高含水油藏剩余油开发浅析

中国石油大学（北京）远程教育学院

毕业设计（论文）开题报告

高含水油藏提高采收率技术

研究与进展

姓 名：杨帆

学 号：936887

性 别：男

专 业: 石油工程

批 次：1503

学习中心：甘肃农垦河西分校奥鹏学习中心[19]

指导教师：王秀宇

2017年1月21日（开题报告截止日期） 毕业设计（论文）开题报告

论文题目

一、选题原因

在社会经济发展过程中，油藏开采需求增大，越来越多的高含水期油藏被勘查出来，但是高含水期的油藏却存在高含水高采出的矛盾，成为目前高含水期油藏开采的主要问题。我国大部分油田都已经投产数十年，许多油藏都逐渐进入高含水期阶段，一些区块甚至采出所在区域储量的80%，所以，研究如何开采高含水期油藏，成为解决目前油藏开采困境的重要途径。国内外相关研究提示，一些通过水驱技术开发的油藏，提高其采收效率主要有三次采油及水动力学法。长庆油田是我国年份较久的油田，因为长期的开发，该油田一部分油藏区域已经进入高含水期，油藏的发育以及油层的连通具典型性，因此，本文选择长庆油田的高含水期高渗透大厚层高含水油藏作为研究对象进行研究，以探讨提高高含水期油藏采收率的方法，取得较理想的效果。

二、论文框架

 第1章 绪论

 1.1 特高含水期油藏特点

 1.2 国内外特高含水期油藏概况

 1.3 特高含水期油藏剩余油的分布特征

 第2章 特高含水油田提高采收率技术

 2.1 特高含水油田继续水驱提高采收率技术

 2.2 特高含水油田氮驱提高采收率技术

 2.3 特高含水油田注聚合物驱提高采收率技术

 2.4 特高含水油田注凝胶提高采收率技术

 2.5 特高含水油田水气交注提高采收率技术

 2.6 特高含水油田C02驱提高采收率技术

 第3章 组合驱方式筛选实例

 3.1 Kumkol South油田提高采收率研究

 3.2 SH7油田提高采收率研究

２０１０年第２３期　内蒙古石油化工　１０７　

高含水期剩余油研究方法及影响因素分析　

吴　错　，俸云清。，甘森林。　

（１．东北石油大学地球科学学院；２．大庆油田有限责任公司第六采油厂；　３．大庆油田有限责任公司第一采油厂，黑龙江大庆１６３００１）　

摘要：经过长期注水开采的油田已经基本进入了高含水期，研究剩余油的分布以及油田开发难度　越来越大。高含水期剩余油对于增加可采储量和提高采收率具有很大的潜力，研究剩余油势在必行，主　要从成因、影响因素、研究方法三方面进行。　

关键词：储层非均质性；夹层；地层倾角；原油粘度；剩余油　

中图分类号：ＴＥ３５７　文献标识码：Ａ　文章编号：１００６—７９８１（２Ｏ１０）２３一Ｏ１Ｏ７一Ｏ４　

我国油田多为陆相沉积，储层的层间、层内和平　

面上渗透率变化大。近９０　９／６油田采用注水开采方式，　其基本规律是注水开发早、中期含水上升快，采出程　

度高，当含水达８０　时，全国油田采出可采储量平均　为６２％［１］。可见，高含水期剩余油对于增加可采储量　

和提高采收率还具有很大的潜力。而油田高含水期　

采油将是一个漫长的开发过程，挖掘剩余油就成了　老油田开发的主要任务。油田进入高含水后期，剩余　

油分布越来越复杂，给油田稳产带来的难度越来越　大。剩余油的分布与沉积微相、储层非均质、流体非　

均质、断层、开发因素等有关，高含水期的剩余油研　究内容不仅要搞清楚剩余油分布的准确位置及数　

量，还要搞清楚其成因以及分布特点［２］，为油田今后　

的开发提供依据。本文主要从剩余油成因、影响因素　

以及研究方法三方面加以分析。　

１剩余油成因　

１．１储层非均质及沉积微相的控制　古水系及物源方向、古气候和地质活动的变迁　

是影响储层非均质性的主要原因，也是导致储层不　同沉积微相的主要因素。储层非均质性是沉积微相　

的具体体现，主要表现为层内、层间和平面非均质３　种。　层内非均质是指单砂体在垂向上的变化，包括　

层内渗透率、孔隙度在垂向上的差异程度，层内粒度　韵律和渗透率的非均质程度及层内不连续的泥质薄　

油田开发中解决高含水油井问题

随着国内的大多数油井开采已经进入了中后期，油井采出液进入了高含水阶段，油井的开采率日益的降低，石油的产出比也逐渐的下降，给我国的石油供应带来严重的困境，为了满足我国日益增长的对石油资源的需求，就要提高油井的出油率，因此解决我国油开发中高含水油井问题就成为了一切工作的出发点。

标签：高含水油井；石油；石油开采；油田开发

目前过高的含水率和油层存在伤害是许多油田部分井产能低的主要原因之一，我国的一些油井在注水开采的过程中，注水井和油井存在裂缝或是较大的孔道沟通，从而造成了油井暴性水淹，并且造成整个区块产能的下降，这种早期的开发方式严重降低了注入水的波及系数，不利于油田的长远开发。高含水的油井，存在地层渗透率低、均质性差等问题，严重影响我国油井的出油率，不能满足我国社会经济发展和人们生产生活对石油的需求量，我国的石油储备量下降，严重威胁着我国石油能源的安全，本文就以延长油田吴起采油厂为例，主要对我国油田开发中高含水油井问题进行探讨，旨在提高我国油井的开发效益，增减石油产量。

一、延长油田吴起采油厂的概述

延长油田吴起采油厂组建于1993年3云，现总资产有117.3亿元，职工5847人，生产油井3998口，现已具备年产200万吨，日产5400多吨的原油生产能力，是延长油田中生产规模最大、综合实力最强的生产单位，产量占到延长油田总产量的六分之一。2011年，吴起采油厂把注水开发列为“天”字号工程，继续实行“一把手”负责制，将本年注水工作的目标任务确立为：新钻注水井325口，投转注230口，新增注水面积98.53平方公里，新增水驱量3173.46万吨；注水区自然递减率控制在8%以内，注水相对增油5万吨。累计建成投运联合站5座，计量增压接转站13座，铺设集输管线1748公里，集输单井2622口，井区管输率达52.6%，提前建成投用了吴延原油运输管线，彻底结束了汽车运输原油的历史。建成注水站48座，铺设注水管线910公里，井区道路、桥涵、队部、值班房全面改善。

第１１卷第１４期２０１１年５月　１６７１—１８１５（２０１１）１４—３２７８—０３　科学技术与工程　

Ｓｃｉｅｎｃｅ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　ａｎｄ　Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ　Ｖｏ１．１１　Ｎｏ．１４　Ｍａｙ　２０１１　＠２０１　１　Ｓｃｉ．Ｔｅｃｈ．Ｅｎｇｎｇ．　

高含水油田剩余油分布研究　

马文国　

（东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，大庆１６３３１８）　

摘要　萨北开发区经过４６年的注水开发，目前已进入特高含水开发后期。选取萨北开发区中具有代表性的试验区块进行　

研究，为下一步开发调整提供依据。研究结果表明：试验区目前井网的适应性差，层间干扰严重，注采关系复杂，不利于有效　

地开展注采控制。在严格的历史拟合基础上，应用数值模拟方法，最终提出了目前试验区块实际剩余油饱和度图，为下一步　

油田开发提供了可靠依据。　

关键词特高含水期　井网的适应性　历史拟合　数值模拟　剩余油　

中图法分类号ＴＥ３５７．６２；　文献标志码Ｂ　

大庆萨尔图油田主力油层已进入特高含水开　

发后期，非主力油层的开发成为油田稳产的关　

键　Ｊ。本文试验区在长期的注水开发过程中油层　

整体动用效果较好，但厚油层和薄差层间动用效果　

差异较大，主力层层内动用差异明显，因此进入特　

高含水开发阶段仍有相当一部分剩余油富集，采用　

传统井网调整技术已不适应地下油水分布的新特　

点　ｊ。为了充分挖掘砂岩油藏的剩余油，根据层间　

油藏特征及开发现状进行注采井网的重新调整，并　

对不同的储层采用不同的开发对策　Ｊ。本文通过　

对试验区油层发育的研究，并开展生产历史拟合，　

最终通过数值模拟方法给出了试验区的剩余油饱　

和度图，为下一步提高采收率方法的设计提供了技　

术准备。　

１试验区井网概况　产，萨尔图基础行列式井网，试验区内仅有４口注水　

井，１９７０年７月至８月间，葡萄花基础投产３口采　

油井。１９７２年，萨葡高一次加密投产油水井１１口，　

包括油井８口，水井３口。１９８８年１１月至１９９１年