边底水油藏开发效果分析及调整挖潜技术研究
缸科技２０１ ２年第７期 石油地质
边底水油藏开发效果分析及调整挖潜技术研究
郑强① 白需正② 孙玉龙③
①中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院２５７００山东东营；②中国石化胜利油田分公司孤东采 由厂
③中国石化胜利油田分公司胜利采油厂
摘要孤东油田七区馆下是典型的边底水油藏，经过２０多年的天然能量开采，现在已经进入“三高阶段”． 油藏含水上升速度
快，递减速度快，单元稳产难度大。通过深化油藏动态分析，加强剩余油分布规律研究，制定合理的调整挖潜技术，实现空水稳油技
术，有效解决了制约油田稳产关键问题
关键词边底水开发效果调整挖潜
孤东油田七区西馆下位于孤东构造的东侧，其西部、北部、南部
分别由２号断层、７号断层、８号断层与四区、六区、八区分界。含油
面积３．４２ｋｍ ，有效厚度７．８ｍ，地质储量５５３ｘ１０ ｔ。孤东油田七区西馆
下油层位于孤东７断层的升盘，为一反向屋脊单斜构造。馆下段油层
倾向北偏东，地层倾角１．５度左右，构造比较平缓。油藏主要沿断层
地势高部位分布。
孤东七区西馆下于１９８８年１月开始投入开发，１９８９年７月开始点状
注水开发，截至到目前共经历了低含水采油期、中含水采油期、高含
水采油期和特高含水采油期四个开发阶段。总的开采特点是无水采油
期，中低含水期含水上升怏，进入高含水期后含水上升逐渐减缓。边
部以天然水驱为主，内部距边水较远的区域天然能量不足，１９８９年
７月，实施了内部注水开发的方式，使顶部地区的能量得到了有效补
充，目前４口注水井平均单井１３注２８５方，累积注水７９８万方，目前能
量充足，压力稳定。
１开发效果评价 ‘
（１）采出程度评价。从图１采出程度与综合含水关系曲线可以看
出，受边底水突进的影响，相同采出程度下，实际的综合含水高于理
论值。进入高含水期后，伴随新井的投产和措施的调整，开发效果虽
然明显好转，但仍高于理论水平。并且与其它同类油藏相比，开发效
果较差。
图１采出程度与综合含水关系曲线图２含水与含水上升率关系曲线 （２）含水上升率评价。从图２含水与含水上升率曲线可以看出，
在中低含水期，七区馆下含水上升明显高于理论水平，且含水上升率
峰值也比理论峰值大得多，进入高含水期以后，伴随新井的投产和措
施的调整在一段时间内实际含水与理论逐渐接近。但开发后期含水上
升明显，开发效果变差。
２ 开发中存在的主要问题
（１）平面上部分井区控制程度低，缺少油井控制。目前受边底
水突进影响（边水突进方向总体看由东北到西南），Ｎｇ１．２油水界面
以内的两排油井由于全部高含水＋转外层系生产，失控储量高。
（２）注采对应率低，井网不完善。单元动态注采对应率按井层
为３８．８％，按厚度为４５．３％，其中ＮＧＸ１井层注采对应率仅为４７．７％
（图３），注采对应较差，有必要进行注采井网完善。
（３）整体水淹严重。七区西馆下经过多年开发，整体水淹严
重，油水边界附近普遍高含水。靠近断层的构造高部位及井网控制较
差区域含水较低（图４）。
图３注采对应状况图 图４七区西馆下含水等值图 ３剩余油分布研究
（１）平面水淹状况及剩余油分布。整体水淹严重，平面水淹差
别较大，油水边界附近普遍高含水。而在靠近断层的构造高部位及井
网控制较差区域含水较低。剩余油多分布在靠近断层的构造高部位及
井网控制较差区域。数值模拟结果，Ｎｇｘｌｌｌ平均含油饱和度５１．８％，
Ｎｇｘ１１２平均含油饱和度４５．６％。边水呈舌状推进，平面上中心高部
位、井间滞留区剩余油富集，具有改变开发方式，调整水驱方向，挖
掘剩余油潜力。２０１１年投产馆下新井５Ｈ，平均含油饱和度５９．（）％，其
中２１：３位于南部断层构造高部位附近，含油饱和度在６０％以上，３Ｆ３位
于馆下油层中间部位，含油饱和度在５０％左右。说明平面上剩余油饱
和度仍较高，局部富集。
（２）层间水淹状况及剩余油分布。该块共有ｌ１个含油小层，只
有２３３层因储量少含油面积小，难以开发，未动用。已动用小层中，
采出程度差别较大。ｌｌ１和 采出程度较高 ，】 、２ 、 ｛。 采出程度较
低。层问剩余油存在差异，剩余油主要集中在ＮＧＸ１和ＮＧＸ２。
（３）层内水淹状况及剩余油分布。层内含油饱和度均呈现以下
特征：中上部含油饱和度高，剩余油富集；下部含油饱和度低，水淹
严重
根据某新井饱和度资料（表１）显示，上部含油饱和度６７．４９％，
下部含油饱和度４４．４３％，主要是由于层内底部水淹较为严重。反应出
油层下部水淹严重，上部水淹程度较低，上部剩余油富集。
舍澶饱和度（％） 层位 并展数 平均厚度（ｍ） 上部 中豁 下鄱
ＮＧＸｌ ８ ６．８ ６４．９６ ６１．７９ ５０．９４
ＮＧ）ｃ２ ５ ６．５ ６６．９３ ６３。２４ ４５．５９
表１近两年新井层内含油饱和度
４调整挖潜技术研究及应用
（１）完善井网，提高储量动用程度。七区西馆下整体水淹严
重，平面水淹差别较大，油水边界附近普遍高含水。而在靠近断层的
构造高部位及井网控制较差区域含水较低。剩余油多分布在靠近断层
的构造高部位及井网控制较差区域。因此，通过在断层边部部署新
井，提高储量动用程度，挖潜剩余油潜力。如７－３３ＸＮ１２６井位于
Ｎｇｘｌ层砂体边部高部位，通过动态分析预测该井区剩余油富集，为
了更好地更经济地把该井区的剩余油动用起来，设计该井为紧贴断层
边部构造高部位的定向斜井，同时为做到韵律段挖潜精准到位，在强
化精细地层对比的基础上，重新落实储层特别是韵律段的发育状况。
该井于２０１１年５月投产Ｎｇｘｌ层，投产初期１３液１７．８吨，１３油９（）吨，含
水４９，３％，目前日液４４．３吨，１３油４．９吨，含水８８．９％，截止到目前，
累计增油１３７２￣，断层边部韵律层挖潜取得了较好效果。
（２）老井综合调整，促进单元稳产。七区西馆下共有ｌ１个含油
小层，只有２ 层因储量少含油面积小，难以开发，未动用。已动用小
层中，采出程度差别较大。１ ’和Ｉ 采出程度较高。１ 、２ 、 采出程
度较低。层间剩余油存在差异，剩余油主要集中在ＮＧＸ１和ＮＧＸ２。
因此，通过实施油井补孔改层等措施全方位挖掘层间层内剩余油潜
力。同时，在控制含水上升方面，对采液强度、生产压差和综合含水
之间的关系进行细致分析，结合动静态资料，对生产层的储层特点及
储量动用状况综合分析，采取适当的措施来控制含水上升，提高最终
采收率。对于含水大于９０％的油井则采取优化参数、大（转１２３页）
南ＩＩ工科技２０１ ２年第７期 石油地质
欢２ ６块兴隆台油层组储层影响因素分析
李慧
长江大学工程技术学院石油资源系４３４０２０湖北荆州
摘要欢喜岭油田欢２６块兴隆台油层组是一套低渗储层，储量动用程度不均衡，主要原因在于储层的非均质性较强 本文运用
储层评价的技术，定量地分析了工区内目的层段的孔隙结构、砂体物性、粘土矿物和成岩作用对储层质量的影响，对深化油藏的开发 方案具有重要意义
关键词储层质量孔隙结构填隙物成岩作用
欢２６断块构造位置在辽河断陷盆地西部凹陷西部斜坡南段，由南
北三条南掉大断层所夹持，内部发育多条小的四级断层…，断块构造
面积ｌ １．８３Ｋｉｎ ，主要开发目的层为下第三系沙河街组沙一、二段的兴
隆台油层，油层埋深】７００～２０２０ｍ。工区内储层非均质性较强，给油
田的开采和注水带了一系列的问题，本文就此对欢２６块储层质量的影
响凶素进行了初步分析 。 、
１ 孔隙结构对储层渗透性的影响
经压汞资料处理及回归分析，渗透率与最大连通喉道半径（ｒ ）、
主要流动孑Ｌ喉半径（ｒ ）、平均喉道均值（ｒ ）、分选系数（ｓ ）具有明显的
正相关性，相关系数都在０．９２以上。回归方程如下：
ｌｇｋ＝１．９２５６１ｇｒ ＋１ｌ２０４７６ Ｒ＝０．９３４１
ｌｇｋ＝１．９９１２１ｇｒ￣一１．１９６３８ Ｒ＝０．９３１４
ｌｇｋ＝２ ２２４５１ｇｒ 一（）．１０９４２ Ｒ＝（）．９２１３
ｌｇｋ＝１．８６５１４１ｇＳ一＋１．０４５１４ Ｒ＝（）．９３５２
２不同沉积相带对物・陛的影响
由于沉积相带的差异，造成不同相带或同一相带的不同部位孔隙
结构类型有所不同…。分流河道砂体岩性粗，厚度大，孔喉相对发
育，最大连通喉道半径３ １．９６ ｍ，主要孔隙结构类型为特高渗大孔细
喉较均匀型。河口砂坝核部颗粒较粗，分选较差，平均喉道均值
｝｛－ｌ６ ｍ，平均孔宽９７．３ ｍ，孔隙发育，孔隙结构类型主要为特高高
渗类型。砂坝边部水动力稍弱，颗粒相对较小，平均孔宽９６ ｔｉｌ，平
均喉道均值４．（）６ ｍ，孔隙结构类型以中高渗类为主，孔隙发育。前 缘薄层砂河流能量基本消失，颗粒细，泥质增加，孑Ｌ隙不发育，平均
孑Ｌ宽７３ ５ ｍ，平均喉道均值ｏ．３５ ｍ，孑Ｌ隙结构类型以低特低渗类为
主。由此可见，欢２６块储层质量最好的是分流河道砂体，其次为河口
坝．前缘席状砂孔渗性能最差．．
３储层粒间填隙物对储层物性的影响
本套储层粘土矿物相对含量以高岭石为主，伊利石次之，蒙脱石
相对含量最少。这些粘土矿物以不同方式分布于储层孔隙中，势必对
储层的储集条件造成一定影响
根据ｘ衍射资料表明．各种粘土矿物含量随岩石颗粒大小变化而
有规律的变化，随着岩石颗粒的增大，高岭石含量增高。砂岩中高岭
石平均含量７２％，伊利石为２３．６％，蒙脱石为４％，而泥岩中蒙脱石占
３０％，伊利石为６８．８％，高岭石平均含量甚微。这一变化说明：岩性
粗，粒间孔隙发育，渗透性好，有利于地下水交替运动和自生矿物晶
体的生长，为自生高岭石结晶析出提供了良好的条件，伊利石除了一
些早期渗滤粘土外，大部分由蒙脱石转化而来。
电镜照片显示出上述粘土矿物对该套储层的储集性能影响较大，
如自生高岭石呈“蠕虫”状或“书页”状，伊利石呈片状，充填在孔
（接１２７页）泵等措施，控制合理生产压差，保证单元产量的稳定。
５结论及认识 ．
通过以上分析研究，七区西馆下取得了较好的稳产效果，延缓了
产量递减速度。并获得了以下几点认识。
（１）边底水油藏剩余油多分布在靠近断层的构造高部位及井网
控制较差区域，通过完善井网，可提高储量动用程度。
（２）通过老井综合调整，全面挖潜层问层内剩余油潜力，减缓 隙中间，减少了储层的孔隙空间。石英次生加大多为Ⅱ～Ⅲ阶段，晶
形完整，附在颗粒表面，或充填于孔隙之间，有的丛生在粒间堵塞了
部分孑Ｌ隙。自生碳酸盐矿物晶体菱铁矿和方解石充填于粒间或粒表，
也堵塞了部分孑Ｌ隙，都对储层的孔喉发育起到破坏作用，降低储层的
渗透率。
４成岩作用对储层性质的影响
储层的物性条件好坏除受沉积作用及其它因素影响外，同时不同
程度的受成岩作用的影响。
欢２６断块兴隆台油层埋深在】５０（１—一２１６０ｍ，其成岩阶段为中成
岩阶段的未成熟～次成熟期，镜质体反射率在０．３～（１．４５之间… 该套
储层原始孔隙度３４．０４％，喷发岩岩屑约占２５％，抗压性差，压实作用
相对较强，机械压实作用损失孔隙度１５ ５６％。胶结作 如各类粘土矿
物、碳酸盐矿物的结晶、石英颗粒加大与小颗粒占据孔隙空间，损失
孔隙度４．２７％。后期溶蚀作用较强，由于长石与部分岩屑的溶蚀，产
生了一些次生孔隙，增加了孔隙度６．１３％．．
底水油藏中隔夹层对水平井开发影响研究
第１３卷第３２期２０１３年１１月
１６７１—１８１５（２０１３）３２—９６６２—０４ 科学技术与工程
Ｓｃｉｅｎｃｅ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｖ０１．１３ Ｎｏ．３２ Ｎｏｖ．２０１３
⑥２０１３ Ｓｃｉ．Ｔｅｃｈ．Ｅｎｇｒｇ．
底水油藏中隔夹层对水平井开发影响研究
刘佳程林松
（中国石油大学（北京）石油工程学院，北京１０２２４９）
摘要结合物理模拟、数值模拟、实际井动态分析等多种方法，进一步研究隔夹层对水平井开发效果的影响。通过建立三
维可视化底水油藏物理模型，研究水平井隔夹层大小对水平井效果的影响，表明靠近水平井远离油水界面的隔夹层下部出现
“屋檐油”，此处的剩余油为油藏高含水期挖潜剩余油的主要方向。结合底水油藏数值模型，研究不同隔夹层展布范围以及不
同隔夹层分布位置下水平井的开发动态。随着隔夹层展布范围增加，隔夹层距离油水界面越远（越靠近水平井下方），则水平
井开发效果越好。通过对国内某典型油田水平井生产资料进行分析，所得结论与物模、数模结果一致。
关键词 隔夹层 底水油藏 水平井 物理模拟
中图法分类号ＴＥ３４１； 文献标志码Ｂ
底水驱油藏在国内外分布十分广泛，在中国塔
河、吐哈、大庆等油区均有分布。目前水平井技术
在底水油藏中应用最为广泛…，但仍然面临着底水
侵入到生产井的问题，造成生产井水淹，严重影响
该类油藏的开发效果 Ｊ。夹层是油田开发过程中
对流体运动具有隔挡作用的不渗透岩层 Ｊ。为使
得水平井具有较好的生产效果，人们已经逐渐认识
到要充分利用隔夹层来抑制底水的锥进：李传亮等
人ｌ６ 对带隔板的底水油藏油井见水时间以及临界
产量进行了深人研究，文献［９］研究了低渗透夹层
的垂向渗透性及分布范围对底水锥进速度的影响。
所以，研究隔夹层对水平井开发的影响则具有重要
的意义。本文通过室内实验、油藏数值模拟等多种
方法，对隔夹层大小以及位置进行分析，将分析结
边底水稠油油藏单砂体水淹规律量化研究
第ｌ２卷第２５期２０１２年９月 １６７１—１８１５（２０１２）２５－６３００—０５ 科学技术与工程 Ｓｃｉｅｎｃｅ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｖｏ１．１２ Ｎｏ．２５ Ｓｅｐ．２０１２ ⑥２０１２ Ｓｃｉ．Ｔｅｃｈ．Ｅｎｇｒｇ．
边底水稠油油藏单砂体水淹规律量化研究
徐玉霞 葛丽珍廖新武 沈 明 李廷礼 陈勇军 周子钧 张志伟
（中海石油渤海油田勘探开发研究院，天津３００４５２）
摘要渤海Ａ油田是典型的边底水合采的稠油油藏，基本没有无水采油期。笼统注水后表现出注水井各层段吸水不均匀。 注入水单层、单向突进问题比较严重，生产井的含水上升快，产量递减加快的特点。为进一步挖潜油田剩余油，全面掌握各单 砂体的水淹状况是非常必要的。传统的油田小层平面水淹图的研究是将注水井的注入水劈分到对应的油井上。然而，对这 种边底水能量较强的天然水水侵量的研究尚未见到报道。等值渗流阻力法应用到边底水水侵量的计算中，摸索出一套定量 分析边底水稠油油藏单砂体水淹规律研究的方法。并将其计算结果与油田实际生产动态对比，相对误差较小，为海上同类油 田水淹规律的研究提供了一种新的思路。 关键词水驱油田 单砂体 含水等值线图 水淹特征 剩余油 定量分析 中图法分类号ＴＥ３１２； 文献标志码Ａ
水驱油田（包括天然水驱、注水水驱）的开发过
程是通过逐步扩大水的波及体积和水对油层的冲
刷来进行的…。因此，油田含水变化是水驱油田开
发特征最重要的指标；通过研究油田内各个砂体的
水淹状况，对于油藏工作者分析油藏开发到某一时
刻剩余油的多少及其分布规律，评价油藏开发效
果，分析油藏开发中存在的主要问题，确定挖潜的
对象、方式和方法，至关重要。 传统的油田小层平面水淹图的研究是通过计
算油井在各小层的注入孔隙体积倍数，通过室内水
驱油物理试验的结果绘制的注入水孔隙体积倍数
与含水率关系图版得来的，而渤海Ａ油田 为边底
关于埕东油田西区底水油藏水平井挖潜的建议
关于埕东油田西区底水油藏
水平井挖潜的建议
文０任峤（中国海洋大学山东东营）
摘要：埕东油田西区为边底水油藏，开发到目前已经有５ ０多
年的历史，该块馆上段初期因油稠出砂的原因，只有油性较好的
零星井点生产，８ ０年以后才陆续打井，由于构造缓，破坏性开
采等原因，该块含水上升快，稳产难度大，本文以埕东油田西区
为倒对此类地质条件复杂，含水高的构造边底水油藏的地质、构
造、储层特征等多方面进行分析，并探讨了利用水平井完善井
网，提高油藏储量动用状况的开发思路，根提出实施方案，取得
较好的效果。
关键词：埕东油田；馆上段；边底水油藏；老区；采出程度
一．概况
埕东油田位于沽化凹陷北部埋子口凸起上，它是古生代前震
旦系基岩隆起上发育的一个新生代的披覆背斜构造。南以埕南大
断裂为界与沾化凹陷毗邻，北邻埕北凹陷。整体构造形态东高西
低，继承了不整和面的特征。埕东油田西区于７ ０年钻探埕ｌ井发
现，７４年５月埕１ ５井投入试采，７６年６月全面投入开发，７ ７年
６月采用反九点面积注水。至今已开发３ １年，大致经历了如下四
个开发阶段：
１．第一阶段（１ ９ ７６年一１ ９ ７ ８年）为投产、完善、产量上升
阶段。
２．第二阶段（Ｉ ９７９ Ｉ ９９０）加密调整，强注强采阶段。
３．第三阶段（１ ９９ １一ｌ ９９ ５）为堵水调剖，局部调整阶段。
４．第四阶段（１ ９ ９６ 目前）为特高含水期层系调整、高产稳
产阶段。
二、存在的问题
埕东油田西区油藏具有东高西低的构造特点，含油层系多夹
层分布不均且油水关系复杂，全区除Ｎｇ ３ ３层无边底水外，其余 层均为边底水油藏，非均质严重，胶结疏松，油稠，生产过程中
极易出砂。由于是边底水油藏，生产过程中油井含水上升快，稳
产难度大等问题。
三．油藏地质特征
ｌ、构造特征
埕东油田由埕２ ｌ断层把埕东油田分成东西两区，西区内部
的构造格局相对简单，内部无断层发育，油藏构造具有东高西低
边底水油藏开发后期堵控水技术对策
边底水油藏开发后期堵控水技术对策 ・２７・
边底水油藏开发后期堵控水技术对策
王淑华，刘文苹
（大庆油田有限责任公司采油工程研究院）
摘要：本文论述了边底水油藏由于边底水比较活跃，造成含水上升速度加快，如何有效控制水脊和水
锥现象的发生与发展，是边、底水油藏开发后期急需解决的技术难题。分析了大庆油田堵水技术对边
底水油藏的适应性，并针对边底水油藏特点提出堵控水技术对策。
关键词：边底水油藏；堵控水技术；适应性分析；技术对策
１发展边底水油藏堵控水技术的重要
性
近年来，通过对国内外油田调研，了解到国内像
胜利油田、新疆采南油田和国外秘鲁１一ＡＢ／８两个
区块等都是利用天然边底水能量开发，由于边底水活
跃，造成油田含水上升速度加快，有效控制含水上升
速度是边底水油藏开发面临的一个主要问题。
例如秘鲁１一ＡＢ／８两个区块均靠边底水天然能
量开发并采用衰竭式开采方式，油田开发后期所面临
的主要问题是边、底水的水脊、水锥问题十分普遍，
两个区块投入开发的各个开发层系，几乎已经井井见
水、层层见水，各套开发层系的综合含水已经十分接
近，并且两个区块的综合含水已经高达９６．２％和
９５．７％。目前，保持两个区块产量相对稳定的措施主
要是通过不断地提高生产井举升设备的排液能力来实
现，举升设备主要以大排量电泵生产为主，两个区块
单井平均日产液水平７１３ ｔ和８８６ ｔ。但随着生产井排
液能力的不断提高，边、底水的水脊、水锥问题将进
一步地恶化，边、底水的水脊、水锥问题已经成为油
田提液挖潜的主要矛盾之一。虽然采取了多种堵水措
施，但多数措施增油效果不明显。
（１）使用封隔器加衬管隔离部分射孑Ｌ层的做法，
含水有所下降，短期内又恢复到原有水平。
（２）１９９６年以前６口油井利用聚合物及硅酸盐
多段塞远距离堵水，日产水下降３万桶（４１０９．６ ｔ），
增油效果不大，以后没有推广应用。
（３）ＭＯＣ一１精细优质水泥，１９９６年以前试用５
稠油边底水油藏吞吐后期稳产技术
应用技术
Ｉ叠 Ｃｈｉｎａ ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｔｅｅｈｎｏｌｏｇｙ Ｒｅｖｉｅｗ
稠油边底水油藏吞吐后期稳产技术
李明金
（中油辽河油田公司锦州采油厂辽宁凌海１２１２０９）
［摘要］锦４５断块是辽河油田最大的稠油区块，自２００３年开始各项开发指标变差，区块已进入蒸汽吞吐开发后期。针对断块地质条件复杂、开采时间长、采 出程度高、递减速度快的开发现状，我们根据各次级断块的不同油藏特征和开发特点，开展水淹规律、剩余油分布特征、蒸汽驱、水平井开发等多方位、多角度研究 挖潜工作，有效延缓了递减速度，取得了极好的开发效果。 ［关键词］稠油油藏；递减速度；水淹规律；剩余油分布 中图分类号：ＴＶ９１｝Ｔ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００９—９１４Ｘ（２Ｏ１５）３６—０２２８一Ｏｌ
１油藏基本情况 欢喜岭油田锦４５块构造上位于下辽河坳陷西部凹陷西斜坡，欢喜岭单斜构
造第二断阶带的西南端。断块是一个被南北两条北东向三级断层切割的由北西
向南东倾没的断鼻斜坡，东西长７．５ｋｍ，南北宽２．３ｋｍ，构造面积１６．３ｋｍ２含油
面积９．０Ｉ（ｍｚ，地质储量５６９７ ｘ １０４ｔ。断块是一个层状中高渗砂岩边底水稠油藏，
断块开发目的层是下第三系沙河街组沙一中至沙二段的于楼油层和兴隆台油
层。 ２蒸汽吞吐后期开发中存在的问题
进入“十二五”以来，区块经过３哆年的吞吐降压开采，各种指标显示，区块
已经处于蒸汽吞吐开发后期，产量开始快速递减，油藏面临着在纵向上和平面
上开发矛盾：比较突出的是油藏水侵严重、部分次级断块低产低压、油藏在平面 上和纵向上动用不均等开发中亟待解决的问题。 ３剩余油分布规律研究
剩余油分布规律研究应该是建立在水淹规律的研究基础上的，锦４５块是典
型的边底水油藏。边底水较活跃，区块两套油水组合，边底水水体较大，约为油
层体积的１．２５倍，底水能量大。前期吞吐采注比高，降压快，使得油水层间、层内
与边底水之间产生较大压差，破坏了压力平衡。受压差作用边底水以边水、断层 窜槽水、管外窜槽水等形式呈线状、指状、舌状从各个方向侵人油层内部，造成
稠油边底水油藏水平井堵水技术改进与试验
第４２卷第３期 ２０１３年３月 当 代 『匕 工 Ｃｏｎｔｅｍｐｏｒａｒｙ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｉｎｄｕｓｔｒｙ Ｖ０］．４２．ＮＯ．３ Ｍａｒｃｈ，２０１３
稠油边底水油藏水平井堵水技术改进与试验
刘佳声 （中国石油辽河油田公司， 辽宁盘锦１２４１０９）
摘 要：稠油水平井吞吐开发中边底水锥进导致油井 水，因筛管完井方式、井段长、出水点压力高等因 素影响，已有的水平井堵水措施效果不理想，为此，在对比目前各种堵水技术的优缺点基础上，进行改进完善， 将机械堵水、化学堵水有机组合应用，在现场试验中见到明显效果，为稠油边底水油藏水平井水侵治理提供了 技术上的参考和借鉴。 关键词：稠油边底水油藏；水平井；机械堵水；化学堵水 中图分类号：ＴＥ ３５８ 文献标识码： Ａ 文章编号： １６７１—０４６０（２０１３）０３—０２９０—０４
Ｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔ ａｎｄ Ｔｅｓｔ ｏｆ Ｗａｔｅｒ Ｐｌｕｇｇｉｎｇ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｆｏｒ Ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ Ｗｅｌｌｓ ｉｎ Ｈｅａｖｙ Ｏｉｌ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ Ｗｉｔｈ Ｅｄｇｅ ａｎｄ Ｂｏｔｔｏｍ Ｗａｔｅｒ
ＬＩＵ Ｊｉａ—ｓｈｅｎｇ （Ｌｉａｏｈｅ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｃｏｍｐａｎｙ，Ｌｉａｏｎｉｎｇ Ｐａｎｊｉｎ １２４０１０，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ ｅｄｇｅ ａｎｄ ｂｏｔｔｏｍ ｗａｔｅｒ ｃｏｎｉｎｇ ｉｎ ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｏｆ ｈｅａｖｙ ｏｉｌ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌｓ ｌｅａｄｓ ｔｏ ｗａｔｅｒ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｉｎ ｏｉｌ ｗｅｌｌｓ，Ｂｅｃａｕｓｅ ｏｆ ｔｈｅ ｓｃｒｅｅｎ ｐｉｐｅ ｃｏｍｐｌｅｔｉｏｎ，ｌｏｎｇ ｗｅｌｌ ｓｅｃｔｉｏｎ ａｎｄ ｈｉｇｈｅｒ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ａｔ ｗａｔｅｒ ｂｕｒｓｔｉｎｇ ｐｏｉｎｔ，ｔｈｅ ｗａｔｅｒ ｐｌｕｇｇｉｎｇ ｅｆｆｅｃｔ ｉｎ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌｓ ｉｓ ｎｏｔ ｉｄｅａ１．Ｔｈｅｒｅｆｏｒｅ，ｂａｓｅｄ ｏｎ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ ｏｆ ｅｘｉｓｔｉｎｇ ｗａｔｅｒ ｐｌｕｇｇｉｎｇ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ，ｔｈｅ ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ ｗａｔｅｒ ｐｌｕｇｇｉｎｇ ｍｅｔｈｏｄ ａｎｄ ｃｈｅｍｉｃａｌ ｗａｔｅｒ ｐｌｕｇｇｉｎｇ ｍｅｔｈｏｄ ｗｅｒｅ ｃｏｍｂｉｎｅｄ， ａｎｄ ｔｈｅ ｆｉｅｌｄ ｔｅｓｔ ｗａｓ ｓｕｃｃｅｓｓｆｕｌ，ｗｈｉｃｈ ｃａｎ ｐｒｏｖｉｄｅ ｔｈｅ ｔｅｃｈｎｉｃａｌ ｒｅｆｅｒｅｎｃｅ ｆｏｒ ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｏｆ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌｓ ｉｎ ｈｅａｖｙ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ ｗｉｔｈ ｅｄｇｅ ａｎｄ ｂｏｔｔｏｍ ｗａｔｅｒ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：Ｈｅａｖｙ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｗｉｔｈ ｅｄｇｅ ａｎｄ ｂｏｔｔｏｍ ｗａｔｅｒ；Ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌ；Ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ ｗａｔｅｒ ｐｌｕｇｇｉｎｇ；Ｃｈｅｍｉｃａｌ ｗａｔｅｒ ｐｌｕｇｇｉｎｇ
油田开发调整方案(中国地质大学)
伊帕尔汗油田开发调整方案
中国地质大学（武汉）资源学院
姓 名：
学 号：*******
班序号： 02210
* 师： ***
2012年4月13日
前言
在中高含水阶段的剩余油是目前国内外大部分开发多年的老油田增产挖潜的重要目标。剩余油的分布具有较高的分散性。油层的宏观地质和微观储层的非均质性、微构造、流体的性质、注采井的分布及开发方案的选取等地质和工程因素都是影响剩余油分布的主要因素。以下为开发调整方案流程图。
一、油田概况
1. 作业区概况
伊帕尔汗油田是一个高渗透稠油砂岩油藏，目前勘探出地质动用储量为1296.0万吨，可采储量为274.0万吨，2006年投入开发以来，经历了细分层系、加密井网、强化提液、低品位储量动用、和稠油热采等开发阶段，自2006年以来，年产油量平均20万吨以上连续稳产了6年，至2012年止累积产油量已达到160万吨。随着油田的深度开发，长期水驱造成油藏储层物性发生了显著变化，非均质性增强，主要表现在高渗透带窜流严重，水驱油效率降低，油井高含水增多，原有的堵水工艺适应性变差；地层细砂和粘土大量运移，至使部分注聚井注入困难，油井近井地带和防砂工具堵塞严重，导致油井液量降低或不供液；稠油热采井受边底水影响，多轮次吞吐后含水升高，效果变差。由于以上原因，导致剩余的100多万吨可采储量难以开采。
2.油田地质概况
伊帕尔汗油田位于塔里木河流域，库车前缘凸起的西南端，其构造为复式鼻状构造，走向东北，面积约3.2平方千米。油田内发育北西-南东向和北东-南西向两组断裂系统，划分为A，B，C，D，E，F共6个区块（见图一）
图一 、 伊帕尔汗油田构造分区图
伊帕尔汗油田主要目的层为上第三系明化镇组和馆陶组。根据沉积相研究，明化镇组为曲流河沉积，馆陶组为辫状河沉积，储集层主要是边滩微相沉积。明化镇组储集层非均质性较强，厚度变化较大（同一地质小层的砂体厚度从小于一米到十几米）。
吴旗油田高含水期油藏挖潜技术及应用效果
ＩＳＳＮ １００８—９４４６ ７ 承德石油高等专科学校学报 第１４卷第３期，２０１２年９月 Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｃｈｅｎｇｄｅ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｃｏｌｌｅｇｅ Ｖｏ１．１４，Ｎｏ．３，Ｓｅｐ．２０１２
吴旗 油田高 含水期油藏挖潜技术及应用效果
杨学武，周关红，康治华，沈焕文，江 涛，张 鹏，刘强灸
（中国石油长庆油田分公司 第三采油厂，宁夏 银川 ７５０００６）
摘要：针对吴旗油田进入高含水开发期，油田的稳产难度大的问题，通过深入分析油藏开发特征和存在问题， 主要采取精细注水技术和剩余油挖潜系列技术，对老油田实施各种措施挖潜，有效的提高油田采收率，确保了 油田的稳产。 关键词：吴旗油田；油田稳产；高含水期油藏；油田采收率 中图分类号：ＴＥ３４ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００８—９４４６（２０１２）０３—００１２－０４
Ｐｏｔｅｎｔｉａｌ－ｔａｐｐｉｎｇ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｉｔｓ Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ Ｅｆｆｅｃｔ ｉｎ
Ｗｕｑｉ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｏｆ Ｈｉｇｈ Ｗａｔｅｒ Ｃｕｔ
ＹＡＮＧ Ｘｕｅ—ＷＵ，ＺＨＯＵ Ｍｅｉ—ｈｏｎｇ，ＫＡＮＧ Ｚｈｉ—ｈｕａ，ＳＨＥＮ Ｈｕａｎ—ｗｅｎ，
ＪＩＡＮＧ Ｔａｏ，ＺＨＡＮＧ Ｐｅｎｇ，ＬＩＵ Ｑｉａｎｇ—ｊｉｕ
（Ｏｉｌ Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ Ｐｌａｎｔ ３ ｏｆ ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ Ｃｈａｎｇｑｉｎｇ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｃｏｍｐａｎｙ， Ｙｉｎｃｈｕａｎ ７５０００６，Ｎｉｎｇｘｉａ，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｗｕｑｉ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ ｉｓ ｉｎ ｔｈｅ ｓｔａｔｅ ｏｆ ｈｉｇｈ ｗａｔｅｒ ｃｕｔ，ａｎｄ ａ ｓｔａｂｌｅ ｏｉｌ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｉｓ ｇｅｔｔｉｎｇ ｍｏｒｅ ａｎｄ ｍｏｒｅ ｄｉｆｉｃｕｌｔ，ＳＯ ｈｏｗ ｔｏ ｉｍｐｒｏｖｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｉｓ ｔｈｅ ｍａｉｎ ｐｒｏｂｌｅｍ．Ｔｏ ｅｎｓｕｒｅ ｔｈｅ ｓｔａ． ｂｌｅ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｏｆ ｏｉｌｆｉｅｌｄ，ｔａｋｉｎｇ ａ ｖａｒｉｅｔｙ ｏｆ ｍｅｔｈｏｄｓ ｔｏ ｅｎｈａｎｃｅ ｏｉｌ ｒｅｃｏｖｅｒｙ ｉｓ ｂｅｃｏｍｉｎｇ ｉｎｃｒｅａｓｉｎｇ．
边底水油藏水平井提高采收率技术对策
工业技术 ｌ■ Ｃｈｉｎａ ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｒｅｖｉｅｗ
边底水油藏水平井提高采收率技术对策
王永清 扈秀霞刘晓磊 吴首超晋晓会 （胜利油田桩西采油厂地质研究所山东东营２５７２３７） ［摘要］桩１馆陶为河流相沉积，属具有边底水的构造层状稠油油藏，该文在总结了三次水平井调整的历史经验，在此基础上进行了水平井提高采收率的经 济技术、对策研究，认清剩余油的动态分布规律，从而进行层系细分、水平井极限井网整体加密调整和平面产液结构调整挖潜，提高单元采收率 【关键词］水平井剩余油分布技术对策提高采收率 中图分类号：Ｐ６３１．８＋１ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００９—９１４Ｘ（２０１３）１２—００５０—０１
１引言 桩１馆陶１９８２年投入开发，１９９８年开始进行水平井调整，水平井技术结合油 藏数值技术、ＰＮＮ测井技术、油藏动态分析方法，在极限采收率原则基础上，以 技术界限为依据，避开老井水锥半径部署水平井。通过高含水储层剩余油分布 研究和水平井提高采收率技术对策制定，实施后油藏开发效果明显改善。 ２桩１馆陶油藏地质特征 桩１馆陶为受东界断层逆牵引作用形成的较完整的长轴背斜，长轴呈南北 向，地层向四面平缓倾斜，地层倾角１ 左右。桩１馆陶储层物性较好，平均孔隙度 ３２．３％，平均空气渗透率１０４７ｘ １０－３ｕｍ２，有效渗透率４７０×１０－３ｕｍ２，为高 孔、高渗储层。桩１馆陶Ｎｇ￣地面原油密度０．９５２２～Ｏ．９７０６ｇ／ｃｍ３，地面原油粘 度８４９～ｔ５３６ｍＰａ．ｓ，地层水总矿化度８６９０－１３５２７ｍｇ／１，水型ＣａＣ１２型。桩１馆陶 Ｎｇ上为河流相沉积，纵向上可划分为ｌＯ￣ｄ＂层，各小层具有独立油水系统，边 底水活跃，属于具有边底水的构造层状稠油油藏。 ３水平井三次调整的做法及效果 ３．１水平井调整的三个阶段 （１）第一阶段（１９９８．１０－２０００．１０）：水平井试验调整阶段，共投产８口水平 井，位于主力层的构造较高部位，距离老井的距离５Ｏｍ左右，平行构造线，该阶 段的水平井轨迹控制较差，平均水平段的长度在２００ｍ，平均射开长度在１２０ｍ， 主要以一次性射孔投产为主，开发效果较好。 （２）第二阶段（２００２．１卜２００４．７）：水平井整体调整阶段，考虑了夹层的影 响因素，投产水平井ｌ７口，主要以分段射孔投产为主，开发效果比第一阶段水平 井稍差，但具备分段射孔的潜力。 （３）第三阶段（２００４．１卜目前）：水平井零散调整阶段，共投产水平井４Ｅｌ， 投产后含水上升快、水平段动用程度不均等问题。开发效果比第二阶段水平井 差，但具备分段射孔的潜力。 ３．２水平井综合配套技术 （１冰平井布井原则 根据精细油藏描述及剩余油、水驱规律研究，确定以下原则：①剩余油富集 区，单井控制可采储量＞１．５×１０４ｔ以上；②油层厚度中等，边底水活跃，水平井 优先考虑离水较远的构造较高部位；③为增加边水驱替的波及系数，延缓水平 井的水淹时间，水平井段尽量与构造线平行，尽量部署在油层中上部；④考虑老 井水锥半径的影响，新钻水平井与老井井距不小于１００ｍ；⑤充分利用油层内部 泥质夹层或物性夹层的纵向封堵作用。 （２冰平井水平段长度优化 桩１馆陶储层横向变化大，非均质严重，胶结疏松，地层出砂严重，过长的水 平段并不能使全井段发挥作用，数值模拟研究表明，在水平井定液生产条件下， 随着水平段长度增加，同一时间段内累积采油量增加，在水平段大于２５０ｍ后， 累积采油量几乎不再增长。考虑到现井网老油井水锥半径平均５０ｔｒ￣右，为避 开水锥，综合分析认为，水平井段长１５０－２５０ｍ较适宜，水平段与构造线平行。 （３）水平井钻井地质优化设计技术 设计水平井始点和终点位置时，主要考虑两点生产压差和波及能力差异、 油层厚度分布、与生产井远近等因素，计算出了水锥半径的大小，设计时水平段 的Ａ、Ｂ靶点都避开了水锥半径影响的区域，此外还避开了边水舌进影响的区域 范围；始点放在油层相对较厚部位，且始点略高于终点。 ４下步提离采收率的技术对策 ４．１精细地质研究技术 （１）地层细分对比 ５０ ｝科技博览 建立四种划分和对比模式，叠置砂体对比模式，相变模式，薄层砂体对比模 式，砂体闭合对比模式。进行单井相分析及沉积相的平面展布分析，同时建立全 区分小层的构造、砂体、效厚等图件，为剩余油描述和井位部署打下基础。 （２）隔夹层精细描述及预测 对隔夹层进行精细描述及预测，充分利用隔夹层有效抑制底水锥进的特性 优选井位，能够有效抑制底水的锥进。 ４ ２水侵评价及剩余油研究 （１）动态分析技术 数值模拟研究表明，受强大边水影响，经过多年的开采，Ｎｇ３、Ｎｇ６两个小 层已经变成以底水能量为主的“水上漂”油藏，油层已大面积水淹，油层压力趋 于稳定（压降０．９ＭＰａ），说明油田受到了明显的水侵影响。 （２）数值模拟技术 平面含油饱和度的变化，通过水淹层测井解释 油藏工程综合分析和精细 数值模拟技术，形成的剩余油定量研究技术，可以准确描述剩余油平面、层间和 层内分布情况。油藏数值模拟结果显示，距离顶面不同深度油藏平面剩余油富 集，说明目前的剩余油分布状况有水平井加密调整提高采收率的空间。 （３）过路井技术 通过ｌＯｌＳｌ￣井的油水界面测井解释情况原始油水界面对比分析验证，油 水界面变化２ｍ以上的井只有２Ｅｌ，分布在数模剩余油的水淹区，其余８１＝Ｉ井的油 水界面基本保持不变，验证了数模的正确性，说明该层井间为剩余油的富集区 域。“过路井”、后期完善井的解释和实际生产状况，证明井间剩余油富集，具有 水平井加密调整提高采收率的潜力。 （４）水锥研究技术 通过精细数值模拟和油藏工程分析，对剩余油分布进行定量研究，结果表 明，底水油藏井点高含水主要是由于水锥造成；水锥半径大小与油藏含油高度 成反比，与累产液量成正比。井间剩余油分布相对富集。我们可以定量计算出不 同含油高度下、距离油层顶面不同深度处水锥半径的大小，由此可以有针对性 部署水平井，以避开老井水锥半径范围。桩Ｉ馆陶目前井网状况下水锥半径在 ５０ｒＩ 右，井间剩余油富集，目前井网稀，平均井距２０８ｍ，井距大，具有水皿Ｉ）拙１加 密调整提高采收率的潜力。 ５结论 （１）桩１馆陶水平井调整取得了良好开发效果 通过在边底水油藏桩１馆陶 进行水平井布署，增加可采储量８６．３７７吨，提高采收率１１％，储量动用率提高２０ ％，该类油藏水平井液量和产量一直稳定，开发效果理想。 （２）各环节的优化设计是提高水平井开发效果的有效途径。充分利用地层 能量是桩１馆陶底水油藏水平井取得好效果的基础；避开水锥半径、充分利用隔 夹层布井，是有效抑制底水锥进、控制含水上升的保障；强化水平井钻井轨迹控 制，优化投产方式是达到设计目的的重要—环，优化生产压差、强化剩余油分布 规律的认识、实施平面产液结构调整是水平井取得良好开发效果的关键环节。 （３）水平井技术是砂岩底水（次生底水）油藏特高含水期提高采收率的一项 重要挖潜技术。在不同的经济、技术条件下该块仍具备加密水平井、侧钻水平井 调整的空间，具备进一步大幅度提高储量动用率和采收率的潜力。 参考文献 ［１】１沈平平．大幅度提高石油采收率的基础研究，中国石油勘探开发研究 院，２０００． ［２】才汝成，李阳，孙焕泉．油气藏工程方法与应用，石油大学出版社，２００２． 【３】俞启泰．关于剩余油研究的探讨，石油勘探与开发，１９９７．
底水油藏水平井开发适用性优化研究
１５Ｏ 内蒙古石油化工 ２０１３年第１６期
底水油藏水平井开发适用性优化研究
张秀丽，王丽荣，张桂明，黄强强
（大港油田勘探开发研究院，天津 ３００２８０）
摘 要：水平井技术主要是因射孔井段在油藏中平行于油藏顶底界面延伸，增大了与油藏的接触
面，降低生产压差，提高生产井产能。特别是底水油藏由于经长时间开采后，油水关系较为复杂，油水界
面存在波状起伏现象，水平井技术是开发底水油藏的有效技术手段 为了充分发挥水平井的优越性，对
确定水平井水平段位置及方向、水平段长度等参数进行优化研究，为经济有效动用同类油藏具有指导意
义。 关键词：底水油藏水平井；参数设计；数值模拟
中图分类号：ＴＥ３５８ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６－－７９８１（２０１３）１６—０１５０—０３
１水平井开发的特点 水平井是通过扩大油层泄油面积来提高油井产
量、提高油田开发效益的一项开发技术。水平井开发
技术适用于油田开发的全过程，对开发初期的油田
而言，水平井具有产能高、建产能快、投资少、回收快
的优势；而在油田进入开发中、后期直井挖潜效益差
的情况下，利用水平井泄油面积大、生产压差小的特
点，发挥水平井能够抑制含水上升、提高油井产能、
提高采收率、节约钻井投资等优势，为己开发油田提
供一种经济有效的挖潜途径和手段。
２水平井层位的筛选 目前水平井的筛选没有明确的标准，很大程度
上取决于钻水平井的目的，但并非所有的油田或区 块都适宜于钻水平井，必须符合一定的地质和油藏
条件，适宜水平井的地质条件为：①油（气）层厚度≥
３ｍ；②地质储量≥１Ｏ×１０‘ｔ；⑧油藏面积要大于０．
１３ｋｍｚ，才能部署完善的井网系统。
３水平井参数设计
３．１水平井垂向位置优化 在矿场实践中，底水油藏水平井的垂向位置是
影响水平井开发效果的重要因素，水平井离油水界
面越远，其临界产量越高，反之越靠近油藏顶部，底
水油藏渗流力越小而阻力增大，进而降低水平井的