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2011改善水驱提高采收率技术研讨会

2011改善水驱提高采收率技术研讨会

  • 召开年：2011
  • 召开地：北京
  • 出版时间： 2011-10

主办单位：中国石油学会

会议文集：2011改善水驱提高采收率技术研讨会论文集

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  • 摘要：柳赞油田深层油藏历经多年的开发,层间矛盾突出,油层动用程度不均,主力小层高含水高采出,且已形成优势渗流通道,水驱效果趋差.为改善油藏水驱效果,开展了深部调驱技术研究与现场试验,以进一步提高采收率,并探索深部调驱技术在南堡陆地深层油藏的适用性.文章以L90S—L28-1断块为例,总结了柳赞油田深层油藏深部调驱技术研究思路与认识,以期对同类油藏的开发提供一定的借鉴意义.开展精细油藏描述，定量研究剩余油分布，可增强方案部署的针对性和方案设计的科学性;对调驱体系进行全面的优化与评价，保证体系在这种高温高压油藏条件下的关键性能;结合物理模拟和数值模拟方法，优化注入参数和井网设计，预测开发指标;实施效果表明，该类油藏深部调驱技术有效。
  • 摘要：注水开发的砂岩油田进入到特高含水期后,由于储层岩电关系的变化,造成电测划分层内夹层数量增加、厚度减少,进而影响到油层结构单元的精细解剖和剩余油精细挖潜等工作.文章以喇嘛甸油田为例,针对上述现象提出了利用测井曲线的幅度、幅度差和回返程度计算判别系数的校正方法,使所划分夹层与岩心资料的符合率达到了94.6％.同时提出了利用夹层岩性和临近层段水淹层解释资料对夹层遮挡性进行识别的方法,精度达到67.6％.砂岩油田会随着综合含水的升高，厚油层电测划分层内夹层的数量逐渐增多，而薄油层会逐渐减少。对于厚油层电测多划的夹层，可以利用深侧向幅度和回返程度交绘图法定性、定量地识别给以扣除;对于薄油层少划的夹层，可以通过深侧向、微球、微电极曲线回返程度积对数值判断法进行适当补划。可以通过识别夹层岩性及其附近水淹特征识别夹层的遮挡性，但精度不高，暂时无法满足砂岩油田特高含水期水区挖潜的需要。利用目前的夹层识别方法可促进精细地质研究，利用夹层遮挡性判断方法可提高砂岩油田特高含水期水区挖潜的成功率。
  • 摘要：曹妃甸11-1油田为发育强边、底水的薄层河流相油田,投产初期即采用水平井网分砂体布井开发,初期单井产能和采油速度高,但无水采油期短,边、底水突破快,采出程度低,为提高油田开发效果,采用速度场变速空校成图技术对低幅构造进行精细解释,以沉积相模式为指导对隔夹层分布模式进行综合预测,将以上成果结合确定性建模技术建立精细化三维地质油藏模型评价剩余油富集位置;在此基础上选取潜力区域部署水平调整井,并对水平井设计和实施进行合理优化,现场应用取得了良好的开发效果,为类似油藏后期挖潜调整提供了借鉴.
  • 摘要：针对F油田隔夹层的复杂分布特征,从隔夹层的沉积成因人手,建立了隔夹层的沉积模式,然后在剖面及平面方向准确描述储层内隔夹层的空间分布特征.在此基础上,实施以避射和堵水为核心的开发策略,实现油田稳油控水.实践证明以隔夹层精细描述为核心的稳油控水技术取得了成功应用.
  • 摘要：针对进入特高含水期的真武油田,通过研究认为依然存在剩余油富集区,为此提出了分类研究、分类治理的改善水驱调整思路.对特高含水单元在精细描述微构造、隔夹层、低序级断层的基础上采取多种手段精细挖潜;对中高含水单元在剩余油分类评价的基础上实施井网完善与重组;对中低含水单元,结合储层改造,实施注采配套完善;通过综合治理调整油田水驱开发效果得到明显改善.
  • 摘要：港西油田是典型的复杂断块油田,经过多年的开发,目前已经进入高采出程度、高含水的双高阶段.文章重点根据数值模拟结果研究了港西二区剩余油分布的特点,对剩余油富集区进行分类,在层系重组的基础上,依据单砂体形态进行注采结构调整,适当的部署开发井网,取得了较好的效果,对同类型油田提高水驱采收率,实现高效开发具有一定的借鉴和指导意义.
  • 摘要：通过对临盘小断块的精细刻画,开展了复杂断块注水开发经济界限研究,建立了小断块注水开发最小含油面积、最小储量规模计算模型.以能否注水、注采完善程度为要素对复杂断块油藏进行了精细分类,实施了"一类一法、一块一案"的精细注采调整,分类建立并完善与潜力相适应的注采井网.Ⅰ、Ⅱ类断块采取层系细分重组、注采井网调整完善等策略提高水驱动用程度.Ⅲ、Ⅳ类断块通过层系细分、工艺细分、射孔细分、复杂结构井技术,采取"一注一采"注采井对或"一注两采"注采井组提高水驱控制程度.Ⅴ、Ⅵ类断块逐断块、逐层、逐井开展经济政策界限评价,多措并举增加注水储量.配套完善了地面注水系统,创新实践了灵活机动的不稳定注采技术,复杂断块油藏采收率达31.9％,年均提高采收率0.6％.
  • 摘要：针对大庆油田西部葡萄花油层砂体规模小、分布零散、单井钻遇层数少、油层薄等发育特点.以单砂体为研究对象,在注采系统调整方式上,改变了以往规则转注的方式,提出了"平面控制单砂体,纵向兼顾各小层"的按砂体注采系统调整方式;在注水调整上,以合理注采比研究为依据,根据单砂体注采对应关系,对不同含水阶段不同注采对应关系砂体采取个性化配注.通过在葡西油田的开发实践,改善了零散砂体油田的开发效果,在同类油藏开发中具有推广价值.
  • 摘要：长庆油田主力油层为三叠系延长统长6油层,属于内陆淡水湖白三角洲沉积,储层结构具有反韵律和复合韵律的特点,属于低渗、低产、低压、高饱和溶解气驱岩性油藏.经过多年的注水开发,油田目前已进人中高含水期开采,由于长6储层渗透率低,储层矿物及胶结物组分成熟度低,不稳定矿物含量高,注入水的长期冲刷对储层物性及其他渗流特征参数影响较大,主要表现在:注水冲刷的大孔道中形成新生的碳酸类矿物;新生矿物的形成一方面引起储层孔隙度和渗透率降低;另一方面,起到改善储层非均质性的作用,更多小孔喉被动用;相对渗透率参数变化;油层润湿性、驱油效率及剩余油分布特征也发生相应的变化.通过检查井和开发初期取心井资料对比、测井解释、动态分析、敏感性评价等技术,对注水开发后期储层特征进行详细探讨,其研究思路、方法和技术可在砂岩油藏开发中后期评价中推广使用.
  • 摘要：2003年以来,中海油先后在不同的油田、不同的开发阶段尝试采用聚合物驱技术改善开发效果.该项技术在3个海上油田的25日注入井上成功应用并取得初步效果,为海上油田高效开发新模式的建立奠定了实践基础.通过对3个油田储层物性、流体性质、聚合物驱时机等因素的分析,对聚合物驱油技术在海上油田应用过程中的特殊性及见效特征进行了归纳和总结,在此基础上对3个油田聚合物驱油的阶段效果进行了评价.目前3个油田都已经取得了明显的降水增油效果,与跟踪预测方案效果基本吻合.
  • 摘要：以苏丹底水油藏H为原型,建立了不同韵律底水油藏数值模型,研究了夹层大小、厚度及分布对开发效果的影响.结果表明,夹层有利于改善开发效果,夹层厚度对开发效果影响不大,夹层分布在距离油水界面近或存在多夹层情况下开发效果好.同时提出了不同韵律底水油藏开发的技术对策.对不同韵律储层，由于夹层对底水的阻挡作用，具有一定规模夹层的储层开发效果均得以改善，同时由于重力及韵律性的影响，控水效果好坏依次为:正韵律>复合反韵律>反韵律>复合正韵律。夹层厚度对开发效果影响不大，低含水期正韵律控水效果相对较好，中高含水期反韵律控水效果相对较好。夹层分布在距离油水界面近或存在多夹层情况下开发效果好，多夹层下部及夹层间原油基本被驱替出来，剩余油主要分布在底部夹层下部。机理模型研究表明，正韵律及复合正韵律底水油藏主控因素在于夹层分布、射孔层位及打开程度，反韵律及复合反韵律底水油藏主控因素在于夹层分布及Kv/Kh值。针对不同韵律底水油藏的开发策略主要为:充分利用隔夹层优化射孔，结合Kv/Kh值控制采油速度和适时实施人工夹层等减缓底水锥进速度，以改善开发效果。H油田开发实践表明，充分利用隔夹层优化射孔并部署加密水平井能取得较好的开发效果，能为类似油田提供参考和科学依据。
  • 摘要：喇嘛甸油田进入特高含水开发阶段已经十余年,2011年水驱综合含水为94.83％.针对水驱含水不断上升、产油量递减加快、无效低效注采循环严重的形势,文章利用精细地质厚油层内结构单元研究成果,在搞清剩余油分布特征基础上,利用提前完钻的二类油层三次采油加密井网,通过选择性射孔,建立新的驱动体系,对厚油层内部剩余油富集的结构单元、强化水驱二次采油,有效改善了特高含水期水驱开发效果,总结出一套特高含水开发阶段水驱加密挖潜方法,对类似油层水驱挖潜指导意义较大.
  • 摘要：引水增能方法是在精细地质油藏研究基础上,依照"自下而上、合理有序"的开发政策,将油藏本身较强边、底水逐步引到油藏内部,实现底水油蔵从避水到引水的转变,驱替内部富含油砂体,特别是物性较差砂体,达到合理运用油藏自身能量开发本油田的目的.该方法成功指导了B油藏α层系的开发,获得较好的产能和经济效益,对其他油田的开发具有现场指导性意义.
  • 摘要：为有效开发低渗及中高渗中轻质油藏,分析了目前注空气—泡沫提高采收率技术的研究现状、存在问题及发展趋势.国内外对于注空气低温氧化动力学及泡沫微观驱油机理有所研究,但对注空气—泡沫提高采收率技术方面研究不多.文章在前人研究的基础上,从驱油机理、室内实验、数值模拟及现场应用等方面系统分析评价了注空气—泡沫提高采收率技术,证明此技术适用于低渗油藏、中高渗非均质严重及高温高盐等油藏类型,成本低廉,可以实现安全监测与控制,其低温氧化动力学理论、渗流特性、大孔道封堵与驱油规律还需完善,需形成注空气—泡沫提高采收率系统研究体系.
  • 摘要：以萨尔图油田北部某区块作为典型解剖区,通过精细地质研究,搞清主力油层剩余油特点及分布规律,明确聚合物驱后的剩余油潜力,在此基础上研究分层系开采可行性,提出重新组合开发层系,重新构建井网系统,利用水平井和直井相结合的调整方式挖潜剩余油.该方案数值模拟结果表明,聚合物驱后层系重组、水平井和直并联合井网系统的进一步挖潜方式是可行和经济有效的.
  • 摘要：随着注水开发的不断推进,部分油田已进入中高含水期,综合含水逐年上升,采液、采油指数下降,稳产难度逐渐加大,这对油田可持续开发提出了新的要求.近几年来,采油工艺研究所广大技术人员积极探索、研究,先后开展了表面活性剂驱和微生物驱三次采油技术,并取得了一定的效果.但如何在现有生化处理后采出水的基础上进行进一步处理和有效调控,从而可达到回注水水质标准,实现采出水回注,提高原油采收率,还需进一步研究和探索.油-联采出水特征较适合微生物条件，SRB含量高，经生化处理后的采出水存在本源DNB，具有利用DNB抑制SRB并提高水驱效率的基础。室内驯化出的DNB与油-联油水样的配伍性、适应性良好，并能作用于油水样，产生有机酸、表面活性剂和气体等，这些均有利于提高水驱效率;且二次生化后SRB受到抑制，腐蚀性有所降低。经过筛选、复配、合成的表面活性剂体系S-6，与油-联油水样配物性好，可使油水界面张力降至10-2-10-3mN/m，临界胶速浓度CMC镇100mg/L，现场岩心室内驱油试验的驱油效率可提高500，同时与微生物复配性能好，具有协同作用。在油-联生化处理后水质中添加本源菌剂DNB, DNB激活剂和所合成S-6的表面活性剂提高水驱效率是可行的，水驱效率可提高9.0%以上。
  • 摘要：港西油田属复杂断块油藏，其构造及储层复杂多样，在含水达到9000以后仍有较大幅度提高采收率的潜力。不断应用新工艺、新技术寻找隐蔽油藏，在复杂断块油藏有很大的应用前景。开展深入的剩余油分布研究，层系简化重组是解决层间矛盾，提高老油田油层动用程度的有效手段。改善注水剖面，扩大注水波及体积，可充分挖掘油层潜力。完善注采井网，保持合理井距的注采关系，提高水驱控制程度，可使老油田保持高效开发。配套工艺技术突破是油藏开发水平不断提升的支撑。
  • 摘要：渤海BZ油田是隔夹层发育的砂岩油藏,为了改善油田水驱程度,获得更好的注水开发效果,应用油藏数值模拟技术和油藏工程方法,对该油田开展了水平注水井开发模式、注采井距、水平段长度、水平方向位置、垂向位置的优化研究.研究表明,对于类似的油藏,优化后的水平注水井可以大幅改善油田水驱效果,提高油田采收率.
  • 摘要：针对石南油田头屯河组与清水河组油藏水淹、水窜与高温、高盐、水敏等特征,近年来陆续开展了不同类型的调驱剂的现场应用,文章从油藏注水开发表现出来的水淹水窜矛盾、深部调驱的机理出发,对不同调驱剂的性能特点、机理以及应用效果对比分析进行阐述,取得了采用耐高温、高盐、耐水敏聚合物凝胶深部调驱工艺成为有效调堵油藏水流水窜通道、遏止含水上升、改善水驱开发效果的有效技术手段的认识结论.
  • 摘要：长期注水开发的油田,由于持续注水冲刷使得储层结构出现了一些变化,导致油层水淹、水窜,从而降低注入水的波及面积,使大量的注水沿高渗透、高含水层注入而形成了低效或无效注采循环,尤其是进入特高含水期开发后油田低效、无效注采循环问题加重,造成产量递减加快,油田采收率降低.文章根据低效、无效注采循环的油水井在开发中表现出的特征,以"动态分析、精细描述、测试验证、有效治理"为指导思想,运用综合分析法识别低效、无效循环井、层及方向,实施有针对性的治理措施,减缓特高含水期水驱油田含水上升速度,提高油田采收率.
  • 摘要：低渗透油藏在我国占有重要地位,异常高压低渗透油藏作为低渗透油藏的一种特殊类型,由于其油藏处于地下较高压力场和温度场中,油气储层具有显著的弹塑性变形性质,开采机理有其自身特点.正确认识该类油藏的开发方案,对于经济高效地开发该类油藏具有重要的指导意义.文章以史深100块沙三中亚段低渗透油藏为例,保持较高注水压力,通过井网加密等调整技术,大幅度提高了史深100块沙三中亚段油藏的开发效果.异常高压特低渗透油藏吸水能力差，在合理利用部分天然能量后应及时注水补充能量。高压注水对提高和改善低渗透油田的开发效果起到了至关重要的作用，合理提高注水压力可以增加油层的吸水能力，改善和提高低渗透油藏的注水开发效果。开发中后期合理加密井网是改善已开发异常高压低渗透油藏效果的重要途径，史103加密区经加密后，开发效果得到改善。建议在史深100区块逐渐加大井网加密力度，全面改善史深100区块开发效果。
  • 摘要：针对某区块250m井距五点法面积布井方式下,后续水驱阶段出现的主力油层厚度大、注入速度高、纵向吸水不均衡、产液量高、含水高、低效无效循环严重等问题,利用数值模拟方法开展周期注采方式方法研究.根据五点法布井方式特点、油层沉积特征及特高含水期剩余油分布规律,以水动力学原理为指导,结合以往周期注水经验,引入了油井间歇采油改变液流方向改善开发效果的做法,探讨了适用此条件下的周期注采方式方法及适用时机.利用数值模拟方法进行优化研究,为最大限度地降低低效、无效注水循环,达到节能减排目标,从中综合优选出控注控液效果较好的周期注采方案,取得了较好的效果.
  • 摘要：Ⅳ类"大孔道"油藏在胜利油区资源丰富,层内开发矛盾突出.作者以孤东七区西Ng63+4层为例,详细介绍了该油藏在不同开发阶段储层物性变化特征,系统总结了高渗条带表现特征,建立了高渗条带判别标准,即驱油效率大于60％的区域为高渗条带;明确了渗透率及渗透率极差是高渗条带影响主要因素;概况总结了高渗条带发育特征,对比分析了高渗条带发育区域剩余油分布特点;建立Ⅳ类油藏"大孔道"描述技术,开展化学驱先导试验十分必要且意义重大,能够有效地提高Ⅳ类油藏"两率",解决层间矛盾,改善Ⅳ类油藏开发效果,同时完善了胜利Ⅳ类油藏开发技术.
  • 摘要：以渤海湾高尚堡深层油藏为例,探讨了复杂断块深层高含水油田二次开发的几个关键问题.砂体结构的精细刻画、油水层综合识别、油层分类评价、层系井网重组技术政策是此类老油田二次开发的关键技术.针对油藏特点和开发状况,提出了细分层段、密井网整体控制、逐段上返的开发方式.复杂断块高含水老油田二次开发的地质基础是密井网资料下低级序断层的认识和单砂体平面和纵向砂体结构的建立;从岩石物理成因和控制因素两方面对低阻油层进行了分析和预测，这是油水系统再认识的关键。 对于复杂断块、深层、长井段多层砂岩油藏的二次开发，提出了密井网整体控制、细分层段、逐段上返的开发方式。逐段上返的层段中要做好油层的分类评价和不同类油层的优化组合研究，做到低渗层与高渗层、低含水层与高含水层的分开。
  • 摘要：海上复杂断块注水开发油田ODP方案普遍偏乐观,导致方案实施后暴露出诸如井距过大、注采井间连通不畅等问题.文章以涠洲11-1油田流三段L3ⅢB油组开发井网优化为例,阐述了动、静态资料结合综合分析储层连通性、井网适应性,进而立足于储层单砂体刻画成果,结合生产井生产动态分析,提出了将原2注2采井网调整为2注4采井网并实施,油田主力层采收率预计提高5％左右.该研究思路及分析方法值得海上类似油田借鉴.
  • 摘要：通过应用室内高温高压物理模拟方法和变润湿性油藏数值模拟方法共同研究认为,随着长期注水冲刷储层驱油效率将有所增加,驱油效率的增加主要是由于储层润湿性发生变化,并对油水相对渗透率和毛管压力产生影响所致.该项研究成果对传统水驱油理论具有一定的补充和完善作用.通过研究给出了在开发过程中储层驱油效率将发生变化的结论，并认为驱油效率的变化主要是由于长期注水冲刷使储层润湿性发生了变化，并对油水相对渗透率和毛管压力产生影响所致。通过变润湿性对驱油效率影响物理模拟试验研究认为，长期注水冲刷后驱油效率将增加3-5个百分点左右。通过对典型中高孔渗、低勃复杂断块油藏变润湿性油藏数值模拟研究认为，长期注水冲刷后驱油效率将增加3.4个百分点。两种研究方法得出的结论相接近。室内实验研究认为，在极限含水以后，通过提高注入孔隙体积倍数虽然仍能提高驱油效率，但需要较长的时间和较高的耗水量。
  • 摘要：为了探索高含水期进一步挖掘剩余油的有效方法,在大庆油田萨中开发区开展了2口井热力采油现场试验.现场实施后,与稠油油藏相比,取得了产量高、周期短、效益好的较好效果.平均单井累积增油2254t,施工周期40d,投入产出比达到1∶5.08.作为首例成功的稀油油藏蒸汽吞吐采油试验,在国内外稀油热采领域取得了突破.通过试验,研究出了适用于稀油油田主力油层聚合物驱后蒸汽吞吐合理的注人参数和注入方式,总结了影响蒸汽吞吐效果的相关因素,为进一步挖掘聚合物驱后剩余油提供了实践依据.
  • 摘要：针对低渗透油藏的特征,提出了聚合物微球—弱冻胶复合深部调驱技术.室内实验研制了适合低渗油藏条件的弱冻胶调驱体系,筛选出了交联聚合物微球,并对该复合调驱体系进行了评价,有效解决了低渗透油藏难注入、见效差的问题,为低渗透油藏的开发提供有效的技术支撑.针对低渗透油藏的特点，研制了成冻时间可控、成冻强度可调的弱冻胶体系;该体系具有较好的热稳定性，成胶液初始勃度低，易泵入。选取了纳米级聚合物微球作为低渗油藏的复合调驱体系，该体系水化15d后可有纳米级膨胀到微米级;微球浓度越大，封堵能力越强，温度、矿化度对聚合物微球封堵能力影响较小，并有较好的注入性。不同的注入方式均能够改善地层吸水剖面，提高采收率，其中按照先注入弱冻胶体系后注入微球的注入方式的剖面改善率和采收率增值明显高于单独注入微球、单注弱冻胶或按照先注入微球后注入弱冻胶的剖面改善率和采收率增值。
  • 摘要：复合热载体泡沫驱是一种先进的提高采收率技术,它集中了化学驱、热力驱和泡沫驱的多重优点,因而提高采收率的幅度很大,有广阔的发展前景.文章首先通过室内实验进行了复合热载体泡沫驱油机理研究、复合热载体泡沫驱发泡性能及影响因素研究和对地层的封堵能力研究等.并对复合热载体泡沫驱的配套技术进行了介绍,对现场实验井进行了效果评价分析.通过现场试验，根据复合热载体及多元热流体泡沫不同的特性及机理，在油田的应用分为两大类:一类是复合热载体增产技术;另一类是多元热流体泡沫提高采收率技术。许多油井在钻井及井下作业过程中，井底地层伤害严重或者在生产过程中，井底结蜡堵塞，造成产能降低，可通过注入复合热载体，依靠热能使近井地带结蜡和沥青质易流动，在注入完成后，井口放喷返排，通过注入的非凝结气体高速流动携带作用，清洁近井地带伤害物，达到增产效果。注水开发油田开发后期，注入水长期冲刷油藏形成大孔道，导致后续注水窜流、无效循环，通过注入多元热流体泡沫，可以控制注入水窜进，扩大波及体积，热能使孔隙末端剩余油膨胀析出，提高原油采收率。海上稠油油田，受海上平台面积的限制，常规注汽锅炉在采油平台上难以安置，但采用体积较小的复合热载体发生器灵活方便，且无明火及无烟道气排放，具有较高的安全性、在采用复合热载体实施热采的过程中，可先期采用复合热载体热采，后期用多元热流体泡沫体系热采进一步提高采收率。
  • 摘要：高含水后期及特高含水期是油田开发的重要阶段,针对油田密闭取心中出现的较低剩余油饱和度的现象,引出了对水驱油效率的重新思考和探索分析.从水驱油效率的定义、实验室的测定、矿场的应用出发,提出了水驱油效率是一个条件性的参数,尝试分析了其条件属性的机理.通过实验和理论分析,重点研究了影响水驱油效率的主要内外在因素,内在因素主要是储层的非均质性(包括微观孔隙结构的非均质性)和润湿性,外在因素主要是水驱条件,包括注水倍数、注入速度及油水黏度比等.通过室内实验和研究，可以进一步肯定水驱油田在进入高含水开发阶段后必须像关注波及体积一样，同样要加强关注水驱油效率问题。
  • 摘要：基于细化后的海相砂岩LA油田ZA油藏实际地质模型和流体参数,研究了正韵律、反韵律及均质条件下夹层位于距油藏顶部1/3及2/3处,不同无因次夹层面积时油藏采收率及剩余油分布变化关系,在此基础上通过改变夹层区域垂向传导率得到了物性夹层的界限值.结果显示夹层无因次面积为3.5为夹层作用于油藏的临界点,不同沉积韵律下剩余油富集形态各不相同,物性夹层界限值随夹层厚度变化而变化,根据夹层有效封堵及逐渐突破等阶段得到了1 ～4m厚物性夹层界限值.
  • 摘要：注水开发油田中高含水期剩余油整体高度分散,除了赋存在注入水冲刷过孔道中,还有相当数量赋在注入水没有冲刷的小孔隙中,即小孔剩余油.为了将其经济有效开采出来,可以先期通过周期注水、改变液流方向等水动力学方法,或热采、气驱,最后可考虑采用具有经济效益的化学驱技术.在注水开发油田的高含水后期和特高含水期，地下剩余油普遍认为是“整体高度分散、局部相对富集”的分布格局。局部相对富集是长期以来寻找剩余油的重点，可以通过钻加密井或调整注采系统解决。整体高度分散是指注水开发的剩余油除了赋存在注入水冲刷过孔道中，还有相当数量赋在注入水没有冲刷的小孔隙中，这是今后长期挖掘剩余油的重要领域。开采小孔隙中的剩余油最经济的方法是采用水动力学方法。大庆水驱开发的油田已经到了精细开采的阶段，技术创新是企业持续发展和提高效益的重要途径。为了经济有效地把小孔隙中的剩余油开采出来，先通过周期注水、减压采油、改变液流方向等水动力学方法，或热采、气驱，最后可考虑采用具有经济效益的化学驱技术。 注水开发中采用新的措施以后，是否取得了好的效果，要利用生产动态数据进行分析。通过分析产量、累积产量、含水率与时间的关系，以及可采储量在不同开采条件下的变化，评价注水开发油田的效果。
  • 摘要：九6区齐古组油藏作为新疆油田浅层稠油蒸汽驱开发示范块,1998年5月转入大面积蒸汽驱开采之后,经过十余年高效开发,注采不平衡、地层亏空加大、蒸汽窜扰严重、油井高含水等问题在生产中逐渐暴露出来,严重制约了蒸汽驱中后期开发效果.针对油藏存在的主要矛盾,近年来实施了多种综合治理措施,其中封堵调剖技术从单井到面积驱井组被广泛引用.文章对克拉玛依油田九6区蒸汽驱封堵调剖技术实施后的注汽井注汽压力的变化、油井见效特征,以及对改善油藏非均质性及措施适应性进行跟踪分析、总结,为今后其他类似油藏开展该项技术提供经验借鉴.
  • 摘要：文章通过分析大港油田有机凝胶调驱提高采收率现场试验情况,剖析了试验过程中存在的调驱剂与油藏的匹配性、调驱剂的选择性以及调驱时机等问题,得出几点复杂断块油藏深部调驱改善水驱提高采收率技术的重要认识.指出选择的调驱体系及性能指标与油藏的匹配性是确保调驱效果的关键因素之一。对存在明显高渗透条带的油层，必须做好深部调驱前或注人过程中的防窜处理，防止调驱剂的窜流而影响调驱效果。调驱时机是制约调驱见效时间、见效程度及效益的重要因素，正确把握调驱时机可以产生事半功倍的效果。
  • 摘要：针对辽河油田锦16块化学驱试验区油藏高含水,以及在开发过程中非均质性使层间矛盾加剧,高渗层出水严重,而相对低渗层几乎未被动用的问题,进行了深部调驱机理的研究,并结合油藏工程方法,建立了深部调驱井堵剂用量计算公式,实现了调驱用量的定量化计算.该技术在对辽河油田锦16块应用了22次,有效地改善了高含水井的非均质性,提高了注入水的波及效率,为化学驱的成功应用提供了有力保障.
  • 摘要：聚合物驱后如何进一步挖掘油层中剩余油的潜力,是所有后续水驱区块面临的技术难题,采油工艺研究院经过室内试验和数值模拟,提出聚合物驱后利用残余聚合物进行深度调剖的技术,自2006年12月至2007年7月在某区块选取一四注九采的井组开展现场试验,取得一定效果.努力挖掘后续水驱开发阶段的剩余油潜力、提高采收率是三次采油科研努力的一个方向，将实验室内的科研成果进行现场试验，检验其适用性与效果是将科技转化为生产力的必要条件，必须严格按方案要求实施并认真评价效果。聚合物驱后利用残余聚合物深度调剖技术在某区块的现场试验结果表明:调剖井的注入剖面得到明显改善，调剖结束时间2个多月，调剖井区有5口油井初步见到调剖效果。油层发育、连通状况、河流走向等对采出井的受效时间和效果有较大影响。试验过程中，累计注入调剖剂0. 03357PV，有2口井(05井和09井)采聚浓度上升过快，调剖受效期短，在今后的试验中，应加大调剖剂用量。现场试验结果表明:聚合物驱后利用残余聚合物进行深度调剖，对于层间、层内矛盾突出的井区可起到控制含水上升速度、减缓产量递减的作用。
  • 摘要：八区克上组油藏储层砂体薄,连续性差,非均质性极强,渗透率为7～44mD,高渗透条带或层段占9％～19％,渗透率级差8～48倍.开发初期采用300～350m注采井距开发,井网控制程度低,油井见效慢和水窜水淹矛盾并存,未见效井占30％以上,见效井含水上升率达到5％～10％,剖面动用在40％～50％之间.油藏开发20多年,目前采油速度为0.21％,采出程度仅为19％.在精细刻画单砂体基础上,集成应用单井储量分析、密闭取心、数值模拟、模糊识别等方法,探索形成了一套针对油藏特性的精细剩余油定量表征技术,提高了剩余油预测精度,弥补了传统研究方法在该类油藏应用中的不足,很好地指导了油藏正在进行的二次开发调整.
  • 摘要：井网井距优化是特低渗透油藏有效开发的核心.在精细描述、渗流机理研究和分析八区下乌尔禾组油藏两次加密调整开发效果的基础上,通过井网井距、层系优化研究,在油藏整体进行三次加密调整的同时,开展了以寻求合理的井网井距,改善油藏开发效果的小井距、行列注水试验井网井距重组优化研究.小井距试验区通过细分开发层系、缩小井距(135m注采井距)、改变井网(反九点转五点法)、采用合理的注采政策,已初步建立有效水压驱动,各项开发指标明显好于全区和行列注水试验区,预测采收率提高近10个百分点.
  • 摘要：文章研究了在数值模拟中应用拟示踪剂方法定量确定采油井平面来水量的技术方法,根据某井区葡Ⅰ3,点坝砂体夹层空间分布特征,建立了侧积夹层地质模型,应用拟示踪剂方法,定量研究了侧积夹层控制下的剩余油分布特点和油水运移规律.研究了拟示踪剂方法定量确定采油井平面来水量的技术方法。在Brigham一Smith模型的基础上，推导出了不同方向来水量与示踪剂峰值浓度和峰值时间的关系式，通过理论模型验证，进一步验证了该方法的准确性。结合某区块点坝砂体夹层空间分布，通过布虚拟井建立虚拟地层面，通过构造厚度点数据控制等方法建立了侧积夹层构造地质模型。给出了夹层控制下剩余油分布特点，即垂向上底部高度水淹，顶部剩余油相对富集。通过拟示踪剂研究了油水运移规律。侧积体内的流体由下往上推移，流体很难穿过夹层进行流动;流体在侧积体内的运移受到重力和压力差双重作用的影响。
  • 摘要：长庆油田开发的三叠系油藏渗透率仅为0.1～3.0mD,微裂缝发育.油井投产时要进行一定规模的压裂改造,全部采用注水补充能量开发.部分区块出现了注入水沿裂缝早期水窜、油井过早水淹的问题,在注水井上进行堵水调剖是治理这一问题的有效手段.通过各种分析,提出了对低渗透油藏裂缝的认识,优化堵剂及工艺,形成了相应的堵水调剖技术,经过500多口井的现场应用,见到了一定的效果,部分高含水水淹井得到了有效封堵,区块递减程度降低.并与生产实际充分结合,提出这一工艺所存在的不足和需要面对的技术难题.
  • 摘要：通过以井组、区域整体高温封堵、调剖措施的精细管理及评价研究,结合油藏地质特征、蒸汽驱开发存在的主要矛盾、措施井组动态参数的变化情况以及调剖措施体系的实验室分析结果,对封堵体系、工艺方法、技术参数等方面进行系统评价,揭示了矿场调堵效果差异大的关键问题,系统形成不同调堵技术在提高稠油蒸汽驱开发效果适应性的认识以及对调剖效果合理的评价方法,进一步论证热固型缓凝凝胶体系实现深调的可行性,提出优化堵剂组合提高调剖经济性的方法,满足了浅层稠油油藏深部调堵的需要.
  • 摘要：我国东部油区胜坨油田1990年进入特高含水开发期,2002年主力油层普遍进入近极限含水开发阶段,特别是以沙二段下油组反韵律沉积为主的开发层系,综合含水高达97.3％,采出程度为39.3％,剩余油分布更加零散,套损套坏井多,井网适应性差,严重影响了油田开发的稳产基础.因此,如何经济有效地优化注采井网,延长老油田经济寿命期,进一步提高特高含水后期开发单元采收率,已迫在眉睫.为此,以胜二区沙二段9-10砂层组为例,开展"大网套小网"矢量化井网调整及产液结构研究,利用数值模拟进行井网及井距论证.该技术在胜二区沙二段9-10砂层组的成功实施,将指导胜坨油田4个相似区块共3540×104t地质储量提高采收率的开发调整,破解近极限含水单元提高采收率难题.
  • 摘要：B6水平井试验区压裂完井后水平井含水率偏高,根据采出水质分析认为产出水主要为注入水.首先采用数值模拟软件通过网格加密建立了水平井与井筒斜交裂缝的数值模拟模型,通过储量和产量拟合验证模型合理准确.利用建立的模型对两个水平井井组的生产动态进行了模拟分析,认为含水率高的主要原因是水平井部分人工裂缝与注水井人工裂缝沟通.提出了将部分水井关井或者封堵现有人工裂缝后重新压裂新裂缝的调整方案.现场根据调整方案进行了应用,取得了良好的增产效果.
  • 摘要：安塞油田主力区块已进入中高含水开发期,受低渗透储层特征影响,含水上升率增大,采油指数下降,稳产难度加大.近年,针对中高含水油井开展了大量基础规律研究和以重复压裂为主的控水增产技术的探索应用,包括裂缝预处理压裂、堵压结合、改变相渗压裂液压裂等,取得了一定的控水增油效果,对特低渗油藏中高含水井重复改造提出了研究思路.通过在压裂前加前置酸对裂缝进行预处理，能够起到降低重复压裂规模，并在一定程度和范围内实现控制含水的目的。现场试验结果表明，改变相渗压裂液体系实施重复压裂能有效控制含水，起到了控水增油的效果，且控水有效期长，还需继续扩大试验范围。堵水压裂工艺治理对象是水淹井，也是下步的一个主要发展方向，目前试验虽已取得了成功，但从技术角度来看仍存在一定风险，还需继续开展改进和完善。目前，安塞油田中高含水井改造工艺已取得了一定的进展，但仍处于探索发展阶段，下步还需持续开展大量工作来达到控制含水的目的，通过结合地质认识，提高技术改造的针对性和有效性。
  • 摘要：官142断块正韵律沉积的厚砂岩油藏,单井平均一类有效厚度为35.4m,根据对比分析,中生界储层明显分为上下两段,上断的孔隙、渗透性好于下段.随油藏注水开发的逐步深入,由于受重力作用和储层渗透率差异影响,油藏底部水淹程度大.利用泥质含量、声波时差及电阻率的交会图,建立了隔夹层识别模式等,对隔夹层进行了研究,分为稳定隔夹层、次稳定隔夹层和不稳定隔夹层.通过油藏数值模拟研究,油藏剩余油主要分布在厚砂岩的顶部,并在其下10m范围实施水平井挖潜,为了解决重力作用和水平井段难以被水驱的问题,在注水井上采取封层单注顶部10m,增加日注水量、增加注水速度的脉冲注水现场试验,使水平井得以长期高效开采.
  • 摘要：孔店油田为高孔高渗疏松砂岩油藏,油藏埋深浅.经过30多年的注水开发,油层水淹严重,剩余油高度分散.为持续改善有效注水作用,提高水驱采收率,开展了特高含水期提高采收率配套技术研究与实践.在地质研究方面:一是井震结合,单砂体精细划分;二是开展储层构型研究,精细刻画砂体内部结构和边缘接触关系,精细单砂体注采关系.在治理挖潜技术方面:以单砂体内部构型研究成果为依据,"变平面对应为渗流对应"进行精细治理,提高有效注水作用.通过3年现场实践,油田可采储量增加了115.7×104t,采收率提高了5.54％.油田开发水平由二类上升为一类.对河流相砂岩油藏在特高含水开发后期的开发具有重要的推广与借鉴意义.
  • 摘要：陇东侏罗系油藏处于"双高"开发阶段,套破井多,注采井网不完善,水驱状况变差;剩余油分布零散,但剩余可采储量大;缺乏高含水期改善开发效果,提高采收率的配套技术,稳产难度大.文章通过归纳总结侏罗系油藏剩余油研究的方法、剩余油分布的规律及提高采收率技术,为下步不同类型侏罗系双高油藏改善开发效果,进一步提高采收率提供技术支撑.主力层实施整体开发调整或局部开发调整、扩边调整，建立有效注采井网，提高储量动用程度，改善开发效果;边底水油藏采取水平井，定向挖潜剩余油，提高储量动用程度;侏罗系高速开发的高含水油藏实施注水井调剖堵水，提高注水波及程度;侏罗系中渗油藏开展二元驱采油试验，提高采收率。
  • 摘要：以渤海的绥中油田为例,阐述了海上多层砂岩稠油油藏通过区域加密调整井和注采结构的调整优化,形成了一整套适合海上油田在高含水期实现控水增油的技术路线和体系.通过该套技术的实践,极大地改善了油田的开发效果,提高了海上油田的采收率.海上多层砂岩油藏经过大段合采，各层动用不均。后期采取“定向井和水平井联合布井”开发模式进行加密调整，实现了对边部稠油、局部动用差层和水淹后主力层剩余油的动用，提高了油田的动用储量，并有效降低了调整井的含水，提高了新井产能。通过注采结构优化，能控制含水的进一步上升，提高层间、层内储量的动用，改善油田开发效果。海上油田由于开发经济性的限制，多采用少井高产的模式，层系划分较粗。随着开发的进行，平面、层间矛盾日益暴露。通过绥中油田控水增油技术的研究及实践，打开了多层砂岩稠油油藏在高含水期实现增产、稳产的新局面。
  • 摘要：针对渤海M油田地质油藏特征,对海上油田实施水平井注采井网进行了深入细致的研究,主要包括开发井网的优选以及注采井网的优化.油田的开发实践表明,水平注采井网在M油田取得了很好的效果,对于后期出现的水平井各段吸水不均的问题,通过调剖也得到了很好的解决.
  • 摘要：在我国许多低渗透油田中,储层裂缝都比较发育,构成裂缝性低渗透油藏.由于裂缝的存在,这类油藏的开发特征与单纯低渗透油藏不同.注水后,注入水很容易沿裂缝窜进,使沿裂缝方向上的油井遭到暴性水淹,这是裂缝性低渗透油田注水开发的普遍特征.靖安油田白于山区即属于此类油藏,受沿裂缝、大孔道发育影响,该区水淹损失产能较大,油藏开发效果差.文章旨在摸清白于山区长4+52油藏裂缝、大孔道的分布规律,科学指导油藏调整,改善开发效果.从野外露头及岩心观寨表明，本区储层裂缝较为发育，裂缝主要以高角度裂缝为主。通过示踪剂、水驱前缘成果及动态判断，白于山区判明裂缝9条、大孔道40条，大孔道较为发育;白于山区裂缝、大孔道发育具有多向性，其中主要方向为近东西向，与岩心古地磁及地层倾角测井成果基本一致，该区井网设计主应力方向为NE750，此方向裂缝、大孔道频率低，井网优势未得到充分发挥。
  • 摘要：涠洲12-1油田涠三段目前处于开发后期,针对开发涠三段存在的各种问题,通过综合研究分析给出本区块的潜力砂体,在此基础上提出涠三段生产井细分层系生产、注水井同心集成注水的开发方案.综合治理实施效果好,提高了涠三段的采收率5％左右.
  • 摘要：为了进一步改善砾岩油藏二次开发水驱效果,2010年1月开始在克拉玛依油田六、七区克下组油藏进行了27井组的深部调驱试验,根据油藏类型差异,通过两个试验区方案的个性化设计提高了化学配方体系与油藏的匹配性,达到了较好的增油降水效果,为深部调驱技术在克拉玛依砾岩油藏的推广提供了宝贵经验.
  • 摘要：砾岩油藏是新疆油田主力生产区域之一,应用深部调驱技术提高砾岩油藏采收率,探索新疆砾岩油藏实施"三重"后二次开发的主体技术.应用多种技术手段全面分析评价试验区,确定水流优势通道分布,优选调驱井组,设计调驱方案,进行现场调驱施工.现场施工取得初步成功,证明了深部调驱是"二次开发"中一项重要的提高采收率技术.六中东深部调驱试验取得初步成功，目前已经增油13885t，提高采收率3.4％，从目前见效情况分析，能够完成提高采收率5.0%的目标，由此证明，深部调驱是“二次开发”中一项重要的提高采收率技术。深部调驱试验要想取得成功，就必须做好以下工作:全面分析试验区油藏条件和开采现状，总结面临的主要矛盾，模拟水流优势通道分布，评价试验区的增产潜力，优选调驱井组，根据油藏条件和现场情况，确定调驱体系，优化施工工艺参数，合理设计调驱方案，做好现场监测，及时进行跟踪调整。
  • 摘要：针对S7断块低渗透油藏非均质性强、物性差、孔隙结构复杂、水驱采收率较低的问题,优选了两种低界面张力表面活性剂进行室内界面张力、抗温抗盐、吸附和驱油试验等评价研究.结合油藏工程研究结果开展了表面活性剂驱工艺技术研究,进行了现场试验.室内研究表明，表面活性剂具有较好的降低界面张力，耐温耐盐性能较好，驱油效率可提高9.38%-10.98％。
  • 摘要：喇萨杏油田在层系井网重组过程中,应用多学科油藏研究和层系井网优化技术,确定了分类油层层系井网调整的技术经济界限;考虑与三次采油井网合理衔接,形成"层系细分、井网独立、井距优化、匹配调整"的层系井网重组方式.2008年以来在两个区块开展不同形式的层系井网重组试验,实施后改善了区块开发效果,水驱采收率得到提高,为特高含水期砂岩油田的层系井网重组提供了借鉴.
  • 摘要：针对目前陇东油藏大井斜、从式开发、多层合采的开发特征,为消减层间干扰,掌握层间动用状况,长庆油田第二采油厂经过多年的摸索,成功应用了井下关井分层压力测试、产出剖面测试、氧活化水流分层吸水剖面、井下自动开关井分层测压技术等对油水井分层压力、分层注入及动用状况进行监测,应用分层监测结果为多层开采油藏分层治理、开发效果改善提供了强有力的技术支撑.
  • 摘要：针对六中区克下组油藏非均质严重,二次开发加密调整后含水上升快、平剖面动用差异大等特点,在总结油藏前期调剖实践经验及室内调驱体系筛选与评价的基础上,根据油藏非均质性严重、水流优势通道发育的特点,设计采取以堵为主、驱为辅的"高强度体膨颗粒+复合凝胶"五段式调驱剂体系,共设计注入调驱剂13.75×104m3,注人体积0.18PV,调驱剂单井日注量21～39m3,预计最终将累积增油2.02×104t,可提高采收率5％.通过该项目的攻关实践,形成了一整套适合砾岩油藏深部调驱的配套技术,该项技术将在油田开发"稳油控水"方面发挥越来越重要的作用.
  • 摘要：中原油田经过30余年高速开发,已进入总体递减阶段,但油藏高温、高地层水矿化度特点限制了化学驱的应用.为改善特高含水开发后期油藏开发效果,中原油田建成了利用炼油废气捕集液态二氧化碳的装置,在濮城油田沙一下亚段水驱废弃油藏开辟先导试验区,开展CO2—水交替驱提高采收率技术研究.重点开展了精细地质模型建立、二氧化碳驱机理、剩余油分布、泡沫性能、防腐技术、防窜技术等方面研究.矿场实施两个试验井组,日注CO2约100t,实施后日产油量大幅度提高,井组采出程度达到58.02％,整个项目预计在水驱废弃的基础上提高原油采收率8.2％,年增产原油2万多吨,为探索水驱废弃油藏提高采收率提供借鉴.
  • 摘要：针对萨中开发区进入特高含水期后,压裂措施选井选层难度加大、措施效果逐年变差的问题,对萨中开发区近十年来压裂措施井、层条件和措施效果进行统计,分析措施的适应性和效果,找出影响措施效果的各种因素,量化主要影响因素的合理界限值,优化单井措施方案设计,对措施效果进行经济评价,以实现单井措施效益最大化.
  • 摘要：现河油区断块油藏为纵向多层的复式油气藏,在特高含水后期剩余油认识及挖潜仍是研究和工作的重点.复杂断块油藏纵向上主要发育东营组、沙一段、沙二段、沙四段,含油层系多,油水关系复杂,天然能量差异大.经过长期大段合采合注,层间动用差异较大,措施有效率低,近年通过探索该类油层治理思路,形成"找、调、封、射"技术,即在准确认识剩余油的基础上,对高含水层实施调剖、封堵,对潜力层实施重射,取得了良好效果,达到了均衡驱替,技术应用后措施挖潜有效率达85％以上.主要应用于梁11、河68等断块,采收率提高1.2％,取得了良好的开发效益.
  • 摘要：文章阐述了注水井高效测调工艺技术的研究背景、工艺原理、系统组成及各项配套技术的功能和特点,着重介绍了该项工艺的调配方法、可调堵塞器和井下测调仪等几项关键技术,通过4605口井、12397井次的应用,降低了测试工作强度50％以上,提高了测试效率2倍以上,有效控制了自然递减和含水上升速度,实现了高效测调技术规范化、规模化应用.该项工艺技术创建了特高含水期精细注水挖潜新模式,为进一步增加油田可采储量和4000 × 104t持续稳产提供了工艺保证.
  • 摘要：稀油区块在注水开发过程中,由于层内层间存在着渗透率差异,经过长期的注水冲刷,水沿大孔道突进,油井含水快速上升,水驱波及效率降低,油层动用程度变差,严重影响了开采效果.为此,进行了可动凝胶调剖剂和调剖剂智能注入系统的研制开发,以及工艺参数优化,形成了深部调剖配套工艺技术,通过在海南3注水开发区块整体调剖的应用,取得了显著的效果,有效地控制了区块综合含水上升的速度,抑制了产量的递减,提高了区块水驱效率.
  • 摘要：利用环空、同位素测井资料,应用回归分析等数学方法求得各小层产水率、束缚水饱和度、残余油饱和度、目前含水饱和度等各项动态参数的计算方程,计算出不同开采阶段各小层动态剩余油值,反映出油层在平面及纵向上动用状况的动态变化值,实现对油层动用状况的定量分析.并在大庆油田萨北开发区进行了实例应用研究,证明了该方法在油田现场应用的准确性、实用性.通过开发区块的实例验证，利用动态监测资料，定量分析各小层动用状况的方法是可行的。应用动态监测资料分析油层动用状况的方法，不仅提高了油田动态监测资料的利用率，而且计算的剩余油饱和度值具有实时性、实用性，可以为动态措施调整及开发方案的编制提供量化依据。
  • 摘要：港东油田一区一断块是多油层复杂断块油藏,目前已经进入特高含水期.为充分挖潜剩余油,在深入分析油藏开发历程及现状的基础上,以港东油田一区一断块为例开展层间非均质性研究,包括油井产出、注水井注入剖面状况、各小层启动压力、地层压力变化等,进行小层综合分类,对单砂体产量进行归位研究,将纵向上不相邻的、但储层物性和开采程度相近的油层重新组合开发层系,并分层系进行注采井网完善,最大限度地提高油层利用率、油藏动用程度,重建分层系开发井网,建立起复杂断块油田高含水期合理的开发方式,寻找老油田进一步提高采收率的有效途径.
  • 摘要：特高含水期注采井网如何调整才能提高整体开发效果,是老油田开发中急需解决的难题.陆相沉积的复杂性决定了平面、层间动用差异大,剩余油普遍分布、局部富集,依靠单项措施难以改善单元整体开发效果,为此在深入分析开发中现存主要问题及开发调整潜力的基础上,提出了开发后期重构开发单元进行井网调整的技术方法.该方法在双河油田Ⅷ-Ⅸ油组上倾区油砂体分类评价的基础上,将其重构为10套开发单元.针对不同开发单元,提出井网整体加密、局部完善、水平井+多靶心井+直井联合动用等调整对策,并在实际应用中取得了良好的增储上产效果.该技术的研究与应用对同类油藏改善开发效果,提高水驱采收率具有重要的借鉴和指导意义.
  • 摘要：SZ油田进入高含水初期,开发中面临注入水突进快、注入压力高或注不进水、地层亏空大等问题.针对以上问题,引进了层内生成二氧化碳技术.文章阐述了该技术的作用机理、详细分析应用效果以及油水井见效特征,剖析了该技术应用效果的影响因素,层内生成二氧化碳技术实施简单，对存在伤害的油层具有很好的增注效果，对稠油、非均质性强的储层具有很好的调剖效果。水驱控制程度高、剩余油储量大、平面上非均质性在0.4左右的井组实施层内生成二氧化碳技术增油效果显著。单井纵向上非均质性越强，措施效果越好。该技术受工艺实施的影响较大，现场必需严格按工艺需求实施，才能得到较好的措施效果。
  • 摘要：F油田是典型的低渗透—特低渗透油田,经过20多年水驱开发,取得了较好的开发效果,开发过程中呈现出注采比偏高与物质平衡原理相悖的现象,通过对低渗透油田地质特征及开发特点进行研究,高注采比主要受无效注水、垂直裂缝、弹性存水量等因素影响,解释了油田高注采比现象,同时分析了低渗透油田开发过程中的注采比变化趋势,明确了合理注采比的标准.注采比主要影响因素为无效注水、垂直裂缝、弹性存水量，注采比不是油田开发的主要指标，是一种客观存在的现象，单纯的规划合理注采比影响了对油田开发规律的认识。低渗透油田开发注采比具有普遍偏高的现象，由于低渗透油田存在垂直裂缝及启动压力梯度，随着开发的不断深入，注水压力随注采比的提高而不断提高，油藏裂缝开启的数量和延伸长度不断增加，套管损坏速度加快，导致无效注水量增加，砂泥岩吸水量增多，使整个参加弹性形变的体积变大。通过相渗曲线进行预测，油田开发末期注采比接近于1.0,F油田正处于开发中期，开发受到各种因素的影响，并未呈现下降的趋势。引入油层盈余率，为各区块之间进行油层整体亏空、盈余情况的定量描述和相互比较提供了一种有效的方法。
  • 摘要：通过开展室内模拟实验和对现场数据统计分析,油藏的流度会随着水驱阶段的不同而发生变化,在注水开发初期,油藏的流度基本保持原始状态;中—高含水期流度会逐渐增加;但当进入特高含水期后,流度又会保持在一个相对稳定的状态.对水驱过程中油藏流度变化规律分析,有助于稳定单井产量和提高水驱采收率等开发工作.水驱过程中流度的变化规律表明，油藏的流度在主要注水开发期内增加，说明注水开发是提高采收率的有效途径，并且油田的主要产油期应该集中在中一高含水期，这时单井的稳定产量相对是最高的。部分油田注水后流度变化明显，而部分油田变化不大，从现场统计的油田各项开发指标特别是采收率来看，变化较大的油田总体开发效果较好，如王官屯油田;变化幅度较小的油田总体开发效果相对较差，如沈家铺油田。在特高含水期单纯依靠注水是无法进一步提高油井的日产量，必须借助于三次采油等措施来改善油田的开发效果.此次数据选取不包括采取一些措施如压裂改造、加药降勃等后的参数值，到特高含水期部分值是拟合值，因油田含水不可能是100纬。应用本次数据分析得出的部分规律还需在今后的研究工作中进一步去完善。
  • 摘要：通过大量室内物理模拟试验,研究了王场高含盐油藏水驱储层参数变化规律及机理.研究认为渗透率大于80mD的储层水驱后渗透率增加,平均孔隙半径增大,反之则渗透率下降,孔隙半径减小;王场油田水驱储层参数变化的直接原因是岩石颗粒的脱落和运移,根本原因是可溶性盐类矿物的溶解.王场油田储层孔隙度水驱后变大;渗透率大于80mD的储层水驱后渗透率增加，平均孔隙半径增大，反之则渗透率下降，孔隙半径减小。储层在水驱过程中微观孔隙结构的变化机理主要有5个方面:可溶盐类的溶解、胶结物的膨胀、水的剥蚀作用、搬运沉积作用及微粒的分散运移。盐的溶解是高含盐油藏储层参数变化的根本原因，特别是作为胶结物形式存在的可溶性盐的溶解，它使得岩心的胶结强度变弱，造成了岩石颗粒的脱落和运移，是储层参数变化的直接原因。
  • 摘要：中、高渗透油田经过长期注水开发,在注入井与采出井之间易形成水流优势通道甚至"大孔道",导致注入水无效循环,严重影响注水开发效果.因此,如何快速准确识别、预测优势通道发育方向,对指导油田剩余油挖潜与制定调堵方案具有重要意义.文章针对油田现场普遍应用的利用测试手段来判别水流优势通道方法所存在的不足,开展了运用动态资料确定油井和水井之间是否存在水流优势通道的方法研究.通过应用系统分析及CM模型理论,充分挖掘生产动态数据内隐含的信息,建立了快速、经济有效地预测水流优势通道发育方向的技术方法;同时,分别应用理论模型数据和实际生产数据对方法的有效性进行了验证.
  • 摘要：以精细地质研究成果和渗流理论为基础,首先提出一套油水井连通关系自动划分方法,其次给出改进的油层水驱控制程度统计方法;最后基于流管法的计算结果,结合测试资料进行小层注水量动态劈分,形成小层含水率预测方法.本文提出了一种快速的油水井连通关系划分方法，该方法考虑了油层非均质性、油水井空间分布等静态信息和射补孔、生产情况等动态信息，最大限度地保留油藏动态分析的特性，保证了连通关系划分的质量。现场应用表明，该方法简单方便，符合率较高。改进的水驱控制程度方法克服了传统方法的缺点，统计结果精度达到98.6％，能够满足简单、方便、精度高的需求。基于流管法的分层含水率计算方法，能最大限度地利用油田的测试资料，保留了油藏的渗流特性，适合于油田高含水阶段油层动用程度的计算。本文提出的方法较好地解决了井网完善程度分析、水驱控制程度统计及油井的含水率预测的综合分析，对高含水期油层动用状况分析及分层改造措施的制定具有一定的指导作用。
  • 摘要：大庆油田是特大型非均质、多油层砂岩油藏.经过长期水驱开发,95％的主力油层已开发动用,综合含水超过91％.严峻的开发形势要求对注采结构进行精细调整,实现进一步细分注水,努力增加水驱可采储量.目前油田开发对象已转到渗透率较低的薄差储层,现有的分注、测调工艺受工艺限制无法实现小隔层、小卡距注水及测试的需求,同时层段细分后封隔器级数增多带来上提解封力超负荷,无法实现层段进一步细分注水.文章介绍的多级细分注水及配套测试工艺解决了以上矛盾,能够满足精细分层注水的需求.工艺具有高效、准确、成本低等优点.该技术细分层段数可达7段以上,最小卡距1～3m,单井平均测调时间可由原工艺的7～8d缩短到3～4d,管柱上提解封力30t以内.多级细分注水工艺解决了薄、差油层进一步细分注水后带来的1-3m小卡距、小隔层问题，能够实现7级及以上层段封隔器的顺利解封，工艺管柱整体可靠性强。配套的测调工艺能够满足薄油层细分注水后的测试要求，实现了多级细分注水井水量智能测调一体化功能，有效提高了测试资料的准确性及测调效率。多级细分注水及配套测试工艺技术提高了分层注水质量，使层间及层内剩余油得到有效挖潜，改善了油田开发效果，进一步提高水驱采收率，为大庆油田持续稳产提供有力的技术支撑。
  • 摘要：扶余油田经过50多年的开发,存在着地质认识、开发格局和地面设备等种种问题,但从2003年开始的油田"二次开发"工程,本着"三个重构"原则,地上地下实施的一体化重新认识、重新布局,油田年产量重上100万吨,使油田重新焕发昔日的辉煌.文章重点阐述围绕"二次开发"开展的储层单砂体刻画技术研究与应用,论述针对扶余、杨大城子油层的河道砂体在平面上频繁摆动、纵向上多期叠加的复杂情况,以时间沉积单元的微相研究等为参考,将单砂体分成若干类进行详细分析,明确各类单砂体的分布范围、物性特点等,为油田"二次开发"工程部署与有效实施、提高油田5％～7％的水驱最终采收率提供了基础与重要依据.
  • 摘要：西江X-1油田是一个典型底水油藏,具有底水厚、油层薄的特点,采用常规水平井开发时,由于流动摩阻和非均质性的影响,底水锥进比较严重.为改善底水油藏的开发效果,经研究,在南海东部海域首次实现了中心管、ICD等复杂完井技术的油藏模拟研究,并在西江X1油田进行了全面推广使用,有效缓解了底水油藏的底水锥进、改善了水驱效果,收到了理想的开发效果.中心管、ICD等复杂完井技术有明显的控锥作用，能够改善底水油藏的开发效果。在油藏模拟中实现对复杂完井技术的准确模拟，有助于客观地评价复杂完井技术对开发效果的影响，为油藏的精细研究和现场的推广应用奠定基础。中心管、ICD完井技术在西江X-1油田底水油藏的开发中，起到了至关重要的作用，为同类油藏的开发积累了经验。
  • 摘要：聚合物驱后取心井资料及水淹层解释表明,剩余油分布更加零散,但仍有大量的剩余油留在地下,为了搞好聚合物驱后的进一步挖潜,需要研究进一步提高采收率技术.CT-5增强型体膨颗粒调剖剂具有较好的体膨性能,调剖粒径、强度和膨胀倍数等可调,可有效地调整吸入剖面,改善聚合物驱后整体开发效果.文章研究了聚合物驱后颗粒调剖技术的特点及选井选层方法,详细分析了萨北开发区后续水驱阶段颗粒调剖后聚合物驱动态指标变化规律.后续水驱剩余油分布更加零散，注入水低效无效循环严重;吸水剖面出现反转，开发矛盾更加突出。聚合物驱后调剖选井、选层不仅依据油层非均质性等静态特征，还要考虑区块开采形势，以注入井注入能力、井组含水上升值、平面差异、采聚浓度等参数作为评价依据，并结合监测资料，进行定性定量分析。聚合物驱后颗粒调剖已经取得一定挖潜增油效果，并积累了一些经验，指导了下一步调剖选井、选层及方案优化。
  • 摘要：文章分析了某开发区目前油层动用状况及主要影响因素,并通过应用动态监测资料,拟合分层注水主要控制指标与油层动用状况的关系,确定了特高含水开发期"666"细分注水标准.通过现场应用,验证了这一细分注水标准具有较好的适应性.油层动用状况影响因素比较复杂，主要受油层发育状况、砂体平面展布、层间非均质性等地质静态因素和井网布局、水驱控制程度、注采关系等动态因素影响。分层注水是控制层间差异、提高动用程度的有效方式，其中层段单卡油层数、砂岩厚度、渗透率变异系数与油层动用状况为主要控制指标。开发区结合油层发育和分层工艺现状，拟合分层注水与动用状况的关系，提出"666”细分注水标准，具有较强的适应性。
  • 摘要：井网井距优化是特低渗透油藏有效开发的核心,为寻求合理的井网井距,针对克拉玛依油田530井区下乌尔禾组油藏开发过程中暴露出的问题,在剩余油分布规律研究的基础上,综合运用油藏工程方法、油藏数值模拟等,开展了井网适应性研究、井网调整潜力研究、井网调整技术经济界限研究,确定反九点面积注采井网更适应油藏低孔、特低渗透特性,合理井距为195m× 275m.以此进行了二次开发调整,共投产油井69口,建产能12.60×104t,采油速度由0.35 ％升到0.74％;完善注采井网投转注23口,油藏水驱储量控制程度由调整前的54.2％提高到89.3％.预计可提高采收率5.3％,新增可采储量110×104t.
  • 摘要：文章介绍了大庆长垣油田精细开发地震应用研究进展和取得的主要技术成果.经过三年的边研究、边应用、边完善,形成了一套井震结合的高保真地震处理、断层精细表征、储层精细刻画精细开发地震应用技术,基本解决了进入油田开发后期,密井网条件下的多层砂泥薄互层窄小河道砂体精细刻画和小断层识别的技术难题,研究成果在指导调整挖潜中见到明显效果,展示了良好的应用前景.

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