底水油藏“双高”开发期提高采收率技术研究

提高采收率技术研究与应用(中原油田提高采收率技术研究与下步工作2011.12(一开展三次采油的油藏类型及特点1、高渗油藏:采出51.37%,含水98.2%,进入注水开发废弃阶段2、部分中渗油藏:构造复杂,注采难以完善3、部分低渗油藏:埋藏深、物性差、吸水能力低,开发效果差上述三类油藏进一步提高水驱采收率潜力很小,必须依靠三次采油技术提高采收率。

地层温度高,地层水矿化度高,钙镁离子含量高的油藏特点对三次采油化学剂提出了更高的要求。

(二三次采油潜力开展气驱和化学驱是中原油田三次采油技术的重要研究方向。

随着化学剂的耐温抗盐和耐剪切等与油藏适应性能的指标不断提升,化学驱的应用潜力也会逐步增大。

分类化学驱气驱地质储量5887×104t 31885×104t所占比例11.4% 61.6%(三中原油田三次采油开展的工作:1、聚合物提高采收率技术(1聚合物驱技术由于早期还没有适应中原油田油藏特点的表活剂,因此,开展了聚合物驱研究。

开发出了耐温抗盐AMPS共聚物驱油体系。

聚合物产品综合性能110℃老化85天,粘度保持在9mPa.s(90℃测试。

90℃老化135天,粘度保持在15mPa.s。

室内溶解时间在3小时左右。

效果:常规聚合物耐高温、高盐和高钙镁能力有限,在中原油田的应用受到较大限制;研究出的AMPS聚合物室内评价效果较好,但由于地层高剪切,粘度下降幅度大,驱油效果不明显,且成本较高。

(2交联聚合物调驱技术交联聚合物调驱技术开展了弱交联聚合物调驱体系和高强度交联共聚物调剖体系的研究与应用。

●弱交联聚合物调驱体系开发出了交联时间和交联强度易于控制,耐温耐盐性好,稳定性好的弱交联聚合物调驱体系。

基本配方为:HPAM:EOC-1A:EOC-1B:EOC-2 = 1:0.8:0.8:0.4●高强度交联共聚物调剖体系高温情况下(100℃,弱交联体系会在较短的时间内破胶失效。

为此,开发由具有耐温抗盐性能的共聚物与有机复合交联剂交联而成的高强度交联共聚物体系。

高含水期油田提高采收率的有效措施随着石油资源的逐渐枯竭，钻采工程技术的不断发展和提高已成为当前石油勘探开发工作的重中之重。

而对于高含水期油田提高采收率的有效措施也成为了当前石油工程领域的研究焦点。

高含水期油田是指地层中水含量较高的油田，含水率在50%以上。

如何有效的提高这类油田的采收率，对于石油勘探开发具有重要意义。

本文将从多个方面分析高含水期油田提高采收率的有效措施。

一、地质勘探技术的提升在提高高含水期油田采收率方面，地质勘探技术的提升至关重要。

地质勘探是决定油田外推与开发成功的基础，特别是对于高含水期油田。

通过地质勘探技术的提升，可以更精确地确定地下油田的构造和覆盖层分布，从而有利于合理布局油井，优化开发方案和提高采收率。

在地质勘探技术方面，要加强地震勘探技术的应用。

高含水期油田常常受到地下水流动的影响，地震勘探技术可以帮助确定地下水的方向和规模，从而有利于确定油层和储层的位置，有利于制定更合理的开发方案。

二、高效注水技术的应用目前，高含水期油田的采收率提高主要依赖于注水技术。

在注水方面，要加强高效注水技术的应用。

高效注水技术可以通过不同的注水管道和注水井的选择对油田进行多层次、多角度的注水，从而提高注水效率，减少水与油的混合，减少地层压力和渗透阻力。

通过高效注水技术的应用，可以减少水的量，提高采收效率。

三、地面调剖技术的改进地面调剖技术的改进也是提高高含水期油田采收率的重要途径。

地面调剖技术是通过在油井中体积数以千万的一种非极性水溶解负荷调剖剂，无机盐和有机盐，使油水相的界面张力降低，改变油水相对流动性质，促使原油从地下流到地面，提高采收率。

在地面调剖技术方面，需要提高调剖剂的稳定性和溶解率，从而使得调剖效果更为稳定和持续。

通过地面调剖技术的改进，可以减少地下油水混合的程度，使得地下的原油更加容易提取。

四、油井压裂技术的应用油井压裂技术的应用也是提高高含水期油田采收率的有效措施。

油井压裂技术是通过在井下形成压裂裂缝，从而提高油层的渗透率和有效渗透面积，增加产油面积。

提高石油采收率—注水开发工艺技术应用分析摘要：低渗透油藏开发难度极大，主要表现在自然产能很低，甚至没有自然产能，不采用增产措施，根本无法投产，更谈不上正常开发。

合理高效地开发低渗透油藏需要建立有效驱替压力系统，这是提高低渗透油气田开发的关键问题。

面对这一现状，本文首先研究论述了低渗透油藏在学术上的界定范围、分类以及在我国的分布状况，并介绍了低渗透油藏的地质特征、开发特征以及保证油藏有效开发的注水工艺技术；然后根据注水开发中存在的一系列问题提出了低渗透油藏分层注水开发的可行性，并对目前我国正在应用的分层注水工艺技术进行了介绍；最后本文以长庆油田为例对分层注水工艺技术进行分析并评价其应用效果。

关键词：低渗透油藏开发特征注水分层注水目录1绪论 (1)1.1研究的目的及意义 (1)1.2国内外研究现状： (1)1.3研究内容 (2)2低渗透油藏分类及其特征 (3)2.1低渗透油藏的分类 (3)2.2国内低渗透油田分布状况 (3)2.3低渗透油藏特征 (4)3低渗透油藏注水开发技术 (6)3.1简介 (6)3.2水质处理工艺技术 (9)3.3注水井试注技术 (10)4.分层注水工艺技术 (12)4.1简介 (12)4.2桥式偏心分层注水工艺技术 (13)4.3锚定补偿式分层注水工艺技术 (16)4.4分层注水工艺新技术 (17)5.长庆油田分层注水工艺应用分析 (23)5.1开发现状 (23)5.2分层注水工艺应用分析 (25)5.3分层注水技术应用实例 (30)6.结论 (37)参考文献 (38)致谢 (39)附录 (40)1 绪论1.1研究的目的及意义低渗透油藏的渗透率很低、油气水赖以流动的通道很微细、孔喉比大、渗流阻力大、液固界面及液液界面的相互作用显著，并导致渗流规律偏离达西定律。

这些内在因素反映在油田生产上往往表现为单井日产量小，甚至不采用增产措施就没有自然产能；稳产状况差，产量下降快；注水井吸水能力差，注水压力高，而采油井难以见到注水效果；油田见水后，含水上升快，而采液指数和采油指数急剧下降，对油田稳产造成很大困难。

水平井提高底水油藏采收率研究的开题报告一、选题背景和意义1.1背景水平井技术的发展使得底水油藏的开发成为可能。

底水油藏是指油藏底部存在一定厚度的水层，在一些发达油田中多发现于长期开采后。

由于底水的存在，使得油藏内部下部空间常常无法充分利用，从而影响采收率的提升。

针对这一问题，提高底水油藏采收率的研究成为了当前油田开发的重点之一。

1.2意义提高底水油藏采收率可大幅增加油田的经济效益，降低成本。

此外，该研究可为其他类似油藏的开发提供经验和技术支持，具有一定的推广价值。

二、研究内容和方法2.1研究内容本研究针对底水油藏，探讨水平井技术对采收率提升的影响。

具体研究内容包括：（1）分析底水油藏的产油机理、底水分布规律、水平井对底水油藏贡献以及最优井网形式；（2）建立数学模型，模拟分析水平井对底水油藏采收率提升的效果；（3）通过实验室模拟和实际油田内试验，验证模型的可靠性和实用性。

2.2研究方法本研究采用综合性的研究方法，包括文献调研、数学建模、数值模拟、实验室模拟、实验数据分析等。

具体如下：（1）通过文献调研了解底水油藏的特点、水平井技术的优劣势，为建立数学模型提供理论基础；（2）根据实验室模拟和实际油田内试验，获得实验数据，进行数据分析；（3）建立数学模型，并采用数值模拟法进行模拟计算，验证底水油藏采收率提升的效果，探究最优井网形式。

三、预期成果3.1理论成果本研究可为底水油藏的开发和利用提供较为完备的理论知识和技术指导。

3.2实践成果通过实验室模拟和实际油田内试验，可获得实际应用的数据，为油田开发提供技术支持。

四、研究进度安排4.1阶段一：文献调研，撰写开题报告时间：2022年9月-2022年11月主要工作：收集资料并进行综合整理，撰写开题报告。

4.2阶段二：数学模型建立及数值模拟时间：2022年12月-2023年3月主要工作：根据文献调研结果，建立底水油藏的数学模型，并进行数值模拟。

4.3阶段三：实验室模拟和实地试验时间：2023年4月-2023年8月主要工作：通过实验室模拟和实际油田内试验，获得实验数据，进行数据分析。

一、前言研究区块构造位置处于凹陷东部断裂带中部吴①断层上升盘，为一屋脊式断块油藏，油层紧贴断层高部位，呈条带状分布，主要含油层系为K2t1层。

油藏埋深为1435～1520m，油藏类型为边底水活跃的底水油藏。

二、剩余油定量化描述研究1.储层地质建模以精细构造解释、储层反演、沉积微相及测井解释结果为基础，利用Petrel 软件，运用砂地比以及各属性图件进行约束，采用相控随机建模方法，建立了构造模型和属性模型。

对研究区块沉积微相做了大量研究，建立完整的沉积微相数据体，离散化后在构造模型基础上，通过设置适当的变差函数，对物性的空间分布规律进行有效约束，建立孔隙度、渗透率、含油饱和度等模型，使孔隙度、渗透率等属性的变化更加直观的反映到各沉积微相之上，从而形成基本完整的地质模型。

2.油藏数值模拟在储层地质建模的基础上，考虑砂体分布特征及研究的精细程度要求，对储层精细模型进行网格优化。

利用已知井的岩石及流体测试参数，通过单井属性曲线粗化和正态变换，利用分层建立的变差函数模型，按照一定的插值方法对每个三维网格进行赋值，完成了油藏数值模型的初始化。

3.剩余油分布特征及规律研究区块纵向上划分为3个砂层组共11个含油砂体。

根据数值模拟得到的含油饱和度分布图，各砂层组平面上靠近北部断层的顶部位置剩余油饱和度较高，在0.56以上，中间区域呈油水过渡带状况，饱和度相对较低，南部区域呈现未动用剩余油，剩余油饱和度基本上与构造线平行，呈现集中分布；纵向上，含油面积内上部剩余油饱和度整体高于下部剩余油饱和度，剩余油分布规模变小。

三、提高采收率技术对策研究1.优化方案设计，突出水平井的规模化应用通过油藏工程研究和剩余油分布规律分析，认为研究区块具备通过开发调整来提高采收率的物质基础。

在调整挖潜方案优化设计上，为充分发挥水平井在底水油藏中提高剩余油储量控制程度、提高单井产能、提高采收率和防止底水锥进的技术优势，围绕水平井筛选条件、经济技术界限和水平井参数优化设计，开展了大量基础研究工作。

２ 深度开发高含水油 田提高采收率的策略
２ ． １ 油藏精 细描 述 针 对高含水 油 田的采 收率提升 策略而言 ， 识 别油藏位 置及 特 点是 第一步 。但在进 入三次采 油阶段之后 ， 含 水量的 上升导 致 常规 的地震 资料 构造 图勘测 无法正 确显 示 ， 相对 应地 ， 油 田 企 业需要 详细 了解 油井地 质的 层构造 图（ 包括 砂 层顶 、 油 层顶 等） ， 必 须引入全新的技术手 段对油藏进行精细描述 。
摘要 ： 随 着石 油资 源的 需求量 不 断增加 ， 如 何提 高油 田采 收率 成为社 会 共 同关注 的 问题 。 高含 水 油 田是 石 油勘探 开发 中所 面临的重要 问题 ， 呈现 出地质环 境复 杂、 油藏 分散 、 采收难 度 大等 问题 ， 常规 的勘探 开采技 术无 法满足 需要 ， 因此 结合 高 含水 油 田的特征 ， 展 开深度 开发技 术 方 面的研 究 ， 这是 未来 解 决石 油 资源 市场供 给的 重要 手段 。本 文 以下针对 高含 水油 田 开发 中存在 的 问题进行分析 ， 提 出有效地采收策略 。 关键 词 ： 高含 水油 田； 油田采收率涧 题探 讨； 解决策略 针 对 国内石 油企 业而言 ， 从上 世纪 九十 年代开 始 ， 油 田的 开采速 度以平均 每年 ９ ％的速 度递增 ， 数据 显示 ， “ 十 二五 ” 期 间 我 国的高 含水 油 田采油 速度 已经 达到 了 ２ ０ ％以 上 ； 相对 应地 ， 石油企 业单纯地 增加开 采产量 ， 却很 容易忽视 对油 田采收率 的 关注 ， 因此 造成地 下大 量残 油剩 油分布 ， 长期 以往 导致开 采 困 难和 资源 浪费 ， 同时严 重破 坏生 态环境 。因此 ， 无 论从 经济 角 度还是 环境 角度 ， 强调深度 开发高含 水油 田提 高采收 率都是十 分必要 的，

高含水期开发期周期注水提高采收率机理研究苏彦芳 张　俐(山东莘县中原油田采油三厂) 摘　要　进一步提高高含水期油田的采收率是当前急待解决的一重要问题。

笔者在岩心实验的基础上研究了周期注水提高水驱采收率的机理,以及对不同地质条件油藏的适应性。

2000年在文25东油藏实施后取得较好的控水稳油效果,是提高含水期油田的采收率的一条经济有效的途径。

关键词　高含水期;周期注水;提高采收率;模型;机理1　前言人工注水是当今世界石油工业提高采收率的一种主要方法,在有利的地质,注水可保证原油采收率达60%～65%或更高。

目前,我们对注水开发油田的了解多限于稳定注水的方法。

当注入层系的非均质性增强时,注入水的波及程度就会降低,而提高油田的产量和采收率始终是最核心的问题。

在注水开采的条件下,波及系数和驱替效率是最关键的两个因素,因此,采用某种方法提高波及系数和驱替效率,就可以提高原油采收率。

用水动力学方法改善油田注水效果已受到人们重视,并在油田开发中得到广泛的应用,取得了显著的效果。

周期注水是依靠现有井网,有规律的改变油水井工作制度的一种注水开发方式,它以井组为单元,轮流改变其注入方式,在油层中建立不稳定的压力降,促使原来未被水波及到的储层、层带和区段投入开发,从而提高非均质储层的波及系数和扫油效率,提高原油采收率,是非均质储层提高原油采收率有效的方法。

2　高含水期周期注水提高采收率机理2.1　周期注水实验油田进入高含水开发期后,常规的注水方式难以有效提高采收率,依据渗流力学的原理,通过交替注水、交替注采、间歇注水、间歇注采、间歇注水后间歇注采的方法改变地下流体的流动方向,从而达到扩大水驱波及体积提高采收率的目的。

2.1.1　交替注水交替注水是指井组的两口注水井不同时生产,一口停一口注,采油井持续生产。

实验时选取同物性参数的两个模型进行实验。

模型:选取均质、亲水平面模型作实验。

在常规注水开发时,井组综合含水98%,实验时1水井和2水井交替注水,周期为15天,采油井持续生产。

高含水期油田提高采收率的有效措施【摘要】高含水期油田采收率低是当前油田开发中普遍存在的问题。

为此，本文从调整注水井控制方式、优化注水井注入参数、提高油藏压力、采用增强采油技术和优化水驱体系等方面探讨了提高采收率的有效措施。

通过合理调整注水井控制方式，提高注入参数，增加油藏压力，采用增强采油技术和优化水驱体系，可以有效提高高含水期油田的采收率。

这些措施对于提高油田开发效率、降低生产成本具有重要意义。

未来，随着技术的不断进步和市场需求的不断增长，高含水期油田提高采收率的有效措施将不断完善和发展，为油田开发提供更多的技术支持和指导。

【关键词】高含水期油田、提高采收率、注水井、油藏压力、增强采油技术、水驱体系、有效措施、未来发展趋势1. 引言1.1 研究背景提高高含水期油田采收率一直是石油行业面临的重要课题。

随着油田开采的深入，含水期油田的含水量逐渐增加，造成油井产量下降、采收率降低的问题日益突出。

为了解决这一问题，研究人员不断探索各种提高采收率的有效措施。

含水期油田的开发利用面临着一系列挑战。

含水量增加导致采出油的困难，采收率低下成为制约油田开发效率的主要因素。

传统的采油技术已经不能满足高含水期油田的开采需求，需要引入新技术提高采收率。

针对高含水期油田提高采收率的研究具有重要意义，可以有效提升油田的开采效率，实现资源的最大化利用。

为了解决高含水期油田采收率低的问题，需要综合运用调整注水井控制方式、优化注水井注入参数、提高油藏压力、采用增强采油技术和优化水驱体系等多种手段。

这些措施将有助于提高油田的采收率，提高石油开采效率，实现资源的可持续利用。

研究高含水期油田提高采收率的有效措施具有非常重要的意义。

1.2 问题提出在高含水期油田开发过程中，提高采收率一直是石油工程领域的重要问题。

随着油田开采的不断深入，油水混采问题变得日益突出，导致采油效率低下，采收率下降。

随着油田开采时间的延长，油井产量逐渐衰减，使得提高采收率愈发迫切。

低渗透油油藏开发中后期提高采收率技术研究【摘要】根据大芦湖油田的地质特征，结合生产实际，探讨提高裂缝性低渗透油藏开发中后期采收率的新方法。

在早期注水无井开采井区，由于注水补充地层能量，使地层压力升高，这样油井补孔时产量可以得到提高，运用物质平衡方法计算，在早期注水无井开采井区地层压力一般可以升高2-3MPa，在保持相同流压的情况下，压差可以增大2-3MPa，如果按正常生产压差13MPa计算，则产量可以比原始地层压力条件下提高15%，具有不压裂投产的可能性。

【关键词】大芦湖低渗透新技术不压裂投产1 油藏地质简况大芦湖油田地理位置位于山东省高青县东北部，构造位置位于东营凹陷博兴洼陷西北部，正理庄——樊家鼻状构造北端。

1991年投入开发，同年转入注水开发。

主力含油层系为沙二、沙三中、沙三下，探明含油面含油面积55km2，地质储量3851万吨。

平均孔隙度为14.8%，平均渗透率5.7×10-3um2，有效渗透率仅 3.4×10-3μm2。

存在问题一是无自然产能，压裂后产量递减快；二是剩余油分布零散；三是受裂缝影响，油水井井间窜流严重，主力开发层系综合含水已高达80%以上，且层间水淹状况不均。

2 开发中存在问题传统观点认为：大芦湖属低渗透油田，只有经过压裂改造油井才具有一定的产能，所以大芦湖油田投产的油井基本上是口口压裂，而在油田后期开发中却暴漏出以下三点问题。

2.1 平面上：人工裂缝发育、油井注水见效快，见水后含水上升快，产量递减快，控水稳油难度大由于低渗透油藏投产初期一般都采取压裂改造，油水井间裂缝发育，注水后油井见效快，但见效后油井含水上升比较快，无因次采液、采油指数大幅度下降，产量递减较快，年递减率达到15%以上，且油水井间容易形成窜流，造成注水利用率低，注采调配效果不明显，给控水稳油带来很大的难度。

2.2 纵向上：裂缝窜层严重，后期的调整和挖潜难度大对于早期单采S3Z43层的井，后期卡封补孔压裂挖潜S3Z44、42层时，油井基本全是高含水，统计层间挖潜共计实施了6口井只有3口井有效，措施有效率只有50%，从无效的3口井的的液量、含水及水分析资料来看，均与卡封补孔前一样，说明层间已经压窜，导致层间挖潜难度加大。

Ｅｏ Ｒ Ｍ ＥＴＨｏ Ｄ ＥＸＰＥＲＩ Ｍ ＥＮＴＳ ＦｏＲ ＴＨ Ｅ ｏＩ Ｌ ＲＥＳ ＥＲＶｏＩ ＲＳ Ｗ Ｉ ＴＨ ＥＤＧＥ ＡＮＤ Ｂｏ ＴＴｏＭ Ｗ ＡＴＥＲＳ
ＺＢａ ｏ ， Ｗ ＡＮＧ Ｘｉ ａ ｏ ｙ ａ ｎ ， ＺＨＵ Ｒｕｉ ｈ ｕ ａ 。 Ｚ ＨＡＮ Ｇ Ｊ ｉ ｙ ｉ ｎ ｇ
ｆＤ ｏ ａ ｑ ｉ ｎ ｇ Ｏ ｉ ｌ ｉ ｆ ｅ ｌ ｄ Ｃ ｏ ． Ｌ ｔ ｄ ． ， Ｄ ａ ｑ ｉ ｎ ｇ １ ６ ３ １ １ ４，Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ）
Ａｂｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ：Ｉ ｎ ｏ ｒ ｄ ｅ ｒ ｔ ｏ ｅ ｆ ｆ ｅ ｃ ｔ ｉ ｖ ｅ ｌ ｙ ｉ ｎ ｈ ｉ ｂ ｉ ｔ ｔ ｈ ｅ ｂ ｏ ｔ ｔ ｏ ｍ ａ ｎ ｄ ｅ ｄ ｇ ｅ ｗａ ｔ ｅ ｒ ｃ ｏ ｎ ｉ ｎ ｇ ｓ ｐ ｅ ｅ ｄ ａ ｎ ｄ ｆ ｕ ｒ ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ｎ ｈａ ｎ ｃ ｅ ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ｃ ｏ ｖ ｅ ｒ ｙ
２ ０ １ ５年 １ Ｏ月
大庆石 油地 质与 开发
Ｐｅ ｔ ｒ ｏ ｌ ｅ ｕ ｍ Ｇｅ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ ａ ｎ ｄ Ｏｉ ｌ ｉｅ ｆ ｌ ｄ Ｄｅ ｖ ｅ ｌ ｏ ｐｍｅ ｎ ｔ ｉ ｎ Ｄａ ｑ ｉ ｎ ｇ
Ｏｃ ｔ ．． ２ ０ １ ５ Ｖｅ １ ． ３ ４ Ｎｏ ． ５
２ ． Ｏ ｉ ｌ Ｐ ｒ ｏ ｄ ｕ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ Ｅ ｎ ｇ ｉ ｎ ｅ ｅ ｒ ｉ ｎ ｇ Ｉ ｎ ｓ ｔ ｉ ｔ ｕ ｔ ｅ ｉ ｎ Ｐ ｅ ｔ ｒ ｏ Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ Ｔ ｕ ｈ ａ Ｏ ｉ ｉｅ ｆ ｌ ｌ ｄ ，Ｓ ｈ ａ ｎ ｓ ｈ ａ ｎ ８ ３ ８ ２ ０ ２ ，Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ；３ ． Ｐ ｅ ｔ ｒ ｏ Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ

底水油藏“双高”开发期提高采收率技术研究摘要：张渠二区为典型的底水油藏，经过14年注水开发，已进入”双高”开发阶段，面临含水持续上升、水驱油效率差等矛盾，通过实施油井化学堵水、注水井堵水调驱及改变相渗压裂等一系列技术措施，总结出了”双高”底水油藏提高采收率的有效技术对策，为同类油藏提高采收率提供经验支撑。

关键词：化学堵水堵水调剖压裂引效张渠二区1998年注水开发，开采长213层，构造总体为一平缓西倾单斜，在大单斜背景上发育一系列幅度较小的鼻状隆起，长213砂体呈北东-南西向带状分布，东西两侧迅速减薄，油水分异不明显，为典型的构造－岩性边、底水油藏。

油藏在北部、中东部受上倾方向岩性遮挡，受构造影响，渗透率降低，底水不发育；在中西部、南部构造变低，底水发育。

一、油藏开发特征1.采出程度增大，含水持续上升张渠二区一直保持高效开发，已累计产油260万吨，地质储量采出程度15.4%，可采储量采出程度86.9%，综合含水74.6%，油藏已进入“双高”开发阶段，随采出程度增大，含水持续上升，平均以0.2%/月的速度递增，开采中受底水、注入水、同层水3种因素影响，地下水驱规律复杂，前期依靠注水调整控水达不到预期效果。

2.油水渗流通道沟通，水驱效率差该油藏原始渗透率25.4×10-3μm2，油层渗透性好。

经过14年注水，目前平均注水井口压力7.8MPa，但中部区域有12口井注水压力≤3.5MPa（监测显示套管完好无损），注水井低压易造成油水井渗流通道沟通，采出水量增多，油藏存水率下降（2009年为0.5703，目前为0.5454），水驱油效率变差。

3.地层堵塞，油井产能下降张渠二区中东边部底水不发育，随采出时间延长，地层堵塞，油井产能下降。

前期在张渠二区先后实施酸化、暂堵压裂等一系列工艺措施14口，措施后含水大幅上升，增产幅度小，常规工艺手段治理堵塞井效果较差。

二、提高采收率对策研究1.实施化学堵水，实现控水稳油针对油井含水上升问题，通过分析认为部分井生产压差过大、油水界面抬升、酸化或压裂措施改造不当引起底水锥进所致。

为典 型的构 造 一岩性 边 、底 水 油藏 。油藏 在北 部 、中东部 受上 倾方 向 岩 性遮 挡 ，受构 造 影响 ，渗 透率 降低 ，底水不 发 育 ；在 中西部 、南 部
构造 变低 ，底水发 育 。
一
、
油藏 开发特 征
１ ． 采 出程度增 大 ，含 水持续 上升 张 渠二 区 一直 保持 高效 开发 ，已累 计产 油 ２ ６ ０万吨 ，地质 储 量采 出程 度 １ ５ ． ４ ％，可 采储 量采 出程 度 ８ ６ ． ９ ％ ，综 合含 水 ７ ４ ． ６ ％ ，油藏 已 进入 “ 双高 ”开 发 阶段 ，随 采 出程 度 增 大 ，含 水持 续 上 升 ，平 均 以
段塞设计 段塞名称 调剖体系 用量 浓度 粒 用 料 （ ｔ ） 排量 旌工压力 施工时间 ｒ ａ ３ ／ ｈ №ａ
耍ｔ 静壤二 藿满 苷遁委船 盎 苷担一蘸鲢
实施效果 ： （ １ ） 水驱 状 得 到 改 善 。压 降 曲线 变缓 ；存 水 率 上升 （ Ｏ ５ ７ ｔ
０ ． ５ ８ ） ；剖面吸 水厚度增 加 ３ ． ９ ｍ，水驱储 量动 用程度 提高 ４ ． ８ ％。
（ ２ ） 调驱 井 组递 减 减缓 。调 驱井 组递 减率 由调前 的 １ ０ ． ２ ％降 至 ７ ． ５ ％，下降 了 ２ ． ７ ％。 （ ３ ） 调驱井组 初期效 果明显 。调驱 后井组 平均单 井产 能 由 ４ ． ５ ｌ ｔ ４ ． ５ ７ ｔ ／ ｄ ，综 合含水 由 ６ ９ ． ４ ％ ６ ８ ． ７ ％。对应 油井 见效 ６ ３ ． ５ ％，单井 日增 油０ ． ２ ７ ｔ ，取得 较好效 果 。 （ ４ ） 调驱有效 期短 。调驱初 期注 水压 力爬升 明显 ，但后 期压 力下

（ ３ ） 过路 井技 术 通过 ｌ Ｏ ｌ Ｓ ｌ ￣ 井的油 水界面 测井解 释情况 原始 油水界面 对 比分 析验 证 ， 油 水界 面 变化２ ｍ以上 的井只有 ２ Ｅ ｌ ， 分布 在数模 剩余 油的水 淹 区， 其 余８ １ ＝ Ｉ 井 的油
（ １ ） 第 一阶 段 （ １ ９ ９ ８ ． １ ０ － ２ ０ ０ ０ ． １ ０ ） ： 水 平井试 验调 整 阶段 ， 共投 产８ 口水平
（ 胜 利 油 田桩 西采 油厂 地 质研 究 所
［ 摘 要］ 桩１ 馆 陶为河 流相 沉积 ， 属具 有边 底 水 的构造层 状 稠油 油 藏 ， 该 文在 总结 了三 次水 平井 调整 的历 史 经验 ， 在 此基 础 上进 行 了水平 井提 高 采收 率的 经 济 技术 、 对 策研 究 ， 认 清剩 余油 的动 态分 布规 律 ， 从 而进 行层 系 细分 、 水 平井 极 限井 网整体 加密 调 整和平 面 产液 结构 调整 挖潜 ， 提高 单元 采收 率 【 关键词］ 水 平井 剩余 油 分布 技术 对策 提高 采 收率 中 图分 类号 ： Ｐ ６ ３ １ ． ８ ＋１ 文 献标 识码 ： Ａ 文章 编号 ： １ ０ ０ ９ —９ １ ４ Ｘ（ ２ ０ １ ３ ） １ ２ — ０ ０ ５ ０ — ０ １
（ ２ ） 第 二 阶段 （ ２ ０ ０ ２ ． １ 卜２ ０ ０ ４ ． ７ ） ： 水 平井 整体 调整 阶段 ， 考 虑 了夹 层的 影 响因素 ， 投产 水平井 ｌ ７ 口， 主要 以分 段射 孔投产 为主 ， 开发 效果 比第 一 阶段水 平
井 稍差 ， 但具 备分 段射 孔 的潜 力 。
对 隔夹层进行 精细描 述及 预测 ， 充分利用 隔夹层 有效抑 制底水 锥进 的特 性

高含水期油田提高采收率技术实践探究摘要：近年来，随着我国油田开采逐步向纵深方向发展，油田的综合含水率越来越高，有些油田甚至超过了90%，这些油田的产量在我国原油总产量中所占的比例非常大。

为了确保我国油田工业的健康、稳定、持续发展，必须对这部分油田的开发效果进行改善，并采取有效的技术措施不断提高高含水期油田的采收率。

基于此点，本文首先介绍了提高油田采收率的常用技术，并在此基础上对高含水期油田提高采收率的有效技术进行研究。

关键词：高含水期油田采收率水力学技术一、提高油田采收率的常用技术为了提高油田的采收率，国内外的专家学者在不断研究的中提出了以下几种技术：1.加密钻井技术自上个世纪60年代开始，前苏联便已经开始应用加密钻井技术来提高油田采收率，该技术在巴什基里亚油田中的应用取得了良好的效果。

随后，美国也逐渐对该技术给予了一定的重视，并在原有的基础上进行了不断改进和完善，将软件技术引入到了加密钻井技术当中，使其能够对油层的可采储量进行准确预测。

在2011年，哈图油田在三塘胡应用了加密钻井技术，采收率提高了4个百分点。

2.井下调整技术该技术具体是指采用化学制剂对油井进行调剖和堵水处理，从而达到提高采收率的目的。

应用比较广泛的一类化学制剂为聚丙烯酰胺。

机械堵水技术则主要采用封隔器对油井进行堵水处理，同时，细水泥堵水技术和封闭式机械堵水技术也获得了广泛的应用，这两种技术在有效性和成功率方面都要比封隔器堵水的效果好很多。

此外，酸化压裂技术也是井下调整技术中比较成熟的一种方法，该方法在国内各大油田的应用比较普遍，在提高采收率方面的效果也比较明显。

3.水平井上个世纪30年代初期，一些发达国家便开始在油田开采中应用水平井，80年代水平井在全世界各国获得了广泛应用，我国在90年代开始在一些油田中对水平井进行应用，如大庆油田、塔里木油田、胜利油田等等。

水平井在高含水期油田开采中的应用是在20世纪末期，由于水平井本身的泄油半径以及接触面积比较大，使其在提高采收率方面效果明显，但是因为修建水平井的成本约为直井的2-3倍，并且技术难度较大，故此水平井的数量在油井总数量中所占的比例较小。

注水开发提高采收率技术研究摘要：油藏进入特高含水期后，处于高采出阶段，仍残有大量剩余油，只是，剩余油的分布更加零散。

大量实践证明，处于特高含水期的油藏，进行合理的再次水驱开发，能够进一步提高采收率，改善开发效果，具有很大潜力关键词：注水，采收率，高含水，低渗透储层前言提高采收率技术一般指通过各种方法改变驱替相/被驱替相的物理、化学性质，从而提高驱替相的波及程度或驱油效率，并最终提高原油采收率的油田开发技术。

提高采收率技术既包括改善水驱技术，也包括化学驱、气驱、热力采油等三次采油技术，可在常规二次采油的基础上，将原油采收率再提高5%-30%。

众所周知，注水是保持油层压力，实现油田高产、稳产，改善油田开发效果较为有效方法之一。

中国油田储集层里面，92%为陆相碎屑岩沉积，纵向上非均质性严重，注水开发过程中，注入水很容易沿着高渗层，进而引起水窜。

为了提高水驱油开发效果，应重视中、低渗透层注水，发展分层注水等技术，达到多油层的高效注水，这也是特高含水期，为了提高水驱采收率的重要技术之一.1改善水驱技术水驱是应用规模最大，开采期限最长，调整工作量最多，开发成本(除天然能量外)最低的一种开发方式。

改善水驱是常规水驱在理念和技术上的全面升级，核心是将“精细”这一开发理念贯穿于油田开发的各环节，将地质油藏、钻井工程和采油工艺紧密结合。

通过精细分层注水和精细分层采油，加强对单砂体注采系统和多向连通率的控制，通过调驱等措施调整注采剖面和平面矛盾，从工艺上细分注水级数并提高分注率，总体上实现油藏的立体优化，提高水驱波及系数。

精细水驱相对常规水驱可提高采收率5%-10%改善水驱技术按中、高渗透高含水油藏和低渗透油藏两个方面进行概括。

2高含水油藏改善水驱技术高含水油田储层以中、高渗透为主体，所占储量规模最大。

随着开发程度的越来越高，剩余油分布越来越复杂、高含水、地面设施老化和套管损坏等间题日益严重，给进一步提高采收率带来了严峻的技术与经济挑战。

浅析有效提高石油采收率的基础研究石油资源是人类发展的重要基石，有效提高石油采收率成为了重要的研究方向。

石油采收率是指从油藏中有效地采出石油的比例。

提高石油采收率的方法非常广泛，包括改善注采工艺、提高注水效果、应用化学驱油技术、实施超声波技术和微生物增油技术等。

然而，这些方法的成效并不是很稳定，因此需要更深入的研究和应用。

注采工艺改善是目前最常用的提高石油采收率的方法。

其核心理念是通过优化注入和采出的流体的流动状态，达到提高采收率的目的。

具体实践中，可以采用提高压力、调整油藏厚度、优化地质构造以及改变采油方式等方法来改善注采工艺。

中小型油田的注采工艺改善效果更为明显，大型油田则需要采用更加复杂和细致的工艺分析方法。

化学驱油技术是另一种提高石油采收率的方法。

化学驱油技术采用化学品溶解石油中的重质化合物，降低油的黏度，提高石油流动性，从而达到提高采收率的目的。

因此，应用化学品来驱动石油流动是化学驱油技术的核心内容。

化学驱油技术的优点在于使用方便和效果显著，但其也存在着排放化学品对环境造成的影响，需要引起足够的重视。

超声波技术是目前比较热门的一种通过物理方法提高石油采收率的技术。

超声波技术可以对油藏中原油的黏度和流动性进行调整，从而提高石油的采收率。

这种技术不仅对难采油井有很好的效果，同时对于开采中的高黏度、高粘性的原油也有独到的优势。

微生物增油技术是另一种新兴的方法。

它利用了微生物固氮和产胶物质等特性，将可以帮助去除堵塞物，并促进石油上升的微生物引入油藏，以促进原油在分离层中的吸附和流动。

与其它技术相比，微生物增油技术具有无毒、无污染、易于操作等优点，同时其成功率也比较高，具有广阔的应用前景。

50我国低渗透油藏的分布相对较广。

低渗透油藏主要指的是渗透性能相对较差的油藏，该种类型的油藏又被称为致密油藏，在对其进行开发作业的过程中，需要进行全面的压裂改造，此时油藏才能进行正常的开发作业，我国的低渗透油藏可以分为3种类型，渗透率处于50~10mD的油藏被称为低渗透油藏，渗透率处于10~1mD的油藏被称为特低渗透油藏，渗透率处于1~0.1mD的油藏被称为超低渗透油藏[1]。

通过对低渗透油藏的开发进行分析发现，尽管采取了压裂改造措施，但是其采收率仍然相对较低。

针对该问题，本次研究首先对该种油藏开发的问题进行系统分析，对提高采收率的技术进行深入研究，以此推动我国低渗透油藏开发的进一步发展。

1 低渗透油藏开发作业面临的问题对于低渗透储层而言，由于其孔隙相对较小，喉道相对较细，孔隙之间的连通性相对较差，孔喉比也相对较大。

因此，孔喉的作用相对较强，比表面积相对较大，对于原油以及原油附近的岩石而言，边界层的厚度相对较大，受到贾敏效应以及表面分子作用的严重影响，使得低渗透储层中的流体表现出了非达西渗流规律特点，这不但会对原油的采收率产生严重影响，还会对低渗透储层渗流规律研究产生一定的影响，在进行原油开发的过程中，启动压力梯度相对较大，事实上，随着渗透率的逐渐降低，启动压力梯度将会逐渐提升[2]。

通过对低渗透储层进行深入研究发现，储层之间存在断层隔断，变异系数以及渗流阻力都相对较大，尽管存在一定量的边底水，但是边底水的活跃性相对较差，储层中的弹性能量相对较小，在进行能源开发作业的过程中，地层能量的衰减速度相对较快，在油井见水以后，其产液量以及产油指数都将会快速降低。

一般情况下，在含水率达到40%~50%之间时，油井的产油指数仅处于0.1~0.2之间。

另一方面，低渗透储层的应力敏感相对较为强烈，在储层的围限压力提升时，储层的渗透性将会变差，储层的渗透率可以降低10%~50%，低渗透储层具有低渗透率的基本特点，这使得储层中的毛细管力相对较大，且在孔隙中含有大量的黏土矿物以及杂质，对于黏土矿物而言，其水敏性相对较强，膨润度相对较大，如果注入地层中的流体与地层中的天然流体并不匹配，则容易在储层中产生沉淀，导致储层的渗透率进一步降低，为了提高低渗透油田的开发效率，一般会采用注水开发的方案，通过向低渗透油藏提高采收率技术研究潘铎辽河油田辽兴油气开发公司 辽宁 盘锦 124010摘要：针对低渗透油藏提高采收率的技术问题，首先对低渗透油藏开发作业面临的问题进行系统分析，在此基础上，对低渗透油藏提高采收率的技术进行研究，以此推动我国低渗透油藏开发领域的进一步发展。