高含水期复杂断块油藏深部调剖技术应用研究

断块油藏高含水期产液结构优化方法研究断块油藏是指由于构造活动、岩性变化等原因而导致油层连续性较差的油藏。

断块油藏的开发具有许多挑战，其中之一就是高含水期产液结构的优化。

本文旨在研究断块油藏高含水期产液结构的优化方法。

要优化断块油藏的高含水期产液结构，我们需要了解产液结构。

常见的产液结构类型包括连续产液结构、间歇产液结构和稀缺产液结构。

连续产液结构是指油井在高含水期连续产生水，间歇产液结构是指油井在一段时间内只产生水，稀缺产液结构是指油井在大部分时间里只产生水，只在少数时间内产生油。

了解产液结构类型对后续优化方法的选择和实施非常重要。

1. 合理布井。

采用合理的井网布局和井间距，优化井网参数可以降低油井之间的拔油压力差，减少高含水期的水窜现象。

合理的井网布局可以提高油井的产液能力，促进油气流动。

2. 优化注水。

合理选择注水井的位置和注水量，可以提高油藏的驱替效果，降低水驱程。

通过注水增加油层压力，降低含水层油水分离的压力差，减少水窜现象。

还可以采用分层注水、井名优化等方法优化注水效果。

3. 优化驱油方式。

根据断块油藏的特点，选择适合的驱油方式，如水驱、气驱、聚合物驱等。

水驱是常用的驱油方式，可以通过提高注水量和周期调整注水周期等方式优化水驱效果。

气驱和聚合物驱等驱油方式可以改变油层物性，提高油层的驱替效果。

4. 优化油气工艺。

合理选择油气工艺参数，如生产压差、生产速度、井筒阻力等，可以改变油井的排油能力，优化产液结构。

还可以采用提高油井渗透性、减小油层渗透率不均匀性等方法改善油井排油能力。

5. 应用增产技术。

断块油藏的高含水期产液结构优化还可以通过应用增产技术来实现，如聚合物驱进一步改善油气分布，合理用水加压增加采油压差等。

最后要强调的是，断块油藏高含水期产液结构的优化方法需要综合考虑油藏的地质条件、岩性特征、构造状况等因素。

在实际应用中，还需要结合工程实践不断优化和改进。

通过合理的布井、优化注水、优化驱油方式、优化油气工艺和应用增产技术等方法，可以有效提高断块油藏的高含水期产液结构，提高油田开发效益。

复杂断块油藏固井工艺难点与技术对策研究复杂断块油藏是指由多个断块组成的油藏体系，其地层构造复杂、渗透率差异大、流体性质复杂等特点使得其开发困难。

在复杂断块油藏开发中，固井工艺是一个关键的环节，其技术对策的研究对于提高油田开发效率和采收率具有重要意义。

本文将分析复杂断块油藏固井工艺的难点，并就相应的技术对策进行研究。

1. 地层构造复杂复杂断块油藏的地层构造复杂，存在多个层块之间的断层、裂缝、孔隙等综合作用，这些地质构造特点对固井工艺提出了挑战。

一方面，地层构造的不均匀性使得固井设计和施工难度加大，地层构造的多样性也增加了固井工艺的技术难度。

2. 渗透率差异大在复杂断块油藏中，不同块体的渗透率差异较大，这意味着在固井过程中需要考虑不同块体对井壁固井液的吸附和渗透情况，以及不同块体之间的压力差异等因素，这为固井工艺的设计和实施增加了困难。

3. 流体性质复杂复杂断块油藏中的流体性质复杂，包括油水两相流、高含气量流体等，这使得井底条件的变化很大，固井技术需要能够适应复杂多变的流体环境，而传统的固井工艺往往难以满足这一需求。

二、技术对策研究1. 针对地层构造复杂的困难，可以采用地质综合分析和三维地质建模技术，充分了解地层构造及特征，在固井设计阶段就有针对性地考虑地质特征，避免固井施工过程中因地势复杂、渗透率差异大等地质特征导致的困难。

结合现代化测井技术，提前对地层进行详细的评价和分类，并编制相应的固井施工方案和措施，以减少对地质条件的盲目性。

2. 针对渗透率差异大的问题，可以采用优化的井壁固井液配方和措施——根据不同块体的渗透率、孔隙度等地质特征，合理选择井壁固井液类型和密度，以最大限度地减小固井液的侵入深度和影响范围；还可以采用先封堵高渗透率区域，再封堵低渗透率区域的方法，以达到最佳的固井效果。

3. 针对流体性质复杂的挑战，可以采用多元化的固井技术手段，包括化学固井技术、封隔技术、封堵技术等，以适应复杂多变的流体环境；利用现代化的井下监控技术，及时发现井底条件的变化，从而及时调整固井措施，确保固井工艺的成功实施。

断块油藏高含水期产液结构优化方法研究断块油藏是指由于地质构造或油藏特性等因素导致油田分布不均匀，形成了许多分散的小块状油藏。

在开发过程中，由于产液结构的不均匀性，导致了油藏产液不平衡，油水比高，采收率低等问题。

对断块油藏的高含水期产液结构优化方法的研究具有重要意义。

本文将从油藏产液结构优化的角度进行研究，提出相应的方法和技术手段，以期为断块油藏的高含水期开发提供一定的参考和借鉴。

一、断块油藏高含水期产液特点分析（一）产液结构不均匀断块油藏的地质构造多为断块状或夹层状，导致了油藏内部产液结构的不均匀性。

有的地区产液多集中在某一部位，有的地区则相对较少。

这种产液结构的不均匀性导致了油藏开发的不稳定性，难以实现高效率的采收。

（二）油水比高由于断块油藏的油水分布不均匀，导致了油水比较高的情况普遍存在。

高含水期开发中，高油水比是导致产液问题的关键原因之一。

（三）采收率低受到产液不平衡和油水比高的影响，断块油藏的采收率普遍偏低。

尤其是在高含水期，采收难度更大，需要采取相应的措施进行优化。

二、断块油藏高含水期产液结构优化方法研究（一）利用水驱助效应在高含水期，可以利用水驱助效应来提高生产效率。

通过在高产液区域注入水，增加驱替效应，推动油藏中的原油向井筒运移，实现油水分离。

这种方法可以一定程度上改善产液结构不均匀的问题，提高井网产液平衡度。

（二）智能注水调控利用现代智能化技术，实现对油藏注水量的动态调控。

通过地面监测设备实时掌握油藏的产液情况，根据实际需要灵活调整注水量，使得产液分布更加均匀。

这种方法能够有效地防止产液不平衡问题，提高采收率。

（三）提高注气技术在高含水期，可以适度采用注气技术，改善油藏产液结构。

通过在高产液区域注入气体，促进了原油的流动性，增加了采收效率。

注入的气体还可以推动油水分离，减少含水率，提高油水比，达到优化产液结构的目的。

（四）多种封堵剂技术利用多种封堵剂技术，对断块油藏的高产液区域进行地面封堵处理，实现产液的分层开采。

断块油藏高含水期产液结构优化方法研究随着油田开采的深入，油井的产液含水率逐渐升高，导致油藏的采收效果下降。

研究断块油藏高含水期产液结构优化方法对于提高油藏采收效果具有重要意义。

断块油藏是指由于地质构造或开采作业等因素导致油藏形成的离散、不连续的油水分布情况。

在高含水期，油井的产液中水的含量较高，会对油藏的采收效果造成不利影响。

优化生产液结构是解决高含水期采收问题的关键。

可以采取多井联产的方法。

多井联产是指将多口井的产液通过相互连接起来，形成一个整体的生产系统。

通过多井联产，可以增加产液的总量，提高产液中的油含量，降低含水率。

多井联产还可以提高采收效率，减少能耗，降低生产成本。

可以采用注水和抽采水的方式降低含水率。

注水是指将水注入油藏中，通过压力差驱动油向井口移动。

注水可以提高油藏中的压力，使得油井产液中的油含量增加，从而降低含水率。

抽采水是指将油井中的水抽出，减少产液中的水含量，提高含油率。

通过注水和抽采水的组合使用，可以实现油藏高含水期产液结构的优化。

还可以通过优化地质模型和开采方案来优化产液结构。

地质模型是指对油藏的地质特征进行建模，包括油藏的构造、岩性、孔隙度等参数。

通过优化地质模型，可以预测油藏中的含油区域和含水区域，有针对性地进行开采。

开采方案是指确定油井的开采顺序、开采周期、注水量等参数。

通过优化开采方案，可以提高油藏的采收效果，降低含水率。

断块油藏高含水期产液结构的优化方法涉及多个方面，包括多井联产、注水和抽采水、优化地质模型和开采方案等。

通过综合运用这些方法，可以提高油藏的采收效果，降低含水率，实现经济、高效的油田开发。

复杂断块特高含水开发后期挖潜技术研究沾38块为一典型的边底水油藏，具有断块小，单层储量少，生产中含水上升快，驱油效率低等特征。

本文通过对该块进行水淹规律研究，合理井网密度研究，剩余油分布规律的研究，合理产液结构研究，在此基础上提出调整方案，取得较好的增油效果和经济效益。

一、概况邵家油田沾38块位于沾化凹陷义南断裂带中段,油藏为层状构造油气藏,埋深在1088~1730米，含油面积2.5平方千米,地质储量839万吨,主力含油层系为下馆陶组,东营组，含油面积2.3平方千米,地质储量476万吨，本次主要针对这部分储量开展工作。

油藏构造系义南大断层下降盘的馆陶组——东营组牵引的鼻状构造，东部宽约1千米,向西逐渐变窄。

地层北高南低。

断块内被6条次级断层切割成7个含油小断块,断层对油、气、水的分布起着重要的控制作用。

储层为河流相沉积的细砂、粉细砂及含砾砂岩,纵向上呈正韵律分布。

油层物性好,平均孔隙度30.3％,平均渗透率为1209×10-3um2。

二、目前油藏开发中存在的问题1.原油性质层间差异大，储量动用程度不均衡沾38块纵向上含油层系多，目前大部分井采用多层合采。

而沾38块原油性质自下而上由稀变稠，Ed3原油粘度仅10-21mPa.s，而Ng下原油粘度为126-818mPa.s，加之油藏边底水活跃，造成高油水粘度比的馆陶组开发效果差，采出程度低，尤其上馆陶平均原油粘度高达1325mPa.s，出砂十分严重，单井液量难以提高，平均只有20t/d，采出程度只有3.31%；而油水粘度比相对较低的东营组水驱效果相对较好，采出程度较高。

另据沾38-01井PND饱和度测井结果显示，自下而上含油饱和度越来越高。

2.部分井井筒状况差，储量控制程度低由于油稠、出砂、出气等原因，沾38块部分井套管损坏，其中有3口处于剩余油富集部位，沾38-11井、沾38-X18井、新沾42井由于套管损坏，造成32.4万吨地质储量无井控制，损失可采储量6.3万吨。

断块油藏高含水期产液结构优化方法研究断块油藏是指由于构造运动或其他地质因素造成的地层裂缝、断裂和岩石变形而形成的不连续、不规则的油藏，其中常常含有大量的水。

由于含水率高，断块油藏的开发对油田开发而言是一个较大的挑战。

为了优化断块油藏的产液结构，提高产液效率，需要采取相应的方法进行研究和优化。

一、断块油藏高含水期产液结构分析断块油藏的高含水期产液结构主要表现为产液组分中油水比例倾向于水相，油水混合物含水率较高，油相中含水率也较高。

这种情况下，产液结构不稳定，影响了油田的正常生产，导致油田的采收率下降，生产成本增加。

在高含水期，断块油藏的产液结构主要存在以下问题：1. 油水比例不合理。

由于含水率较高，产液中的油水比例不合理，导致原油的提纯过程变得复杂，而且需要增加额外的处理成本。

2. 油相含水率高。

即使在油相中，含水率也较高，使得原油的品质下降，不符合市场要求，降低了生产效益。

3. 产液结构不稳定。

高含水期的产液结构不稳定，令油田的生产管理变得困难，产能受到严重影响。

以上问题严重影响了断块油藏的开发和生产效率，因此需要采取相应的方法进行优化。

在高含水期，为了优化断块油藏的产液结构，提高生产效率和油田开发利润，可以采取以下方法进行研究和优化：1. 改进注水工艺。

通过对注水工艺进行改进，合理控制注水量和注水位置，减少对原油的影响，降低产液中的含水率。

2. 优化采油工艺。

通过优化采油工艺，采用提高采油效率的方法，如增加人工采油、采用化学物质改善油水分离效率等，降低产液中的含水率。

3. 提高原油处理技术。

通过提高原油处理技术，降低处理成本，减少对原油的损伤，确保产液中的油水分离效率。

4. 改善产液处理设备。

通过改善产液处理设备，提高设备的处理能力和效率，减少含水率高的油水分离问题。

5. 充分利用地质特征。

根据断块油藏的地质特征，合理选取生产井和注水井的位置，优化生产井网格结构，提高采收率。

三、结语断块油藏的高含水期产液结构优化是一个复杂的问题，需要多方面的研究和探索。

复杂断块油藏高含水期注水开发特点和技术对策赵雪培;潘红【摘要】本文从油藏研究的深入、中高渗油藏水驱特点、井况影响以及注水开发系统性特点等方面系统分析了精细注水开发面临的特点和挑战.提出了提升两个技术理念技术对策.将提升完善注采关系本质解释为:(1)平面上完善单砂体注采井网.(2)纵向上通过分层细分层和细分注来改善水驱.(3)在渗流能力相近的砂体构型单元内组建注采关系.(4)采用PV级的深部调驱来降低无效低效水循环.(5)充分运用注采调配优化渗流驱替效果,为同类油藏下步精细注水开发和提高水驱采收率提供了可借鉴的经验.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2019(038)005【总页数】4页(P61-64)【关键词】精细注水开发;技术对策;提高开发效果【作者】赵雪培;潘红【作者单位】西南石油大学石油与天然气工程学院创新 1601 班,四川成都 610500;大港油田采油工艺研究院,天津 300280【正文语种】中文【中图分类】TE357.6高含水开发期的复杂断块油藏已全面进入高采出程度高含水开发阶段，存在层系井网多、油层非均质性严重、开发生产历史长、开采对象复杂的问题，提高开发效果存在较大技术难度[1，2]。

近年来，开展了注水开发后期水驱规律研究[3，4]、河道砂体及内部构型刻画[6-8]、剩余油分布特征等基础研究，实践了高含水油藏层系井网优化调整、深部调驱[10]、单砂体注采关系完善[11]等调整治理，探索出高含水期复杂断块油藏精细注水开发技术对策，为同类油藏下步精细注水开发和提高水驱采收率提供了可借鉴的经验。

1 精细注水面临的特点和变化在油藏潜力、水驱规律和工作要求等方面表现出新的特点和变化，主要归纳为5个方面，分别是油藏研究和潜力认识、中高渗油藏水驱特点、低渗透油藏注水难点、井况复杂程度的变化以及注水工作的系统性特性。

1.1 油藏研究的深入导致注采关系的认知产生变化随着油藏研究技术的发展和应用，高含水期剩余油潜力研究也得到发展。

中高渗油藏高含水期深部调剖技术的研究与应用杨斌1，董俊艳1，王斌1，杨昌华1，刘文梅1，杜永慧1，王欣2(1．中石化中原油田分公司采油工程技术研究院，河南457001;2．中国石油大学(北京)，北京102249)［摘要］针对中原油田已进入中高含水开发阶段，层间、层内矛盾进一步加剧等问题，考察了用于中高渗油藏的延迟膨胀凝胶颗粒调剖技术和橡胶颗粒复合调剖技术。

确定了延迟膨胀凝胶颗粒体系，100ħ下其膨胀倍数可达7 12倍;膨胀时间10d 以上，热稳定性能仍较好;封堵能力强。

指出0．1 0．5mm 橡胶颗粒适应于渗透率为(4500 6000)ˑ10－3μm 2的地层，0．5 20mm 橡胶颗粒适应于渗透率为(6000 10000)ˑ10－3μm 2的地层，橡胶颗粒复合调剖体系具有较好的抗盐性和热稳定性，封堵率可达99．8%。

形成了一套适合中原油田高含水期的调剖调驱技术，该技术现场应用60井次，取得较好的效果。

［关键词］延迟膨胀凝胶颗粒橡胶颗粒调剖中高渗现场应用收稿日期:2011－10－27。

作者简介:杨斌，工程师，主要从事采油方面的研究工作。

中原油田是复杂断块油藏，其地质特征主要表现为断层多、构造复杂、断层封闭性强，油水关系复杂，含油层位多、井段长，油藏高度低;同时还具有储层平面分布变化大、物性较差、原油密度小、黏度低、原始气油较高等特点，为中原油田高含水期开发提出了较高要求［1］。

随着油田注水开发的不断深入，特别是中高含水阶段，层间、层内矛盾加剧，对改善开发效果、提高采收率造成了很多困难。

深部调剖技术可改善吸水剖面，扩大波及体积，改变注入水的流向［2］。

中高渗油藏含油层系多，储层物性差异大，平面、层间、层内三大矛盾突出，造成水驱动用不均，井况问题严重。

笔者针对此类油藏出现的不同问题研究了不同的调剖调驱技术:高渗层严重、主力厚、油层动用不均油藏，主要采用延迟膨胀凝胶颗粒调驱技术;大孔道发育、吸水能力强、高温、高矿化度油藏，主要采用橡胶颗粒调驱技术。

浅析复杂断块油藏高含水期注水开发特点和技术对策近些年来，我国石油行业的发展脚步不断加快，对原油采集效率也得到了明显提升。

然而，一直以来，复杂断块油藏的开采是一项具有难度的工作，尤其在高含水期注水开发方面会遇到诸多阻碍，为了提升开采效率，需要全面分析高含水期注水开发特点，不断提升开采工艺及技术，从而提升油藏的开采效率。

本文针对复杂断块油藏，分析了其高含水期注水的开发特点，并且分析了相应的开采技术。

标签：复杂断块油藏;高含水期;注水开发;特点;技术对于高含水开发期的油藏来说，已经进入到了高含水开发阶段，在实际开采中会遇到诸多的障碍，也存在较严重的油层非均质情况，需要应用合理的开采技术，充分描绘高含水油藏情况，了解剩余油的分布情况，构建三维地质模型，制定可行的开发方案，并且使用相应的配套技术，整体上提升开采水平。

1复杂断块油藏高含水期注水开发特点对于复杂断块油藏层来说，经过长时间的注水作业之后，大部分的水会渗透在流经的孔隙中，油膜会被水膜逐渐取代，在注水的影响下，矿物表面的油中性分子也会发生相应的变化，储油层湿润性会逐渐提升，亲水性也会越来越强。

通过绘制相渗曲线可以发现，相渗曲线会出现右移现象，渗流能力不断提升，油相渗透率也会逐渐增加。

不仅如此，在中高渗储层注水之后，储层的微观结构也会发生相应的改变，通过开展相应的实验可知，在石英等物质的表面会出现粘土颗粒以及粘土膜脱落现象，如果细砂岩比较光滑，其表面会比较干净，也会降低流动阻力。

在横向上，如果主渗流条带水区十分明显，一旦在极端情况下很容易形成大孔道。

在中向上，各个层间的矛盾十分分突出。

在强吸水层中，由于注入了大量的倍数较小的水，这样会提升石油采出率，但是，弱水层不能够实现应有的开发效果。

1.2井下情况比较复杂对于井网层系而言，在治理的过程中往往需要妥善处理套损井数不断增加的问题，还应该有效应对其所占比例增高的问题。

根据统计在册井数可知，套损井占据着较高比例，套损井的静增加比例也逐年提升，对油藏的基础注采网带来了一定的不良影响，不利于治理工作的全面展开。

火山岩油藏高含水期稳产治理对策研究及应用火山岩油藏结构复杂、储集空间多样，主要有砾间孔隙、溶蚀孔洞、裂缝、气孔等，由于这些储集空间分布的非均质性极强，造成岩石的储集性能差异较大，在精细落实油藏顶面构造形态的基础上，结合测井、岩芯、薄片进行裂缝发育规律认识，搞清安山岩的孔、洞、缝在空间中的展布特征，建立以注采井网调整、注水政策调整及采油井管理制度调整等一系综合治理对策，实施后见到良好成效。

标签：火山岩油藏；高含水期；治理对策1 油田开发概况及存在的主要问题1.1 油田开发概况阿北安山岩油藏位于二连盆地阿南凹陷阿尔善构造带中部，于1989年10月同步注水投入开发，迄今为止已开发了近30年。

在经历了早期产量上升，弹性开采；边底部注水见效，高产稳产；内部注水导致产量大幅递减，油田低速开发等三个开发阶段。

断块面临诸多问题和矛盾制约着进一步深度调整治理。

1.2 火山岩油藏存在主要问题注水易形成沿裂缝水窜，阿北安山岩油藏从宏观上看是一个块状连通体，但由于安山岩体内是以角砾结构为主的缝孔层和块状致密层交替出现，因此阿北裂缝性油藏注，水驱油成效不好。

水后，注入水极易沿裂缝水窜，造成油井暴性水淹，采出程度较低，形成暴性水淹地层压力保持水平较低，目前阿北油田的地层压力分布差异较大。

裂缝方向认识不清对裂缝的认识仅仅局限于注采见效关系的分析，裂缝认识具有很大局限性，对裂缝的展布规律及无井区的裂缝分布情况均没有整体的认识，导致综合治理难度大，对井网调整依据不足。

2 稳产治理对策研究2.1 开展了阿北火山岩油藏的地质特征再认识开展火山岩期次的划分与对比选取地层厚度大，喷发期次全的井作为标准井，阿三段安山岩分为三期喷溢，第Ⅰ期喷溢规模最大，第Ⅱ期喷溢规模其次，第Ⅲ期喷溢规模最小。

第Ⅰ期喷溢Ⅰ+Ⅱ类有效厚度分布不均。

精细地震资料解释、落实阿北火山岩顶面形态阿北安山岩顶面构造，整体为一背斜，受多条断层的切割而造成破碎。

从而形成了安山岩顶面整体上以背斜为特征、以断垒为主要格局、高点呈北东向分布的形态特征。

复杂断块油藏特高含水期水动力学注水技术研究与应用摘要：中原油田整体处于特高含水开发中后期，主要以水驱开发为主，受低油价的影响，投资缩减，原油产量下降，吨油成本持续攀升，效益开发形势严峻。

水动力学注水作为一种低成本水驱提高采收率技术，已得到广泛应用。

本文在前人研究的基础上，结合中原油田油藏特点，形成了一套复杂断块油藏水动力学注水技术政策，并进行了矿场试验。

研究表明，水动力学注水对于低油价下改善断块油藏后期开发效果，提高水驱采收率具有重要意义。

关键词：水动力学注水低油价特高含水期复杂断块低成本开发0引言水动力学注水包括周期注水、变强度注水和注采耦合等方式，是一种低成本水驱提高采收率技术，广泛应用于江汉[1]、胜利[2]、大庆[3]等油田，获得了显著效果。

本文在前人研究的基础上，重点针对复杂断块油藏高-特高含水开发阶段，从室内试验、油藏数值模拟和矿场试验三个方面进行了系统的梳理，摸索出一套适用的水动力学注水方法，为复杂断块油藏高-特高含水期效益开发提供依据。

1水动力学注水的技术机理为研究水动力学注水的技术机理，研究设计了多套水驱油室内试验和油藏数值模拟方案，对比不同方案下油藏压力场、流线场和饱和度场变化，明确了水动力学注水机理。

（1）激动注水井井点压力，改变原稳定压力场，降压周期时会产生新的压力高点在常规稳定注水方式下，水井的日注水量基本稳定，注水井井底压力保持不变，井区内压力场分布图上显示为制高点，与对应油井间形成单向稳定的压力梯度。

水动力学注水通过周期性的改变注水量，使注水井压力发生周期性变化，在升压周期内，地下压力场分布与常规稳定注水相似；在降压周期内，由于水井日注水量下调，井底压力下降，地层压力也呈下降趋势。

由于不同储层的导压系数不同，相同时间内压力变化存在差异，中渗层导压系数大，降压快，低渗层则与之相反，因此在降压阶段内，低渗区会产生新的压力高点，与油井形成新方向上的的压力梯度。

图1水动力学注水不同周期压力场分布图（2）压力场改变后，流线场随之改变，降压阶段可增加新的流线方向常规注水时，注采流线相对固定，沿注水井指向油井。

复杂断块油藏中高含水期稳油控水技术研究【摘要】跃进二号东高点油田是一个长井段、高丰度的复杂断块油藏，断层复杂，储层非均质性强，经过16年的注水开发，油藏已经进入中高含水期，注采矛盾日益加大，水淹复杂，水驱储量动用程度逐年降低，剩余资源分布复杂；复杂断块油藏中高含水期稳油控水关键技术研究是该油藏现阶段开发的必要研究课题，本文探讨了如何提高水驱储量动用程度、降低含水上升速度、缓解油藏自然递减的几项关键技术。

【关键词】复杂断块中高含水期稳油控水水驱储量动用程度跃进二号东高点油田柴达木盆地西部南区，为西部坳陷区昆北断阶亚区铁木里克凸起内的一个三级构造，纵向上由N21、N1、E31三个油藏组成，石油地质储量2138.04×104t，含油面积2.4Km2，是一个长井段、高丰度的复杂断块油田，是一个被断层复杂化、以构造控制为主、受岩性影响的岩性构造圈闭油藏；油田从1997年开发方案实施以来已经进行了16年的注水开发，目前油藏采出程度18.29%，综合含水72.0%，累计注采比0.81，存水率41.35%，水驱指数0.77，水驱储量动用程度下降至46.5%；油藏已进入中高含水期，断层干扰、注水突进、平纵向注采矛盾突出，水淹层识别难度大，剩余资源分布复杂，油田开发稳产问题严峻。

1 开发矛盾1.1 地质构造复杂，断块格局小跃进二号东高点油田是一个长井段、高丰度的复杂断块油田，含油面积仅2.4Km2，是一个被断层复杂化、以构造控制为主、受岩性影响的岩性构造圈闭油藏，全区经历四期大型构造运动，目前资料显示断层71条，因受盐沼地面条件限制，地震测线分布不均匀、不规则，构造认识不清。

1.2 产量递减快跃进二号东高点油田开发方案实施以来，油藏历年自然递减30%左右，含水上升率速度较快，每年新井和措施产量占到全年产量的15%左右，仅近三年措施及新井产量减少（图1、图2）。

1.4 储层非均质性强，平面、纵向注采矛盾突出平面岩性变化大，油砂体连通性较差，储层非均质性强，注采受效差，平面上存在注水单向突进与其它方向油井液量低水驱不受效的矛盾。

高含水期断块油藏效益挖潜技术探究随着油田开发的逐渐深入，很多原本储量丰富的油藏进入了高含水期，油水混采比例失衡，严重影响了油田的产量和效益。

而断块油藏由于地质构造的影响，油水分布不均匀，不同区块之间的产能差异明显，导致油藏开发存在挖潜难度大的问题。

探究高含水期断块油藏效益挖潜技术成为了迫在眉睫的任务。

一、高含水期断块油藏特点分析高含水期断块油藏在开发过程中具有以下特点：1. 油水分布不均匀：由于地质构造的复杂性，断块油藏内部的油水分布不均匀，不同区块之间的产量差异较大。

2. 油水混采比例失衡：在高含水期，由于开采过程中水涌入油井，油井产量下降，油水混采比例失衡，导致油田的整体效益下降。

3. 油井产能差异大：断块油藏内部油井的产能差异较大，存在一些高产井和低产井，导致整体开采效率低下。

针对高含水期断块油藏的特点，需要采取一系列的技术措施来挖潜提效。

1. 储层调整技术：通过油藏调剖、水驱改造等技术手段来重新调整储层的油水分布情况，提高含水油藏的开采效率。

2. 油井改造技术：针对低产井，采取提高产能的措施，如注聚改造、酸化处理等技术手段，提高油井产量。

3. 油水分离技术：在高含水期，采用人工沉积池、离心分离器等设备进行油水分离处理，降低油水混采比例，提高原油产量。

4. 智能化管理技术：通过智能化监测系统，实时监测油田开采情况，合理调度油井产能，提高油田整体开采效率。

5. 数据分析技术：通过大数据分析技术，对断块油藏进行综合评价和优化策略制定，找出效益挖潜的关键节点，提高油田效益。

6. 油田综合管理技术：通过建立综合管理平台，协调各项工作，实现资源共享和协同作战，提高油田的整体效益。

以上技术手段旨在通过调整储层、改造油井、分离油水、智能化管理、数据分析和综合管理等措施，提高高含水期断块油藏的开采效率和整体经济效益。

三、技术应用效果与挑战1. 技术应用效果通过上述技术手段的应用，高含水期断块油藏的开采效率和整体经济效益得到了明显提高。

复杂断块油藏精细开发浅谈随着石油勘探和开发技术的不断进步，越来越多的复杂断块油藏被发现并投入开发。

复杂断块油藏由多个不规则形状的油藏断块组成，具有复杂的地质构造和多变的储层性质，给油田开发带来了诸多挑战。

精细开发这类油藏，需要充分发挥各种先进技术和方法的作用，以提高油田开发的效率和效益。

本文将结合实际案例，就复杂断块油藏的精细开发进行探讨，并对其方法和技术进行深入分析。

一、复杂断块油藏的特点1.地质构造复杂复杂断块油藏的地质构造通常十分复杂，由于多次构造运动和构造变形的影响，油藏断块呈现出不规则的形状和分布。

这就导致不同区域的断块在产能、渗透率、孔隙结构等方面存在着较大的差异，要实现精细开发需要对地质构造进行深入的认识和分析。

2.储层性质多变复杂断块油藏的储层性质非常多变，不同区域甚至不同层位的储层孔隙度、渗透率、孔隙结构等均存在较大的差异。

受地层构造和地质作用的影响，储层中可能存在多种类型的流体，使得油藏开发过程中需要灵活应对，多方位考虑。

3.开发难度大复杂断块油藏的不规则形状和多变性，使得常规的油藏开发方法和技术难以适应。

复杂断块油藏往往具有高含水、高含杂质的特点，开发难度大，开采效率低，故而需要采用更为先进的技术手段和方法。

二、精细开发技术与方法1.三维地震勘探技术三维地震勘探技术是一项高精度、高分辨率的油田勘探技术。

通过三维地震勘探可以更加准确地探测到油气藏的产层位置、厚度和构造形态，提供准确的地质信息，有助于对复杂断块油藏的地质构造进行深入研究，为精细开发提供重要的依据。

2.注水开采技术针对复杂断块油藏存在的高含水特点，注水开采技术是一种常用的精细开发手段。

通过注水可以提高储层渗透率，减少油水相互作用，改善油藏生产条件，从而提高油田开采效率。

3.分区开发技术针对不同区域和不同层位的储层性质差异，采用分区开发技术是一种有效的精细开发方法。

通过合理划分不同区域，采用不同的开采方式和压裂技术，以最大限度地发挥油藏的生产潜力。

断块油藏高含水期产液结构优化方法研究随着油气勘探的不断深入，越来越多的油藏进入了开采后期，其中很多油藏面临着高含水期的挑战。

在这种情况下，如何优化产液结构，降低含水率，提高采收率成为了油气生产的一个重要问题。

本文就针对断块油藏高含水期产液结构优化方法进行研究。

首先，我们需要了解什么是断块油藏。

断块油藏是指油气储层由许多毗邻的断层块所组成，两个相邻的断层块之间往往存在着较大的位移。

由于油气储层被不同的断层块所切割，其连通性较差，形成了不规则的漏斗状空间。

这种油藏往往存在诸如开采难度大、水驱灌注快、采收率低等问题。

针对上述问题，我们提出采用“参数双重调整法”来优化断块油藏的产液结构。

该方法主要分两步：1.确定合理的注水量和注水井距离。

这两个参数对断块油藏的开采效果影响较大，如果注水量过大或注水井距离过短，会引起过早的水驱灌注和油水混输问题。

反之，如果注水量过小或注水井距离过长，会导致润滑效果不佳，采收率降低。

在实际操作中，通过不断调整注水量和注水井距离以及生产井与注水井之间的距离来确定合适的开采参数。

2.优化生产井和注水井的控制策略。

生产井和注水井在开采过程中的作用不同，由此需要采用不同的控制策略。

当生产井产液量较高时，应及时关闭；当生产井产液量较低时，应及时开启。

注水井的情况也类似，当注水井的注入量较高时，应及时关闭；当注入量较低时，应及时加大注水量。

通过不断调整控制策略，实现产液结构的优化。

总之，断块油藏高含水期产液结构优化方法需要结合实际情况，不断调整开采参数和控制策略，才能真正达到优化的效果。

通过这种方法，我们可以在高含水期实现降低含水率、提高采收率的目的，为油气开采提供更好的技术支持。