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特高含水期油田开发的研究分析[摘要]：特高含水期油田开采程度、开发状况、开发规律较前一阶段发生了变化。
本文通过对特高含水期油田的开发各方面以及影响因素做了大量的调研，能够认识到特高含水期开发所面临的问题，对提高油区特高含水油田开发水平，具有非常重要的意义。
[关键词]：特高含水期，油田开发，影响因素中图分类号：o346.2+3 文献标识码：o 文章编号：1009-914x（2012）20- 0295 -01一、前言随着油价的飘升，国内原油需求爆炸式增长，对原油的需求与油田公司生产能力的矛盾日益突出。
合理完善的油田开发就显得尤为重要，它直接影响着油田的采油速度、采收率、稳产期限、以及油田综合经济效益，很多油田总体上己进入特高含水（含水90%以上）开发阶段。
由于特高含水期是重要的开采阶段，有相当一部分剩余可采储量将在这一阶段采出，因此，研究特高含水期油田的开发具有重要的意义。
二、油田开发阶段划分及开发特征油田开发阶段的划分有多种方法，一般可根据油田产量的变化或含水的变化来划分油田开发阶段。
根据含水率或含水上升率变化一般划分为低含水期、中含水期、高含水期和特高含水期四个开发阶段。
（1）含水≤20%（水油比0～0.25）为低含水采油期；是注水见效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段，采取早期注水的开发方式，使油井保持较长的低含水开采期。
（2）含水20%～60%（水油比0.25～1.5）为中含水采油期；该阶段的特点是含水明显加快，液量上升幅度较大，地层中压力消耗与生产压差增加，油水分布逐渐复杂化，自喷能力不断下降，产能受到愈来愈大的限制。
该阶段一般由基础井网进行开发，层间干扰现象十分突出。
（3）含水60%～90%（水油比1.5～9）为高含水采油期（其中含水60%～80%为高含水前期，含水80%～90%为高含水后期）；该阶段一般为快速提液阶段，随着液量的上升，含水快速上升，油水运动与分布已变得复杂，剩余油比较分散，采油指数很低，耗水量急剧上升，开采难度加大。
2014年第4期内蒙古石油化工147高含水油藏动态特征参数预测与分析周明英1，郭保卫2(1．中原油田分公司采油二厂；2．中原油田分公司采油工程技术研究院)摘要：自90年代以来，我国大多数油田已进入后期高含水开发阶段。
高含水油藏地质储量、可采储量和采收率的预测，是油气藏工程计算中的一项重要内容。
水驱曲线法是油藏工程中最重要的预测方法，不但可以用于预测水驱开发油田的可采储量和采收率及有关开发指标，而且可以对水驱油田的地质储量和可动油储量做出评估。
本文将利用多种水驱特征曲线法(即甲型、乙型、丙型、丁型水驱曲线法)，分别预测I )J —M 水驱油田的地质储量、可采储量、采收率等有关开发指标，通过分析和对比．选择出较精确的方法，对该水驱油田的可动储量和原始地质储量做出有效的预测与判断。
关键词：水驱油田；水驱特征曲线中图分类号：T E 341文献标识码：A文章编号：1006--7981(2014)04一0147一041水驱特征曲线分析法水驱曲线在我国得到了广泛的应用。
它不但可以预测水驱油的为来开发状态，而且还可以测算水驱油的可采储量和采收率。
由中国石油天然气总公司系统筛选和定名的甲、乙、丙和丁型四种水驱曲线法最为实用有效。
以下介绍这四种水驱曲线的关系式。
1．1甲型水驱曲线关系式由累积产水量和累积产油量组成的半对数线性关系，童宪章命名为甲型水驱曲线。
该型水驱曲线关系式的推导如下。
在油水两相渗流的条件下，油水两相的相对渗透率比随出口端含水饱和度的变化可由如下的指数关系式表示：争：矿K ．面／K ：矿K o=ne-=s ．。
(1)砾2瑟不2匠‘u ’在水驱的稳定渗流条件下，油水的相对渗透率比与油、水产量之间存在有如下关系式：K oQ v ．V ,JkVB^V p 霄,"，o 、露2瓦丽u ’将(2)式代入(1)式得产水量：Q ，=Qo 怒咄(3)已知油田的累积产水量为：f tW 。
=J oQ 。
dt(4)将(3)式代入(4)式得：，、广tWp 监n ／～BwOo"joQ oe 氏dt(5)在注水保持地层压力的条件下，原油目前的体积系数Bo=＆，则水驱油田的累积产油量为：N ，=100Fh 嗤(瓢一s 试)(6)又地层平均含水饱和度为：收稿日期：2013—12—17S ，=S 。
大庆石油地质与开发Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing2023 年 12 月第 42 卷第 6 期Dec. ，2023Vol. 42 No. 6DOI ：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202303030陆相砂岩油藏特高含水期开发指标变化规律赵国忠1，2 李承龙1，2何鑫1，2 魏长清1，2（1.黑龙江省油层物理与渗流力学重点实验室，黑龙江 大庆163712；2.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆163712）摘要： 针对传统线性特征的驱替曲线都不再适用于特高含水期油藏的情况，提出了一种综合含水率和采出程度之间的非线性关系方程式，可直接描述特高含水期油藏宏观开发指标变化规律或驱替特征。
结果表明：不管油藏曾经历的开采历史是否存在水驱井网加密、聚合物驱等重大调整措施，只要油藏在特高含水期处于相对平稳的开发状态，采出程度与综合含水率呈非线性关系。
所提非线性关系得到了水驱油藏概念模型模拟结果的验证，已用于含聚驱历史真实油藏开发后期的指标分析。
对于陆相大型油田的部分开采单元及其整体，该关系在特高含水期大部分呈现出90%以上的符合率，由此得到了值得油田中长期规划参考的含水上升率、递减率、采收率等开发指标预测结果。
关键词：开发指标；特高含水期；采出程度；综合含水率；驱替特征；砂岩油藏中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2023）06-0050-09Development indexes variation law of continental sandstone reservoirs inultra⁃high water cut stageZHAO Guozhong 1，2，LI Chenglong 1，2，HE Xin 1，2，WEI Changqing 1，2（1.Heilongjiang Provincial Key Laboratory of Reservoir Physics & Fluid Mechanics in Porous Medium ，Daqing 163712，China ；2.Exploration and Development Research Institute ofPetroChina Daqing Oilfield Co Ltd ，Daqing 163712，China ）Abstract ：Aiming at the situation that traditional displacement curves with certain linear characteristics are no longer applicable in ultra -high water cut stage ， a nonlinear relationship between comprehensive water cut and recov‑ery of OOIP is proposed ， which can directly describe the variation law of macroscopic development indexes or dis‑placement characteristics of reservoirs in ultra -high water cut stage. The results show that ，no matter whether there are major adjustment such as water drive well pattern infilling and polymer flooding in the reservoir production histo‑ry ， as long as the reservoir is in relatively stable development state in ultra -high water cut stage ， there is a non -lin‑ear relationship between recovery degree and water cut. The proposed nonlinear relationship is verified by reservoirsimulation results of water driven reservoir conceptual model ， and is used for index analysis of the later develop‑ment stage of real reservoir with polymer flooding history. For some production units and the whole of large continen‑tal oilfield ， the relationship also shows most of the coincidence rates > 90% in ultra -high water cut stage ， thus ob‑收稿日期：2023-03-14 改回日期：2023-05-30基金项目：中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“外围油田改善开发效果及提高采收率技术研究与应用”（2016E -0209）。
o 一、水驱油田含水采油期划分与含水上升规律●1.水驱油田含水采油期划分(1)无水采油期：含水率小于2%； (2)低含水采油期：含水率2%~20%； (3)中含水采油期：含水率20%~60%； (4)高含水采油期：含水率6%~90%； (5)特高含水采油期：含水率大于90%。
●2.含水上升规律生产实践表明，一个天然水驱或人工水驱的油藏，当 它全面开发并进入稳定生产以后，其含水达到一定程度并 逐步上升时，将有关的两个动态参数在单对数坐标纸上作 图，可得到明显的直线关系，称该曲线为水驱特征曲线。
6-2 油田含水规律的研究和预测油田含水规律的研究和预测o 一、水驱油田含水采油期划分与含水上升规律这条直线一般从中含水期 开始（含水率20%左右）出现， 而到高含水期仍保持不变。
在 油田的注采井网、注采强度保 持不变时，直线性质始终保持 不弯，当注采方式变化后，则 出现拐点，但直线关系仍然成立。
人们就可以运用这一定量规律来描述和预测各油田在 生产过程中的含水变化，产油水情况，最终采收率及可采 储量等。
6-2 油田含水规律的研究和预测油田含水规律的研究和预测 水驱曲线o 二、水驱特征曲线的类型及基本关系式●1.甲型水驱曲线水驱油藏含水达到一定程度后(一般在中、高含水期)， 累积产油量与累积产水量的关系曲线在半对数坐标上是一条 直线，其基本关系式为：★常数a的物理意义； ★水驱曲线形态与开发效果。
●2.乙型水驱曲线甲型水驱曲线表达式中各项分别对时间求导后，得到水 油比与累积产水量的关系为：6-2 油田含水规律的研究和预测油田含水规律的研究和预测 aN b W p p / lg lg + = a W Q Q WOR Pw 3 . 2 0== )1 3 .2 ww P f fa W - = （ 或：o 二、水驱特征曲线的类型及基本关系式将水油比与累积产水量的关系代入甲型水驱曲线表达式中，得： 即：其中：●3.无量纲水驱特征公式甲型水驱公式中各项除以原始地质储量得：优点：无论油田大小如何，均可用同样的无量纲参变量表达，数值大小不同反映效果不一样。
油田特高含水期开发调整的几点认识随着油田的开采程度不断加深，油田的含水率也随之增加，由于油水混合相对密度小于原油的密度，且受地心引力作用，水与油的分离是一项比较繁琐复杂的工作，这就导致了油田特高含水期的开发调整问题愈发突出。
对于这一问题的解决，需要我们对特高含水期的开发调整有深刻的认识。
一、充分了解油田特高含水期的特点1. 油田特高含水期是指油田含水率超过50%的阶段，在这一阶段，水与油的比例失衡，开采难度大大增加，生产成本也相应增加。
2. 油田特高含水期的出现主要受到地质条件、开采措施等多种因素的影响，这需要对油田的地质情况、开采工艺等进行深入地分析和研究。
3. 特高含水期的油井产量大幅下降，石油资源开采效益降低，水的排除成本也增加，为了维持油田的正常开采，需要对特高含水期进行有效的开发调整。
二、正确把握特高含水期开发调整的目标1. 降低特高含水期的含水率，提高原油的产量和质量，降低生产成本，是特高含水期开发调整的主要目标。
2. 改善油田的水驱采收率，提高油田的开采率和采收率，对于特高含水期的调整至关重要。
3. 有效提高油井的产量，降低含水油井的含水率，提高油田利用率和产值。
1. 对于特高含水期的开发调整，需要根据油田的地质情况、开采工艺等因素，科学制订相应的开发调整方案，保证油田的正常生产。
2. 针对特高含水期油井的实际情况，研究出具有针对性的调整方案，提高油井的产量和采收率。
四、加强特高含水期开发调整技术的研究与应用2. 将先进的科技手段应用到特高含水期的开发调整中，提高油田的开采效率和经济效益。
3. 加强对特高含水期开发调整技术的培训和推广，推动油田的技术水平不断提高，保证特高含水期的开采调整工作顺利进行。
2. 加强对特高含水期开发调整工作中相关环保要求的监督，提高油田的环保意识和环保水平。
3. 加强特高含水期开发调整工作中相关法规的执行，确保特高含水期的开采调整工作符合国家相关法律法规的要求。
特高含水期产量递减分析及递减率表征公式黄广庆【摘要】特高含水期产量递减率与产量递减曲线可用于预测可采储量与剩余油可采储量,对特高含水期的开发调整具有重要意义.采用阿尔普斯(Arps)产量递减曲线拟合特高含水期前的产量数据,并预测特高含水期的产量,发现预测结果与实际产量的误差较大、不能描述特高含水期产量递减规律.基于这一问题,从反应油水两相渗流本质的相渗曲线出发,结合油水流动运动方程及稳定状态逐次替换法,推导了特高含水期产量递减率表征,重新认识了特高含水期产量递减规律.研究表明,特高含水期油井产量递减规律为指数递减;由于进入特高含水期后,油相相对渗透率变化率发生了变化;导致基于特高含水期前的产量递减数据拟合的指数递减不能准确预测特高含水期油井产量.在预测特高含水期产量时,需利用特高含水期的产量递减数据进行指数递减曲线拟合.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2019(019)015【总页数】6页(P99-104)【关键词】特高含水期;相对渗透率;产量递减分析;递减率【作者】黄广庆【作者单位】中国石油长城钻探工程有限公司国际测井公司,北京100101【正文语种】中文【中图分类】TE341中国很多油田目前已经进入特高含水期开采阶段，研究处于该阶段的油田产量预测问题具有重要意义。
特高含水期产量递减分析及递减率对于特高含水期剩余可采储量预测及后期调整具有重要意义，目前关于产量递减规律的研究相对丰富[1—4]。
田晓东等[5]以大庆油田喇萨杏油田产量递减数据，研究了水驱油藏自然递减率计算方法。
陈元千等[6]依据指数递减，提出了预测该阶段不同开发指标的方法。
姜瑞忠等[7]将水驱特征曲线和产量递减曲线结合起来，预测了不同时刻油田综合含水率及对应年产油量等指标。
计秉玉[8]基于不同的油相渗透率与饱和度关系的假设，运用渗流理论推导了Arps产量递减曲线方程。
高文君等[9]引入艾富罗斯实验结果，再结合Willhite、Chierici等给出的油相相对渗透率与饱和度的关系，从理论上推导了Arps产量递减曲线方程。
油⽥开发动态分析主要技术指标及计算⽅法指标及计算⽅法1.井⽹密度油⽥（或区块）单位⾯积已投⼊开发的总井数即为井⽹密度。
f=n/A02.注采井数⽐注采井数⽐是指⽔驱开发油⽥（或区块）注⽔井总数和采油井总数之⽐。
3.⽔驱控制程度注⽔井注⽔能够影响到的油层储量占油层总储量的百分数。
⽔驱控制程度=注⽔井联通的厚度/油层的总厚度*100%由于⾯积注⽔井⽹的⽣产井往往受多⼝注⽔井的影响，因此，在统计井⽹对油层的⽔驱控制程度时还要考虑联通⽅向。
不同注⽔⽅式，其注采井数⽐不同，因⽽注⽔井对油层的⽔驱控制程度也不同。
⼀些分布不稳定，形态不规则，呈透镜状分布的油层，在选择注⽔⽅式时，应选择注⽔井数⽐较⼤的注⽔⽅式，以取得较⾼的⽔驱储量控制程度。
该指标的⼤⼩，直接影响着采油速度，含⽔上升率，最终采收率。
中⾼渗透油藏（空⽓渗透率⼤于50*10-3 um2）⼀般要达到80%，特⾼含⽔期达到90%以上；低渗透油藏（空⽓渗透率⼩于50*10-3 um2）达到70%以上；断块油藏达到60%以上。
4.平均单井有效厚度油⽥（或区块、或某类井）内属同⼀开发层系的油⽔井有效厚度之和与油⽔井总井数的⽐值为平均单井有效厚度。
5.平均单井射开厚度油⽥（或区块、或某类井）内属同⼀开发层系的油⽔井射孔总厚度与油⽔井总井数的⽐值为平均单井射开厚度。
6.核实产油量核实产油量由中转站、联合站、油库对管辖范围内的总⽇产油量进⾏计量，由此获得的产油量数据为核实产油量。
7.输差输差是指井⼝产油量和核实产油量之差与井⼝产油量之⽐。
K=（q ow-q or）/q ow8.核实产⽔量核实产⽔量⽤井⼝产⽔量和输差计算。
q wr=q ww(1-K)9.综合含⽔油⽥（或区块）的综合含⽔是指采出液体中⽔所占的质量百分数。
f w=(100*q wr)/(q wr+q or)-1- 低含⽔期（0<含⽔率<20%）:该阶段是注⽔受效、主⼒油层充分发挥作⽤、油⽥上产阶段。
特高含水期油藏数值模拟应用技术探讨——以胜二区为例陈燕虎;侯玉培;许强;戴涛;胡慧芳【摘要】特高含水期水驱油特征和油水两相渗流规律研究表明,油藏进入特高含水开发阶段后,剩余油的分散程度增强;同时随着驱替倍数的增加,残余油饱和度会进一步降低,油藏物性也发生了变化,导致用常规数值模拟技术难以精确描述剩余油的分布.因此,需要研究特高含水期油藏数值模拟方法.在应用高驱替倍数相渗曲线的基础上,实现了数值模拟中的过水倍数的计算;提出了有效过水倍数的概念来反映真正的水驱油效果;建立了有效过水倍数与饱和度之间的关系;大大改进和完善了传统物性时变数值模拟技术.将上述特高含水期油藏数值模拟方法应用到胜坨油田胜二区74～ 81单元中,更准确描述了目前近极限含水阶段,剩余油局部完全水洗,局部相对富集的现状.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2014(014)005【总页数】4页(P215-218)【关键词】特高含水期;高驱替倍数相渗曲线;有效过水倍数;时变【作者】陈燕虎;侯玉培;许强;戴涛;胡慧芳【作者单位】胜利油田地质科学研究院,东营257015;胜利油田地质科学研究院,东营257015;胜利油田地质科学研究院,东营257015;胜利油田地质科学研究院,东营257015;胜利油田地质科学研究院,东营257015【正文语种】中文【中图分类】TE319油藏进入特高含水开发阶段，常规油藏数值模拟技术认识剩余油的难度加大，主要原因是由特高含水期油藏的三个特征决定的:第一:特高含水期油藏剩余油分散程度增强［1］，研究表明:在开发初期，剩余油的微观赋存状态以连片型为主，到了特高含水期，剩余油微观赋存方式以多孔型为主，单孔型次之，水驱波及区域内连片型很少;第二，随着驱替倍数增加，残余油饱和度会进一步降低;第三，随着驱替倍数的增加，油藏物性发生了变化［2］。
特高含水期油藏的这些特征导致了特高含水阶段油藏剩余油分布形式更加复杂，定量表征难度加大，常规数值模拟技术难以精确描述这种变化。
