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高含水开发期水驱油规律之探讨发表时间：2013-12-03T11:49:31.637Z 来源：《赤子》2013年10月下总第292期供稿作者：贾佳宁吕晓聪[导读] 高含水期油田的高效开发是很多老油田面临的挑战。
贾佳宁吕晓聪（中国石油大学石油工程学院，山东青岛 266000）摘要：长期水驱开发油田进入高含水期后，地层中油水分布状态与开发早期和中期差异较大，此时地层孔隙中油呈现分散相，水呈现连续相，由于贾敏效应的存在，造成水驱规律的改变。
针对这种状况，本项目在广泛调研国内外水驱油研究进展的基础上，设计不同驱替倍数和驱替压力梯度下的岩心水驱油方案，并确定水驱油方案，同时测取高含水期水驱油数据。
利用取得的实验数据，分析水驱不同含水阶段的相对渗透率特征，重点研究高含水阶段的油水相对渗透率变化规律，研究不同驱替参数下油水相对渗透率的变化规律，寻找适宜的表征方法。
比较驱替压力梯度对水驱油效果的影响，研究高含水开发期不同驱替压力梯度下的相对渗透率变化规律，揭示油水微观分布特征对相对渗透率的影响。
关键词：高含水期；驱替倍数；驱替压力梯度；水驱规律中图分类号：TE341 文献标识码：A 文章编号：1671-6035（2013）10-0000-02 高含水期油田的高效开发是很多老油田面临的挑战。
国内外对高含水期油田开发方面的研究具有以下特点：（1）目前对高含水期油田开采规律的研究很少，一方面因为有些油田还没有进入这个阶段，另一方面因为对高含水期的开发规律难以把握。
（2）目前开发效果评价的一些指标不适应高含水开发阶段。
涉及开发评价方法的文献较多，但评价指标不统一，而且某些指标之间存在等价关系，因果关系等。
对进入高含水期油田开发效果的评价还没有提出系统的评价指标和评价标准，需要研究多指标定量评价方法。
（3）对有些油田开发指标的评价还处于定性阶段，未实现定量化。
因此，随着越来越多的油田进入高含水期,对高含水期油田水驱规律特征的研究就显得越来越重要。
第一章项目研究的背景及意义20世纪50年代以来，全世界油田开发的总趋势是充分利用水驱动力来采出油藏内部的石油。
这样做一方面是为了获得较高的最终采收率，同时还是为了在开发过程中保持高产稳产。
在天然水驱能量不足的情况下，很多油田都采用了人工注水的油田开发方案。
对于水驱油田来说，无论是依靠人工注水或是天然水驱采油，油田在结束无水采油期以后都将转入含水生产，并且含水将逐步上升，最终还要影响油田稳产。
刚性水压驱动驱油动力：动力来源于有充足供水能力的边、底水的水头压能、注入水的能量。
驱动条件：油层与边水或底水相连通，边水有露头或底水水源充足，边水露头与油层之间高差大，油水层渗透率高，且油水区之间连通性好；注水开发时，注采比等于1；原始地层压力高于饱和压力。
在刚性水压驱动方式下，由于边、底水或注入水水源供给充足，所以生产过程中地层压力保持不变，产液量不变；随着含水不断上升，产油量不断下降；地层压力高于饱和压力不变，生产气油比不变。
弹性水压驱动驱油动力：主要依靠油藏含油部分以外广大含水区岩石和地层水弹性势能。
驱动条件：存在边、底水但不活跃，一般边水无露头或有露头但因地层连通性差、渗透率低、水源供给不足；若人工注水开发时，注水速度赶不上采液速度；开采过程中，地层压力始终保持高于饱和压力。
弹性水压驱动时当边、底水或注入水能量不足时，水侵量小于采液量，造成地层亏空，引起地层压力下降，含水区及含油区岩石和流体释放弹性能进行驱油。
生产过程中地层压力不断下降，产液量下降，产油量下降；由于地层压力高于饱和压力，生产气油比保持不变。
除了上述两种驱动方式以外，油田开发中还有弹性驱动、溶解气驱动、气压驱动、重力驱动等多种驱动方式及复合驱动。
第二章油田含水上升规律综述2.1摘要认识油田含水上升规律，研究油田含水上升的地质因素，制定切实可行的控制含水增长措施，是开发水驱油田的一件经常性的而且是极为重要的工作，同时油田含水率和采出程度与油层性质、开发水平等有很大关系。
浅析水驱油田含水上升规律及其应用摘要：含水上升率与含水上升速度是反映油田地质因素和开发因素的综合指标，是评价油田开发效果和预测开发指标的核心指标。
基于甲型和丙型水驱曲线建立了含水上升率与含水率的理论关系式，指出水驱油田含水上升率至少有 2 种变化形态，可以利用其变化规律来判断水驱曲线的应用条件;分析指出含水上升率与含水上升速度之间为线性关系，斜率为地质储量采油速度，基于此建立了利用动态资料评价采油速度的方法，并同时给出了含水上升速度与含水率及采油速度之间的理论关系式，可以用来评价含水与采油速度的高低。
实例应用结果表明所得到的理论关系式具有良好的适用性，所得的研究成果对矿场应用和理论研究具有较高的借鉴意义和指导价值。
关键词: 含水率; 含水上升率; 含水上升速度; 采油速度引言含水上升速度、含水上升率和采油速度是评价油田开发效果和预测开发指标的核心指标，也是综合反映油田开发地质因素和开发效果的综合指标。
正确地认识油田含水上升规律，是实施油田各项技术措施实施的前提;只有充分认识油田含水上升规律，弄清哪些因素是必然的、哪些因素是人为造成的、哪些是可以通过后期措施加以调整的，才能为油田的开发、调整决策提供科学、合理的依据，为油田的高产、稳产打下坚实的基础。
一、含水上升率、含水上升速度与采油速度的含义含水上升速度指某一时间内油井含水率或油田综合含水的上升值，通常用月或年含水上升速度表示(式 1)。
δfw =ΔfwΔt=f w2 － f w1Δt (1)含水上升率在微观上指的是含水率对饱和度的偏导数［1］(如式 2)，通常应用平面一维水驱的Buckley － Leverett 方程进行计算，然而由于油藏的各种特殊性，很少有符合其理论上变化特征的规律，因而实际应用中通常指每采出 1% 的地质储量时含水率的上升值(如式 3)。
f' w =fw Sw (2)f' w =f w2 － f w1R 2 －R 1=ΔfwΔR (3)不难看出，含水上升速度是时间上的概念，它反映了油田含水率随开发时间的变化特征，而含水上升率不但包含了含水率的变化特征，还含了地质储量的概念。
doi:10 3969/j issn 1006 6896 2010 12 031南二东后续水驱含水上升规律李晓辉 大庆油田采油二厂摘要:1999年4月,南二区东部区块开始注聚。
在注聚过程中,根据动态变化,针对不同时期、不同开发形式采取了相应的措施,从油、水井两方面合理调整产液结构,使得聚驱开发取得了较好的效果。
对南二东聚驱区块后续水驱过程中的含水变化特征进行分析,总结其变化规律,为今后在同类地质条件下进行聚驱开发提供了实践依据。
关键词:聚驱;后续水驱;含水1 概况1999年4月,南二区东部区块开始注聚。
在注聚过程中,根据动态变化,针对不同时期、不同开发形式采取了相应的措施,从油、水井两方面合理调整产液结构,使得聚驱开发取得了较好的效果,至2005年5月,累积注入聚合物溶液2564 99 104m3,注入地下孔隙体积0 75PV,综合含水92 96%,聚驱阶段累积增油289 2 104t,采出程度59 39%,提高采收率14 91个百分点。
2003年3月开始,部分井区陆续转为后续水驱。
至2005年4月,除1#注入站20口注入井实施铬离子调剖措施外,2#、3#、4#注入站均转为后续水驱。
2005年5月底,铬离子调剖结束,南二东聚驱全部进入后续水驱阶段。
截至目前累积注水262 24 104m3,全区综合含水达到94 3%,采出程度59 95%。
2 聚驱后续水驱阶段含水变化特征2 1 聚驱阶段全区含水变化特征南二东部区块自注聚以来,按含水变化规律总体分为注聚见效前含水上升、见效高峰含水下降、含水稳定及含水回升四个阶段。
(1)见效前含水上升阶段(1999年4月~6月)。
1999年4月开始注聚,至1999年6月为注聚见效前含水上升阶段,含水由93 30%上升到94 03%,注入地下孔隙体积0 0310PV。
(2)见效高峰含水下降阶段(1999年7月~ 2000年6月)。
从1999年7月开始见效,至2000年6月见效高峰,为含水下降阶段,注入地下孔隙体积0 1954PV,含水下降到69%左右,月均含水下降2 07个百分点,含聚浓度172 2m g/L。
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。
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。
