高含水期利用指进现象调整油藏注采结构

特高含水期油田开发的研究分析[摘要]：特高含水期油田开采程度、开发状况、开发规律较前一阶段发生了变化。

本文通过对特高含水期油田的开发各方面以及影响因素做了大量的调研，能够认识到特高含水期开发所面临的问题，对提高油区特高含水油田开发水平，具有非常重要的意义。

[关键词]：特高含水期，油田开发，影响因素中图分类号：o346.2+3 文献标识码：o 文章编号：1009-914x（2012）20- 0295 -01一、前言随着油价的飘升，国内原油需求爆炸式增长，对原油的需求与油田公司生产能力的矛盾日益突出。

合理完善的油田开发就显得尤为重要，它直接影响着油田的采油速度、采收率、稳产期限、以及油田综合经济效益，很多油田总体上己进入特高含水（含水90%以上）开发阶段。

由于特高含水期是重要的开采阶段，有相当一部分剩余可采储量将在这一阶段采出，因此，研究特高含水期油田的开发具有重要的意义。

二、油田开发阶段划分及开发特征油田开发阶段的划分有多种方法，一般可根据油田产量的变化或含水的变化来划分油田开发阶段。

根据含水率或含水上升率变化一般划分为低含水期、中含水期、高含水期和特高含水期四个开发阶段。

（1）含水≤20%（水油比0～0.25）为低含水采油期；是注水见效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段，采取早期注水的开发方式，使油井保持较长的低含水开采期。

（2）含水20%～60%（水油比0.25～1.5）为中含水采油期；该阶段的特点是含水明显加快，液量上升幅度较大，地层中压力消耗与生产压差增加，油水分布逐渐复杂化，自喷能力不断下降，产能受到愈来愈大的限制。

该阶段一般由基础井网进行开发，层间干扰现象十分突出。

（3）含水60%～90%（水油比1.5～9）为高含水采油期（其中含水60%～80%为高含水前期，含水80%～90%为高含水后期）；该阶段一般为快速提液阶段，随着液量的上升，含水快速上升，油水运动与分布已变得复杂，剩余油比较分散，采油指数很低，耗水量急剧上升，开采难度加大。

高含水期精细注水技术研究
高含水期精细注水技术是指在油田开发的高含水期，通过对油藏储层的精细调控，实
现有效的注水，提高油矿采收率的一种技术方法。

本文将从高含水期的工艺特点、技术原理、应用效果等方面进行详细介绍。

高含水期是指油田开发的后期，油藏含水饱和度高于50%的阶段。

在这个阶段，由于
油藏压力下降、开采压差减小等因素的影响，使得油水分离能力下降，导致采收率的降低。

传统的常规注水方法对于高含水期油藏的提高采收率效果有限，因此需要采用精细注水技
术来提高采收率。

精细注水技术的核心原理是通过优化水的注入参数和注入位置，提高油水分离能力，
增加原油的开采效果。

具体方法包括多层次注水、分层注水、岩石改造等。

多层次注水是指在高含水期油藏中，根据油水分布规律和储层特性，在不同深度设置
多个水层，分别进行注水。

通过不同深度的注水，能够充分利用油藏的有效导流能力，避
免水与油直接混合，提高原油的采收率。

岩石改造是指通过改变油藏储层的物理性质，如渗透率、孔隙度等，增加油藏的渗流
能力，提高原油的采收率。

具体方法包括化学改造、物理改造等。

化学改造是指通过注入
一定量的改造剂、聚合物等物质，改变储层岩石结构，提高渗透率和孔隙度。

物理改造是
指通过施加压裂、酸化等物理力学手段，改变储层岩石结构，增加油藏的渗流能力。

通过采用高含水期精细注水技术，能够有效提高油矿采收率。

经过实践应用，已经取
得了良好的效果。

但是需要注意的是，精细注水技术需要根据具体油藏特点进行针对性设
计和优化，以达到最佳的注水效果。

92前言注采比反映油田注水开发过程中产液量与注水量和地层压力之间的关系，油田进入到开发后期地层含水升高，需要进行适当调整水井配注来满足生产需求。

注采比的大小直接影响地层压力的高低，注采比过高将导致注入能量升高，甚至超过地层破裂压力，注采比较低时，能量不足，产液量无法满足生产要求，合理注采比是油田正常生产的重要保证。

所以，根据油田实际地质特点与开发状况，有的放矢地调节注采比，对地层压力水平进行能动地控制，是实现整个开发注采系统最优化的一个重要方面。

一、研究区概况沈84-安12块高凝油注水砂岩油藏作为沈阳油田的主力开发区块，其含油层位为S3，沉积相为扇三角洲水上平原-水下分流河道，储层岩性为不等粒砂岩及含砾砂岩，平均孔隙度为22.5％，泥质含量为6.5％，渗透率平均为0.396μm ２，变化区间为0.15-1.6μm２，最大渗透率与最小渗透率相差1400倍，非均质性严重，孔隙结构类型为大孔细喉不均匀型，属中渗油藏。

1986年投入开发，1987年起就开始采用反九点面积法注水。

二、合理注采比的确定合理注采比的确定应能满足产液量合理增长，以及地层压力得以保持或合理恢复的需要。

1.注采比与压力变化速度的关系(1)式（1）中即为注采比与产液量、含水率、水的体积系数、油的体积系数、地质储量、岩石压缩系数、地层压力恢复速度的关系式。

2.注采比与注采压差及注入速度的关系(2)式（2）即为注采比与注入速度、压力恢复速度的关系式。

式中：Pw-水井地层压力，MPa；Po-油井地层压力，MPa；qL-油井产量，t/d；q i-注水量；μｏ-原油粘度，MPa·ｓ；μｗ－水相粘度，MPa·ｓ；Ｋ-油层渗透率，10-3μm2；ｈ-油层厚度，ｍ。

并根据式（2）计算得到的不同注入速度下注采比与压力恢复速度的关系。

3.合理注采比的确定用范函数法研究了不同注入速度下的合理注采比。

设计了３个系列方案，每个系列的注入速度分别为0.1pv、0.2pv、0.3pv。

收稿日期:2005208217作者简介:王志军(1964-),男,黑龙江五常人,工程师,从事油田开发研究工作。

文章编号:100023754(2005)0620051203高含水后期油田区块注采适应性定量评价方法及调整对策王志军,刘秀航,董　静,舒通燕,梁玉波,杜春娟(大庆油田有限责任公司第四采油厂,黑龙江大庆　163511)摘要:为解决目前不能定量评价油田注采适应性的问题,通过引入地饱比、注采强度比等概念,研制地饱比2注采比、注采强度比2开井油水井数比两个关系图版,将两个图版划分为五个区,对两个图版进行交汇,制定25种注采状况相应的调整对策。

根据各区块的实际注采状况,明确调整对策,在动态调整过程中有针对性地制定下一步具体的调整措施。

利用该方法实现区块注采适应状况的定量评价,使油田开发调整更加有章可循,在杏北油田123区应用取得了较好效果。

关键词:高含水后期;注采适应性;定量评价方法;调整对策中图分类号:TE33+1 文献标识码:A 目前,评价油田注采状况的主要开发指标有地层压力(总压差)、注采比、注水强度(吸水指数)、产液强度(产液指数)、油水井数比等,都是定量评价注采状况的某一方面,存在较大的局限性:①应用总压差评价地层压力水平的局限性。

一般认为,依靠注水保持地层压力的油田,油田保持总体注采平衡,地层压力保持在原始饱和压力与原始地层压力之间较合理[1]。

但同一油藏内不同区块间埋深差异较小,原始地层压力差异不大,而原始饱和压力可能差异较大。

因此,以地层压力、总压差高低评价地层压力水平在区块间有时存在不可比性。

②应用注水、产液强度评价注采状况的局限性。

采液强度、注水强度受油层平面发育、渗流特性的影响较大,要使油田注采状况合理,必须保持合适的产液、注水强度[2],因此,单纯以产液、注水强度的大小不能综合评价区块间的注采状况。

1　注采适应性评价图版编制基于上述分析,引入地饱比、注采强度比的概念,并结合注采比、油水井数比编制两个图版来定量评价区块的注采适应性。

优化注采结构调整方法研究作者：邹向东来源：《中国科技博览》2016年第02期中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）02-0114-01一、问题的提出某区块进入特高含水期开发阶段，综合含水已达92.7%。

随着逐年提液，高含水井数逐年上升，不同井网间含水差异缩小。

目前含水大于93%的井数比例为43.8%，产液比例为61.3%，其中含水大于95%的高含水井数比例高达24.5%，产液比例达41.2%。

针对高含水，高注采比情况，以往依靠各套井网的含水差异进行结构调整控制含水上升的余地越来越小，针对这种矛盾，为了更好的优化产液、注水结构，最大限度地减少低效注入水、无效循环，控制产液量增长，进而达到控制水驱含水上升和产量递减的目的，把注水、产液结构由井网间优化转变为井网内不同含水井、不同含水层之间的优化。

（一）优化注水结构调整方法水驱注水方案调整过程中，首先对开发不同层系的井网油井按含水、沉没度进行等同时分析分层系、分区块不同含水级别的井近年的含水变化情况，对不同含水级别的井，采用不同的原则和方法进行调整，重点开展三方面工作：一是加大层间调整。

主要是加强细分调整力度，封堵高渗透、高含水层，控制或停注该层注水，减少无效、低效注采循环。

多级段细分调整后减少渗透率级差、减缓层间矛盾，但仍存在层段间矛盾，细分后一些薄差油层层段仍不动用，通过措施改造，见到明显效果。

二是不同井区间调整。

根据井区含水级别的不同进行提控，对含水小于91%的井区，结合压裂、酸化等措施提高含水低、产液低井层的注水量；对于含水大于91%的井区，结合注水井深、浅调剖等措施控制含水高、产液高井层的注水量。

三是重点以合理恢复地层压力为主，搞好套损区的注采结构调整，根据注采情况控制套损井层的相应注水量，同时对低压区以控制压力下降速度为主，对高压区以控制压力回升速度为主，逐步调整区域间压力差异，提高油井地层压力合理率。

含水率油井日产水量q w 与日产液量q L 之比叫含水率（f w ）,亦叫含水百分数，可用下式计算； f w =%100⨯Lw q q 含水上升率每采出1%的地质储量含水率的上升值叫含水上升率。

它是评价油田开发效果的重要指标。

含水上升率越小，油田开发效果越好。

可按下式计算：I NW =%100⨯∆∆Rf W 式中：I NW —含水上升率，%；∆ f w —阶段末、初含水率之差；∆R —阶段末、初采出程度之差。

存水率未采出的累积注水量与累积注水量之比叫存水率。

它是衡量注入水利用率的指标，存水率越高，注入水的利用率越高。

计算公式为：W f =%100⨯-WiWp Wi 式中：W f —存水率，%；Wi —累积注水量，m 3；W p —累积产水量，m 3。

注水开发油田的三大矛盾非均质多油层油田注水开发时，由于油层性质存在层间、平面、层内三大差异，导致注入水在各油层各方向不均匀推进，使油水关系复杂化，影响油田开发效果，这就是所说的注水开发油田的三大矛盾——层间矛盾、平面矛盾及层内矛盾。

解决三大矛盾的关键是认识油水运动的客观规律，因势利导，采取不均匀开采，接替稳产，以及不断进行调整挖潜等方法，使各类油层充分发挥作用。

层间矛盾指非均质多油层油田，由于各油层岩性、物性和储层流体性质不同，造成各油层在吸水能力、水线推进速度、地层压力、出油状况、水淹程度等方面的差异，形成相互制约和干扰，影响各油层、尤其是中低渗透率油层发挥作用，这就是所说的层间矛盾。

层间矛盾是影响油田开发效果的主要矛盾。

大庆油田在开发实践中创造的分层开采技术、油层压裂改造技术、层系及注采系统调整等，就是解决这个矛盾的有效方法。

平面矛盾由于油层性质在平面上的差异，引起注水后同一油层的各井之间地层压力有高有低，见水时间有早有晚，含水上升速度有快有慢，因而相互制约和干扰，影响油井生产能力的发挥，这就是平面矛盾。

解决平面矛盾除采用分层开采工艺技术外，打加密调整井进行注采系统调整，采取堵水、压裂等措施都是行之有效的方法。

大庆石油地质与开发Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing2023 年 12 月第 42 卷第 6 期Dec. ，2023Vol. 42 No. 6DOI ：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202303030陆相砂岩油藏特高含水期开发指标变化规律赵国忠1，2 李承龙1，2何鑫1，2 魏长清1，2（1.黑龙江省油层物理与渗流力学重点实验室，黑龙江 大庆163712；2.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆163712）摘要： 针对传统线性特征的驱替曲线都不再适用于特高含水期油藏的情况，提出了一种综合含水率和采出程度之间的非线性关系方程式，可直接描述特高含水期油藏宏观开发指标变化规律或驱替特征。

结果表明：不管油藏曾经历的开采历史是否存在水驱井网加密、聚合物驱等重大调整措施，只要油藏在特高含水期处于相对平稳的开发状态，采出程度与综合含水率呈非线性关系。

所提非线性关系得到了水驱油藏概念模型模拟结果的验证，已用于含聚驱历史真实油藏开发后期的指标分析。

对于陆相大型油田的部分开采单元及其整体，该关系在特高含水期大部分呈现出90%以上的符合率，由此得到了值得油田中长期规划参考的含水上升率、递减率、采收率等开发指标预测结果。

关键词：开发指标；特高含水期；采出程度；综合含水率；驱替特征；砂岩油藏中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2023）06-0050-09Development indexes variation law of continental sandstone reservoirs inultra⁃high water cut stageZHAO Guozhong 1，2，LI Chenglong 1，2，HE Xin 1，2，WEI Changqing 1，2（1.Heilongjiang Provincial Key Laboratory of Reservoir Physics & Fluid Mechanics in Porous Medium ，Daqing 163712，China ；2.Exploration and Development Research Institute ofPetroChina Daqing Oilfield Co Ltd ，Daqing 163712，China ）Abstract ：Aiming at the situation that traditional displacement curves with certain linear characteristics are no longer applicable in ultra -high water cut stage ， a nonlinear relationship between comprehensive water cut and recov‑ery of OOIP is proposed ， which can directly describe the variation law of macroscopic development indexes or dis‑placement characteristics of reservoirs in ultra -high water cut stage. The results show that ，no matter whether there are major adjustment such as water drive well pattern infilling and polymer flooding in the reservoir production histo‑ry ， as long as the reservoir is in relatively stable development state in ultra -high water cut stage ， there is a non -lin‑ear relationship between recovery degree and water cut. The proposed nonlinear relationship is verified by reservoirsimulation results of water driven reservoir conceptual model ， and is used for index analysis of the later develop‑ment stage of real reservoir with polymer flooding history. For some production units and the whole of large continen‑tal oilfield ， the relationship also shows most of the coincidence rates > 90% in ultra -high water cut stage ， thus ob‑收稿日期：2023-03-14 改回日期：2023-05-30基金项目：中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“外围油田改善开发效果及提高采收率技术研究与应用”（2016E -0209）。

高含水期注采井距对油层动用状况影响摘要：分析了油田开发中后期影响油层动用状况的主要因素，主要受油层物理化学性质及布井方式、注采井距、生产压差等因素影响，并对注采井距及产量变化规律进行了探讨。

研究表明，随着注采井距的减小，其注采井间的平均注采压力梯度增大，同时距油井相同位置的地层压力也随之升高。

对于油层物性较好的油层，由于其渗透率高，单井产油能力就较高，其泄油范围就大，可适当加大注采井距。

关键词：注采系统调整；剩余油分布；注采井距；合理井网密度中图分类号： te34文献标识码：a 文章编号：常用的注水结构调整改善油田开发效果的方法，产油量增加的幅度也越来越小，但是地下可采储量仍然很大。

只有通过注采系统调整或井网加密来合理匹配注采井距改善油田目前的开发效果、减缓产量递减、降低含水上升率。

因此，选择以油田a区某块为例，研究适应油田高含水期的注采井距与油层动用的客观规律，建立合理调整注采井距可行的方法。

1 影响剩余油因素（1）注采比。

在井网密度和注水生产时间一定时，随着注采井数比的增加，油井受效方向数增多，水驱控制程度提高，注水波及系数也将随之增大，油层动用程度增加；反之当注采井数比逐渐减小，油井受效方向数减少、多向受效率降低，其油层动用程度将随之减少。

某区块部分开发层系注采井数比偏低，诱发套损，严重影响了某区块油层的动用。

（2）地层压力。

水淹状况较弱、剩余油潜力较大的地区，油层压力比较低；水淹状况严重的地区，油层压力比较高。

对于油田开发中后期主要是指靠近边水、注水井点附近以及生产井较稀的井区。

在单井上，含水高的油井，地层压力高、单井产液量大；含水低的油井，地层压力低、单井产液量低。

进入高含水期后，更加恶化了低压、低渗透层的生产条件，形成倒灌现象，结果低压层的储量根本没有动用，从而限制了放压提液增油的措施。

缩小注采井距，或者提高注水压力，可改变这种状况。

（3）剩余油分布。

①储层非均质性及沉积微相是影响剩余油的根本原因。

特高含水油田提高采收率的方法发布时间：2021-04-16T14:43:54.650Z 来源：《中国科技信息》2021年5月作者：刘异一[导读] 经过多年注水开发，我国很多油田先后进入特高含水期，即，含水达90%以上，尤其是大庆、胜利、大港、中原、河南、江汉等地。

中石化胜利油田分公司鲁胜公司山东东营刘异一 257000摘要：经过多年注水开发，我国很多油田先后进入特高含水期，即，含水达90%以上，尤其是大庆、胜利、大港、中原、河南、江汉等地。

特高含水期油藏，采油速度很低、耗水量比较大、剩余油尤其分散、井况逐渐恶化、开发效益降低等特点，所以，特高含水油田采收率，是制约国家持续发展的重要经济因素，本文首先介绍了特高含水期油藏基本特点、分析了特高含水期油藏剩余油分布特征，然后系统、全面概括了特高含水油田，继续水驱、聚合物驱、氮驱、注凝胶驱、CO2驱等五种提高采收率技术方法做了一个全面系统地整合。

关键词：特高含水；聚合物驱；氮驱；注凝胶驱；CO2驱；采收率；引言：目前，我国很多油田逐渐进入了特高含水期，虽然，采油速度很低、耗水量比较多、剩余油也很分散等等特点，但是，从己开采储量和年产量看，特高含水油田依旧是油田开发的主体，它的剩余可采储量占着很大比例。

所以，特高含水油田采收率直接制约着国家的持续发展，在目前技术条件下，特高含水率油田采收率的提高具有很大潜力。

一、特高含水期油藏特点主要依据含水率变化，一般说来，开发阶段分为以下四个开发阶段:Sw: 0%^'20%，低含水期; 其开发阶段开发特征注水见效快、主力油层发挥充分作用、产量高、液量上升快，含水上升慢。

Sw: 20%^'60%，中含水期; 其开发阶段开是发特征含水加快，液量上升急促，油水分布复杂，各种矛盾明显，产能受到限制。

Sw: 60%^"90%，高含水期; 其开发阶段开是发特征快速提液，油水运动、分布复杂，剩余油分散，开采效果下降，油井状况变差，开采难度变大，产油量进入到了递减期。

油田特高含水期开发调整的几点认识油田特高含水期是指油田产出的原油中含水量特别高的时期，通常情况下含水率超过50%。

这种情况会给油田开发和生产带来诸多问题，因此需要进行调整和优化。

以下是几点认识：1. 技术调整是必要的在油田特高含水期，常规的采油技术和工艺已经无法满足要求，需要进行技术调整。

可以采用先进的水驱和化学驱等技术，以提高原油采收率。

还可以通过注水、压裂等方法来减少含水率，提高原油品质。

2. 设备调整是必要的在油田特高含水期，常规的采油设备和管道系统很可能无法满足需求，因此需要进行设备调整。

可以使用高效的分离设备和水处理设备，以提高含水原油的处理能力，减少运营成本和风险。

3. 管理调整是必要的在油田特高含水期，管理方面也需要进行调整。

需要制定相应的管理政策和措施，以提高生产效率，降低生产成本，保障生产安全和环境保护。

还需要建立相应的监测和评估机制，及时发现和解决问题，提高生产管理的科学性和规范性。

4. 投资调整是必要的在油田特高含水期，投资方面也需要进行调整。

需要进行资金投入和资金布局的理性安排，以保证生产运营的顺利进行。

还需要进行技术和设备的更新和升级，以适应市场需求和产能要求。

5. 市场调整是必要的在油田特高含水期，市场方面也需要进行调整。

需要加强对市场需求的了解和预测，及时调整生产运营，以保证产品的供应和销售。

需要积极开发新的市场和销售渠道，提高产品的市场竞争力。

油田特高含水期的开发调整是一项复杂而繁重的工作，需要综合考虑技术、设备、管理、投资和市场等方面的因素，以确保整个生产运营的顺利进行。

只有做到科学规划、合理布局、精心管理，才能实现油田特高含水期的开发和生产调整，保障生产效益和经济效益的持续提高。

高含水期精细注水技术研究随着我国油田开发进入高含水期，精细注水技术研究成为提高采收率和延长油田寿命的重要手段。

精细注水技术是指根据油藏地质特点、流体动力学原理和地下水力学条件等，采用科学化的注水控制方法，实现注水精准定向、控制注入压力、优化进注水压力分布等目标，以达到增加采收率和实现注采平衡的目的。

下面将从精细注水技术的技术路线、技术手段以及应用现状方面进行阐述。

一、技术路线精细注水技术主要包括三个阶段，即前期评价、方案设计和实施调整。

前期评价阶段主要进行油藏地质特征、水文地质条件和流体动力学原理等方面的分析和研究，确定注水方案和注水效果评价参数。

方案设计阶段主要根据前期评价结果，制定精细注水方案，选择合适的注水方法、注水控制技术和注水模式等，对注水井进行布置设计，并确定注水压力控制、注水剂配比等操作参数。

实施调整阶段主要是根据实际注水效果，对注水方案进行调整和优化，确保实现注采平衡和增产措施的有效性。

二、技术手段1. 精准定向注水技术精准定向注水技术是指采用具有定向能力的注水工具，将注水井的注水孔位精确定位到可注水层段，以提高缝洞注水效果和防止游水区发生。

常用的定向注水工具包括导向头、方向套、导向器和定向衬套等。

通过精准定向注水技术，可以实现注水孔位对称布置，避免重复注水和跨层注水等问题，同时还可以有效控制油水分层，提高注水效果。

2. 互通式注水技术互通式注水技术是指在同一井筒内，通过放置互通管件和转塔等设备，将多个注水层段连接起来，实现井段互通和均衡注水。

互通式注水技术可以增加有效注水面积，优化注水压力分布，避免深层地层轻质油进一步水淹等问题，同时还可避免因坑-地位差引起的漏水和开仓等问题。

3. 自适应注水技术自适应注水技术是指利用无线传感器和监测系统，实时采集沉积物含量、注水节流阀开度、油水井间压差等数据，对注水工艺和操作参数进行自动调整和控制，实现注采平衡和增产效果。

自适应注水技术可以根据油藏储层状态和流体动力学变化，实时调整注水参数并防止堵塞或输送不足等问题，实现真正的智能化注水控制。