高含水油藏提高采收率技术研究与进展开题报告

深度开发高含水油田提高采收率问题的探讨摘要：石油对于我国的经济、军事、政治、外交等多个方面都具有重要的意义，当前我国正在加大力度开发油田，而油层当中剩余的油量则逐渐表现出分散的状态。

其中不乏还有相对集中的地方，所以在油田开采的新形势下，对油田开采的相关技术和环节进行调整，使其更加适应油田开发的特点，最终提升含水油田的采收率显得尤为重要。

关键词：高含水油田；采收率；问题；随着石油资源的需求量不断增加，如何提高油田采收率成为社会共同关注的问题。

高含水油田是石油勘探开发中所面临的重要问题，呈现出地质环境复杂、油藏分散、采收难度大等问题，常规的勘探开采技术无法满足需要，因此结合高含水油田的特征，展开深度开发技术方面的研究，这是未来解决石油资源市场供给的重要手段。

一、当前我国高含水油田开发所面临的挑战1.地质环境复杂。

从我国高含水油田开发所面临的挑战来看，因高含水油田复杂性质因素，其多处于复杂的地质环境当中，并且地质具有多断层的特征，断块规模较小，不同断块具有不同差异，层次较大，多以屋脊式构造地质及层次油藏形式为主，断块与断层之间缝隙夹角较小，并且层位多以不对称为主，这样的地质环境使得高含水油田的开发效率十分低，虽然储量较为丰富，但多以分散形式存在，难以达到高效率采收。

在这样的地质环境下，油田快速进入高含水的状态当中，尤其是在忽视采收率及采收技术的情况下。

另一方面，由于地质砂体是以分散形式存在，未以连通与平面的方式存在，因此地质结构空隙常常以不规则方式分布，油层内水油不连续分布，变化差异较大，且油田在高含水阶段时，其会使得地质环境形成回旋状，这使得高含水油田在采收过程中容易出现底部渗透率高，上部渗透低，并在重力环境下会出现窜流现象。

2.高含水油田残留率高。

在开发阶段中，油田经过一、二次采油以后，采收率一般可达到 50% 以上，地下还有大量剩余的原油还没有开采出来。

其油田的大规模采集工程已结束，且油田资源存储量已十分少，并在经过多个阶段的不断采集与注入，油田残油量已较多，且多以条状形状为主，油田资源识别难度较高，开采系数具有较高难度。

特高含水期油藏剩余油分布规律及控制因素研究的开题报
告
本文旨在研究特高含水期油藏剩余油分布规律及其控制因素，以提高油田开采效率和经济效益。

首先，我们将对特高含水期油藏的形成原因和特点进行简单的介绍。

特高含水期油藏指的是油藏中地下水含量超过80%的油藏，由于含水量高，使得采油难度大，开采效率低下，成为当前油田开采面临的主要问题之一。

接着，我们将对特高含水期油藏的剩余油分布规律进行研究，探究剩余油的储量和分布情况。

在研究过程中，我们将采用岩石力学、渗流力学和油气成藏方面的知识对其剩余油分布规律进行研究，并借助现代化的科研工具和技术手段实现对该过程的模拟和计算。

然后，我们将研究特高含水期油藏剩余油分布规律的控制因素，探究造成油藏剩余油分布不均匀的原因。

在研究过程中，我们将结合油藏成因、流体力学和地质构造等方面的知识，分析驱动剩余油分布的原因及其机制，并且探讨剩余油分布规律的因素之间的相互作用关系和重要性。

最后，我们将分析上述研究结果，总结控制特高含水期油藏剩余油分布规律的关键因素，并提出针对性的对策和建议，以提高油藏开采效率和经济效益。

综上所述，本文将探究特高含水期油藏剩余油分布规律及其控制因素，是研究在效率和效益方面具有很高研究价值的课题。

水平井提高底水油藏采收率研究的开题报告一、选题背景和意义1.1背景水平井技术的发展使得底水油藏的开发成为可能。

底水油藏是指油藏底部存在一定厚度的水层，在一些发达油田中多发现于长期开采后。

由于底水的存在，使得油藏内部下部空间常常无法充分利用，从而影响采收率的提升。

针对这一问题，提高底水油藏采收率的研究成为了当前油田开发的重点之一。

1.2意义提高底水油藏采收率可大幅增加油田的经济效益，降低成本。

此外，该研究可为其他类似油藏的开发提供经验和技术支持，具有一定的推广价值。

二、研究内容和方法2.1研究内容本研究针对底水油藏，探讨水平井技术对采收率提升的影响。

具体研究内容包括：（1）分析底水油藏的产油机理、底水分布规律、水平井对底水油藏贡献以及最优井网形式；（2）建立数学模型，模拟分析水平井对底水油藏采收率提升的效果；（3）通过实验室模拟和实际油田内试验，验证模型的可靠性和实用性。

2.2研究方法本研究采用综合性的研究方法，包括文献调研、数学建模、数值模拟、实验室模拟、实验数据分析等。

具体如下：（1）通过文献调研了解底水油藏的特点、水平井技术的优劣势，为建立数学模型提供理论基础；（2）根据实验室模拟和实际油田内试验，获得实验数据，进行数据分析；（3）建立数学模型，并采用数值模拟法进行模拟计算，验证底水油藏采收率提升的效果，探究最优井网形式。

三、预期成果3.1理论成果本研究可为底水油藏的开发和利用提供较为完备的理论知识和技术指导。

3.2实践成果通过实验室模拟和实际油田内试验，可获得实际应用的数据，为油田开发提供技术支持。

四、研究进度安排4.1阶段一：文献调研，撰写开题报告时间：2022年9月-2022年11月主要工作：收集资料并进行综合整理，撰写开题报告。

4.2阶段二：数学模型建立及数值模拟时间：2022年12月-2023年3月主要工作：根据文献调研结果，建立底水油藏的数学模型，并进行数值模拟。

4.3阶段三：实验室模拟和实地试验时间：2023年4月-2023年8月主要工作：通过实验室模拟和实际油田内试验，获得实验数据，进行数据分析。

一、前言研究区块构造位置处于凹陷东部断裂带中部吴①断层上升盘，为一屋脊式断块油藏，油层紧贴断层高部位，呈条带状分布，主要含油层系为K2t1层。

油藏埋深为1435～1520m，油藏类型为边底水活跃的底水油藏。

二、剩余油定量化描述研究1.储层地质建模以精细构造解释、储层反演、沉积微相及测井解释结果为基础，利用Petrel 软件，运用砂地比以及各属性图件进行约束，采用相控随机建模方法，建立了构造模型和属性模型。

对研究区块沉积微相做了大量研究，建立完整的沉积微相数据体，离散化后在构造模型基础上，通过设置适当的变差函数，对物性的空间分布规律进行有效约束，建立孔隙度、渗透率、含油饱和度等模型，使孔隙度、渗透率等属性的变化更加直观的反映到各沉积微相之上，从而形成基本完整的地质模型。

2.油藏数值模拟在储层地质建模的基础上，考虑砂体分布特征及研究的精细程度要求，对储层精细模型进行网格优化。

利用已知井的岩石及流体测试参数，通过单井属性曲线粗化和正态变换，利用分层建立的变差函数模型，按照一定的插值方法对每个三维网格进行赋值，完成了油藏数值模型的初始化。

3.剩余油分布特征及规律研究区块纵向上划分为3个砂层组共11个含油砂体。

根据数值模拟得到的含油饱和度分布图，各砂层组平面上靠近北部断层的顶部位置剩余油饱和度较高，在0.56以上，中间区域呈油水过渡带状况，饱和度相对较低，南部区域呈现未动用剩余油，剩余油饱和度基本上与构造线平行，呈现集中分布；纵向上，含油面积内上部剩余油饱和度整体高于下部剩余油饱和度，剩余油分布规模变小。

三、提高采收率技术对策研究1.优化方案设计，突出水平井的规模化应用通过油藏工程研究和剩余油分布规律分析，认为研究区块具备通过开发调整来提高采收率的物质基础。

在调整挖潜方案优化设计上，为充分发挥水平井在底水油藏中提高剩余油储量控制程度、提高单井产能、提高采收率和防止底水锥进的技术优势，围绕水平井筛选条件、经济技术界限和水平井参数优化设计，开展了大量基础研究工作。

100一、区域概况大洼油田构造位于辽河断陷盆地中央凸起南部倾没带大洼断层西侧，清水洼陷东部。

主要含油层系为东营组马圈子油层东二段。

储层孔隙度平均为25.99％，渗透率平均为720×10-3μm 2，物性属高孔高渗储层。

纵向上自上而下物性变差；在平面上，相带类型不同，储层物性也随之改变。

油气分布构造因素起主导作用，油气藏类型属于构造油气藏。

油层主要为褐黄色中、粗粒油砂，胶结疏松，物性较好，埋深一般为1450-3100m。

纵向上分布不集中，单井最大油层厚度为68.2m，最小油层厚度为1.5m，平均为27.59m，具有多套油水组合，但没有统一的油水界面。

原油性质属稀油，随着油层埋深增加，原油物性变好，密度、黏度减小，含蜡量、凝固点增大。

二、存在问题1.注水利用率低，提高水驱波及体积难度大。

研究区的存水率较低，注水利用率较差。

大部分注入水沿着高渗带推进，被油井采出，形成了注入水的大量无效循环，水驱效果变差，提高注水波及体积的难度很大。

2.油田递减逐年加大，稳产基础薄弱。

从2006年开始，油田年产油骤减，从19.2×l04t降到9.5×l04t，3a时间减产一半以上。

老井自然递减率达到31.6％，油田递减率逐年加大，稳产基础薄弱。

3.油层水淹严重。

平面上，主要受沉积相影响，注入水沿分流河道的主流线快速推进，使得主流线部位的油井水淹严重。

目前油田综合含水达到83.8％，统计8个四级断块的注水开发采油井，其中含水在80％以上的采油井共50口，占油井开井数的40％，含水在60％-80％之间的采油井44口，占油井开井数的35.2％，油井水淹较严重。

4.吸水状况不均衡。

大洼油田共有注水井69口，分注井最多达到56口，分注率为81.2％。

虽然分注率较高，但是由于注水井段长，加上受非均质性影响，导致吸水不均衡现象较严重。

统计油田注水井吸水剖面测试情况显示，吸水厚度占射开厚度的55％，反应出吸水状况不均衡的特点。

整装油藏流场重整提高采收率的数值模拟研究的开题报告题目：整装油藏流场重整提高采收率的数值模拟研究一、研究背景随着我国油气资源逐渐的枯竭，开采难度也在逐年增加，因此开采更多的油气资源成为了当前亟待解决的问题。

然而，传统的油气开采方法存在一些限制，如采收率低、技术难度大等问题。

整装油藏不仅可有效避免渗透压对油藏产生的影响，还可以利用采油技术进行高效的开采，因此备受研究者的关注。

二、研究内容和目的本次研究以整装油藏为研究对象，主要考虑整装油藏内部的流场重整对采油过程中采收率的影响。

具体研究内容包括：1. 基于物理模型建立数值计算模型来模拟整装油藏内部的流场分布；2. 通过数值模拟研究整装油藏内部流场重整对采收率的影响；3. 分析整装油藏内部的物理参数，探讨基于流场重整技术提高采收率的可能性。

本次研究旨在深入研究整装油藏的开采特点，揭示整装油藏内部流场重整对采收率的潜在影响，为探索高效的油气开采方法提供理论支持。

三、研究方法本次研究主要采用数值模拟方法，通过建立物理模型并利用计算机模拟其流场分布，来研究整装油藏内部流场重整对采收率的影响。

具体方法包括：1. 利用有限元方法建立整装油藏的三维数值模型；2. 选取适当的流体模型和边界条件，利用计算流体力学方法模拟整装油藏内部的流场分布；3. 基于模拟结果，通过分析油藏内部的物理参数来评估整装油藏内部流场重整对采收率的影响。

四、研究计划本次研究计划分为以下几个阶段：1. 研究前期调研阶段（1个月）：调研整装油藏的开采特点、数值计算方法及其在油气开采领域中的应用等相关内容，明确研究目标和方向；2. 模型建立阶段（2个月）：根据前期调研结果，建立整装油藏的数值计算模型，并进行模型验证；3. 数值模拟阶段（3个月）：采用数值计算方法模拟整装油藏内部的流场分布，并针对不同情况进行模拟计算，得出结果；4. 结果分析与总结阶段（1个月）：对数值模拟结果进行分析，得出整装油藏内部流场重整对采收率的影响，总结本次研究的成果和不足之处。