水驱油藏转热采提高采收率专题共73页文档

1油藏概况1.1地质特征我们通过研究海1块发现，在大洼断层内部将出现一种新的情况，就是位于上升盘附近，有含油的地方，大概面积为6.0平方千米。

然而，石油储备量却只有1227×104t，面对这样的问题，专家建议我们要从具体的油层结构进行深入分析，这主要在于结合d2Ⅲ、d2Ⅳ、d3Ⅰ、d3Ⅱ四个层面来研究，这对于一些发育较好的水域来讲，必须注重水下分流河道、河口砂坝、分流间湾和前缘薄层砂等沉积微相。

我们通过大量的实践研究后，逐步剖析储层平均值，然后了解到孔隙度为29.1%，其平均空气渗透率633×10-3μm2；各个油层组连通系数也会通过一系列的变化，从而会加大研究的难度系数，这种情况也是我们在具体的研究过程中，要严格按照一定的程序进行，不能偏离主题问题，要有辨别地对待。

1.2开发简况我们通过在海1块研究中，发现自投入开发以来，这种天然能量的开发，已经逐步实行边部温和注水开发及全面注水开发等三个程序进行。

其实，我们也没有必要做大量的无用功，这种纯天然能量已经处于正常发展状态，这只需要从注水采收率研究开始，建立一套科学的分析方法，从而有利于注水采收率的科学化发展。

到目前为止，还没有哪一个行业在面临重大问题时，会向海1块那样深入分析讨论，这种研究力度已经被世界其他国家公认。

2影响波及系数的因素2.1地层的非均质性对波及系数的影响我们通过大量的实验研究后，发现在水下分流河道、河口砂坝、分流间湾和前缘薄层砂等微相已经开始在平面上相间分布，这种状况的出现，在于运用好各种微相物的不同性质，逐步形成一种能够使海1块平面上有较强非均质性，我们要逐步对各油层组间渗透率进行研究，因为这是影响到整个非均质系数和各油层组内部渗透率的重要因素。

通常情况下，主要显示出级差的大小，通过级差的大小来衡量均匀系数，这也是我们对块层间、层内研究的一大难点，主要在于注入水沿高渗透层或高渗透带进行降低纵向波。

2.2流度比对波及系数的影响为了掌握五点法井网流度的情况，我们必须研究好波及面积。

第一章注水及空气驱油技术1.原油采收率Er：采出原油量与原始地质储量的百分数或比值。

2.一次采油：利用油层原有的天然能量采油，采油成本低，采出程度低。

二次采油：利用人工补充能量采油，机械能采油，采出程度和采油成本相对较高。

三次采油：利用物理化学能采油，即通过改变地层，流体的性质，特别是界面性质进行采油，采油成本高，采出程度高。

四次采油：利用生物能，核能等方法采油。

3.波及系数Ev：油藏被工作剂驱洗过的体积占总体积的百分数。

4.驱油效率Ed：被工作剂冲洗下来的油量与波及区域内总油量比值的百分数。

5.Er=Ev-Ed6.残余油:①剩余油：由于注水波及系数低，注入水未波及的区域内剩余的原油。

②残余油：注入水在波及区域内或孔道内已扫过区域仍然残留而未能被驱走的原油7.毛管数：粘滞力与局部毛细管力的比值。

（增大毛管数可降低残余油饱和度）8.影响水驱油效率的因素：①油藏岩石的润湿性②油层沉积韵律的影响：正韵律油层、反韵律油层、复合韵律油层③粘滞力和毛管力的影响9.影响波及系数Ev的因素：①油藏流体粘度（粘度↑，Ev↓）②流度比的影响③非均质的影响④井网的影响10.流度比：驱替相的流度与被驱替相的流度之比。

M=1，油水流动性能相同。

M<1水的流度小于油的流度，利于驱油，Ev高。

M>1水的流度大于油的流度11.油水前缘：分隔油区与油水两相区的界面。

水驱油前缘推进方式：①活塞式推进②非活塞式推进。

12.粘性指进：当一相流体驱替与其不混溶的另一相流体时，由于两相流体粘度的差异，造成驱替相流体在两相接触处呈分散液束，像手指状向前推进的现象。

13.舌进：在油层平面上，注入水沿高渗透区域高渗透区或高渗透带，首先到达油井，其水线前缘成舌状，故称舌进。

第二章聚合物驱油技术1.聚合物溶液驱油：把聚合物添加到注入水中，提高注入水的粘度，降低驱替介质的流度的一种改善水驱的方法。

2.聚合物：由被称为单体的低分子物质聚合而成的高分子化合物。

8.1 提高采收率天然能量已衰竭或用注气、注水法采油后（或注水、注气同时），运用更复杂的物理化学技术改变或改善其排出机理，从而提高采收率。

也称强化开采。

8.2 三次采油系指油藏经一次、二次采油后，注入热介质化学剂或能混溶的流体开采剩余在油藏中的原油，以提高油藏的最终采收率。

8.3 岩心驱替试验系指在实验室内利用油层岩心或人工岩心进行的各种驱油物理模拟试验。

8.4 EOR先导性试验在油田较小范围内，应用相应的井网所进行的提高采收率的试验。

8.5 采收率采出油量占原始地质储量的百分数，以ER表示。

8.6 无水采收率一个油藏或一个开发区不含水时累积采油量与该油藏或开发区的地质储量之比。

8.7 最终采收率油藏经各种方法开采后，最终采出的总采油量占原始地质储量的百分率。

8.8 驱油效率由天然的或人工注入的驱替剂波及范围内所驱替出的原油体积与波及范围内的总含油体积的比值，以ED表示。

8.9 体积波及系数系指天然的或人工注入的驱替剂波及的部分油藏体积Vs与整个油藏含油体积V的比值，以E表示。

8.10 平面波及系数系指注入的驱油流体（包括天然的和人工的）在平面上波及的油藏部分的面积As 与油藏整个含油面积A的比值，以EA表示。

8.11 垂向波及系数指流入流体（包括天然的和人工的）在垂向上波及的部分油藏厚度hs与油藏垂向厚度h的比值，以E表示。

8.12 驱油机理系指各种驱油剂驱替原油的各种作用机理。

8.13 毛管准数粘滞力与毛管力之比，称为毛管准数，是一个无因次参数群或数组。

驱油效率与毛管准数密切相关。

8.14 泰柏准数Taber发现水驱不连续残余油的效率是△p／Lσ的函数，参见毛管准数。

8.15 结构难度指数剩余油的可采性显然与孔隙结构即与孔隙平均入口直径De和孔隙凸腔直径中值DM 有关，为此可用结构难度指数D表示：D=l／De－l／DM。

8.16 三次采油准数Mas Donald和Dullien在1954年将泰柏准数△p／Lσ与结构难度指数D结合起来，构成一个无因次的“三次采油准数”Nsaa 。

聚合物驱1聚合物概念：聚合物溶液驱油，简称聚合物驱是在注入水中加入少量、水溶性、高相对分子质量的聚合物的驱油方法2..聚合物作用机理：（1）控制水相流度，改善水油流度比，提高层内波及效率（2）降低高渗透率的水淹层段中流体总流度，缩小高、低渗透率层段间水线推进速度差，调整吸水剖面，提高层间波及系数（3）聚合物滞留及滞留分子的粘弹性降低岩石渗透率，具有稳定驱替前缘的作用。

（4）粘弹性聚合物大分子产生拉拽作用，从而提高波及区微观驱油效率3.聚合物溶液的粘度的影响因素：1）相对分子质量2）聚合物浓度3）矿化度4）水解度5）温度和PH6）溶剂4.聚合物驱油藏的筛选：1：流度比流度比在0.1—42,原油粘度的范围为5~~125mpa.s 2：油藏温度极限分别为聚丙烯酰胺93°C黄胞胶71°C 3：可动油的饱和度:可动油饱和度高的油藏更适合聚合物驱。

4：油藏渗透率:高渗透油藏5：油藏类型：砂岩油藏6：油藏深度使用时避开埋藏浅的和深的油藏。

5.聚合物驱油目前的状况是：高效增粘可以解决抗温性、抗盐性、抗剪切性、剪切稀释性、时间稳定性不能很好解决表面活性剂驱1一种物质：具有固定的亲水亲油基团，在溶液的表面能定向排列，加入很少的量能大大降低溶液的表面张力或界面张力，使表面呈活化状态。

产生润湿、乳化、增溶、发泡、漂洗等一系列作用。

2.表面活性剂类型：非离了表面活性剂：表面活性剂在水中不能电离成离了。

离了型表面活性剂：能够电离生成离子的。

特殊类型的表活剂：以碳氟链为疏水基的表面活性剂称。

3.表面活性剂溶液驱油机理：1）活性水驱：1.降低界面张力2.改变岩石表面的润湿性3.增加原油在水中的分散作用4.聚并形成油带机理2）胶束溶液驱机理3）微乳液驱油机理4）胶束与聚合物的相互作用驱油4.影响表面活性剂溶液驱油因素：1）表面活性剂当量、当量分布2）表面活性剂结构3）表面活性剂浓度4）无机盐5）活性剂吸附损失6）油藏条件7）助剂5.表面活性剂油层条件的选择1、岩石必须是砂2、原油密度要小于0.93g/cm3,原油粘度小于35mPa・s； 3、地层温度应小于约100°C 4、地层水的矿化度应尽可能的低；5、地层渗透率高于10mD,而且不含裂缝6.表面活性剂的缺点1）滞留：吸附、溶解、沉淀和与聚合物不配伍，由此产生絮凝、分层。

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。

科技信息引言高渗透性油藏处于注水开发的特高含水期时，在注采完善和油水井多向对应率较高的条件下，常用放大生产压差提高产液量的方法来保证产量的稳定。

但是这种做法能否增加可采储量提高油藏的采收率在理论上没有明确的依据。

本文根据渗流力学原理,建立了油藏特高含水开发期生产压差增大与可采储量之间的关系式,利用该关系式可判断出提液可以增加可采储量，提高采收率。

应用分析表明,该公式的分析结果与实际油藏提液后水驱曲线标定可采储量结果相比误差较小，从理论上证明了放大生产压差提液可以增加可采储量提高采收率的问题。

水驱开发的高渗透性整装油藏，在特高含水开发期，在注采完善、油水井多向对应率较高和地层能量保持水平高的条件下，采用放大生产压差，以提高产液量来保证产量的稳定和开发效果的改善。

其中重要的是地质条件好，也就是高渗透性的油藏，并且能够有效补充地层能量，可以保证放大产液量的能量基础。

注采完善和多向对应率是另一个重要的前提，是放大产液量提高采收率的必备条件，扩大注入水的波及面积及地层剩余油的动用程度。

毛管数是由Melrose和Taber等人用来衡量地层中剩余油滴受到的两种力即粘滞力和驱动力之比的无因次准数，毛管数在一定的范围内时，毛管数的多少与剩余油饱和度大小成反比的关系。

在高渗透性的水驱油藏，就满足这样的条件，可以利用放大产液量的方法，来增大毛管数，降低剩余油得饱和度，增大洗油效率，提高油藏的采收率。

因此，对于符合条件的高渗透性的水驱油藏，利用放大产液量的方式来提高油藏的采收率，在现今油价高升的时代具有重要的意义。

1.理论分析1.1采收率的计算公式E R=E V·E D(1)式中：η为采收率，%；E V为波及系数，%；E D为洗油效率，%；式(1)表明，油藏的采收率是波及系数与洗油效率的乘积。

波及系数E V越大，洗油效率E D越高，油藏原油的采收率E R就越高。

如果注入的驱替工作剂的波及系数太低，无论洗油效率多高，采收率的数值也不会太高；反之，如果波及系数较高，但洗油效率太低，采收率也不会太高。

提高文51油藏水驱采收率濮城油田文51断块区地处河南省濮阳县户部寨乡与文留乡境内，属黄河冲积平原，地势平坦，交通便利。

区域构造位于东濮凹陷中央隆起带北部—濮城、文留构造的结合部，含油面积9.3km2，石油地质储量930×104t，其中沙二下含油面积8.7 km2，石油地质储量809×104t，标定采收率37.6%，是油田实现可持续发展的重要阵地，目前文51油藏含水已达到94.2%，开采难度加大，针对油藏面对的问题，进行了研究探索，实施剩余油的挖潜，达到提高水驱采收率的目的。

二、提高水驱采收率影响因素通过分析，影响文51油藏提高采收率的因素主要有以下三个方面：1、文51油藏沉积微相变化快，主力层水淹严重，层间动用不均，剩余油挖潜难度大；文51断层作为古水流通道，沿文51断层走向形成一系列顺51断层方向的沉积体，砂体发育。

自上而下包含50个流动单元，储层发育不稳定，沉积相变快。

同时文51油藏为浅水背景下的湖泊三角洲前缘沉积，主要发育三角洲前缘亚相，经过30年的开发，各微相下的水驱程度不同，同时大渗透率级差注水导致层间矛盾突出，长期以来注水开发导致水沿高渗层突进，主力层水淹严重，层间矛盾日益加剧。

2、注采井网不完善，局部剩余油富集，水驱控制程度低；油藏开发后期，损坏严重，大部分井带病生产，油井事故井31口，其中套变井占比42%，落物井占比42%；水井事故井33口，套变、套漏占比40%，套管错段占比21%，落物占比24%，油藏局部无井区控制，导致注采井网严重损坏，层间调整困难，提高水驱动用程度难度加大。

3、构造复杂，低序级断层认识不清，精细挖潜难度大文51油藏南部断块构造复杂，有待进一步精细刻画，修正小断块构造格局。

三、措施实施及效果评价技术路线：针对以上存在的三个问题，精细剩余油刻画；措施实施完善潜力层井网；深入构造研究等对策，预计达到提高水驱波及体积，提高水驱动用程度，高含水期主力层效益挖潜的效果，从而达到控制自然递减，提高采收率，改善开发效益的目的。

石油行业提高采收率方案第一章提高采收率概述 (3)1.1 提高采收率的意义 (3)1.2 提高采收率的方法分类 (3)2.1 物理方法 (3)2.2 化学方法 (3)2.3 微生物方法 (3)2.4 混合方法 (4)2.5 智能化方法 (4)第二章储层精细描述 (4)2.1 储层地质特征研究 (4)2.1.1 储层岩性特征 (4)2.1.2 储层物性特征 (4)2.1.3 储层非均质性特征 (4)2.2 储层流体特性分析 (4)2.2.1 储层流体性质 (4)2.2.2 储层流体分布特征 (5)2.2.3 储层流体运动规律 (5)2.3 储层敏感性评价 (5)2.3.1 储层敏感性类型及影响因素 (5)2.3.2 储层敏感性评价方法 (5)2.3.3 储层敏感性评价结果及应用 (5)第三章油藏工程方案设计 (5)3.1 油藏开发模式选择 (5)3.1.1 油藏类型分析 (5)3.1.2 开发模式选择原则 (6)3.1.3 开发模式选择 (6)3.2 开发井网布局优化 (6)3.2.1 井网类型选择 (6)3.2.2 井网布局优化方法 (6)3.3 生产参数优化 (6)3.3.1 生产参数优化内容 (7)3.3.2 生产参数优化方法 (7)第四章水驱提高采收率技术 (7)4.1 水驱机理研究 (7)4.2 水驱方案设计 (7)4.3 水驱效果评价 (8)第五章气驱提高采收率技术 (8)5.1 气驱机理研究 (8)5.1.1 气驱基本原理 (8)5.1.2 气驱过程中的流体流动特性 (8)5.1.3 气驱过程中的压力和饱和度分布变化 (8)5.2 气驱方案设计 (9)5.2.1 气源选择及注入参数优化 (9)5.2.2 注气井布局及开发策略 (9)5.2.3 气驱配套工艺技术 (9)5.3 气驱效果评价 (9)5.3.1 气驱效果评价指标 (9)5.3.2 气驱效果评价方法 (9)5.3.3 气驱效果影响因素分析 (9)第六章化学驱提高采收率技术 (10)6.1 化学驱机理研究 (10)6.1.1 概述 (10)6.1.2 化学驱机理分类 (10)6.1.3 化学驱机理研究方法 (10)6.2 化学驱剂选择与评价 (10)6.2.1 化学驱剂分类 (10)6.2.2 化学驱剂选择原则 (11)6.2.3 化学驱剂评价方法 (11)6.3 化学驱方案设计 (11)6.3.1 概述 (11)6.3.2 设计内容 (11)6.3.3 设计方法 (11)第七章微生物驱提高采收率技术 (11)7.1 微生物驱机理研究 (11)7.1.1 微生物生长代谢对油藏的影响 (12)7.1.2 生物表面活性剂的作用 (12)7.1.3 生物气体的 (12)7.1.4 生物聚合物的作用 (12)7.2 微生物筛选与培养 (12)7.2.1 微生物筛选 (12)7.2.2 微生物培养 (12)7.3 微生物驱方案设计 (12)7.3.1 微生物注入方式 (12)7.3.2 微生物注入量 (13)7.3.3 微生物注入时机 (13)7.3.4 微生物驱油效果评价 (13)7.3.5 微生物驱后续调整 (13)第八章非常规提高采收率技术 (13)8.1 热力驱提高采收率技术 (13)8.2 破乳驱提高采收率技术 (13)8.3 混相驱提高采收率技术 (14)第九章提高采收率技术集成与应用 (14)9.1 技术集成原则 (14)9.2 技术集成应用案例 (14)9.3 技术应用效果评价 (15)第十章提高采收率项目管理与评价 (15)10.1 项目管理流程 (15)10.1.1 项目立项 (15)10.1.2 项目设计 (15)10.1.3 项目实施 (16)10.1.4 项目验收 (16)10.1.5 项目运行与维护 (16)10.2 项目风险评估与控制 (16)10.2.1 风险识别 (16)10.2.2 风险评估 (16)10.2.3 风险控制 (16)10.3 项目经济效益评价 (16)10.3.1 投资回收期 (16)10.3.2 投资收益率 (17)10.3.3 财务净现值 (17)10.3.4 内部收益率 (17)第一章提高采收率概述1.1 提高采收率的意义提高采收率是石油行业中的重要研究方向，对于保障国家能源安全、促进石油资源的合理开发与利用具有重大意义。

油田水驱采收率提高的技术与方法探讨摘要：油田水驱采收率是指将油层中的原油全部开采出来的程度，一般80%～85%。

提高油田采收率的途径有三种，分别是注水、注气以及化学驱。

目前我国在油田水驱采收率提高技术与方法方面研究与应用取得了一定的进展，但随着我国工业化的发展和对石油需求量的不断增加，这方面仍然存在许多问题，所以我们应该更加深入地对提高油田水驱采收率的技术与方法进行研究。

关键词：油田；水驱采收率；技术；方法1提高采收率的作用提高油田水驱采收率的作用主要体现在三个方面，分别是扩大可采储量、增加石油产量、提高采油速度。

其中，扩大可采储量是指在一定条件下，增加地下可采储量的一种方法。

在油田开发中，可采储量一般是指在油田开发过程中所开采出来的油层体积中的剩余油的总量。

如果油层的总体积小于油层中可采储量，则称为剩余油；如果油层的总体积大于油层中可采储量，则称为剩余油。

而在油田开发过程中，当一种技术或者方法可以提高采收率时，这种技术或方法就可以利用其进一步扩大可采储量，并提高石油产量。

2油田水驱采收率提高的技术与方法探讨2.1脉冲式注水脉冲式注水是一种适用于高渗透油藏的注水方式，在注入水压力大于地层压力的情况下，可以实现对原油的有效驱动。

脉冲式注水在油田水驱采收率提高过程中有着很好的应用前景。

但这种方法也存在着一定的缺陷，主要表现在以下几个方面：首先，在利用脉冲式注水方法进行开采时，一般要对油田进行深度切割，在切割过程中会出现不同程度的水淹现象。

其次，在脉冲式注水过程中，需要对注入水的压力进行及时调整，这也就会导致注水井的注水量下降。

此外，脉冲式注水还存在着注入水和产出水难以分离的问题。

为了解决这些问题，我们可以采用脉冲式注水和油井间压裂的方式来提高采收率。

在利用脉冲式注水方法进行开采时，油井间可以采用压裂的方式来提高采油速度。

将高压注入水和高压产出水混合起来，再注入油井中去。

在使用这种方法时要注意：首先，在压力上升到一定程度时应及时关小压力注水井的注水量；其次，由于脉冲式注水时压力上升速度较快，所以为了防止在油层中产生较大的压力梯度从而造成油气井损坏，应该尽量避免脉冲式注水对油气井造成伤害。

石油大学继续教育学院冀东油田开发新技术高级培训班讲义提高石油采收率技术岳湘安2001.4.7一、概述（一）提高原油采收率的意义作为一种重要的能源和化工原料，世界范围内对石油的需求仍将持续增长。

尤其在我国，一方面国民经济发展对石油需求量的增长速度比以往任何时候都大；另一方面，我国的各主力油田均已进入高含水或特高含水开采期，开采难度增大，产量递减幅度加大，而且后备储量严重不足，石油的供求矛盾日益突出。

据预测，按目前的开采水平，到2005年我国进口原油将高达108吨/年（1亿）。

这将对我国国民经济发展造成极其严重的影响。

缓解石油供求之间日益突出的矛盾有两条有效的途径：一是寻找新的原油地质储量；二是提高现有地质储量中的可采储量，即提高采收率。

寻找新的油田、补充后备储量是原油增产和稳产最直接、最有效的途径。

多年以来，各油田在开发过程中也不断加大勘探力度，找到新的储量。

但是，石油是一种不可再生资源，它的总地质储量是一定的，而且我国陆上石油资源的勘探程度已经很高，新增地质储量的难度越来越大，潜力越来越少。

近年来，几个大油田新增地质储量多数都是丰度很低、油层物性差、开采难度大的油藏。

在有限的原油地质储量中，其可采储量是一个变量。

它随着开采技术的发展而增加，而且其潜力一般很大。

石油是一种流体矿藏，具有独特的开采方式。

在各种矿物中，石油的采收率是比较低的。

在目前技术水平下，石油的采收率平均约在30%～60%之间。

在非均质油藏中，水驱采收率一般只有30%～40%。

也就是说，水驱只能开采出地质储量的一小部分，还有大部分原油残留在地下。

如何将油藏中的原油尽可能的、经济有效地开采出来，是一个极有吸引力的问题，也是世界性的难题。

从长远来看，只要这个世界需要石油，人们必将越来越多地将注意力集中到提高采收率上。

实际上，与勘探新油田不同，提高采收率问题自油田发现到开采结束，自始至终地贯穿于整个开发全过程。

可以说，提高采收率是油田开采永恒的主题。

提高水驱采收率对策研究【摘要】现代油藏工程技术的发展趋势是最大限度地提高油藏的最终采收率。

从1990年海1块转注水开发时起，便注重分析研究影响其注水开发采收率的因素，并采取相应的措施，取得了以大于1.5%的采油速度高速、高效开发15年，标定采收率由原开发方案的23.5%提高到目前41.7%的效果。

本文在前人工作的基础上，总结分析了影响海1块注水开发采收率的因素，对海1块及类似油田在“双高”期进一步提高采收率有一定的指导与借鉴意义。

【关键词】采收率影响因素常规稠油非均质油藏注水开发1 油藏概况1.1 地质特征海1块位于大洼断层的上升盘，含油面积5.9Km2，石油地质储量1227×104t，主要油层组为d2Ⅲ、d2Ⅳ、d3Ⅰ、d3Ⅱ，发育有水下分流河道、河口砂坝、分流间湾和前缘薄层砂等沉积微相。

储层平均孔隙度29.1%，平均空气渗透率633×10-3μm2；各油层组连通系数分别为87.2%、75.4%、49.7%和46.6%；变异系数级差最大1340倍，最小12.5倍；原始地层压力18.5Mpa，饱和压力16Mpa，计算油层破裂压力37Mpa；50℃原油粘度为496m Pa.s。

1.2 开发简况海1块自投入开发以来，经历了天然能量开发、早期边部温和注水开发和全面注水开发等三个阶段。

其天然能量及开发早期边部温和注水采收率分别为2.5%和9.73%。

截至2005年12月，海1块共有油井105口，开井101口，平均单井日产油4.6t，日产液29.7t，综合含水84.5%，累采油382.9×104t，采油速度1.4%，采出程度31.2%；共有注水井41口，开井35口，平均单井日注水38m3，累注水823.1×104m3，累注采比0.64。

2 影响波及系数的因素2.1 地层的非均质性对波及系数的影响由于水下分流河道、河口砂坝、分流间湾和前缘薄层砂等微相在平面上相间分布，因各微相物性的差异，使海1块平面上有较强非均质性，注入水平面舌进，造成个别油井过早水淹，降低面积波及系数。