,流体能够在圆筒周围流动,避免了负压或冲击效应的产生.已经研制了两种不同的工具:用于单井的修井工具(进行为期1天的增产增注处理)和EOR或金佩强:水驱采油研究与进展45半永久式工具[与注入井的完井装置成为一体,用于水驱过程中的较长时间(几个月)脉冲].2.矿场试验效果◇最初注水能力提高了40%.该项试验的平均注水能力提高的幅度约为30%,观测到的最大和最小值分别为40%和15%.◇注水能力的提高与注水波及的改善有关,可以解释成由于连续实施压力脉冲增注措施增加了采油量,并且提高了采收率.五,注低矿化度水许多室内岩心驱替研究说明,与注海水或高矿化度采出水相比,注低矿化度水增加了采油量.室内岩心驱替试验表明,如果把低矿化度水(< 4000ppm)注入储层(与海水或较高矿化度采出水相比),能够增采出50%的原油.矿场试验首次说明以前仅在室内证明的结果能够应用于近井区域环境.把注低矿化度盐水的效果与基本剩余油饱和度进行了比较,清楚地说明,得到的结果与室内试验结果一致,表明当用低矿化度盐水进行水驱时,剩余油饱和度降低了25%～50%六,水平井注水1,数值模拟研究结果通过细网格数值模拟研究了在不同操作和储层条件下在水驱项目中采用水平井的动态.模拟结果显示:◇采用的井网对水平井动态有重大影响.◇正常行列井网中的水平井动态比采用垂直井的动态好.2,水平井注水实例在该项目中水平井水驱包括一口水平注水井和两口邻近的平行水平采油井,这两口采油井位于水平注水井之上.基本概念是能够以低于储层破裂压力注大量的水.水平采油井同样能够采出能够流动的原油.3.项目经济情况模拟结果以及经济评价表明,在6个月开采期间,单井控制面积为23acre的水平井水驱能够获得$2.9×10.的累积收入,而在30年的开采期间,五点井网垂直井水驱累积收入为81.49×10. Woleo油田的水平井水驱和五点井网垂直井水驱的现值分别为$2.3×10.和$0.4×l0.水平井水驱的注水见效更快,因此在实施项目的初期能够增采出大量的原油.七,破裂压力注水1,破裂压力注水效益◇由于降低了注入水中固相含量(TSS)的标准,所以降低了地面工程费用.◇由于减小了射孔段长度,所以降低了井工程费用.◇由于没有降低注入能力,所以减少了作业费用. 不需要经常进行酸化增注处理作业和洗井作业.◇由于对水质要求得不太严格,并且水处理设备不太复杂,所以出现的操作问题也少.2,破裂压力注水的关键领域对于破裂压力注水来说,关键领域是防砂,射孔和裂缝监测策略.(1)防砂因为通常定期对注水井进行反循环洗井,所以在注水井中防砂的主要目的通常是防止出现导致总注水能力下降的砂堵,而不是减小对地面设备的影响. (2)射孔策略制定射孔策略的目的是在地层破裂条件下注水时保持所有目的砂层的波及效率.使用由电缆下人的过油管射孔器或用绕性管下人的射孔器,首先在渗透率最低的砂层中进行深穿透和高密度射孔,随后在对下一个砂层射孔前,先进行短时间的注水.预计逐渐地射开砂层并且限制射孔层段的厚度有助于形成多裂缝.但是,必须注意,如果不同砂层的渗透率差别很大,该技术将无效.(3)裂缝大小监测裂缝监测有助于了解裂缝延伸机理,并且裂缝监测在评价实际裂缝大小和方位方面起关键作用,实际裂缝大小和方位在很大程度上决定了在Barton 油田进行破裂压力注水的成功或失败.八,确定水驱破裂压力的新台阶状流量试井发现在某些情况下用传统的注水量与压力曲线方法难以解释从台阶状流量试中得到的破裂压力,因为破裂压力以上的斜率变化非常细微,导致了破裂压力确定中的不确定性.为了简化解释和减少这种不确定性,研究出一种新诊断技术,包括绘制和分析每个单位压力的累积注水量变化与井底注水压力曲线.在用传统方法难以解释斜率变化的情况下,提供了对这些数据的更准确的解释.认为在地层破裂后的台阶状流量试井过程中,注入能力大幅度提高.为了确定在注入能力提高这一时刻的破裂压力,计算了台阶状流量试井每一级46国外油田工程第21卷第12期(2005.12)之间每个平均压力变化的平均注水量的变化『dQi/dP(每个压力变化的注水量的变化)].可以认为产生裂缝后,dQi/dP值将大幅度增大.这表明dQi/dP值的累积曲线(累积dQi/dP)将给出裂缝开启时斜率上的明显变化.所以累积dQi/dP与井底压力或井口压力的曲线将给出斜率上变化点处的地层破裂井底压力或地层破裂井口压力.绘制了C井的累积dQi/dP曲线与平均井底压力值曲线.当与在同一口井进行的常规分析进行比较时,发现破裂压力较低.然后确定了破裂梯度值,发现该值接近砂岩的平均破裂梯度.因此用该技术较准确地估算了破裂压力.九,气顶水屏障注水Badfi油田Kareem油藏有一个大气顶.其动态显示生产气一油比迅速增高,油藏压力连续下降反映出下面含水层的压力保持能量很低.根据模拟模型研究建议采用气顶水屏障注水工艺,采用该工艺提高的采收率为OOIP的3.6%. 1995年4月开始沿着4口气顶水屏障注水井排将水连续注入气顶,以便沿着气顶的西部边缘形成一道水墙.该水墙将把气顶与大部分油柱分隔开.模型结果表明,该工艺能够限制在采油井中采出气,并且限制原油侵入气顶.此外,该工艺便于优化将水注入油柱和含水层.模型预测,在进行原始气顶水屏障注水两年内能够见到以下效果:采油量增加,GOR迅速下降,油藏压力回升.但是,Badn油田Kareem油藏的实际动态表明,生产GOR下降是有限的.认为气顶水屏障注水井井距太大,以至于在气顶和油柱之间不能形成连续水墙.因此,1998年在原有的水屏障注水井之间增加了2口注水井.水墙的形成防止了气顶扩大,通过在1998年实施扩大开发方案,该工艺增加了Kareem油藏的采油量,并且生产GOR出现了下降的趋势.十,注入水水质对储层适应程度的评价方法1.求取储层一级评判指标的评价矩阵首先得到储层物l生参数,注入水水质物性参数分析结果和用层次分析法求出的权重系数.具有明确边界值的一级评判指标单因素评价矩阵可能根据参数的具体值和单因素评价标准,利用岭型函数求出.2.求取储层二级综合评判指标的评价矩阵在获得各个一级评判指标的评价矩阵基础上,对于没有明确边界值的二级评判指标,其单因素评价矩阵可利用上一级评判指标的单因素评价矩阵和用层次分析法等求出的该级评判指标的权重集,经模糊综合变换后求出.3.求取储层综合渗流物性评价矩阵在获得各二级评判指标的评价矩阵和权重系数后,即可求取储层综合渗流物l生的最终评判结果矩阵.4.求取注入水水质对储层适应程度系数根据储层综合渗流物性评价结果,确定出与储层综合渗流物性评价结果对应的注入水水质各单因素评价标准,并按照水质各单因素具体数值求取注入水水质各单因素评价矩阵,二级综合物性评判指标的评价矩阵,最后获得的水质综合物性评价矩阵为Y=(0,0.015,0.104,0.533,0.349).在储层综合渗流物性和注入水水质最终评判结果矩阵中,以最大隶属度为界,左端各个隶属度之和可视为不利因素比例,结合评价等级获得的该储层综合渗流物性指数,注入水水质指数和该注入水对所研究储层的适应程度系数分别为0.38,187.3和0.251十一,注水井合理配注方法1.注采系统分析及原则随着新井的投入生产,注采关系不断变化,井网间的注采关系也更加复杂,出现了新老注水井各层段的水量如何分配的问题,因此需要以合理的注水方式来恢复地下平稳,以获得最大的采收率.确定合理配注必须遵循以下原则:◇调整地层压力;◇控制含水上升速度;◇约束产液量.2.合理配注的确定要确定全区的合理配注,首先必须确定全区合理的注采比.通过注采比可以得到全区的合理配注值: ‰=nfg.+),1一式中n——注采比;q.——日产油量,t;——含水率,%.用以上方程可得到全区目前的合理配注,确定全区总的注水量之后,就需要优化井组之间的合理配注,结合上述约束条件以及注水井全井射开砂岩厚度来确定单井的合理配注.优化井组之间的合理配注应满足以下要求:◇确定油水井连通关系;◇确定劈分系数;◇确定方向比例系数和产液剖面.(收稿日期205—09—20)。
提高老油田二三类层水驱动用程度研究
图 １ 渗透率 、 渗透 率级 差 与 吸 水 、 产 液 程 度关 系 通 过 对 文 Ｘ 块 历 史 产 液 剖 面 资 料 详 细 统 计 分 析
得到 ， 一类 储层 一直 是油 藏 主产层 。 有 产 出 的 一 类 层 占一 类 层 总 射 开 层 数 和 厚 度 的 比例 高 达 ８ Ｏ 以上 ， 二类 层只 有４ Ｏ 左右 ， 而二 三类层 平均仅 ３ ０ ， 因 此
１ ． ３ 见水后 采 液 、 采 油 指 数 大 幅 下 降 油 井见 水后 ， 采 液、 采 油 指数 急剧 下 降， 含 水
分 薮
（ １ ，
覆
水
２ ０ 时 采液 指 数 降 后 采液 指 数 回升 ， 但 采 油 指 数 仍 下 降 。这 种 特 点 ， 决 定 了油 藏 不适 合提 液来 稳产 。
我 国 东 部 老 油 田 目前 基 本 都 进 入 高 含 水 开 发 后 期 阶段 ， 其 一类储 层 基本 动 用完 毕 ， 油 藏 大 多 具 有 埋 藏深、 温度高、 压力 高 、 气 油 比高、 矿化 度 高、 渗 透 率 低 、 密度低、 粘 度低 、 层多、 层薄、 层 间 非 均 质 性 严 重 等 特点 。 油 藏注水 开 发 以来 ， 由 于 低 渗 透 油 藏 非 达 西 渗 流特 征 、 油 藏 层 间 启动 压 力 差 异 、 注采 井 距 大 ， 影 响 了二 三 类 层 驱 替 体 系 的 有 效 建 立 ， 一 类 储 层 得 到 充 分水 驱动 用 ， 二 三 类层 水 驱动 用程 度 低 。 目前 剩 余 油 挖潜 主要 研究 方 向就是 如何 提 高二 三 类层 水驱动 用 程度 ， 提 高采 收率 。 １ 注 水 开 发 存 在 的 问题
低渗透油田精细分层注水开发技术方法的探讨
低渗透油田精细分层注水开发技术方法的探讨1. 引言1.1 研究背景低渗透油田是指储层孔隙度低、渗透率小的油田，这类油田产量低、开发难度大、资源利用率低，是目前油气勘探开发面临的难题之一。
随着传统油田的逐渐衰竭，对低渗透油田的开发研究变得尤为重要。
目前，采用精细分层注水开发技术是提高低渗透油田开发效率和产量的重要手段。
尚缺乏对该技术方法的深入研究和应用实践，需要进一步探讨和完善。
在低渗透油田精细分层注水开发技术的探讨中，研究背景是尤为重要的。
通过深入了解低渗透油田的特点和挑战，可以更好地把握该领域的研究方向和重点，为未来的开发工作提供指导和参考。
探讨低渗透油田精细分层注水开发技术方法的研究背景具有重要意义。
【研究背景】是该领域研究的基础和起点，对于推动低渗透油田的有效开发和利用具有积极的意义。
1.2 研究意义低渗透油田精细分层注水开发技术方法的研究意义是非常重要的。
随着油田开发程度的不断深入，对于低渗透油田的开发变得尤为关键。
低渗透油田具有地质构造复杂、油层裂缝性差、孔隙度低等特点，传统开发技术已经难以满足其开发需求。
精细分层注水开发技术能够更好地发挥注水效果，提高采收率和生产率，有效延长油田寿命，降低开发成本，是低渗透油田开发中的重要技术手段。
通过对低渗透油田精细分层注水开发技术的研究，可以更好地了解低渗透油田的特点和规律，为油田的合理开发提供科学依据。
通过优化注水井布局、应用注水层压裂技术和水驱前沿驱替技术等方法，能够有效提高油田的开发效率和经济效益，推动油田开发向更加智能化、高效化的方向发展。
研究低渗透油田精细分层注水开发技术的意义重大，对于优化油田开发方式、提高资源利用率具有重要的价值和意义。
2. 正文2.1 低渗透油田特点1. 地下水浸润速度慢：由于岩石孔隙度小、渗透率低，地下水浸润速度缓慢，导致油田开发难度加大。
2. 储层有效厚度较薄：低渗透油田的储层通常具有较小的有效厚度，使得油层开采效率降低。
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水驱老油田分层开发探索与研究
【摘要】辽河油区水驱老油田包括中高渗油藏、低渗油藏、复杂断块油藏、特殊岩性油藏等多种油藏类型。
经过40多年的注水开发，目前不同类型油藏，不同开发技术的不适应性逐渐凸显，亟需开展分层开发，确保水驱老油田上产稳产。
本文以辽河油田j99块为例，在单砂体精细刻画的基础上，采用直井+水平井综合运用技术，预计可以提高采收率3%左右。
【关键词】水驱老油田
1 水驱老油田分层开发的必要性
一是水驱老油田地质条件复杂，单一开发方式不能满足精细开发需求
水驱老油田含油井段长，砂体规模小、连续性差，非均质性严重。
渗透率在12～4200md之间，层间变异系数在0.49～1.45之间。
二是开发层系粗放、注采井网不完善，分注级别低，储量动用程度差异大
据统计一套层系开发储量占80.3%，水井分注级别低，二级三段以下占72.9%；受井况影响，油水井利用率低（65%～70%），储量损失大。
三是长期水驱非均质程度恶化，四大矛盾加剧
长期水驱后“平面、层间、层内、流体”四大矛盾突出，平面各向异性明显，纵向上单砂体动用差异大，单层突进现象严重，水流优势通道明显发育，制约了油田开发水平的持续提高。
2 油藏基本特征及开发现状
该块储层主要为扇三角洲前缘与近岸浅水水下扇沉积，岩性为一套中细砂岩、砂砾岩与泥岩交互层。
油层埋深1200～1570m，杜ⅰ、ⅱ油层组平均油层厚度21.5m，油层平面厚度变化大，连通状况差，油藏类型为层状边底水油藏。
j99块杜家台油层原油性质较差。
在地层条件下，原油密度为0.954g/cm3，原油粘度229mpa·s。
在50℃条件下脱气原油粘度为333mpa·s，属普通稠油。
该块分层开发前共有油井77口，日产油58t，综合含水95.3%，
采油速度0.15%，可采储量采出程度89.8%。
3 水驱开发油水运动规律及剩余油分布规律研究
3.1 平面上注入水主要沿河道主流线方向推进
j99块杜家台油层沉积类型为扇三角洲前缘亚相，沉积微相以扇三角洲前缘河道、河口砂坝为主，条带状沉积特征明显。
水下分流河道中心、河口砂坝中心部位的物性好于边部。
平面上的这种强非均质性，决定了水驱油过程中油层平面上水淹程度的不均匀。
大量监测资料表明，主河道中心线水淹最快，中心线两侧主河道水淹速度稍微慢一些，而分流间和前缘薄层砂水淹速度最慢。
3.2 纵向上注入水主要沿油层厚度大、高渗层单层突进
j99块杜家台油层纵向上非均质性严重，决定了在注水开发过程中层间矛盾尖锐，单层突进现象严重，注入水主要沿厚度大、渗透率高的单层突进。
3.3 层内受渗流屏障影响，不同部位水淹程度存在差异
夹层是指分散在单砂体内、横向不稳定的相对低渗透层或非渗透层。
作为渗流屏障，夹层影响着砂体内垂向和（或）侧向的流体渗
流。
渗流屏障越交织且越连续，采出油气就越难，采收率也就越低。
夹层几何配置方式一般划分为二类，即：平行的渗透屏障和交织的渗流屏障。
j99块杜家台油层的夹层在砂体中多平行于砂层层面分布，属于平行的渗流屏障。
按照层内的韵律特征，夹层的稳定程度，j99块层内水淹特征主要表现为厚油层上部水淹型、厚油层下部水淹型。
厚油层上部水淹型：产生此类剩余油分布模式的条件是，夹层界面分隔的上下两个砂体渗透率级差均较大，渗透率级差>5，夹层分布稳定，自然电位曲线呈明显的漏斗形，底部渗透率较低，最高渗透率位于韵律顶部，注入水沿上部的高渗条带突进，形成强水洗带，中下部储量动用较差，水洗程度低，剩余油富集。
厚油层下部水淹型：产生此类剩余油分布模式的条件是，夹层界面分隔的上下两个砂体储层相对均质，渗透率级差均较小，小于2，夹层较厚，分布稳定，自然电位曲线呈箱形。
注入水在运动过程中，受到重力作用的影响，可向下渗流，注水波及系数较大，中下部动用程度高，剩余油在韵律层的顶部富集。
3.4 无夹层的厚层，受重力作用层内注入水主要沿底部快速推进
产生此类剩余油分布模式的储层反韵律特征不明显，渗透率级差10m）、含油性好、未水淹，但实钻水平段储层物性差，产能不落实，导致该井产量较低。
中东块j99井区部署的j99-杜h7井，初期有一定的产能，但是产量递减较快，含水上升速度较快，该井的实施让我们充分认识到高含水老区部署水平井风险大。
长期注水开发后，老油田内部油水关系进一步复杂化，尽管单井点水淹状况认识清楚（老井及导眼井），但水平井段只要局部水淹，导致水平井高含水。