高含水后期三次加密调整优化布井研究

加密调整井技术一、技术原理及主要技术内容国内外油田的开发实践表明，油田开发进入中高含水期后，及时对井网进行加密调整，对稳定油田产量，提高采油速度都是十分有益的。

加密井网在很大程度上取决于油层地质结构特征、油层的非均质程度、岩性变化程度、原油粘度、原油的物理一化学性质、油井产能及采油工艺的经济效益等多种因素，因此这是一个十分复杂的问题。

目前，国外加密井网主要是打两种加密井：一种是打点状注水井，以调整注采井井距；另一种是打加密生产井．以缩小单井控制储量，改善平面矛盾，提高开发效果。

加密调整方案设计方法加密调整井位部署总体上要在精细地质描述的基础上，以剩余油描述结果为依据进行不均匀布井。

（1）精细地质描述技术为基础由于储层沉积格局的复杂性和成岩变化的多样性导致陆源碎屑沉积砂岩油田除层空间分布的复杂性是人所共知的。

例如大庆油田，储层平面上河道砂，薄层砂，表外层，泥岩区呈错综复杂的分布，储层不同部位厚度，渗透率等物性参数的差别也很大。

油田进入高含水期后，地下油水分布更加复杂，寻找剩余油相对富集部位成为高喊水气调整挖潜工作的主要目标，在现有的井网条件下，砂体的各种非均质性、断层切割和构造起伏等是影响油水分布的主要因素。

而过去的一般性的地质研究工作已不能满足需要，因此必须进行精细地质研究。

高含水期精细地质研究的重点仍是影响油水分布的油层非均质性及构造因素，其关键是确定井间砂体的边界位置及各砂体之间的通联关系，预测砂体内部的建筑结构及物性参数变化。

例如大庆油田精细地质研究的主要内容包括：垂向上将油层细分成单层、平面上细分出沉积微相、详细解剖储单砂体的内部建筑结构、研究微幅度构造、识别出小断距断层。

（2）以剩余油描述为手段近年来，在油田常规测井水淹层解释方法、生产剖面解释方法、密闭取芯性检查井分析方法、动静结合分析方法的基础上，发展了功能模型预测、油层储量动用状况定量描述、担忧层剩余油模糊综合评价、神经网络模式识别方法，基本形成了一套能够适应高含水后期剩余油综合描述的系列方法。

质砂岩油田。

大庆油田历经60余年的开发，始终以高水平、高效益为目标；以解决“层间、层内、平面”问题为核心，在持续的实践与探索中，形成了完善的油田开采理论以及与之相匹配的开采技术。

特高含水期油田的储采严重失衡，剩余油严重分散，液油比迅速上升，挖潜难度极大。

因此，应以“控含水、控递减、提高采收率、提高难采储量动用程度”作为精细管理的最终目标。

以大庆长垣油田为例，储层的非均质特点对最终的油田开发效果产生重要影响。

上世纪末，喇萨杏油田通过全面的地质调查，采用垂直上细分沉积单元、平面上细分沉积微相的方式，构建了大庆长远油田的砂体沉积模式，并创立了“模式绘图法”，得到了大范围的实践应用。

步入21世纪后，无论是三次采油力度还是综合调整的力度都有了显著提升，调整对象也从层间逐渐转向了层内，厚油层底部的低效、无效循环和顶部的剩余油共存[2]。

在这种情况下，如果只认识到河道砂体的非均质特点已经无法满足开采需求，因此开始倾向于河道类型划分、层次划分等河道砂体的非均质性描述的研究。

比如，关于曲流河型砂体的研究，分别从复合河道砂体识别、单一河道的识别、单一点坝、点坝内侧积体与侧积夹层识别、内部构型的三维地质建模五个方面进行研究，加深了对曲流河型砂体平面和层内的非均质性特点的认知。

当油田的采收进入中后期，油水比会越来越高，粘结度也会发生很大变化，从而给注水开采带来困难。

该时期的油藏特点决定了无水采油的时间非常短，采收过程中几乎不可能是成片的油藏。

见水之后，油藏的含水率会迅速上升，然后便会呈现高含水、特高含水现象。

为了提高有产量，往往会采用强注强采的方法，从而在短时间内获得满意的采收率，而且并不会立刻产生其他不良影响。

但实际情况却是，地下油水的分布已然发生了翻天覆地的改变，水油比越来越大，给后期开发、开采造成很大阻碍。

如果仍然用早期的油藏来描述这一阶段的油藏特点，显然无法达到开采要求，所以要针对特高含水期油藏的具体特征来构建剩余油的预测模型，利用精细化系统模型分析剩0 引言我国的油藏管理的研究开始于20世纪90年代中期，阎存章、杜志敏、张朝琛等学者先后在江苏、胜利、中原等老油田进行了实践调查与研究。

油田高含水后期分层采油技术的运用分析发布时间：2022-08-19T05:50:13.232Z 来源：《科技新时代》2022年第1期作者：贾喻博[导读] 分层采油属于石油开采技术之一贾喻博中石化河南油田分公司采油二厂摘要：分层采油属于石油开采技术之一，主要指在石油开采井内利用封隔器将石油层分成若干层段，之后利用配产或卡封的方式，尽量降低不同分层之间的相互影响，确保油层作用的发挥。

分层采油技术具有专业性强、技术性高、复杂性强等特点，在具体应用中，相关技术人员需要全面考量分层采油具体技术的优化与应用，以确保采油作业有序推进。

关键词：分层；高含水；采油；技术前言分油层采油技术属于当前应用最为广泛的采油技术之一，利用该开采技术可以确保石油开采质量，但此项技术应用多年，在实际应用中适当的改进原有技术对于增油、控水等具有重要意义。

本文从分层采油技术及高含水后期分层采油技术应用、技术改造两方面进行分析，希望可以起到一定借鉴意义。

1.分层采油技术分类及应用 1.1多管与单管分层采油技术及应用分层采油技术十分复杂，根据采油管形式的不同可以将分层采油技术分为多管与单管分层采油两种不同形式。

首先，多油管分层采油。

多管分采主要指在油井分层基础上，根据每一层油层的不同，使用不同口径大小的采油管，调整采油管数量与容纳范围，提升不同分层采油的速度与质量。

此种方式需要注重油井环境情况，需要确保采油施工环境安全。

其次，单管分层采油。

此种方式与多管采油相类似，都需要在油井分层之后进行，此种采油形式是指根据制定的采油施工计划，结合隔离设备的推动，在原有单管分层的基础上，减少其他石油开采工作产生的影响，避免多油层之间产生的不良性影响，提升采油质量[1]。

1.2高含水后期堵酸化工艺与重复压裂技术及应用一般分层采油技术在应用后期，难免会遇到高含水的情况，此时分层采油技术不得不考虑相应地质、水等因素，因此在技术选择上往往会选择暂堵酸化工艺（裂缝深部）与重复压裂技术，以保证高含水后期分层采油作业的质量。

三次加密区块注水受效及动用状况的认识【摘要】本文通过对三次加密调整井注水受效的过程及动用状况进行分析，充分认识了该区块的受效特点和油层的动用情况，为其它区块的开发调整提供了思路【关键词】三次加密注水受效动用状况1 三次加密区块注水受效特点纯油区三次加密调整井设计井位616口（采油井377口、注水井239口），其中2007年下半年在纯油区东部投产115口井，其它井为2009-2011年的基建产能计划。

三次加密区块共有四套井网开采，其中基础井网1969年投入开发，萨ⅱ、萨ⅲ和葡ⅰ组油层合采，现有采油井45口，注水井18口；1990-1993年进行一次加密，开采萨ⅱ组油层，现有采油井62口，注水井39口；1999-2001年进行二次加密，开采萨ⅲ组油层，现有采油井58口，注水井52口；2007年5月三次加密井开始投产，开采萨ⅲ组和葡ⅰ组非主力油层，现有采油井65口，注水井50口。

三次加密调整井的布井原则是：在二次井油井排井间布水井，水井排及间注排布油井，构成排距200m，井距300m，注采井距250m 的线状注水井网。

三次采油井于2007年8月基本投完。

注水井于8月份开始投注，至10月份全部投完。

注水井试配集中在11月份，12月份水井测试，2008年1月全部实现分层注水。

考虑到各套井网的射孔对象和布井方式，三次注水井投产后原井网基础井和二次井都会受到注水效果。

统计三次加密区块基础井和二次井受效情况，按受效好、受效差和其它泵况大修等原因进行分类统计结果表明基础井受效好，受效井数多，在三次水井投注后3个月即见到明显受效效果，增液幅度较大；二次井受效井数少，在三次水井投注后5个月才见到一定受效效果，增液幅度较小。

基础井网和二次井网的受效特点不同，对此我们从以下三个方面进行了分析。

一是从布井方式进行分析基础井受效较好。

在三次加密布井方案设计论证过程中，该套井网的优点是：井距均匀，井网规则；与原井网衔接较好，与萨ⅲ调整井构成注采井距为150m的线状注水井网，有利于萨ⅲ组薄差油层和表外储层的动用；有利于后期调整。

大庆调整井固井技术研究与应用摘要：通过钻井地质、室内基础理论模拟实验、应用技术三个方面的研究，建立了地层压力预测的数学模型，解决了薄差层地层连通性判断问题；解决了水渗流模拟试验中临界条件和评价参数的确定、水泥石动态力学性能和水气窜规律研究的评价手段和方法，建立了压稳程度的计算公式，解决了压稳程度的定量评价指标，为现场的施工设计提供了理论依据。

并研制出DRK抗冲击韧性及高封窜水泥体系，提出了高密度冲洗隔离液配套技术，从而提高了调整井的固井质量。

主题词：调整井地层压力泄压预测水渗流评价装置压稳系数力学性能水泥石抗冲击韧性隔离液悬浮稳定前言大庆油田属非均质的多层砂岩油藏，其调整井特点是：油层多，油层厚度差异大，油层渗透率差异大，隔层薄，且纵向上砂泥岩、高渗低渗层交错分布，再加之长期注水开发中的注采不平衡，形成了多压力层系。

大庆油田为了实现长期稳产，提高采收率，提出了开发表外储层、薄差油层的开发方案。

在实际开发中开发的层位越来越薄，再由于复杂地下动态环境的影响，增加了油井的封固难度。

而调整井薄层固井质量是直接关系到薄层开发方案能否顺利实施的关键技术环节。

为此，大庆油田在地质、室内基础理论模拟实验研究、应用技术研究等方面开展了调整井薄层固井技术研究。

经过多年的科研攻关和技术应用，较有效地解决和改善了大庆油田调整井高压水气窜问题。

1 地层压力预测及降压泄压技术研究应用不同的开发时期，由于开发的层位不同，影响地层压力的因素也不尽相同。

因此，分别进行了二次、三次加密调整井地层压力预测和降压泄压技术研究，形成了一套适合大庆油田调整井的开采层孔隙压力和套损层位压力预测技术，以及以待钻井周围注水井降压为主，所钻井原井眼泄压为辅的降压泄压技术。

1.1 二次加密调整井的地层压力预测及降压泄压技术二次加密调整井的地层压力预测1）开采层孔隙压力预测正常注采层位地层孔隙压力与降压注水井的井口恢复压力有关，可以直接反映开采层最高压力大小，其预测方法为：P=（102P +H）/102+a式中：P —预测压力系数；P —井口恢复压力，MPa ； H —S2顶深度，m ；A —综合压力与单层最高压力差，MPa ，由完井压力检测结果确定，一般为1～2.0 MPa 。

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。