油田高含水期采油方式研究
油田高含水期采油方式研究
【摘要】从目前我国油田的实际情况来看，随着各大油田开采期的增长，普遍进入高含水期，已经明显的影响了采油效率，提高了生产成本，影响了经济效益。本文从我国各大油田的实际出发，首先阐述了高含水期油田的特点，进而分析了目前的高含水期采油方式，同时对国外先进的采油方式进行了研究，这样对于我国油田高含水期采油方式的选择提供了一定的借鉴，具有实际的意义。
【关键词】油田高含水期开采方式
随着我国社会经济的不断发展，对石油资源的需求量一直呈高速增长的状态，面对不断增长的需求，现实是在供应方面存在着实实在在的困难，从实际情况来看，由于我国国内的的石油储量不是很大，目前处于短缺的态势，同时对石油的需求一直呈不断增长的趋势，但是在生产原油的上游油田来看，由于在开采过程中效率不高，造成资源浪费严重。从目前的实际情况来看，国内各大油田普遍采油注水采油的方式进行采油作业，这样的开采方式效率较低，采收率不足35%，这样还有很大一部分的原油仍然没有开采出来，所以说对高含水期的油田来讲，开采效率更为的低下。所以，目前来讲，采用哪种更科学合理的方式，开采高含水期油田的原油，对于满足我国对石油的需求，满足社会发展需要，具有十分重要的现实意义。文中通过对国际上和国内石油开采技术进行分析，对于我国发挥优势，弥补不足，能够起到重要作用。下面，本文结合我国油田高含水期的实际特点，就国内外高含水期油田的开发方式进行了分析。 1 油田高含水期的特点
在处于开采过程中的区块进入高含水期之后，由于开采的越来越深入，所有地下的环境变的越来越复杂，地下水和油之间的关系也是越来越复杂，具有非常严重的分均质性，对于挖掘潜力和提高油田的采收率来说具有非常严重的影响。从目前的实际情况来看，我国除了西部地区的油田之外，其他的各大油田都进入了高含水期，经过多次采油之后，能够采出的原油已经非常有限，各种矛盾非常的明显，即储采比低、采收率低，采油速度高、采出程度高、综合含水率高五个方面仍有很大的矛盾，现在看来还有很多的储量位于地下，这对于提高石油供应、满足需求来说具有非常大的潜力可挖。从客观上上讲，把全球全部的油田的原油的采收率提高一个百分点的话，那么全球就能够增加全球需求的两三年的消费量，所以通过技术手段提高高含水油田的采收率具有重要意义。
在油藏精细描述和剩余油分布研究的基础上，除采取强化采油措施外，国际高含水油田开发技术主要有：井网优化技术（包括细分层系、加密调整井、井网重组）、注水调整技术（包括不稳定注水、选择性注水、优化注水压力、提高产液量、调整注采井网、注污调剖等）、特殊钻井技术（包括水平井技术、大位移多靶点定向井、侧钻井技术等）、油层深部调剖技术等。改善高含水期油田注水开发效果一直是国外油气开采领域的研究重点，国外在不稳定注水技术、水平井技术、油层深部调剖技术等方面具有明显优势。控水稳油及区块综合治理工作是实现老油田稳产、提高经济效益的重要手段。
近几年来，随着国内的科研工作者的不断努力，在全面掌握国内油水分布的情况下，已经建立完善了一套调整注采结构、细分注水、注采系统和产液结构、对应调堵的控水稳油配套技术。从实际上看，国内的新疆油田、华北油田、大庆油田等几大油田采取的“稳油控水” 整套技术在国际上也是出于领先的水平。
2 高含水期采油技术
2.1 不稳定注水技术
从客观上讲不稳定注水实际的含义就是经过不停的改变采出量、注水方向及变化注水量，从而使高渗透层与低渗透层之间以及同一层的高渗透部位与低渗透部位之间的波动压差，充分发挥毛细管吸渗作用，提高注入水波及系数，驱替出低渗透区的剩余油，从而提高采收率。不稳定注水的实施方法多样。这个技术最早是在美国以及俄罗斯的工业上开始的使用，这两个国家在全球来说是处于领先地位的。从我国的实际情况来看，这个技术在国内的研究和应用已经有了小规模的研究，但是同发达国家相比，还是存在一定的差距的，还需要不断的完善、进步，进而发挥更大的作用。
2.2 水平井技术
水平井钻井成本只是直井的1.5～2.0倍，而水平井的产量和单井增加可采储量可达直井的4～8倍。除可明显的增加原油的产量之外，还可以明显的增加原油的采收率。比如在国内的大庆和长庆油田的一些低渗透砂岩油藏中已经开始了水平井的实验，结果表明，水平井加上压裂改造，可以取得比直井更好的开发效果。2.3 加密调整井技术
直至目前，钻加密井、调整注采结构仍然是国外高含水期油田开采剩余油、改善水驱效果的主导技术。其发展趋势是基于油藏精细描述，实现加密井的优化布置加密调整井网的对象，一是断块面积小，井距过大，连通状况差的油藏；二是开发对象转移到ⅱ、ⅲ类油层，物性差、需要缩小井距的油藏；三是原井网井距偏大，不利于储量动用的油藏。
总之，在世界范围上看，在提高高含水油田采收率方面，国外有很多先进的技术，另外还有许多的先进的采油方式值得学习很借鉴，主要包括侧钻水平井、复杂结构井技术、油层深部调剖技术、不稳定注水技术、注水后热采技术、物理法采油技术、套损治理技术等。因此，在采油方式的利用上一定要结合油田的实际情况，采用最为合理的方式，这样才会进一步的提高采油效率，提高效益，以利益油田的稳产，有利于社会的发展。
参考文献
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非均质油藏高含水期剩余油分布与挖潜研究
应用技术
ｌ■ Ｃｈｉｎａ ＳＣｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｒｅｖｉｅｗ
非均质油藏高含水期剩余油分布与挖潜研究
张 艳 （中石化胜利油田分公司胜利采油厂）
［摘要］油田进入高含水开发阶段后，经过强化注水挖潜、精细油藏描述、实施三次采油调整挖潜之后，剩余油分布更加分散和隐蔽，剩余油分布状况不清 晰和难以有效动用是制约现阶段提高开采效果的主要矛盾。本文通过分析描述高含水期影响剩余油分布的控制因素，提高剩余油分布规律的再认识，指导现场开 发挖潜，见到较好的效果。 ［关键词］非均质油藏；高含水期；剩余油分布；挖潜 中图分类号：ＴＥ３４ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００９—９１４Ｘ（２０１３）３３—０５９４一Ｏ１
前言
非均质性油藏经过长期水驱和化学驱之后，由于油层压力变化导致有效地
应力的改变引起油藏孔隙度和渗透率的变化，储层物性发生了很大变化，原始
的油藏参数已不能反映目前的油层性质。在经过精细油藏描述、调整挖潜之后，
剩余油分布更加隐蔽，具有普遍性、多样性和复杂的特点，寻找剩余油富集区难
上加难，加强油藏工程、开发地质与数值模拟研究，用剩余油定量描述技术精确
“定位”剩余油富集区，充分运用油藏数值模拟技术的集成优化优势，建立精确
的油藏模型，攻关形成非均质水驱油藏的剩余油富集区定量描述技术，实现任
意井点井层、任意网格、任意闭合区域的全方位、多指标剩余油定量描述，剩余
油富集区描述实现了定量化、动态化、一体化。以精细剩余油分布研究伟基础，
按照不同开发单元的开发特征采取相应的技术对策，较好的改善了开发效果。
１剩余油分布影响因素
１ １沉积微相控制剩余油的分布
沉积微相决定储集砂体的外部形态及内部构造，因此也决定着储层平面和
垂向非均质性，控制着油气水的运动方向，从而导致剩余油沿一定的相带分布
沉积微相对剩余油分布的控制作用主要表现为４个方面：砂体的外部几何形态；
砂体的延伸方向和展布规律，砂体内部构造；不同微相带影响井的生产情况。
特高含水期油藏精细管理方法
| 187质砂岩油田。大庆油田历经60余年的开发，始终以高水平、高效益为目标；以解决“层间、层内、平面”问题为核心，在持续的实践与探索中，形成了完善的油田开采理论以及与之相匹配的开采技术。特高含水期油田的储采严重失衡，剩余油严重分散，液油比迅速上升，挖潜难度极大。因此，应以“控含水、控递减、提高采收率、提高难采储量动用程度”作为精细管理的最终目标。以大庆长垣油田为例，储层的非均质特点对最终的油田开发效果产生重要影响。上世纪末，喇萨杏油田通过全面的地质调查，采用垂直上细分沉积单元、平面上细分沉积微相的方式，构建了大庆长远油田的砂体沉积模式，并创立了“模式绘图法”，得到了大范围的实践应用。步入21世纪后，无论是三次采油力度还是综合调整的力度都有了显著提升，调整对象也从层间逐渐转向了层内，厚油层底部的低效、无效循环和顶部的剩余油共存[2]。在这种情况下，如果只认识到河道砂体的非均质特点已经无法满足开采需求，因此开始倾向于河道类型划分、层次划分等河道砂体的非均质性描述的研究。比如，关于曲流河型砂体的研究，分别从复合河道砂体识别、单一河道的识别、单一点坝、点坝内侧积体与侧积夹层识别、内部构型的三维地质建模五个方面进行研究，加深了对曲流河型砂体平面和层内的非均质性特点的认知。当油田的采收进入中后期，油水比会越来越高，粘结度也会发生很大变化，从而给注水开采带来困难。该时期的油藏特点决定了无水采油的时间非常短，采收过程中几乎不可能是成片的油藏。见水之后，油藏的含水率会迅速上升，然后便会呈现高含水、特高含水现象。为了提高有产量，往往会采用强注强采的方法，从而在短时间内获得满意的采收率，而且并不会立刻产生其他不良影响。但实际情况却是，地下油水的分布已然发生了翻天覆地的改变，水油比越来越大，给后期开发、开采造成很大阻碍。如果仍然用早期的油藏来描述这一阶段的油藏特点，显然无法达到开采要求，所以要针对特高含水期油藏的具体特征来构建剩余油的预测模型，利用精细化系统模型分析剩0 引言我国的油藏管理的研究开始于20世纪90年代中期，阎存章、杜志敏、张朝琛等学者先后在江苏、胜利、中原等老油田进行了实践调查与研究。这些老油田主要沿用了西方国家油藏的管理理念与管理模式，然后结合我国国情与体制，对管理内容进行了细化。鉴于中西方国家在体制、文化、历史、思维上存在巨大差异，油田企业应该立足于当下国情、社会发展现状以及业内的管理体制，将油藏管理看作是一个系统、复杂的体系，树立科学的管理理念，积极引入先进的技术手段，构建适合中国国情的油藏管理体系，用于指导油藏的精细化管理。1 特高含水期油藏特点分析根据含水量、含水率等数据，可以将油田分为四个时期：低含水量、中含水量、高含水量、特高含水量。不同时期下，油田的含水率数据范围也不同，数据越大，表示含水量越大、含水率越高，开采难度就越大。特高含水期的油田，含水率通常＞90%，这个时期油田的特点是：水层厚、水层间的矛盾突出、并表现出非均质现象，油层呈不规则的破碎状分布，而且随着含水量的增加，油层持续上升，油层本身的含水率也在急剧提高。特高含水期的油田正处于快速体液状态，这一时期油田的综合含水量几乎达到了最高值，因此原油的可储存量很少，且分布极为不均，如何选井、选层成为最大难题[1]。随着油田开采难度的增加，还会出现强力注水、水驱压裂井重复压裂等情况，进一步促进了油藏含水量的增加，由此形成恶性循环。混合了大量水的石油，粘度会迅速下降，水油比增长越快，采油的速度就越慢，采油的成本就越高，而且还无法保证采油量。油水的浮动性、分布范围复杂多变，加之水油混合后的运动特点，对开采技术提出很大考验，如何解决这些难题，提高采油收益，成为特高含水期亟待解决的问题。2 特高含水期油藏的精细管理2.1 分析油藏水量变化大庆油田的开发时间是1960年，属于大型陆相多层非均特高含水期油藏精细管理方法刘思思(大庆油田第一采油厂第四油矿聚413采油队，黑龙江 大庆 163000)摘要：随着油田开发工程的推进，中国许多油田都已经进入开发后期，这一阶段的油田普遍含水量较高，给开采工作带来严峻考验。为保证油田的开采量满足生产需求，科学、合理的管理必不可少。关键词：特高含水期；油藏；精细管理中图分类号：TE122 文献标志码：A 文章编号：1008-4800(2021)05-0187-02DOI:10.19900/ki.ISSN1008-4800.2021.05.089Fine Management Method of Reservoir in Ultra-high Water Cut PeriodLIU Si-si (Ju 413 Oil Production Team, No.4 Oil Mine, No.1 Oil Production Plant of Daqing Oilfield, Daqing 163000, China )Abstract: With the advancement of oilfield development engineering, many oil fields in China have entered the later stage of development. The oil fields at this stage generally have high water content, which brings severe challenges to the exploitation work. Scientific and reasonable management is essential to ensure the production of oil fields to meet the production demand. Keywords: ultra high water cut period; reservoir; fine management188 | 2.3.3 加强带封井管理如果施工内容可能对封隔器的寿命产生影响，可以把这部分施工承包给专业人员，完善考核方案，并对施工情况进行考核。按照相关的技术规范检查施工技术，严格制定考核制度，根据实际情况完善制度。2.4 通过精细的精通管理，有效控制躺井数量2.4.1 构建“两定一赛”的全员参与控躺机制成立项目部门，组织开展“两定一赛”工作。“两定”指的是确定目标、确定油井的免修期限。将责任落实到人，严格管理考核工作，通过实时跟踪、合理调整、全面分析等措施，实现监管的动态化，有效监督油井。“一赛”指的是控躺竞赛，制定公平的竞赛规则，对比躺井和井寿命，为激发工作人员的主动性，可以将竞赛结果和个人绩效挂钩。2.4.2 采用配套技术提高洗井效果明确洗净周期，严格控制洗井过程，增加油井产量；通过五线一图、相关数据等资料动态掌控油井变化；综合分析施工过程中的管壁结蜡厚度和产量变化之间的关系。完善洗井方法，根据不同井筒的特点采用蒸汽洗井，以弥补传统热水洗井的不足，有效节约水资源与施工成本，同时还能提高洗井效率。改进加药方法，采用点滴法加药，既节约了药量，又能取得良好的洗井效果。2.4.3 采用调剖为主的综合治理改善注水井和采油井的井网，采用油井堵水、水井深度调剖等方法治理井网。参考注水地下渗流的方向调整治理方案，提高水驱的波及体积。根据实际的设计情况调整二类、三类油层的吸水厚度，提高采收率，维持稳定的产油量，有效控制含水量，保证油田顺利完成采油目标。3 结语随着石油产业的不断发展，企业也应该不断引入、研发先进的采油技术，节约开采成本、提高采油效率、增加有产量。除此之外，还应重视对地质结构、自然环境的保护。石油的储存层结构十分复杂，多种因素均能影响采油工作的开展，尤其是特高含水期的油田，更应该利用先进的技术手段提高采油率，以满足社会对石油能源的需求。参考文献：[1]朱义东，李威，王要森， 等.海上特高含水期油田精细油藏描述技术及应用—以陆丰油田海陆过渡相A油藏为例[J].中国海上油气，2020, 32(5): 91-99. [2]范云鹏，周志军，李长春， 等.流固耦合理论在特高含水期油藏开发中的研究现状与发展趋势[J].当代化工，2019, 48(3): 575-578.[3]陈军，杨峻懿，刘启国.特高含水期油藏采油速度研究及影响因素分析[J].油气藏评价与开发，2018, 8(4): 17-21, 32. 作者简介：刘思思(1985-)，女，汉族，黑龙江安达人，本科，工学学士，助理工程师，研究方向：高含水期油藏管理。余油与层间分布特点，并对地层进行精细化对比，以便更加全面、准确的掌握各个油层剩余油的分布特点与层间地质特点，进一步明确剩余油的分布情况，分析这一阶段油藏的水量变化规律，详细勘测油井周边环境，并制定科学、可行的采油方案。2.2 井震联合精细构造描述技术大庆喇萨杏油田的含油层属于大型陆相浅水湖盆河流三角洲沉积体系，油田的纵向上发育了百余个小层，油层的单层厚度最薄0.2 m，最厚可达到10余m；渗透率小于10.0×10-3 μm2，大于1 000.0×10-3 μm2。平面上的河道砂、席状砂、外表层的分布十分复杂。油层多，而且表现出严重的非均质特征，层间、平面、层内的矛盾异常显著。其一：针对井资料断点组合率低、无法识别小断层、断层识别不明确、组合存在不确定等问题创新井断点引导断层的精细识别技术——转换密井网钻遇到的断点数据，把断点数据投影至地震数据体中，从平面、剖面、三维空间三方面开展工作，以解释井震结合断层。其二：分析地震反射特点十分清晰的断层，利用端点信息调整、修改断面初步的解释结果，明确断面所处的准确位置。其三：针对地震反射特点不准确、无法通过地震资料识别小断层的问题，可通过井断点信息联合蚂蚁体、方差体等构造属性体来明确断层的位置以及倾向，以准确识别小断层。井震结合精细构造描述发现了井点揭露不完全断层信息，避免了仅凭井点资料很难认识到断层与断层组合的问题，断点的组合从显著提高，超过了95%；实现了对井间3～10 m的低级序小断层的精细识别。大庆喇萨杏油田的葡一组顶部断层从原先的445条增加至765条；构建了6.0×104口井控制的918 km2的油层组级构造模型。第一次全面实现了喇萨杏油田的整体构造三位数字化表征，加深了人们对构造特征的认知程度，为地质建模工作创造了良好条件。研究断层与断层破碎带的封堵能力，可以促进断层边部调整“躲断层”至“找断层—靠断层—穿断层”的转变。布井的安全距离从距断层200 m缩小到20 m，可采油的储量增加了378.6×104 t，阶段累计的产油量达到了217.9×104 t。2.3 油藏精细注水管理2.3.1 构建水井预警机制水井预警机制是有效控制水井注水工作的重要手段，针对每一口注水井可能存在的问题都提前做好预案，在出现问题的第一时间予以解决，避免问题进一步扩大化而带来的一系列不良影响[3]。2.3.2 加强过程控制进入开发后期，高含水油田的注水工作量继续增加，原本的洗井方案很难满足现阶段的生产需求。工作人员严格监控注水井口径、每口井的注水量、注水的杂质含量等参数，结合每口井的实际情况科学的采取洗井措施，提高自身责任感与施工作业的质量，促进生产工作顺利开展。其次，制定考核体系，检验完井工作的施工质量。把水井井口的施工周期和考核相互结合，全面监控每个施工环节，将每口注水井的工作责任到人。明确施工人员职责，提高注水效率，保证油田生产顺利进行。
河14断块高含水期剩余油研究及挖潜对策
河14断块高含水期剩余油研究及挖潜对策
摘要：河14断块经过30多年开发，已经进入高含水开发后期。2010年在精细油藏描述及剩余油分布规律研究基础上，通过钻新井、转注、大泵提液等工作，优化产液结构和注水结构，见到了明显的控水稳油效果，有效提高了开发水平。
关键词： 高含水期 精细油藏描述 剩余油挖潜
1.概况
河14断块位于现河庄油田的东北部，含油面积4.5km2，石油地质储量842×104t，构造上属于中央隆起带西段郝家鼻状构造的东北翼，构造复杂，主力含油层系为沙二段的5、9、10砂层组，是早期东营三角洲前缘自东向西推进时形成的滑塌浊积砂体，岩性以长石砂岩为主，孔隙度为20-25.1%，渗透率为50-800×10-3μm2，为中孔、中低渗储层。断块自1972年投入开发，到2009年综合含水94.7%，采出可采储量的76.13%，剩余可采储量的采油速度14.2%。断块目前存在的主要问题是水淹严重，注入水沿高渗带水窜，造成剩余油高度分散。
2.剩余油分布规律研究
针对该断块综合含水高、剩余油高度分散、油层动用程度高、稳产基础薄弱的实际情况，以油藏研究为核心，应用三维地震技术、隐蔽油藏描述技术、精细油藏描述技术、测井多井储层评价技术、三维数值模拟技术，开展剩余油分布规律研究。
2.1应用三维地震技术，精细构造研究
断块具有窄条带，多油层的特点，进入油田开发后期，剩余油以高度分散状分布于储层之中，要挖掘其潜力，首要的任务是利用地震—地质综合解释成图技术，建立精细的构造模型。具体的做法：利用7个非标准层做图，通过对构造和断层综合两个方面的校正，用10米间距做出控制断层的断面图，用4米间距做出了13个层的顶面构造图，用1米间距做出了主力储层单元的局部微构造图。通过精细构造研究，发现构造高部位沿断层向北偏移200-300米。
中高渗稀油油藏合理采液强度方法研究
中高渗稀油油藏合理采液强度方法研究
油田是一天然能量充足的强边水稀油油藏，目前开发中主要存在的问题是：无水采油期短、含水上升快、递减率大等。在实际生产过程中，油田无论是单井还是断块，日产液量与含水都呈现出了很强的相关性：当断块（单井）日产液量降低时，含水下降；当断块（单井）日产液量上升时，含水上升，这就说明油田存在一个合理采液强度和最佳含水上升率的问题。
标签： 强边水稀油油藏；中高渗透；采液强度；含水上升率；开发效果
油田是一边底水發育、处于中含水采油期的中高孔、中高渗透率、强边水稀油油藏。对于此类油藏，开发中主要存在的矛盾是：既要保证油田高速高效开发，又要控制边水过快、过早上升。在实际生产过程中，油田单井、区块液量与含水相关性很强，这说明该油田存在一个最佳的采液强度。针对上述问题，本文通过对构造位置与含水上升速度的关系、含水上升率与采液强度的关系等研究，确定了油田合理采液强度，有效控制了单井的含水上升速度，提高了断块的开发效果，并为同类油藏开发提供经验。
1开发概况
油田是被多条断层切割为三个台阶的断垒油藏，油藏埋深在1700 m-1900 m，地层倾角30-40，孔隙度为20 %-30%，渗透率在500 mD-2000 mD，属于中浅层、中高孔、中高渗断垒油藏。油田以三角洲前缘河道沉积为主，砂体发育，纵向上表现为上细下粗的正韵律沉积分布，存在不稳定的泥质夹层，储层以中细粒砂岩为主。平面上，南北两部分油层厚度差异较小，平均有效厚度10.2 m。该区发育多套油水系统，油水界面不统一。油田以电潜泵的采油方式开采，采出程度8.0%，采油速度2.1%。油藏原始地层压力17Mpa-19Mpa，地饱压差大，属于正常的压力梯度。地层原油粘度3.5 cp，地层原油密度0.81沙m3，原油物性好。利用油藏工程能量守恒公式计算，水体倍数为156，故油田边水能量充足，可采取天然能量开发的方式。
2存在问题
（1）构造的低部位油井，无水采油期短：纵观全区含水情况，构造较低、边部单井含水高，都进入了高含水期（大于60%）；单井无水采油期最长为40 d，最少为0d（投产即含加。（2）初期产能高，油井见水后，产量递减大。通过油田前期试油试采分析计算得到，油田E2，E3油组的米采油指数高，平均在4.21
油田特高含水期分压注水试验研究
・ １２８・ 长江大学学报（自然科学版）理工２０１２年５月第９卷第５期 Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｙａｎｇｔｚｅ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ（Ｎａｔ Ｓｃｉ Ｅｄｉｔ）Ｓｃｉ＆Ｅｎｇ Ｍａｙ．２０１ ２．Ｖｏ１．９ Ｎｏ．
ｄｏｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１６７３—１４０９（Ｎ）．２０１２．０５．０４２
油田特高含水期分压注水试验研究
韩 丽 （中石油大庆油田有限责任公司第四采油厂，黑龙江大庆１ ６３５１ １）
［摘要］针对区块葡Ｉ ４及以下油层埋藏深度大、储层发育差、动用程度低等特点，在区块葡 ４及以下 油层开展了分压注水试验：上部油层采取周期注水，下部油层提高注水压力，克服薄差储层的启动压力。 试验结果表明，分压注水可以提高油层的吸水能力，改善油层动用状况，对特高含水期水驱精细开发、 高效注水具有一定的指导作用。 ［关键词］特高含水期；分压注水；高效注水 ［中图分类号］ＴＥ３５７．６２ ［文献标识码］Ａ ［文章编号］１６７３～１４０９（２０１２）０５一Ｎ１２８—０２
周期注水是改善油田开发效果的有效方法ｎ ］。现油田水驱开发已进入特高含水期，同时也暴露出
部分井区产液量高、含水高、储层动用程度低、常规注水难以再扩大波及体积等问题 引。为了改善区块
葡工４及以下油层的动用状况，笔者选择在葡工４及以下油层开展分压注水试验，以达到提高油层的吸 水能力、改善油层动用状况的目的。
１ 区块概况
Ａ井区位于２５０ 断层与六区三排夹角区域内，区块面积１．３ｋｉｎ。，地质储量４９８．１×１０ ｔ，共有油
水井９５口（注水井３８口，采油井５７口）。其中，注水井３８口，平均单井射开层数２Ｏ个，砂岩厚度 １２．７ｍ，有效厚度２．２ｍ，开井３５口，注水压力１１．７ＭＰａ，日注水量１２９６ｍ。。
２分压注水的实施方式及调整原则
针对油藏埋深较大、储层发育相对较差、油层动用程度相对较低的葡工４及以下油层，采取分压注 水，提高注入水的注入压力，克服低渗储层启动压力，提高油层动用程度。 合采层系葡Ｉ ４及以下油层动用程度较低主要受２个因素影响，一是葡Ｉ ４及以下油层发育状况相
低渗透复杂断块油藏高含水期提高采收率技术研究
第１３卷第５期 重庆科技学院学报（自然科学版） ２０１１年１Ｏ月
低渗透复杂断块油藏高含水期提高采收率技术研究
李明义１，２岳湘安 屠乃坤ｚ
（１．中国石油大学（北京），北京１０２２４９；２．吉林油田公司新木采油厂，吉林１３２０００）
摘 要：木头油田处于松辽盆地南部扶新油气聚集带中部，属于典型的构造岩性复杂断块油藏。经过３０多年的开 发，矛盾突出。近年来针对各低渗透、特低渗透的复杂断块油藏含水率高，采收率低，开发效果差等问题，进行一系列技 术攻关，有效的改善了区块的开发效果，提高了采收率。 关键词：低渗透复杂断块油藏；高含水开发期；提高采收率；矿场实例 中图分类号：ＴＥ３０Ｇ 文献标识码：Ａ 文章编号：１６７３—１９８０（２０１ １）０５—００１４—０２
１油藏基本情况
随着我国石油勘探和开发程度的延深，低渗透
油田储量所占的比例愈来愈大．低渗透油藏成为今 后我国陆上油田增储增产的主要潜力。木头油田位
于松辽盆地南部扶新油气聚集带中部。辖区面积约 ｌ Ｏ００ｋｍ 。该区构造轴部为东高西低的鼻状构造。
其北翼陡，南翼缓，南部为一向西南倾的构造斜坡 区。主体区块１９７８年投入开发，先后滚动开发了几
十个油藏，总体上都属于低渗透油藏，但渗透率差 别很大，介于０．７ｘ１０－３￣５０ｘ１０ ｍ 之间，各油藏有 独立的压力系统和不同的油水界面。经过多年的注 水开发。目前采出程度仅为１５．０３％．综合含水已经 高达９２．０２％。部分早期开发的区块含水更是高达
９６．６％
２提高采收率技术对策
针对高含水低采出程度这一主要矛盾，近年来 重点开展了精细油藏描述工作，在此基础上，各种技
术综合配套应用，油田开发形势明显改善。 ２．１ 低渗透油藏精细描述技术
运用油藏精细描述技术开展储层构造微构造研 究，精细储层对比，沉积微相研究，储层非均质性评
价。对油藏地质进行再认识，根据油水井生产历史
和生产动态，利用动态分析、数值模拟等多种方法研 究剩余油分布规律，从影响剩余油分布因素人手，确
有关注水开发油田高含水期的开发技术探究
第１期 ２０ 午１月 中国化工贸易
Ｃｈｉｎａ Ｃｈｅｒｎｊｃａｌ Ｔｒａｄｅ 寒开发
有关注水开发油田高含水期的开发技术探究
侯欣
（长庆油田公司第一采油厂高桥采油作业区。陕西延安７１６０００）
摘要：油田进行高含水期，多套层系井网相互交错，注采关系趋于复杂，各层系间含水差异逐渐缩小，结构调整日益困难，多层高含水井和
供液不足井逐年增多，层间矛盾和平面矛盾更加突出。如何控水挖潜，保持一定的产量规模至关重要。本文即探讨油田开发进入高含水期后，在注水方
面如何深化调整，努力挖掘剩余油潜力的认识和做法。
关键词：注水高含水期开发技术
在分析注水开发含水期油田开发技术经济政策方法的过程中，为
了适应油藏区块分类的要求，可以合理的应用地质条件和开发效益评
价分类方法，对于各类油田可以分单元进行模糊聚类和认真的评价，
对于地质条件和开发效果存在严重矛盾的单位进行重点分析，从而可
以有针对性的制定指标和较为适宜的挖潜地区，还可以根据实际情况
合理的调整油田开发策略＿Ｊ】。
一、高含水期油田的资料特点
油田进入开发后期，各种资料极其丰富，除以往的开发井、调整
井资料外，还有加密井、观察井、检查井、密闭取心检查井资料和各
种生产测试、监督、生产动态资料，非常有利于更加精细地认识油藏。
这一阶段的资料与开发早期和中期相比，不仅井资料很多（井距更小，
在开发井网基础上，又有加密井、检查井等），而且还有大量的动态资
料，如多井试井、示踪剂地层测试及生产动态资料等。因而，可建立
精度很高的储集层模型，使精细油藏描述成为可能。但同时由于井的
类型更多，动态资料类型更为复杂，对资料的处理要求更加细致，质
量控制的难度和综合应用的难度也更大。由于油田开发后期有着各种
极其丰富的资料使精细油藏描述工作成为可能，同时由于这个阶段油
田开发面临的难题又使精细油藏描述成为必然。
二、注水开发油田的现状
目前，老井注水既有主力油层，又有差油层，因此，对于老注水
高含水期油藏提高采收率方法研究及应用
ｌ９８ 内蒙古石油化工 ２００７年第３期
高含水期油藏提高采收率方法研究及应用
宗会凤
（中油辽河油田分公司，辽宁盘锦１２４０１１）
摘 要：随着油藏开发的不断深入，高含水及特高含水期油藏逐渐增多，如何充分动用油藏，不断改 善油藏开发效果是高含水期油藏所面临的主要问题，为了有效的挖掘油藏潜力，通过对国内外非均质复
杂断块油藏高含水期提高采收率方法的研究和适应性评价，优选适应性较强的不稳定周期问注，ｇ－－动力 学方法作为高含水开发后期的挖潜手段，并优选曙４７１４块进行现场试验，获得了显著的效果，２０００年实
施以来断块综合递减得到了有效的控制，注水利用率得到了明显的提高，水驱开发效果得到了明显的改
善。
关键词：高含水油藏｝周期注水｝采收率；水动力学；综合递减
随着油藏开发的不断深入，高含水及特高含水
期油藏逐渐增多，高含水期油藏普遍面临着好含水
高采出的双重矛盾。曙光油田１９７５年投入开发，截
止目前油藏已开发了３０年，主要油藏已进入高含水 期开发，部分区块已采出可采储量的８０ ，因此高含
水期油藏的开发方法已成为改善曙光油田一些复杂
断块油藏开发效果的主要问题。通过对国内外注水
开发油藏高含水期油藏开发进行分析研究，高含水 期提高采收率主要通过应用水动力学方法及三次采
油来改善水驱开发效果。结合曙光油田主力断块油
藏发育、连通等具体情况，选择主力油层发育较为单 一。油层连通程度、见效程度较好，采出程度较高，综
合含水较高，区块面积较小，具有一个水动力学系统
的曙４７１４块进行高含水期水动力学改善油藏开发
效果研究，经现场实施获得了较好的效果，有效的改 善了油藏开发状况。
１概况
曙４７１４块位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡
中段，曙四区东南部，开发目的层沙四段杜家台油
层。含油面积３．８８ｋｍ。，地质储量２８５×１０‘ｔ地面脱气
原油密度为０．９０１ｇ／ｃｍ。，粘度（５０℃）为２４０．１ＭＰａ．
英台老油田特高含水期开发技术研究
２０１０年第１９期 内蒙古石油化工 １１９
英台老油田特高含水期开发技术研究
魏昌敏
（吉林油田公司）
摘 要：英台老油田油藏类型为低幅度构造油藏，是天然能量开发的油田，１９８６年开发以来，通过
油藏分层认识，不断提高开发水平，实现了长期的稳产高产。但随着开发时间的延长和综合含水的上升，
油田剩余油越来越分散和复杂，并且］￣．２００２年开始，油田出现产量递减。为了持续保持油田较好的开发
水平，提高采收率，实现油田开发的良性循环，立足油田地质研究，并且在原有认识的基础上，通过多学
科、多方位展开油藏分层认识工作，进行油藏地质特征的再认识，实现了开发水平的真正提高。 关键词：英台老油田；特高含水期；开发水平；配套技术研究
中图分类号：ＴＥ３４９ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６－－７９８１（２０１０）１９一Ｏ１１９一Ｏ３
１ 区块简况及存在问题
１．１地质概况 英台构造属松辽盆地中央凹陷一龙虎泡红岗阶
地上的一个局部构造，东临古龙凹陷，西与西部斜坡
相接。英台油田地震Ｇ３反射构造为一东倾的鼻状构
造，在鼻状构造上发育两个近南北方向的低幅度短 轴背斜，构造高点由东向西抬高，，圈闭面积５． ２ｋｍ。，闭合度８ｍ，构造短轴０．８ｋｍ，长轴２．７ｋｍ，倾
角１．２。。该构造主要发育高台子油层，地质储量６２１
×１０ ｔ。
图１英台油田老区高台子构造井位图 １．２开发简况
英台油田１９８６年投入开发，开发层系为青山口 组的高台子油层，开发方式靠天然能量开发。１９８６￣
１９８８年区块初期上产，１９８８￣－－１９９３年，通过油层挖
潜，年产油稳定在１１×１０ ｔ水平；１９９４年以后，通过
扩边扩层加密调整，同时实施补孔、压裂、大泵等有 效措施，使年产量逐渐上升，到２００１年达到了１５×
１０ ｔ以上，２００１年以后，产量开始递减。
目前区块开井１２０口，井口日产液７９２２ｔ，日产
油３４６ｔ，含水９５．６３％。核实累计产油２６２．９０×１０ ｔ，
特高含水期胜坨油田提高水驱开发效果途径及对策论文
特高含水期胜坨油田提高水驱开发效果的途径及对策
摘要:胜坨油田经过40多年的注水开发,目前已进入特高含水开发后期,胜坨油田水驱地质储量占整个胜坨油田地质储量的85.7%,所以水驱调整仍是胜坨油田提高采收率的重要手段。本文总结了“十五”期间胜坨油田提高水驱开发效果的主要对策及取得的效果,同时对胜坨油田进一步提高水驱开发效果提出了工作方向和工作安排。
关键词:特高含水 水驱开发效果 途径 对策
1 胜坨油田基本概况
胜坨油田位于东营凹陷陈家庄凸起的南坡,是典型的大型整装油田,含油面积84.83km2,动用石油地质储量45802×104t,可采储量18538×104t,采收率40.5%。
胜坨油田自1964年投入试采至今经历了四个开发阶段:低含水开发阶段、中含水开发阶段、高含水开发阶段、特高含水开发阶段。目前开油井1793口,开水井1033口,日产液水平14.76×104t,日产油水平7065t,含水95.21%,日注水平14.3×104m3,注采比0.97,注采对应率84.1%。
2 特高含水期胜坨油田水驱状况评价
由采出程度与综合含水关系曲线反映,胜利采油厂的整体水驱效果较好。从宏观上看,在不同的含水时期,胜坨油田的水驱开发效果与国内外同类型油田相比均达到了较高的水平。
2.1 不同类型油藏提高水驱采收率空间 通过精细油藏研究,重
新认识剩余油分布状况,加大新工艺、新技术的应用力度等,仍有进一步提高采收率的空间。
一方面不同油藏开采的不均衡性,决定了具有提高采收率的空间:胜坨油田为一多层砂岩整装油田,油藏类型多,储层非均质严重,按沉积类型分为四类油藏,一类是以河流相或浊流相沉积的正韵律主力油层,二类是以河流相沉积的非主力油层,三类是三角洲前缘相沉积的反韵律油层,四类是东营组及低渗难动用油藏。据室内实验结果各类油藏仍有水驱提高采收率的空间。