油田含水变化规律 在油藏注水开发过程中，随着注水工作的不断深入，油井逐渐见水，且含水率将不断升高，含水上升必然影响油田的产量和有关的开发技术政策，给油田开发带来一系列这样或那样的问题，因此研究含水上升规律，根据含水上升规律和特点，控制或延缓含水上升速度，对于保持油田稳产、降低开采成本非常重要。 (一)理论变化分析 1、理论特征3-7-1 含水率的变化受多种因素影响，如岩石的润湿性、储层的非均质性、原油性质、油藏类型、注采井网和注采条件等等，因而实际油藏含水率的变化非常复杂，只能进行宏观分析。 ⑴油藏类型影响：不同的油藏类型，含水上升规律不同。底水或边水活跃的油藏，在稳定开采、保持合理采油速度的情况下，无水采油期长、含水上升慢，但油井一旦见水，含水上升就比较快；人工切割注水开发的油藏，因受注采井距大小、油藏非均质性、注水和采油强度等多种因素影响，往往无水采油期短、早期含水上升速度要明显大于底水或边水活跃的油藏。 ⑵原油性质不同，含水上升规律不同：多数层状砂岩油藏，因原油性质的差异，油水粘度比不同，含水上升规律表现出不同的特点，一般来说都符合以上所描述的三种模式或者介于它们之间。 ⑶含水率与含水上升率的关系：含水率变化规律也就是随着地层中含水饱和度的增加，油井产水率的变化情况。含水上升率则指每采出1%的地质储量含水率变化的幅度。判断一个油藏在某一含水阶段开发效果的好坏，通过评价含水上升率指标是油藏开发中常用的方法之一。通常的做法是应用相对渗透率曲线求得
油藏的含水上升率理论曲线，然后与油藏的实际含水上升率比较，如果实际的含水上升率小于理论含水上升率，则认为油藏开发效果好，反之则认为开发效果不理想。理论含水上升率计算方法如下： 根据油田测得的相渗曲线，应用分流量方程计算含水率。 实际工作中为了便于应用，将油水相对渗透率的比值表示为含水饱和度的函数。 Sw b e a Kw Ko ?-?= 从而含水率可进一步表示为：bSw e a o w fw -??+= μμ11 用含水率对含水饱和度微分得：2 )1(Sw b Sw b e a o w e b a o w Sw fw ?-?-??+???=??μμμμ 含水率对含水饱和度微分结果表示的实际意义：当含水饱和度增加1%时，含水率变化的幅度，也就是说采出程度增加1%时含水率变化的幅度，即含水上升率。应用能代表油藏的相渗曲线，根据含水上升率的理论表达式，就可以计算 o w Kw Ko o Ko w Kw w Kw Qo Qw Qw fw μμμμμ?+= +=+= 11 ///
油田高含水期稳油控水采油工程技术分析 随着时间的发展，我国有一部分油田已经开始出现特高含水期下引发的一系列采储失衡、设备老化等问题，影响着石油开采的质量与产量。这些问题也迫使我们在极力的解决。本次就油田在高含水期稳油控水技术方面进行研究。尤其是针对现有的传统大型油田技术方面的探讨，使其在维持水期油田质量和产量方面做出改善，降低能源的损耗，节约成本。 标签：含水期；控水；采油工程；技术研究 1 采油工程必不可少 油田的开发一般由采油工程、地面工程还有油藏工程几个部分组成。其中采油工程是最重要的一环，也是最终油田采到油的终极目标。因此，采油工程在油田的开发利用中至关重要的。采油工程技术着眼于油田开采的整体，目的是为了增加地质的储量和采油的储量。她将保护、开发、改造油层进行三位一体的统筹发展。采油工程主要有三个方面的发展要求：第一，是对老油田区进行注水，通过增注的办法使得油田的分层达到更精细，油田产量得到发展。第二，完善油田的工艺并提高和适时调整采油措施，将开发技术与采油能力有机的结合起来三次采油与三次控油相结合，在采油的过程中治理，使得产量持续增长。第三，针对的是开发难度大的油田而采取的技术方面的攻克。根据油田的储存地质环境，选择与之相适应的开发技术，采用大规模的压裂、水平井等先进的主流技术进行攻克。这个技术的发展将有助于控制成本，降低能耗，实现油田的可持续性开采。 2 高含水期中油田开发存在的问题 2.1 油田各层的品质差别较大，开采难度增加 油田是地底下天然存在的碳化氢在地表以下呈现的是液体，然而另一方面在地表以下以气体来呈现的是天然气。由于地质环境的不同各个油田层之间的差别也较大，这就给开采造成一定的压力。开采的难度大，导致单位时间内开采率增加，同时也影响对油田开采的战略储备。 2.2 水油比上升，控水难度增大 当水油比的比例发生不协调关系或者油井中含水层过大，没办法实施一些策略进行堵剂，使得吸水的剖面增大，则会导致油的质量下滑，影响油的产能。当面临油水比重失调的情况下，应采取合理的注采关系及机械等方式进行弥补，防止一系列问题的发生。 2.3 设备老化和产能下降导致其能耗上升，产油成本增加 能耗的增加带来一些资源的浪费，迫使采油成本上升。我国的众多油田都存
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/968837986.html, 国内外高含水、特高含水油田采油工程技术研究 作者：钱爱萍 来源：《中国化工贸易·上旬刊》2016年第10期 摘要：随着油田开采时间的增长，国内陆上油田总体上都已进入高含水、高采出阶段， 油藏生产动态复杂，稳产期短，油井见水快，产量递减快，油田开发指标预测难度大，预测结果存在较高的不确定性；但对于老油田而言，地下仍含有大量的剩余油，如何准确地描述剩余油的分布和提高油气采收率是当今油田勘探和开发的主要目标。要实现这些目标，就需要科学地进行精细油藏述、油藏数值模拟、开发方案调整、精细地质模型的建立和剩余油的分布，不仅是油藏描述的主要内容，也是有效地开发油气藏的基础，在整个油气藏的勘探和开发过程中都具有十分重要的意义。 关键词：高含水；剩余油；采收率 已开发的油田进入高含水后期开发后，随着开采程度加深，地下油水关系、剩余油分布越来越复杂，非均质性更严重，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。目前我国东部许多主力油田已成为高含水油田，经过一次、二次采油后，仅能采出地下总储量的30%左右，“三高二低”的开发矛盾突出，即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，仍有约较多的剩余石油残留在地下，这些残留在地下的剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。据估计，如果世界上所有油田的采收率提高1%，就相当于增加全世界2～3年的石油消费量。因而通过技术手段提高高含水油田的采收率具有重要意义。 1 国内外情况 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。 2 采油工程技术研究 2.1 不稳定注水技术
如何有效控制油井含水上升 如何有效控制油井含水上升 摘要：油井生产过程中，含水急剧上升会对生产造成很大的影响。特别是随着油田勘探开发的不断深入，平面矛盾和层间矛盾日益突出，产量递减加大。当油井含水上升到98%时，这就意味着油井失去了开采价值。本文提出了以控制含水上升，减缓油井水淹的速度，来促进单元持续稳定开发。 关键词：综合含水平面矛盾层间矛盾渗透率生产参数 常规稠油 一、区块基本概况 1.区块地质概况 滨8-3块位于平方王油田穹隆背斜构造中部,为低渗透常压具有气顶的穹隆背斜构造多层薄层状砂岩油气藏。有统一的油气界面 (-1510m)和油水界面(-1560m)。 1.1油层分布情况 滨8-3块沙四中储层比较发育。储层厚度60.6-85.6m，平均单井15.6层68.9m。平面上，中心部位较厚，滨4-5-52井区达85.6m 以上，在滨4-5-2井处仅为59.6m。第1砂层组为较大的原生气顶，主力油层在2、3砂层组，全区分布。4砂层组只在中部局部分布。 1.2 储层物性 滨8-3块物性较差，渗透率低，非均质严重。2砂层组渗透率为0.074μm2，3砂层组渗透率为0.089μm2 。总的是在剥蚀区的中部部位渗透率较高（滨4-3-7井渗透率为0.081μm2），四周较低，最低渗透率为0.019μm2（滨4-5-7井）。 2.开采现状 截止到2012年底，该块共投产油井45口，开井29口，日产液642，日产油56吨，综合含水91.3%采油速度0.46％。投产水井25口，开井11口，日注水量641方/天，月注采比0.98。总体处于低产能，低采油速度，高采出程度，高含水开发阶段。
石油地质与工程 2019年7月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第33卷第4期文章编号：1673–8217（2019）04–0065–04 特高含水油田高耗水层带识别方法研究 ——以双河油田为例 李远光1，方越1，石璐1，朱浩1，韩吉璞2 （1．中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州450048； 2．中国石化河南油田分公司采油一厂，河南南阳474780） 摘要：受储层非均质性及长期注水开发的影响，特高含水油田高耗水层带发育，注水低效无效循环，不利于提高采收率且大大增加运行成本。为了准确识别出高耗水层带分布状况，采用数值模拟技术，定量表征油藏不同位置的驱替倍数，先根据驱替倍数与采出程度、驱替倍数与含油饱和度的关系对驱替倍数进行分级评价，将驱替倍数大于50倍的区域界定为高耗水区，再根据数值模拟评判结果形成高耗水层带识别方法。该方法在双河油田实际应用中取得了较好的效果，为高耗水层带治理对策的制定提供了依据。 关键词：双河油田；高耗水层带；驱替倍数；识别方法 中图分类号：TE341 文献标识码：A Identification method of high-water consumption zone in super high water cut oilfield -- by taking Shuanghe oilfield as an example LI Yuanguang1, FANG Yue1, SHI Lu1, ZHU Hao1, HAN Jipu2 (1. Exploration & Development Research Institute of Henan Oilfield Company, SINOPEC, Zhengzhou, Henan 450048, China; 2. No.1 Oil Production Plant of Henan Oilfield Company, SINOPEC, Nanyang, Henan 474780, China) Abstract: Due to the influence of reservoir heterogeneity and long-term water injection development, the high-water-consumption zone in the ultra-high water-cut oilfield develops, while the low-efficiency and ineffective circulation of water injection is not conducive to improving recovery and greatly increasing operating cost. In order to accurately identify the distribution of high-water consumption zones, numerical simulation techniques were used to quantitatively characterize the displacement multiples of different reservoir locations. According to the relationship between displacement multiple and recovery degree, displacement multiple and oil saturation, the displacement multiple is graded and evaluated, and the area with displacement multiple greater than 50 times is defined as high water consumption zone. Then, the identification method of high-water consumption zone is formed based on the evaluation results of numerical simulation. This method has achieved good results in the practical application of Shuanghe oilfield, which provides a basis for the formulation of control countermeasures in high water consumption zones. Key words: Shuanghe oilfield; high water consumption zone; displacement multiple; identification method 油田开发进入特高含水后期，受储层非均质性 影响，注入水在平面和纵向上沿着高渗透段发生突进，形成注水低效无效循环的高耗水层带。在高耗水层带发育的区域，注入水并没有起到驱油的效果，而是直接从采油端采出，大大增加了运行成本。矿场统计结果表明，随着含水上升，运行成本逐渐增加，当含水大于95%时，水油比呈直线上升，运行收稿日期：2019–04–12 作者简介：李远光，工程师，1984年生，2007年毕业于西南石油大学石油工程专业，现从事油田开发生产研究工作。基金项目：中国石化科研项目“特高含水油田水驱提高采收率技术”子课题“聚驱后油藏水驱提高采收率技术”（P16080）。
一般从两方面入手： 1、含水上升主要是由于注入水引起的含水上升 分析日注水量（注水强度）与含水的关系，注水强度大的下调注水，注水强度低的上调注水（特别是有孔隙水的高水饱油藏来说，这点尢为重要） 如果是因裂缝引起的含水上升，一方面化堵调剖面、封堵高含水层，动用其它层，一方面停注，另外就直接转注 如果是尖峰吸水引起注入水突进的，采用下调注水、剖面改造等方法 2、含水上升主要是由于油井引起的 分析采液强度与含水的关系，确定合理的采液强度（对于底水油藏、油水粘度比大的油藏来说，非常重要） 分析流压（动液面）与含水、产量的关系，适当提高流压 如果剩余油低（一般油井含水缓慢自然上升，采出程度高）的井，提高采液量 对于油井含水上升，我认为主要从下面几点入手 1.首先分析含水上升原因，通过化验鉴定水的矿化度，从而判断水的来源。 2.若水是来自生产层位，说明是水淹或根据地质图件判断出水具体层位，若是来自地表水，说明是窜层或上部有漏点，则可以通过找漏等措施，判断漏点以后，执行堵漏。 3.生产层位出水一般根据隔层厚度的大小，采取的措施有卡堵、填砂、注灰、打桥塞等措施实现分层开采的目的。 4.水淹层则可以采取调整对应水井的注水量，调驱等措施达到控制含水上升的目的。
1、油井含水急剧上升的危害 当油井的含水达到98%时，意味着油井失去了开采价值，可见含水对油井生产的重要性，油井含水急剧上升对油井的生产造成很大的影响，首先是减缓了单井的采油速度，由于含水的急剧上升，造成日产油量急剧下降，从而减缓了单井的采油速度；其次是由于含水急剧上升，造成油层内大量原油开采不出来，从而降低了区块的采收率；再次，由于局部油井含水的急剧上升，造成注入水沿水线突进，一方面造成局部油层水淹，另一方面造成平面矛盾加剧，使其他区域油层注水见效慢或没有注水效果。 2、油井含水急剧上升的原因 油井含水急剧上升是多方面原因造成的，分析研究以下几种情况。 2.1油井措施后含水急剧上升。 油井酸化措施后，含水急剧上升，而且一直居高不下，分析原因，一方面是酸化措施时，喷挤酸化液压力过大，造成油层裂缝增多，从而水线推进通道增多；另一方面酸液的浓度较高，酸液与疏通了高渗层或底水。所以这也是底水油藏措施中应特别注意的问题。对于有高渗层的应该采取暂堵后进行措施，对于底水油藏应该控制措施强度，即酸化时控制喷挤酸化压力及酸液浓度。 2.2底水发育区域油井在热洗、修井等措施之后含水大幅上升。 在地水发育区域油井在热洗、修井等措施的时候，工作液中的滤液进入地层中，形成水相堵塞。就水湿性地层而言，油相/气相要想进入井筒，就必须克服油—水或气—水界面上的毛管压力。若地层能量太低，无法克服这个压力，造成井筒内只有水而无油气，也就是形成了所谓的水锁损害。一般来说，在低渗地层中，尤其是低渗气藏，水锁比较严重。 2.3注入水沿高渗透带突进。 2.3.1高渗透油层含水急剧上升。 在高渗透油层中，如果油水井层位对应较好，油井易受到注入水注水效果，当注入水量大大超过采出液即注采比较高时，容易加快油层水淹，待油层大面积水淹后，水驱油效率大大降低，变成了以水洗油的情况，含水居高不下。 2.3.2中低渗透油层含水急剧上升。 在中低渗透油层中，含水急剧上升大多数的原因是层间矛盾加剧，单层突进造成的。在中低渗透层，由于层与层之间渗透率不一样，注入水沿渗透率较高的油层突进，容易造成含水急剧上升。 还有一个原因就是平面矛盾造成的，同一层内地渗透层有高渗透带，注入水容易沿高渗透带突进，从而造成含水急剧上升。 2.4套破井含水急剧上升 由于油井套管破，地层水沿套破位置进入油套环形空间，在进入井筒内，动液面直接返制井口，含水急剧上升。 3、油井含水急剧上升的提前预防 3.1、预防油井酸化时造成含水急剧上升。 可以在酸化的时候控制好酸化的压力及酸液的浓度。 3.2、预防油井热洗、修井等措施后含水急剧上升。 热洗或修井前首先要了解该井的地层压力及地层高压物性等参数、油层的润湿性，防止水锁造成含水急剧上升的情况发生。 3.3.1、预防注入水沿高渗透带突进造成含水急剧上升。 这个问题很复杂，首先要搞清楚水从哪里来的？哪个方向是注水受效的优势方向，在保证合理注采比的条件下调整注采强度，应该可以收到一些效果，不过含水上升规律与流度比等油藏流体性质密切相关，应该先判断是否符合本油藏含水上升规律，如果偏差不大，那进行局
油田开发中与含水有关的指标 1、综合含水率 1）定义：是指月产水量与月产液量的比值，是反映油田原油含水高低（出水或水淹程度）的重要标志，符号为fw，用百分数表示。 2）计算公式： 综合含水率（fw）=月产水量/月产液量×100% 2、含水上升速度 1）定义：油田见了水后，含水量将随采出程度的增加而上升，其上升的快慢是衡量油田注水效果好坏的重要标志。可以按月、季或年计算含水上升速度，也可以计算某一时期的含水上升速度。含水上升速度是指单位时间内含水上升的数值，与采油速度无关。 2）计算公式： 年含水上升速度=（本年末综合含水率fw1-上年末综合含水率fw2） 月含水上升速度=（本年末综合含水率fw1-上年末综合含水率fw2）/12 =年含水上升速度/12 3、含水上升率 1）定义：指每采出1%地质储量含水上升的百分数。（现场一般不用百分数表示） 2）计算公式： 含水上升率=（fw1- fw2）?/（R1- R2） 式中：fw1——报告末期（本年末）的综合含水，%； fw2?——报告初期（上年末）的综合含水，%； R1——报告末期（本年末）的采出程度，%； R2——报告初期（上年末）的采出程度，%。 或 含水上升率=（fw1- fw2）/采油速度 采用堵水方法有 1、复合堵水技术 ①作用机理 注入常规活化稠油堵剂后，采用少量的高强度聚合物堵剂封住乳化稠油堵剂的后缘，使相对强度较低的活化稠油，在油井生产时延长反吐时间，提高了堵水有效期。 ②选井条件： A: 活化稠油堵水效果越来越差的油井； B: 含水较高，一般大于85％； C: 具有一定的油层厚度和层数，一般油层厚度大于5m，层数大于3以上； D：油井出砂不严重，泵的工作状态良好。 2、高强度化学堵水技术 ①技术机理： 高强度化学堵水技术是常规凝胶型堵剂的发展，它通过交联方式的改变及有机、无机添加剂的加入，使凝胶体的强度、弹性进一步提高，从而增加了堵剂的封堵效率，延长堵水有效期。所用原料为聚丙烯酰胺、交联剂、油溶性树脂及惰性颗粒等组成，其中聚丙烯酰胺做为堵水剂主要基料
o 一、水驱油田含水采油期划分与含水上升规律 ●1.水驱油田含水采油期划分 (1)无水采油期：含水率小于2%； (2)低含水采油期：含水率2%~20%； (3)中含水采油期：含水率20%~60%； (4)高含水采油期：含水率6%~90%； (5)特高含水采油期：含水率大于90%。 ●2.含水上升规律 生产实践表明，一个天然水驱或人工水驱的油藏，当 它全面开发并进入稳定生产以后，其含水达到一定程度并 逐步上升时，将有关的两个动态参数在单对数坐标纸上作 图，可得到明显的直线关系，称该曲线为水驱特征曲线。 6-2 油田含水规律的研究和预测 油田含水规律的研究和预测
o 一、水驱油田含水采油期划分与含水上升规律 这条直线一般从中含水期 开始（含水率20%左右）出现， 而到高含水期仍保持不变。在 油田的注采井网、注采强度保 持不变时，直线性质始终保持 不弯，当注采方式变化后，则 出现拐点，但直线关系仍然成立。 人们就可以运用这一定量规律来描述和预测各油田在 生产过程中的含水变化，产油水情况，最终采收率及可采 储量等。 6-2 油田含水规律的研究和预测 油田含水规律的研究和预测 水驱曲线
o 二、水驱特征曲线的类型及基本关系式 ●1.甲型水驱曲线 水驱油藏含水达到一定程度后(一般在中、高含水期)， 累积产油量与累积产水量的关系曲线在半对数坐标上是一条 直线，其基本关系式为： ★常数a的物理意义； ★水驱曲线形态与开发效果。 ●2.乙型水驱曲线 甲型水驱曲线表达式中各项分别对时间求导后，得到水 油比与累积产水量的关系为： 6-2 油田含水规律的研究和预测 油田含水规律的研究和预测 a N b W p p / lg lg + = a W Q Q WOR P w 3 . 2 0 = = ) 1 3 . 2 w w P f f a W - = （ 或：
七、油田含水变化规律 在油藏注水开发过程中，随着注水工作的不断深入，油井逐渐见水，且含水率将不断升高，含水上升必然影响油田的产量和有关的开发技术政策，给油田开发带来一系列这样或那样的问题，因此研究含水上升规律，根据含水上升规律和特点，控制或延缓含水上升速度，对于保持油田稳产、降低开采成本非常重要。 (一)理论变化分析 1、理论特征3-7-1 含水率的变化受多种因素影响，如岩石的润湿性、储层的非均质性、原油性质、油藏类型、注采井网和注采条件等等，因而实际油藏含水率的变化非常复杂，只能进行宏观分析。 ⑴油藏类型影响：不同的油藏类型，含水上升规律不同。底水或边水活跃的油藏，在稳定开采、保持合理采油速度的情况下，无水采油期长、含水上升慢，但油井一旦见水，含水上升就比较快；人工切割注水开发的油藏，因受注采井距大小、油藏非均质性、注水和采油强度等多种因素影响，往往无水采油期短、早期含水上升速度要明显大于底水或边水活跃的油藏。 ⑵原油性质不同，含水上升规律不同：多数层状砂岩油藏，因原油性质的差异，油水粘度比不同，含水上升规律表现出不同的特点，一般来说都符合以上所描述的三种模式或者介于它们之间。 ⑶含水率和含水上升率的关系：含水率变化规律也就是随着地层中含水饱和度的增加，油井产水率的变化情况。含水上升率则指每采出1%的地质储量含水率变化的幅度。判断一个油藏在某一含水阶段开发效果的好坏，通过评价含水上升率指标是油藏开发中常用的方法之一。通常的做法是使用相对渗透率曲线求得油藏的含水上升率理论曲线，然后和油藏的实际含水上升率比较，如果实际的含水上升率小于理论含水上升率，则认为油藏开发效果好，反之则认为开发效果不理想。理论含水上升率计算方法如下： 根据油田测得的相渗曲线，使用分流量方程计算含水率。 实际工作中为了便于使用，将油水相对渗透率 o w Kw Ko o Ko w Kw w Kw Qo Qw Qw fw μμμμμ?+= +=+= 11 ///
河南科技2012.2 下 48 工业技术 INDUSTRY TECHNOLOGY 川口油田经过一段时间的开采后，陆续出现了不同的问题，如，地层压力递减、注水后产生油井高含水、水淹、停产等问题，导致油田产量下降，影响了油田的经济效益。 一、油田生产过程中存在的突出问题 1.采油井水淹后，给注水油田带来了新的问题。比如，加大注水量会加快水淹进程，而减少注水量则会导致油井产液、产油、产水，以及地层压力同时下降。 2.加密调整井缩短了注水井到油井的距离，截断了注水井给原受益井的部分能量，加快了采油速度，缩短了油田稳产期。 3.油、水第一性质原始资料不全不准，影响了对油藏地下动态的分析、认识与判断。加密井无单井计量、取样、分析方面的资料，地层压力、原始饱和压力与邻区同层系饱和压力相差太大，前人对储层裂缝研究成果与区域地应力方向不一致，使原有反九点井网的排列方位与裂缝方位基本一致，缩短了水驱油距离，增加了来水方向判断工作的难度。 4.部分死油区影响采收率；部分注采层位不对应，影响了注水开发效果；大砂量、长裂缝还会造成高渗条带的出现，加快了水线推进速度。 5.生产层位单一，油井射孔井段较短。 6.水线推进不均，中、低含水面积所占比例较大。二、油田生产问题的解决措施 1.调整注采井网。选择注采井网是注水开发的重要工作。要依据油藏地质特征，合理选择注采井网，并通过多种方案对比，优先选择投资少、稳产年限长、采收率高的井网。而现有井网基本为不规则反九点井网，而后又在原井网内钻加密调整井，油井水淹严重，死油区大、注水不见效的油井较多，而且井距较小、调整难度大。为此，在示范区对注采井网进行调整，宜采用反九点菱形井网进行试验。反九点菱形井网的排列方向一般与裂缝方向形成20° ~ 25°夹角，菱形对角线方向与裂缝方向一致，长对角线方向与主裂缝方位一致，短对角线方向与主裂缝相垂直的短裂缝方向一致，对角线方位井点成为角井，相邻井为边井。反九点菱形井网如图1所示。 2.完善注采层系。注水井不断补充能量，油井逐渐受益的 陕西省延长油田股份有限公司 川口采油厂 呼园平 前提必须是油井生产与注水井注水层处在同一油砂体内，油水井相互连通，只有注水层没有生产层，形成只注不采；反之，则形成只采不注，这些都不利于优化油层的开采。为落实注采对应关系，可编制注采井组栅状连通图，供决策者使用，并根据实际情况采取相对应的措施。 无论是注水井还是采油井，都应在小层对比、油藏精细描述基础上，将主力生产层系打开，实施分层注水，分层采油。动用纵向未动用油层潜力，涉及面广。宜在示范区由一个注采井组先行试验，取得成果后，再逐步推开。完善油层组内部对应油层注采关系，潜力大，油层多，工作要求严，必须逐层对比，在油砂体内做文章。 3.解决当前注水矛盾。 （1）要有充足水源作后盾。既要充分利用现有水源，也要不断扩大寻找新的水源。油田污水应在处理后进行回注，钻水源井。 （2）实施动态配水，合理配注。按照注采井组实际产液量实施动态配水。在目前地层压力低的情况下，注采比按1.5 ~ 2实施配水；对于井组已出现暴性水淹井、油水井间距离小于150 m 的井组应暂时按注采比1 ~ 1.2配水；对于井组累计注采比达0.8以上的，严格按注采1 ~ 1.5配水。 （3）降低地层损耗，提高存水率。注进储层的水不能随意放出来，对于已有1 ~ 2口油井水淹的注采井组中，可以采取有效的治水措施，但不能停注，因为周围其他油井尚需注水补充地层能量。对此，可以把水淹井关井，也可以将水淹层采取机械方法卡死，以改变水驱油方向，扩大水驱油扫油面积，提高水驱波及体积。 （4）探索单井出油周期，减少伴生气无功损耗。首先可通过听出油声音、摸光杆温度、看出口产油情况、量储罐空高等现场观测法，详细了解一天中有几个小时出油、空抽多少时间，以减少在空抽过程中伴生气的无功损耗。然后，再制定每口油井间抽制度，做到少用电、少磨损管杆，以延长检泵周期和管杆使用寿命。 4. 控制含水上升速度，治理水淹井。在油田开发过程中，随着地层压力下降，油井含水逐渐升高。油井出水是自然规律。无论是注水开发或是非注水开发或是靠天然能量开发，见水井数和油田产水量都会不断增加，油井含水率也会不断上升。因此，控制含水上升是油田稳产的主要手段，解决水淹井问题是当务之急。 （1）寻找水淹原因。对于油井水淹问题，要针对每口水淹井的情况，借助多种手段，综合分析，找出主要问题。例 如，油井注413–2井在2007年8月23日投产，投产时含水100%，成为暴性水淹井，射孔井段646 ~ 650 m ，射孔厚度仅4 m ， 低渗透油田油井高含水处理措施 图1 反九点菱形井网
我国公布的国家“十一五”国民经济发展规划中将“单位国内生产总值能源消耗降低20％左右”作为一项重要任务指标，这一目标要求今后5 年内我国必须依靠科技进步，在能源开发、转化、利用等各环节提高效率、节约资源。我国一方面石油资源短缺，而石油需求量逐年大幅增加，另一方面石油采收率不高，开发过程中浪费严重。我国陆上油田采用常规的注水方式开发，平均采收率只有33％左右，大约有2/3 的储量仍留在地下，而对那些低渗透油田、断块油田、稠油油田等来说采收率还要更低些，因而提高原油采收率是一项不容忽视的工作，也是我国从源头节约石油资源的最有效途径之一。由此产生的对石油高效开采技术的需求也将更为强烈。分析国内外石油开采技术的发展态势，将有助于我国发挥优势，弥补不足。 1 高含水油田开发特色技术30％左右，“三高二低”的开发矛盾突出，即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，仍有约较多的剩余石油残留在地下，这些残留在地下的剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。据估计，如果世界上所有油田的采收率提高1％，就相当于增加全世界2～3年的石油消费量。因而通过技术手段提高高含水油田的采收率具有重要意义。国内外情况 已开发的油田进入高含水后期开发后，随着开采程度加深，地下油水关系、剩余油分布越来越复杂，非均质性更严重，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。目前我国东部许多主力油田已成为高含水油田，经过一次、二次采油后，仅能采出地下总储量的 1.1 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。 进入“八五”以来，我国在搞清地下油水分布的基础上，逐步发展了一套完善注采系统、细分注水、调整注采结构和产液结构、对应调堵的控水稳油配套技术。我国大庆油田、华北油田、新疆油田等主力油田实施的“稳油控水”综合治理开发配套技术居世界领先水平。 1.2 1.2.1 不稳定注水技术 不稳定注水即通过不断改变注水量、注水方向及采出量、造成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。
由相渗曲线推导含水与含水上升率关系公式 1．根据油水两相渗流的达西定律，在不考虑毛管力和重力的情况下，含水率的公式为 rw ro o w w k k f ?+ = μμ11 （1） 得到： w o w w rw ro f f k k μμ?-=1 （2） 根据： w bs rw ro ae k k -= （3） 那么： w o w w bs rw ro f f ae k k w μμ? -==-1 从而： ??? ? ??-?- =w w w o w f f a b s 1ln 1μ （4） 求导得： () w w w w f f b df ds -=11 1 （5） 所以： ()w w w w f bf ds df -=1 （6） 2．由 ()() wc o w oi s B s B R ---=111 （7） 求导： o wc o oi w s B B ds dR -=11 （8） 所以： ()wc oi o w s B B dR ds -=1 （9） 3．由式（6）和式（9） ()()oi wc o w w w w w w B s B f bf dR ds ds df dR df -?-=?=11 所以，得出含水上升率与含水率的关系为 ()()w w oi wc o w f f B s B b dR df --=11 （10） 注水开发油田B oi ≈B o 则式（10）可化简为： ()()w w wc w f f s b dR df --=11 （11） 含水率与采出程度关系式推导 由（7）式
()() ()()()()wc wc w wc w wc o w oi s s s s s s B s B R --=--- ≈--- =1111111 （12） 得出 ()wc wc w s R s s +-=1 （13） 则由（4）知 ()wc wc w w w o w s R s f f a b s +-=??? ? ??-?-=11ln 1μμ （14） 所以 ()[] wc wc s R s b o w w e a f +--+ = 111 μ （15） 式中： B oi 、B o ---------分别为原始和任一压力下的原油体积系数； K ro 、k rw ---------油、水的相对渗透率； f w ----------------含水率，小数或百分数； s wc --------------束缚水饱和度，小数或百分数； s w --------------含水饱和度，小数或百分数； μo 、μw -------地下油、水粘度，MP a ·s ； R ----------------采出程度，小数或百分数； 备注：按《油藏工程基础》（郎兆新主编）第243页内容 定义 定义无因次采油指数和无因次采液指数为有因次的采油采液指数除以油藏初始时刻无水采油期的采油指数，其值应该等于产油量或产液量除以初始时刻的产油量。 无因次采油指数的大小只与油水相对渗透率有关，而无因次采液指数却与毛管力、启动压力、重力油水相对渗透率和水油粘度比有关。 无因次采出指数 水驱开发油藏油井生产能力、采油和采液指数的变化与油层物性、流体物性以及生产条件有关。在不同条件下，油井的采油和采液能力可能很大。但其变化有一定的规律性。 以相对渗透率曲线为基础的理论计算可找到油井采油指数和采液指数随含水的变化规律。根据达西定律，可得无因次采油指数和采液指数随含水的变化关系式。 依据以下公式： ro o K J = w o rw ro L K K J μμ? +=
国内外高含水、特高含水油田采油工程技术研究 随着油田开采时间的增长，国内陆上油田总体上都已进入高含水、高采出阶段，油藏生产动态复杂，稳产期短，油井见水快，产量递减快，油田开发指标预测难度大，预测结果存在较高的不确定性；但对于老油田而言，地下仍含有大量的剩余油，如何准确地描述剩余油的分布和提高油气采收率是当今油田勘探和开发的主要目标。要实现这些目标，就需要科学地进行精细油藏述、油藏数值模拟、开发方案调整、精细地质模型的建立和剩余油的分布，不仅是油藏描述的主要内容，也是有效地开发油气藏的基础，在整个油气藏的勘探和开发过程中都具有十分重要的意义。 标签：高含水；剩余油；采收率 已开发的油田进入高含水后期开发后，随着开采程度加深，地下油水关系、剩余油分布越来越复杂，非均质性更严重，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。目前我国东部许多主力油田已成为高含水油田，经过一次、二次采油后，仅能采出地下总储量的30%左右，“三高二低”的开发矛盾突出，即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，仍有约较多的剩余石油残留在地下，这些残留在地下的剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。据估计，如果世界上所有油田的采收率提高1%，就相当于增加全世界2～3年的石油消费量。因而通过技术手段提高高含水油田的采收率具有重要意义。 1 国内外情况 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。 2 采油工程技术研究 2.1 不稳定注水技术 不稳定注水即通过不断改变注水量、注水方向及采出量、造成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。该技术很早就在俄罗斯和美国开始工业应用，俄罗斯对于相关应用基础的研究居世界领先地位。我国对该技术已有小规模的现