?油气藏研究?
特高含水期油藏工程研究
陈月明 吕爱民 范海军 刘 振 黄昌碧 项红英
(石油大学(华东)石油工程系) (胜利石油管理局东辛采油厂)
陈月明,吕爱民,范海军,刘振,黄昌碧,项红英1特高含水期油藏工程研究1油气采收率技术,
1997,4(4):39～48
摘要 针对全国注水开发油田目前大多已进入高含水期的现状,为了客观地评价油田开发效果,及时调整油田的开发方案,保证油田获得较高的采收率,该文采用流管法、合理井网密度法、水驱系列法及经验公式,对油田进行注水开发效果评价,确定合理井网密度,量化油田开采潜力,并在此基础上用灰色预测和整数规划法进行稳产措施配置,以永安油田为实例做出五年措施规划。这套方法运用油田动、静态资料,与油田实际结合紧密,实用性强,并已在永安油田得到应用。主题词 高含水期 注水 开发效果 评价 油藏工程 永安油田
自由词 流管法 合理井网密度法 水驱系列法 灰色预测 整数规划 措施配置
0 引 言
注水开发油田,由于油藏平面上和纵向上的非均质、油水粘度的差别及注采井组内部的不平衡,势必造成注入水在平面上向生产井方向的舌进现象和纵向上高渗透层的突进现象。特别是在注水开发后期,油井含水高达80%以上,由于注入水的长期冲刷,油藏孔隙结构和物理参数将会发生变化。在这一时期油田开发效果如何?油田是否需打补充完善井?打多少为宜?油田的开发潜力究竟有多大?如何进行措施配置才能在稳产的前提下达到经济最优?这一系列问题成为油田开发工作者关注的焦点。为了解决上述问题,本文采用流管法、合理井网密度法、水驱系列法、经验公式及稳产措施配置方法,针对特高含水油田进行了系统研究。
1 现 状
我国东部各个油田,大部分采用注水开发,自六七十年代投入开发以来已有20～30年的历史。由于油藏纵向上和平面上渗透率的差异、油水粘度差别以及开发过程中水动力场的不平衡,大部分油田已进入高含水期。截至1995年底,大庆油田含水80125%,采出程度29105%,标定最终采收率44141%;胜利油田含水89114%,采出程度20164%,标定最终采收率28194%;全国及其它主要油区的含水率f w 、采出程度R 和最终采收率E R 列于表1。
为了进一步稳定产量,提高最终采收率,除了打一批新的补充完善井以外,还要在老井上采取大量措施。据统计,新井平均采油量与老井措施增油量大致相当,如表2所示。
鉴于以上情况,对高含水注水油田及时进行开发效果评价,并进行稳产措施配置,成为油
收稿日期:1997205226
9
3第4卷 第4期油气采收率技术
田增油上产的当务之急。
表1 全国及主要油区开采数据表
油区f w,%R,%E R,%
全国811362118133127吉林761801619627148辽河841791315123130华北711832017826135大港831981817027169中原851092016630116江汉801412519932165江苏681041319424188
表2 全国原油产量构成
年份
全国
104t
新井
104t
老井
104t
老井措施
104t 198813702100412688966 19901832895812854963 19911397995012772950 199513981992129891074
2 注水开发效果评价
开发效果评价是贯穿油田开发始终的一项工作,在油田的特高含水期则显得尤为重要。为了给开发调整、措施配置提供可靠依据,应就开采效果、井网密度、开发潜力等几方面进行深入研究与评价。
211 实际曲线与理论曲线对比评价开发效果
理论曲线由流管法计算得到[1],包括含水率与采出程度关系曲线、存水率与采出程度关系曲线及含水上升率与含水率关系曲线的理论曲线。可根据实际曲线与理论曲线的偏离情况评价油田开发效果的好坏。
流管法考虑了水驱油过程中的非活塞性和油层渗透率的非均质性。它所依据的原理是水驱油过程的两相渗流规律,以及研究油层渗透率分布的概率论方法。
(1)含水率f w的计算
由一维两相流的达西定律可以写出含水率
f w=
K r w(S w)
K r w(S w)+K ro(S w)Λw
o
=
1
1+
Λw K ro(S w)
o K r w(S w)
(1)
式中 K ro(S w)、K r w(S w)分别为油、水相对渗透率;
Λo、Λw分别为油、水的地下粘度,m Pa?s。
上式亦称为水的分流量方程。
(2)采出程度R的计算
流管出水前的无因次产液量的计算公式为
q1(t)=
1
1+2E t
(2)
式中 E=K ro (S w c)
Υ(S w f)∫S w f S wm
Υ′d S w
K ro(S w)+K r w(S w)
-1;
Υ(S w f)相应于油水前缘饱和度S w f的分布函数;
t无因次采油时间。
04油气采收率技术1997年12月
流管出水后的无因次产液量计算公式为
q2(t)=
Υ(S w e)
K ro(S w c)∫S w e S wmΥ′d S w
K ro(S w)+K r w(S w)
(3)
式中 S w、S w c、S w e分别为含水饱和度、束缚水饱和度、出口端含水饱和度;
S wm最大含水饱和度。
流管出水后的无因次产油量为
q o2(t)=[1-f w(S w e)]q2(t)(4) 流管出水后的无因次产水量为
q w2(t)=f w(S w e)q2(t)(5) 为了在计算中考虑油层非均质性的影响,首先要研究油层渗透率分布的规律性,根据大量实际开发资料和理论分析验证,油层渗透率分布的规律,可以用概率论中的#(x)型分布规律来描述。改变分布参数和自由度,就可以反映出不同油层渗透率非均质程度的差别。
#(x)型分布规律密度分布函数为
f(K)=
1
#v
2
K
K0
v
2-1 e-K K
1
K0
(6)
式中 #(x)=∫∞0t x-1e-t d t (全伽玛函数); K空气渗透率,10-3Λm2;
v——自由度,它决定分布规律的分散程度;K0分布参数;
t积分变量。
把油层渗透率分布规律代入产量计算公式,就得到考虑非均质影响或进行了油层渗透率非均质性校正的产量计算公式。
油层出水前的无因次产油量
Q o1(T)=Q o1
Q0
=
1
K av∫
K
q1(t)K f(K)d K(7)
油层出水后的无因次产油量
Q o2(T)=Q o2
Q0
=
1
K av∫
K
q o2(t)K f(K)d K(8)
油层无因次产水量为
Q w2(T)=Q w2
Q0
=
1
K av∫
K
q w2(t)K f(K)d K(9)
式中 K av=v
2K o
,平均渗透率;
T=Q0T
V
,无因次注水时间,其中T为注水时间;
Q0油藏初产油量;
Q o1,Q o2,Q w2未出水流管的总产油量,已出水流管的总产油量和总产水量;
V油藏孔隙体积;
f(K)渗透率分布密度函数。
由以上可得累积产油量14
第4卷 第4期 陈月明等:特高含水期油藏工程研究
6
Q o =
∫
t
(Q o1
+Q o2)d t (10) ∴采出程度 R =
6
Q o
N
(11)
式中 Q o 某时间段产油量; N
地质储量; t 采油时间。
(3)存水率C 的计算
由上述亦可得累积产水量
6Q w
=
∫
t
Q w 2
d t
(12) ∴累积注入水量为 6Q i =B i
6Q
o
+
6Q w (13)
∴存水率为 C =6
Q i -
6
Q w
6
Q i
=1-
6Q
w
B i (
6
Q o +
6Q w )(14)
式中 Q w 2
流管某时间段产水量;6Q i 累积注入量;6
Q o
累积产油量。
6
Q w
累积产水量;B
i
累积注采比;
(4)含水上升率f w ′的计算
含水上升率为采出程度上升1%含水率上升的值,由前述f w ′及R 的公式可计算出一系列的f ′w (i )及其对应的R
(i )
(其中i 为自然数),可由下式计算
f ′w (i )=
f w (i +1)-f w (i -1)
R (i +1)-R (i -1)
(15)
由上述一系列公式便可通过计算画出f w 2R 、C 2R 、f w ′2f w 的三种关系曲线。把这三条曲线与实际生产的曲线相比较,便可评价油田注水开发效果的优劣。
为了得到永安油田的开发模型,预先对油田渗透率分布规律进行了研究,其结果见表3,流管法计算所选的其它参数也一并归入。
表3 永安油田流管法计算所选参数及结果
K m in
10-3Λm
2
K m ax
10-3Λm
2
K o
10-3Λm
2
自由度
v
地质储量N
104t 换算系数
油水粘度比
含水98%时采收率E R ,%
1394926782.0
5744
1.27
18.9
43.7
注:表中K m in 、K m ax 、K o 分别为最小渗透率、
最大渗透率、渗透率分布参数。 由流管法计算结果绘制的永安油田的三条曲线如图1～图3所示。
由图1采出程度与含水率关系曲线可见,实际值与理论值两条曲线呈平行变化,其原因是油井生产层数多,层间干扰明显。由于开采层系划分较粗,不同类型油层未能充分发挥作用,影响开发效果。
由图2采出程度与存水率关系曲线可见,实际值与理论值偏差较大,反映出注水利用率低,其原因是注水时间晚,注采比低,使地层亏空得不到补偿,从而影响了开发效果。
图3的含水上升率与含水率关系曲线,反映出中低含水期含水上升率实际值比理论值高,
24油气采收率技术1997年12月
图1
永安油田采出程度与含水率关系曲线图2 永安油田采出程度与存水率关系曲线
高含水期实际值比理论值低,其原因是由于不
断完善注采井网,细分开发层系,改善了注水效果,使储量控制程度和动用程度显著提高,发挥了不同类型油层的作用,控制住了含水上升率,使主力断块进入80%～90%高含水期的含水上升率实际值低于理论值,取得较好开发效果。
212 确定合理井网密度
根据胡斯努林法改进和完善的公式
E R =
0.698+0.16625lg
K
3
Λo
e
-
0.792n
K
3
Λo
-0.253
(16)
图3 永安油田含水上升率与含水率关系曲线
式中 E R
最终采收率,小数;
n 井网密度,口 km 2
;K
3
有效渗透率,Λm 2;
Λo
地下原油粘度,m Pa ?s 。
要使井网密度达到经济上合理,必须满足下列条件:
(1)防止井网过密,造成不合理投资;
(2)避免井网过稀,致使最终采收率降到经济合理界限以下。
在单位面积(如1km 2)内,加密到最后一口井,最后一口加密井新增可采储量的价值等于这口井基本建设总投资和投资回收期内操作费用的总和,此时的井网密度为合理井网密度。由此则有
?E R V e =V e 0.698+0.16625lg K
3
Λo
e -0.792
n +1
K
3
Λo
-0.253
-e
-
0.792n
K
3
Λo
-0.253
(17)
式中 V e
单位面积储量,104t km 2
;
?E R ?V e 每平方千米新增可采储量价值,等于新增一口井的总费用与油价的比值。
由此,便可根据(17)式在计算机上用试凑法算得合理井网密度,再代回(16)式便可反求出
3
4第4卷 第4期 陈月明等:特高含水期油藏工程研究
经济合理采收率。
永安油田应用合理井网密度所选参数及结果见表4。
表4 永安油田合理井网密度及所选参数一览表
地质储量N
104t 含油面积A
km2
有效渗透率K3
Λm2
地下原油粘度Λo
m Pa?s
合理井网密度
口 km2
最终采收率
%
合理井距
m
574418.50.63911.014.6144.07281
213 水驱系列法量化开采潜力
本方法可利用油田的中、高含水期生产资料,预测可采储量和最终采收率,其方法[2]如下,共有13种。
(1)累积水2累积油法
lg W p=A+B N p , N p=
1
B
lg
0.4343
B
f w
1-f w
-A(18)
式中 W p累积产水量;
N p累积产油量;B斜率; A截矩。
(2)累积液量2累积产油量法
lg L p=A+B N p , N p=1
B
lg
0.4343
B
f w
1-f w
-A(19)
式中 L p累积产液量。
(3)累积液油比2累积产水量法
L p N p =A+B N p , N p=
1
B1-A(1-f w)
(20)
(4)累积水油比2累积产液量法
W p N p =A+B L p , N p=
1
B1-(A+1) (1-f w)
(21)
(5)累积液油比2累积产液量法
L p N p =A+BW p , N p=
1
B1-(A-1)
1-f w
f w
(22)
(6)累积产水2累积水油比法
lg W p=A+B lg W p
N p
, E R=
10A B
B-1
f w
1-f w
1
B-1
N
(23)
(7)采出程度2油水比法
R=A+B ln
1
f w
-1 , E R=A+B ln
1
f w
-1(24)
(8)采出程度、含水2油水比法
R f w=A+B ln f
w -1 , E R=
A+B ln
1
f w
-1
f w
(25)
44油气采收率技术1997年12月
(9)采出程度2含油法
R=A+B ln(1-f w) , E R=A+B ln(1-f w)(26) (10)剩余油程度2含油法
ln(1-R)=A+B ln(1-f w) , E R=1-e A(1-f w)B(27) (11)采出程度2含水法
ln R=A+B f w , E R=e A+B f w(28) (12)采出程度2水油比法
R=A+B ln
f w
1-f w
, E R=A+B ln
f w
1-f w
(29)
(13)采出程度2油水比法
R=A+B
1
f w
-ln
1
f w
-1 , E R=A+B1
f w
-ln
1
f w
-1(30)
采用上述13种方法并取极限含水率为98%,前6种方法可直接计算可采储量,不受地质储量计算准确度的影响,后7种方法可预测采收率,其中A、B值可在微机上回归得到,亦可采用图解法求解之。
永安油田应用各种方法所得结果及A、B值如表5所示。
表5 永安油田水驱系列方法计算结果表
公式序号A B相关系数ΧE R N p,104t 180.980920.0112810.9989570.3529652027.43
193.472280.0197140.9992320.3855782214.76
201.2138680.0047600.9995110.3087451773.43
210.2138280.0047600.9995110.3087451773.43
221.5814910.0055750.9990870.2782771598.42
231.9372421.5019940.9990780.3952172270.13
240.091955-0.067870-0.9635790.3560932045.40
250.032621-0.083980-0.982990.3667922106.85
260.050538-0.083202-0.9679070.3760272159.90
27-0.0367100.1043290.9662110.3590772062.54
28-3.5117502.3041540.9520120.2854531639.64
29-2.1718330.3432490.9691250.4334552489.77
30-0.0491940.082270.9699450.3841992206.84
永安油田地质储量为5744×104t,由上表求平均值确定其可采储量为2028135×104t,最终采收率可达35131%
214 相关经验公式补充验证
收集国内外油田相关经验公式9种类型:
(1)陈元千等研究的相关经验公式(1994年)
E R=0.05842+0.08461lg K
Λo+0.34645+0.0003871S(31)
(2)陈元千的相关经验公式(1990年)54
第4卷 第4期 陈月明等:特高含水期油藏工程研究
E R=0.2143K
Λo
0.1316
(32)
(3)万吉业的相关经验公式(1962年)
E R=0.135+0.165lg K
Λr(33)
(4)俞启泰的相关经验公式(1989年)
E R=0.274-0.1116lgΛr+0.09746lg K-0.0001802hS3
-0.06741V K+0.0001675T re(34) (5)井网密度经验公式法
E R=0.698+0.16625lg K3
Λo e-
0.792
n
K
3
Λ
o
-0.253
(35)
(6)美国的Gu th rie和Greenberger的相关经验公式(1955年)
E R=0.11403+0.2719lg K-0.1335lgΛo+0.25569S w i-15385-0.00115h(36)
(7)美国A P I的相关经验公式(1967年)
E R=0.32255(1-S w i)
B o i
0.0422
×KΛ
r
0.077
×S w i-0.1903×P i
P a
-0.2159
(37)
(8)俄罗斯的Кожакин(1972年)
E R=0.507-0.167lgΛr+0.0275lg K-0.000855S3
+0.171S K-0.05V K+0.0018h(38)
(9)俄罗斯Гомзиков的相关经验公式(1977年)
E R=0.219+0.082lg K-0.0078lgΛr-0.00086S3
+0.180S K-0.054Z-0.27S w i+0.00146T re+0.0039h(39)以上各式中参数:
E R采收率,小数;
Λo地层原油粘度,m Pa s; 5平均有效孔隙度;
V K渗透率变异系数;
n井网密度,口 km2;
T re地层温度,℃;
P j原始地层压力,M Pa;
S井网密度,口 km2;
S w i地层束缚水饱和度;K平均空气渗透率,10-3Λm2;Λr地层油水粘度比;
S K砂岩系数;
B o i原始原油体积系数;
h有效厚度,m;
Z过渡带的储量系数;
P a废弃压力,M Pa;
S3井网密度,ha w ell;
K3有效渗透率,Λm2。
符号中,n、S、S3均为原公式中所用井网密度符号和单位。
永安油田应用相关经验公式所得结果见表6。
表6 永安油田经验公式法计算结果表(%)公式序号313233343536373839平均采收率36164612511540154411581034154318401944101 64油气采收率技术1997年12月
由上表可见,由9种经验公式计算结果取平均值后最终采收率为44101%,与合理井网密度法结果44107%,流管法所得结果4317%基本吻合,可作为开发的上限,也由此验证2028135×104t 的可采储量是完全可以达到的。水驱系列法所确定的采收率值低一些,但比较符合油田开发的实际。
3 油田稳产措施最佳配置
在油田开发后期,为实现油田稳产需不断地钻加密井或实施各种措施。由于各种措施的效益和实际效果不同,所以必须依据油田的生产状况,在油田开发效果评价的基础上,对各种措施进行合理配置,为此提出一个灰色整数规划模型。
311 数学模型
(1)产量构成的数学模型
在油田开发后期,油田产油量将逐年递减,要实现油田稳产就需要新井和措施的增产油量来补充,所以油田产量的构成可用以下数学模型表示:
Q o =Α0+
6
L
i =1
Αi X
i
(40)
式中 Q o 表示油田产量;
Α0表示老井产量;Αi 表示措施i 的单井增油效果;
X i 表示措施i 的年工作量。
(2)灰色预测模型[3]
对于问题中出现的灰数,需要在统计资料的基础上作出预测,因此建立G M (1,1)模型。
d x (1)
d t
+ax (1)
=u (41)
其中,a 、u 为系数,可由最小二乘法求得,x (1)
为x 的一次累加值。
x
(1)
(k )=
6
k
i =1
x (i ), k =1,2,…,n (42)
系统响应方程为
x
(1)
(k +1)=(x (1)-u a )e
-ak
+u a (43)
求导后,得原始序列预测公式为
x t +1=(-ax
(1)
+u )e -
at
(3)整数规划模型[4]
在油田的某一区块中,打井数和措施工作量一般都取整数,适用整数规划问题。令x (t ,l )为决策变量,表示第t 年第l 种措施的工作量,则建立如下整数规划模型。
m in Z =
6T t =1
6
L
i =1
c (t ,l )x (t ,l )(44)
s .t .(约束条件)
6L
i =1
q (t ,l )x (t ,l )Εq 1(t )-q 2(t )(45)6
L
i =1
w (t ,l )x (t ,l )Φw 1(t )-w 2(t )(46)u 1(t ,l )Φx (t ,l )Φu 2(t ,l )
(47)
7
4第4卷 第4期 陈月明等:特高含水期油藏工程研究
6
L
i =1
x (t ,l )Φu 3(t )(48)
x (t ,l )为整数
t =1,2,…,T (年)
其中,c (t ,l )表示第l 种措施第t 年的费用;q (t ,l )表示第l 种措施第t 年的单井增油量;w (t ,l )表示第l 种措施第t 年的单井增水量;q 1(t ),q 2(t )表示第t 年的规划产油量及老井产油量;w 1(t ),w 2(t )表示第t 年的规划产水量及老井产水量;u 1(t ,l ),u 2(t ,l )表示第l 种措施的工作范围;u 3(t )表示第t 年的总措施工作量限制;L 表示总措施量。
图4 计算程序框图
312 模型解法
整数规划模型中q (t ,l ),w (t ,l ),q 2(t ),w 2(t )等均为灰数,可用G M (1,1)模型作出预测。整数规划模型的求解采用分支定界方法。在分支定界法中需多次求解线性规划问题,采用对偶单纯形法。具体步骤见图4。
313 应用实例
整数规划法模型以永安油田为例进行了具体应用。永安油田隶属于胜利油区,于1969年投入开发,已探明含油面积1816km 2,储量5744×104t 。1990年达到历史
最高产量84185×104t 。从此以后,产量逐年递减,到1995年产量是44×104t ,油田共有井数193口,其中油井128口,水井65口。在1985～1995年的历史生产数据的基础上,做出了切实可行的“九五”措施规划,见表7。
表7 永安油田措施配置
年份
新井,口电泵,口补孔,口卡改,口大泵,口其它,口总井次,口增油量,104t
总油量,104t
1996101515112445.78539.221997100515116375.74036.091998901515615515.28333.251999811515216484.58330.552000
7
3
15
8
1
16
43
3.699
28.18
4 结 论
(1)应用流管法可评价油田开发效果的优劣,通过实际曲线与理论曲线的对比,对含水、注水利用率、含水上升率进行合理的评价。
(2)应用合理井网密度方法,可确定经济合理的井网密度,为开发调整、措施配置提供可靠的依据。(下转第67页)
84油气采收率技术1997年12月
部分技术计算处理的岩心油藏剩余油饱和度),对测井解释剩余油饱和度的初步结果进行检验和重新标定,有效地保证了最终测井解释剩余油饱和度的准确可靠。
(3)利用相对渗透率实验资料回归的经验公式,能比较准确地利用油井生产资料计算出生产层的剩余油饱和度。
(4)利用标定后的测井解释的油藏剩余油饱和度值和油井生产资料计算的生产层剩余油饱和度值形成数据库,进行油藏动态描述,由处理程序处理出的纵、横切片图和三维图,较好地描述了油藏剩余油饱和度的时空变化规律。
(5)胜坨油田二区2222G 18井区沙二段的油藏剩余油饱和度的动态描述,与生产资料对比,吻合较好。
致谢:本次研究得到刘天雁、郭元岭、周德志、王端平、林豪、汪步紧等人协助,在此表示感谢。
参 考 文 献
1 郑金安等1电阻率—孔隙度—自然电位综合求水淹油层含油饱和度方法探讨1胜利油田勘探开发研究报
告集9,1980
2 郭元岭,鲁国明1水淹层含水率与含水饱和度的区域性直线模型及应用1油气采收率技术,1996,3(2):45
～49
本文编辑 宫 伟
(上接第48页)
(3)油田进入特高含水期,资料比较齐全,应用水驱系列方法,直接由生产数据回归求得可采储量,量化油田的开采潜力。
(4)对于油田措施规划问题,由于其决策变量为整数,可采用整数规划法求解。特别是对小断块油田,这一方法尤为重要。
(5)对于数值不能精确确定的数据,采用灰色预测方法,是一种有效的简便的方法。(6)永安油田的实例可较好地说明,可应用流管法、合理井网密度法和经验公式法,对油田开发效果进行评价,对三种方法所得结果进行对比分析可确定油田较为合理的开发上限。在此基础上可进行稳产措施最佳配置,为油田规划提供决策依据。
参 考 文 献
1 陈钦雷1油田开发设计与分析基础1石油工业出版社,19842 郎兆新1油藏工程基础1石油大学出版社,19913 袁嘉祖1灰色系统理论及其应用1科学出版社,1991
4 H 1P 1威廉斯(英)1数学规划模型建立与计算机应用1国防工业出版社,1991
本文编辑 闵家华
7
6第4卷 第4期 郑金安等:剩余油饱和度解释在油藏动态描述中的应用
V o l.4N o.4 O il&Gas R ecovery T echno logy:English A b stracts D ecem ber1997
w o rk,con sequen tly p erm eab ility is i m p roved.In a com p u ter si m u lati on of th is k ind of noz2 zle,the am p litude in non2subm erging state can reach m o re than90%.T he nozzle has been tested in36w ells w ith the effective rati o com ing up to95%and the average w ater in jecti on p ressu re dropp ing by11.6%.
Subject words:nozzle,p u lse cu rren t,p ressu re draw dow n
Chen Y ue m i ng,LüA i m i n,Fan Ha ijun,L iu Zhen,Huang Changb i,X i ang Hongy i ng.Reservo ir eng i neer i ng study of superh igh wa ter-cut stage.OGRT,1997,4(4):39～48
R egarding to the statu s that m o st w aterflood o ilfields in the coun try are in h igh w ater2cu t stage,fo r evaluati on ob jectively the developm en t effects of an o ilfield and m odifying develop2 m en t schem e to be su re that h igh recovery is ob tained,th is p ap er adop ts m ean s of flow tube, rati onal w ell sp acing,w ater drive series and em p irical fo rm u las to evaluate w ater2flood devel2 opm en t effects,to determ ie rati onalw ell sp acing,to quan titate p roducti on po ten tial of the o il2 field.Gray p redicti on and in tegral linear p rogramm ing are u sed fo r p lann ing m easu res of sta2 b le p roducti on.Yongπan o ilfield is taken as an exam p le and a five2year p lan of m easu res is m ade.T he app roach u ses static data of the o ilfield,com b in ing clo sely w ith the reality of the o ilfield.It is p ractical and has been successfu lly u sed in Yongπan o ilfield.
Subject words:h igh w ater2cu t stage,w ater in jecti on,developm en t effect,evaluati on,reservo ir engineering,Yongπan o ilfield
Free words:flow tube m odel,rati onal w ell sp acing,w ater drive m odel series,gray p redicti on, in tegral linear p rogramm ing,arrangem en t of m easu res
L i Y ub i n,Zhang Ku ix i ang,Guo P i ng,Pang Xuejun.A spec if ic hea t nu m er ica l m odel of loose gluten ite reservo ir.OGRT,1997,4(3):49～54
O n the basis of theo retical analysis and by m ean s of exp eri m en ts,a stab le data field is ob2 tained.B y com b in ing the data field w ith conven ti onal geo logic p aram eters,a loo se glu ten ite reservo ir sp ecific heat m odel is set up w ith h igh p ressu re,h igh tem p eratu re and differen t o il and w ater satu rati on s.D ifferen t m inerals have differen t sp ecific heat values,therefo re w eigh ted stack ing by u se of the sp ecific heat of the con tained m ineral is accu rate,how ever, it needs to accu rately analyse com ponen ts and con ten ts of differen t m inerals.O n the p rem ise of con sidering tw o k inds of facto r,accu racy and app licati on,rock grain size w h ich is a con2 ven ti onal geo logical p aram eter is selected as a characteristic quan tity fo r the m odel to re2 search sp ecific heat of reservo irs.T h is k ind of m odel has been u sed in Guan tao Fo rm ati on of L oan o ilfield.A t50～230℃,the calcu lated sp ecific heat value varies betw een1.1～1.5J (g ?℃).T here is a m ean erro r of1.12%in calcu lated resu lts as com p ared w ith the actually m essu red values.
Subject words:sp ecific heat,num erical m odel,sand reservo ir,calcu lati on
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中国石油大学（北京）远程教育学院 毕业设计（论文）开题报告 高含水油藏提高采收率技术 研究与进展 姓名：杨帆 学号：936887 性别：男 专业: 石油工程 批次：1503 学习中心：甘肃农垦河西分校奥鹏学习中心[19] 指导教师：王秀宇 2017年1月21日（开题报告截止日期）
毕业设计（论文）开题报告 论文题目 一、选题原因 在社会经济发展过程中，油藏开采需求增大，越来越多的高含水期油藏被勘查出来，但是高含水期的油藏却存在高含水高采出的矛盾，成为目前高含水期油藏开采的主要问题。我国大部分油田都已经投产数十年，许多油藏都逐渐进入高含水期阶段，一些区块甚至采出所在区域储量的80%，所以，研究如何开采高含水期油藏，成为解决目前油藏开采困境的重要途径。国内外相关研究提示，一些通过水驱技术开发的油藏，提高其采收效率主要有三次采油及水动力学法。长庆油田是我国年份较久的油田，因为长期的开发，该油田一部分油藏区域已经进入高含水期，油藏的发育以及油层的连通具典型性，因此，本文选择长庆油田的高含水期高渗透大厚层高含水油藏作为研究对象进行研究，以探讨提高高含水期油藏采收率的方法，取得较理想的效果。 二、论文框架 ?第1章绪论 ? 1.1 特高含水期油藏特点 ? 1.2 国内外特高含水期油藏概况 ? 1.3 特高含水期油藏剩余油的分布特征 ?第2章特高含水油田提高采收率技术 ? 2.1 特高含水油田继续水驱提高采收率技术 ? 2.2 特高含水油田氮驱提高采收率技术 ? 2.3 特高含水油田注聚合物驱提高采收率技术 ? 2.4 特高含水油田注凝胶提高采收率技术 ? 2.5 特高含水油田水气交注提高采收率技术 ? 2.6 特高含水油田C02驱提高采收率技术 ?第3章组合驱方式筛选实例 ? 3.1 Kumkol South油田提高采收率研究 ? 3.2 SH7油田提高采收率研究 ?
高含水期油藏综合调整研究 针对茨13块油藏综合含水高、常规水驱达不到标定采收率等问题，近年来结合动静态资料，开展区块精细地质研究，在剩余油分布及注水见效规律等方面取得一定认识。在此基础上，制定了完善注采井网并配合深部调驱的工作思路。通过综合调整，取得较好开发效果。 标签：剩余油分布;完善井网;深部调驱 1 概况 茨13块构造上位于辽河盆地东部凹陷北部的茨榆坨构造带中段，含油面积6.3km2，石油地质储量649×104t，标定采收率14%，主力含油层位S32，油层埋深在-1670～-1830m。该套储层属陆上冲积扇砂体沉积，为一套成熟度低，分选差含砾粗砂岩，以正韵律沉积为主。储层物性为中孔中渗。茨13块1988年9月采用300×300m正方形井网正式投入开发，1990年底转入以边部注水为主的注水开发，经历了上产、快速降产、低速稳产阶段。截止综合调整前，区块为常规注水开发，日产油21t，综合含水87%，采油速度仅为0.11%，已进入高含水开发期。 2 存在问题 2.1 层间矛盾突出，水淹水窜严重 茨13块属正韵律厚油层，储层非均质性强，造成平面和纵向上储层物性相差较大，纵向上變异系数0.32-1.07，渗透率级差2.25-260.1，导致注入水沿高渗层位突进，油井含水上升快，严重制约了油田注水开发效果。 2.2 注水方向性强，平面压力差异大 受茨13块整体地层倾角较大（7-12°）的影响，区块注水方向主要由构造高部位向低部位突进，导致高部位油井注水受效差，生产表现为液量低，压力低。低部位油井水淹严重，生产表现为液量高，含水高，压力高。出现高低部位注采比不均衡的现象。 3 主要做法 3.1井震结合，落实区域地质体 针对茨13块地质体不落实，通过优选标志层，对区块已完钻井采用“由下至上”的地层对比模式，井震结合，精细地层对比和构造解释，开展剩余油分布及注水见效规律研究[1]。一是茨13块地层由原认识平行不整合接触转变为角度不整合接触;二是剩余油主要分布在井间、层内水驱不到的区域以及受断层和剥蚀
2012年第15期广东化工 第39卷总第239期https://www.doczj.com/doc/5c18870139.html, · 9 · 高含水后期剩余油挖潜研究 桂阿娟1，王艳艳2，闫建岭2 (1．西安科技大学地质与环境学院，陕西西安 710054； 2．中原油田采油二厂，河南濮阳 457532) [摘要]近年来，由于大规模的勘探开发和强注强采，各大油田已近入高含水开发后期。油藏开发中存在一系列问题，怎么样提高采收率成了首要任务。文章主要从三个方面入手，介绍了高含水开发后期提高采收率的方法。(1)实施事故井的大修恢复，完善二三类注采井网；(2)建立高效的注水开发方式；(3)开展二氧化碳驱油技术，提高采收率。 [关键词]高含水；采收率；周期注水；二氧化碳驱 [中图分类号]TQ [文献标识码]A [文章编号]1007-1865(2012)15-0009-01 Tapping the Potential of Remaining Oil in High Water Cut Period of Study Gui Ajuan1, Wang Yanyan2, Yan Jianling2 (1. Xi'an University of Science and Technology College of Geology and Environment, Xi’an 710054； 2. Two factory of Zhongyuan Oil Field Production, Puyang 457532, China) Abstract: In recent years, due to the massive exploration development and strong injection and production, big oilfields have entered the high water cut development period. There are a series of problems in reservoir development, how to improve oil recovery has become an important task. The paper was main from three respects proceed with, introduced in later high water cut stage of enhanced oil recovery method. (1)Implementing accident well overhaul recovery, improve two or three kinds of injection-production pattern; (2)To establish a highly efficient water flooding; (3)Carry out carbon dioxide flooding, enhanced oil recovery. Keywords: high water；recovery；water injection cycle；carbon dioxide flooding 近年来，由于大规模的勘探开发和强注强采，各大油田已近入高含水开发后期。油藏进入高含水开发后期，层间动用状况差异较大，主力小层厚度大，物性好，渗透率相对较高，是主要的吸水层和产出层，而物性较差的层启动压力高，吸水量少甚至不吸水，导致Ⅰ类主力油层已严重水淹，而Ⅱ、Ⅲ类差油层又驱动不充分。油藏开发过程中由于综合含水高、剩余油分布零散、层内非均质性强，严重影响油藏的整体完善和措施挖潜。对潜力油层的重新认识与利用，不仅能有效提高油藏开发水平，同时也为高含水油藏寻找剩余油的分布提供了一条新的思路和方法[1]。 1 油藏开发中存在的问题 1.1 事故井多，局部井网不完善 油藏经过长期高压注水，频繁的井下作业，使油水井套管严重损坏。尤其是对开采时间长的油田，油水井套管寿命逐渐接近报废期。油田开发向高含水后期发展，套管损坏更为加剧[3]。由于大量的事故井损坏后未及时修复，造成水井无法正常注水，局部井网不完善，二三类储层失去控制，而无法水驱动用，油井高含水低能。 1.2 层间矛盾突出，二三类层驱动用不充分 油藏高含水开发过程中，由于主力小层厚度大，物性好，渗透率相对较高，表现为单层突进，对应油井表现为含水高、采出程度高，加剧了层间矛盾，其它小层吸水少或不吸水。由于层间吸水差异大，导致对应油井含水高，二三类油层动用相对较差。 2 治理思路 在油田开发高含水后期，由于在注水开发中、高渗透砂岩油田为主体，主力油层已大面积遭水淹，而二、三类油层动用相对较差。针对目前高含水开发后期，二三类层动用程度较低、剩余油分布连片性差的状况，通过事故井大修恢复，水井降低无效注水，建立高效注水开发方式，应用二氧化碳驱油技术等，充分启动差层，强化分类储层动用，从而达到改善油藏开发效果，达到提高采收率的目的。 3 主要做法 3.1 实施事故井的大修恢复，完善二三类注采井网 高含水油藏开发后期，由于井况的大量损坏，油藏井网遭到破坏，有注无采和有采无注现象严重，这就给油田的开发带来一系列的麻烦。通过油藏描述及剩余油分布研究，找出剩余油的主要集中层位，通过实施事故井大修等手段逐渐建立和完善一些潜力差层的注采井网。例[4]濮城油田事故水井濮3-389实施卡封分注，油管加强注水S2S2.3-2.6；对应油井濮2-57H实施补孔。措施后日产液26方，产油5 t。含水80 %.随后实施措施濮138-6及濮3-309补孔S2S2.3-2.6日增油4 t。 3.2 建立高效的注水开发方式 高含水油藏开发后期，主力采油层已严重水淹，而二三类差油层又驱动不充分，这就需要一套高效的注水开发方式。周期注水是周期地改变地层注入和地层液体的状态，可以提高驱替效率和采收率。国内某油田[5]X6-7区块由于进入高含水期开采后，在稳定注水条件下，注入水很难扩大波及体积，大部分水沿已经形成的水窜通道采出至地面，使注入水的利用率越来越低；而且伴随油田采出水量逐渐增加，开发工作量逐渐加大，措施效果逐年变差，井况也越来越差。因此要控制油井含水上升速度，减缓老井递减尤为重要。 该区块于2002年下半年开始开展了基础井网主力油层周期注水，采取整体异步周期注水方式，即PI2、PI3两油层交替周期注水，半周期定为6个月。从两周期执行下来的效果可以看出，产量递减和含水上升速度均得到了有效的控制，无效注水也得到控制，见表1。 表1 基础井网周期注水后受效油井情况统计 Tab.1 Basic well pattern of cyclic water injection after producing wells statistics 生产情况 阶段注水阶段 液/m3油/t 含水/% 产液强度少注水/m3少产水/m3多产油/t 周期前 PI 4424 303 93.2 7.645 0 0 PI3 4410 335 92.4 7.741 5.4×104 1.67×104 0.51×104第一周期 PI2 4252 302 92.9 7.335 10.5×104 4.05×104 0.29×104 PI3 4069 311 92.4 7.031 6.8×104 7.62×104 0.17×104第二周期 PI2 4035 304 92.5 7.012 6.8×104 3.28×104 0.05×104 (下转第16页) [收稿日期] 2012-09-20 [作者简介] 桂阿娟(1979-)，女，陕西咸阳人，在读硕士，主要研究方向为石油开发地质。
影响油气田采收率地主要因素及如何提高油气田采收率 姓名：韦景林 班级：021073 学号：20061000005 一.前言 油气田是指,在地质意义上,一定(连续>地产油面积内各油气藏地总称.该产油面积是受单一地或多种地地质因素控制地地质单位.而油气田地采收率则是指油气田最终地可采储量与原始地质储量地比值.通过地质勘探,发现有工业价值地油田以后,就可以着手准备开发油田地工作了.然而,任何一个油藏地开发,都要讲究其经济有效性,即要能够实现投入少,产出多,也就是说少花钱,多采油,最终采收率高.要达到这个目地,首先就要了解影响油气田采收率地主要因素,继而考虑如何提高油气田地采收率.那么,到底是哪些因素控制着油气
田地采收率呢？ 一. 影响油气田采收率地主要因素 影响采收率地因素很多,总体而言,一是内部因素,凡属于受油气藏固有地地质特性所影响地因素都是内因；二是外部因素,凡属于受人对油气藏所采取地开发策略和工艺措施所影响地因素都是外因.内因起主导作用,好油藏总比差油藏采收率高.在开发过程中人对油气藏采用地合适地部署和有效地工艺措施也会使油气藏固有地地质特性得到改造,从而使油气藏地采收率得到提高. 影响油气藏采收率地内在因素有： （1）油气藏地类型,如构造、断块、岩性和裂缝性油气藏等； （2）储层地孔隙结构,如润湿性、连通性、孔隙度、渗透率及饱和度大小等； （3）油藏天然能力,如油藏压力水平,有无气顶,边、底水天然能量地活跃程度； （4）油气本身地性质,如油、气地相对密度、原油地粘度、气油比、气田地天然气组分和凝析油含量等. 影响油气藏采收率地外在因素有： （1）开发方式地选择,如油田选择消耗方式还是注水或注气方式开采,凝析气藏选择消耗方式还是干气回注方式开采； （2）井网合理密度及层系合理划分； （3）钻采工艺技术水平和合适而有效地增产措施,如钻水平井、复杂结构井、酸化、压裂等； （4）为提高油田采收率所进行地三次采油技术,如注聚合物驱、化学驱、热驱等； （5）经济合理性,涉及到经济模式、油价、投资成本、操作成本、开采期限、产量经济极限等. 除了上述影响油气藏采收率地主要内外因素外,还有其他地因素影响着油气藏地采收率,这里就不一一介绍了.知道了影响油气田采收率地主要因素,在油气田地开发过程中,就要考虑如何提高油气田地采收率,以最少地经济投入,得到最大地采油率,实现利润与效率地最大化.因此,从内外因上综合考虑如何提高油气田采收率是目前地质学家门急需解决地一项重要课题. 二．如何提高油气田地采收率 一个油气田地开发总是以经济效益为前提,用最少地经济投入得到最大地采油量,即使采油率最大化.那如何从影响油气田采收率地内外因素来提高油气田地采收率呢？ 首先,通过外因方面来提高油气田采收率地方法主要是开发方式地选择和提高三次采油技术.当在某一个区域发现一个有工业价值地油气藏后,就要考虑如何去开发它,要以怎么样地开发方式来开采才能达到最大地采收率.作为对一个油田地开发来说,讲究其有效性地目标,就是尽可能地延长油田高产稳产期,使得油田最终能采出最多地原油,有一个高地最终采收率及好地经济效果,但是实现这个目标很不容易.然而,因为各个油田地地质情况不同,天然能量地大小不同,以及原油地性质不同,因而对不同油田应采取什么样地开发方式?又怎样合理布置生产井地位置?油田地年产量多少为好?这些都是油田投入开发之前
高含水后期油田“稳油控水”技术初探 目前，我国东部油气田的开发普遍进入了高含水、特高含水开发阶段，稳油控水作为一项关键技术，主要通过细分层系开发和聚驱等三次采油技术得以实现。本文结合油田生产实际情况，对两项技术进行了分析和阐述。 标签：稳油控水；分层开采；聚合物驱油 1 分层注采技术 “注好水、注够水”是搞好油气动态开发的关键环节。搞好注水与搞好分层注水，协调好注、堵、采的关系是实现“稳油控水”方针的关键。在高含水后期要全面控制含水上升速度，必须把分层注水、油井分层堵水，分层采油综合分析，协调研究注、堵、采的相互关系，使它的综合效应反映在实现稳油控水的各项指标上来。 1.1 特高含水油层测试技术 堵水首先需要解决的问题就是高含水层的准确判断。这几年，通过测试、模拟和综合分析水平的提升，对于高含水层位有了更充分的认识。 对于日产液在100方以下的机采井，采用常规泵与环空测试井口配套直接进行测试找水，对于日产量在100-250方左右的机采井应用长冲程抽油机与与大泵相结合的方式解决环空测试空间问题，基本上能够满足日常对机采井的环空测试需要。 1.2 机械堵水工艺技术 通过高含水层位测试，明确了高含水层位，利用分层系、桥塞隔离等方式对多层开采过程中已经高含水层位进行处理。在实践中，针对常规机械堵水无法调整层位的问题，研制了可调节堵水孔径的装置，保证随时可以对出水层位采液量的控制调整，使得机械堵水具有了更为灵活的特性，机械堵水工艺向经济、实用、多功能方向发展。对井下更层位通过开关随意调节的方法，大大增强了机采的灵活性，降低了成本，实现了一次下入找水、堵水全部解决，同时降低了作业次数，降低了劳动强度。 1.3 化学剂堵水技术 化学法堵水，说到底就是利用已经得知的高含水层位情况，通过对地层的配伍性认识后，利用化学封堵剂等材料，对高含水层位进行必要的堵水施工作业，这当中分为完全堵死封堵剂还有就是堵水疏油堵剂。完全堵死封堵剂就是利用堵剂对高含水层位进行完全性的封堵，后期不采取其他措施的话，这个层位将不再产生任何的地层液。而堵水疏油堵剂并不是完全封堵地层，而是利用了油水的不
第１２卷第６期２∞５年１２月 特种油气藏 ｓｐｅｃｉａｌｏｉｌ蛐ｄｅ如Ｒ￡ｓｅＮｏ豳 Ｖｏｌ１２Ｎ０．６ ｎ∞２００５ 文章编号：１００６—６５３５（２００５）０６一００３４～。３ 高含水油藏注氮气开采效果分析 张茂林１，梅海燕１，顾鸿军２，董汉平２ （１．西南石油学院，旧川南充６３７００ｌ；２中油新疆油田分公司，新疆克拉玛依８３４０００） 摘要：注气提高采牧率是高含水油藏、低渗油藏、水敏油藏敌善开采效果的有效技术。针对五： 西克下组油藏建立２个注氮气驱方案，对比预测了各方案的开采动态指标，井进行了经济效果 分析。数值模拟研究结果厦开采效果评价分析表明，该油藏采用气水交替的注气开采方式能 够改善油藏高含水后期开采效果。 关键词：高台水油藏；注氯气；开采效果分析；气水交替；注气参数；五：西克下组油藏 中图分类号：１Ｅ３５７．４文献标识码：Ａ 引言 五，西克下组油藏为砂砾岩层状油藏，油藏埋 深１７５０ｍ。汕藏白下而上共有ｓ。４～２、ｓ：～ｌ、文 ｓ７２、５７。、５６３ ６个小层，主要油层为ｓ７４砂层，ｓ７３为 次要储集层，储层非均质性严莆。油藏平均有放厚度为９．８ｍ，平均孔隙度为１３．２％，平均渗透率为０．０６０ｌ“ｍ２。该油藏没有气顶，边水不活跃，天然驱动属于弹性溶气驱。 油藏经历２０余年的浮水开发，目前含水率已达８６％，采出程度为２９％，已进入高含水开采阶段。开展注气提高采收率方案设计和模拟研究，其目的在于评价注气开采效果以及为该油藏寻找三次采油的新技术“～－。 ｌ油藏气驱方案没计 从五：西克下组汕藏的生产实际出发，设计２个注氮气扦发方案，动态预测从２００４年１月１Ｒ开始，至２０１８年１２月３１口结束。 １．１方案设计 方案Ｆ０：保持现有注采井网进行注水开发。 方案Ｆ１：进行气水交臀驱丌发，气水交替周期为３０ｄ，日注气量为】２×】０４ｍ３，注气３ａ（２００４—２００６年），然后继续注水开发。 方案融：进行气水交替驱开发，气水交替周期为３０ｄ，日注气量为１２×１０４矗，注气５ａ（２００４～２（】０８年），然后继续注水开发。 １．２模拟约束条件 （１）根据油井停喷流压，并考虑绝大部分油井的转抽，确定生产井最小井底漩压为７ＭＰａ。 （２）当采汕井产水率大于９８％或气油比大于５０００ｄ／ｏ时关井。 （３）｝ｌ：人井的最大井底流压确定为３０ＭＰａ。 ２注气方案模拟结果 方案Ｆ１和陀的开采指标预测计算结果见表１和图１、２。保持现有注采井网进行注水开发的预测方案Ｆｏ被视为对比基础方案，将气水交裨驱丌发力案与之对比，ｎＪ知气水交替开采能够取得一定的增汕效果。 ３经济效益评价 若原油价格为Ｉ０００元／ｔ，则方案Ｆ１增油产出１．２３２６４×ｌ０８元，豫增油产出１６１２７７ｘｌ秽元，其它指标见表２。 巾表２可以看ｍ，方案Ｆ２的增油效果好于方案ＦＩ，但经济效益比ＦＩ差。综合技术和经济效益评价，推荐气水交替注入方案为Ｆｌ。 收稿日期：掷一【】６２９．改回日期：２【ｒ５一∞筇 基金项目：本文系油气藏地质技开发Ｔ程国家重电宴验室开放丛盘资助项目（删『１编号．１１㈣】） 作者筒夼：张茂林（１９晒一），男，博士，副教授，【９８５年毕业于西南再油学院秉油』程专业．王要从事油气肼开发工程研究一 万方数据
高含水油藏注气驱提高采收率技术探讨 我国油藏资源十分丰富，社会发展对油藏资源的需求也在不断增加，这对油藏资源的开发就提出了更高的要求。而在油藏资源的开发中，一般都是通过注水开发，但到了中后期后，往往注水就不能够维持高效和稳产的效果。为了提高其油藏资源的采收率 标签：高含水油藏;注气驱;采收率;驱油效果 1.实验流体的性质 在本实验中，所用原油以及天然气均取自某一油井内，并按照开发的初期阶段此油藏区域内原始性PVT的数据和汽油比等资料，对原油实施配制。所得原油的饱和压力是18.22 MPa，其单次脱气的原油所溶解的气油比是135. 828 m3 /m3，其地层油的体积系数是1. 34，且地层油溶解气体的系数平均是7.493 m3 /（m3·MPa），体积的收缩率是26. 012%;活油的密度是0. 696 g/cm3、死油的密度是0.826 g/cm3。其中的活油主要是在地层的压力下所溶解存在气体的一种液态烃物质，而死油主要是油气藏的烃类流体通过单次脱气至大气条件状态所得的一种液态烃物质[1]。通过对原油物性实施分析，则原始的地层条件中是挥发油物质。 2.高压物性的实验 按照研究需要，分别针对富气以及CO2会对流体的相态产生影响的实验实施开展，对注入不同的摩尔分数富气以及CO2的气体会对流体的膨胀性能力、粘度和饱和压力等影响实施测试。在高压物性的测量系统中，主要包括气体体积的计量计、PVT斧和毛细管的黏度计等，还有一些真空泵和压力泵等设备的软件。 2.1分析对流体的相態影响 在实施不同比例的CO2以及富气注入时，能够得到液相相对的体积和压力存在的关系。对两图实施对比观察，不同注气的比例下两图曲线变化的趋势大致一样，则在相应注气的比例下随压力发生降低，在初始阶段的相对体积呈现出较为平缓的曲线，而在压力下降至某一个点后，其曲线就会发生快速地上升，此点对应压力就是泡点的压力。若处在泡点的压力下，其流体会出现相变，自纯液相朝气液两相实施转变，因此在压力比泡点的压力低后，其压力会继续下降，相对体积的增大速率也会变大。另外，在注气的比例逐渐增大时，转折点曲线更为平滑，还向右发生偏移，这说明注气量的不断增加使泡点的压力发生增大。提升泡点压力，不仅能够对原油内气体溶解的能力实施增强，且还会让注入气增强原油抽提、萃取，促进混相驱实现采收率的提高[2]。 2.2分析对原油的物性影响
新疆地质XINJIANG GEOLOGY 2019年9月Sep.2019 第37卷第3期 V ol.37No.3 高含水油藏后期剩余油分布研究 ——评《油气田开发地质》 李龙龙1，夏晓冬2，高滔2，张锴卓1 (1.中国石油长庆油田分公司第六采油厂；2.中国石油长庆油田分公司第七采油厂) 石油天然气作为优质 能源、化工原料及战略物资， 广泛应用于各个领域，其储 量及自主产能始终在我国国 民经济中占据不可替代的位 置。国内不少油田多进入后 期生产开发，复杂地质条件 的油气藏相继增多，高含水 油田的出现也更频繁，这愈 加需要完善的油气田开发理论及更先进的科学技术，针对高含水油藏后期剩余油分布规律的研究尤为重要。《油气田开发地质》一书正是基于此，介绍了油藏中不同流体的物理化学性质，重点阐述了油气成因、运移及储层性质，分析了不同油气藏的成藏类型及分布规律，论述了油气储量分类标准及高含水油藏后期剩余油分布评估方法。本书理论性完整、新颖，实用性较好，且适用性较广泛，具重要参考价值。 储藏中的流体主要指石油、天然气及油田水。石油通常以烃类化合物为主，含少许非烃类元素，其中烃类已发现化合物种类多达400多种，非烃类则主要以硫、氮及氧为主，石油呈现的颜色主要与其赋含胶质及沥青质相关；天然气则以烃类气体为主，主要为甲烷，其赋存形式多样，或单独存在，或与石油相伴而生，根据产状类型可将其归纳为气藏气、气顶气、凝析气、煤层气、溶解气及气体水合物等，不同气田天然气化学性质及物理特性也存在较大差异；油田水通常与石油或天然气同时存在，以不同蕴藏状态赋存于沉积物孔隙中，其长期与油气的共存，互相影响，使得其成分复杂且性质多变。 目前对石油天然气的成因说法不一，主要存在无机成因及有机成因两种理论，但由于有机成因假说可用来指导实际的勘探开发工作，因此被广泛认可。该种假说认为石油是沉积层中有机质经过长期的各种地质作用聚集演化而来。同时，有机质丰度、类型、成熟度达到一定条件才能转化为石油和天然气，这也是地球化学领域用来做烃源岩比较常用的指标。储集层是油气资源赋存形成的必须条件，其本身的地质特性通常决定了油气藏分布、大小及产能。储集层中的圈闭是油气藏形成的必要条件，对油气藏的聚集形成具决定性作用。除储集层及遮挡物，盖层便是圈闭的组成部分。盖层的存在也决定了油气藏是否有开采利用价值，其一般位于油气储集层上方，有利于油气聚集及封存。 油气藏的形成都是生油层中油气运移进入储集层，进而在盖层保护下聚集形成最终的油气藏。油气运移过程复杂多变，一个油气藏的形成大致被分为初次和二次运移两个理论阶段。生油层中的油气运移进入储集层被认为是油气的初次运移，随后在进入运载岩后的运移统称为二次运移。油气聚集带通常控制着油气田分布，但其概念较模糊，常与油气田混淆，油田聚集带主要被归结为背斜型、断裂型、单斜型及生物礁型。沉积盆地通常为油气聚集提供了一定的先决地质条件，因此也被认为是一个基本的地质单元。地壳中的油气资源分布极广泛，但均衡性较差，具一定的维度分布特征，同时在地质时间上分布也较集中，综合来看油气资源的分布具一定规律。油气田后期开发阶段，伴随着注水增产工艺的应用，使油藏剩余油分布规律变得复杂，其通常与含水量及分布密切相关，其中人工注水也是导致高含水油田产生的主要原因。在开发新油田的同时，积极全面地认识开采老油田的剩余油是当前研究高含水油田的主要工作。高含水油田的分布影响因素较多，目前其主要有8种类型。 综上内容均在《油气田开发地质》一书得以详细论述，明确油气开发过程中高含水油田成因、分布规律、地质特征及地质参数等始终是油田合理高效开发的主要研究内容之一。我国在今后的高含水剩余油分布研究中应结合宏观及微观角度，重点集中在高含水油田中剩余油饱和度的研究，探究剩余油形成及分布的微观机理，加以实验验证的方式全面综合解释高含水油田中剩余油的分布规律。结合多方面的技术手段，形成一套系统的评估方式，进而定性定量地描述和评价剩余油的分布规律，计算石油储 量并进行油藏的综合评价。