断块油藏高含水期产液结构优化方法研究

23一、开发概况井组作为油田开发最小的单元，如何针对井组进行注采优化，合理调整注采比，提高注水效果，实现减缓自然递减，保障油田持续稳产的目的。

因此本文以东部油田为例，针对复杂断块油田开发后期存在的注采矛盾进行研究，优化井组注采关系，提高了注水效果，为复杂断块油田的注采优化提供参考。

油藏具有典型的构造复杂、断层多、断块小、埋藏深，以及高温、高压、高矿化度的“三高”等特点。

经过四十多年的开发，现已进入高含水开发后期。

通过近几年的调整，平面注采关系得到了较大改善，但仍然存在层间矛盾。

剩余油分布研究表明，目前部分砂体已高含水，但层间差异仍然存在。

因此亟需针对递减较大的井组开展注采优化研究，通过对井组精细调整挖潜，达到减缓油田自然递减，改善高含水油藏的开发效果的目的。

二、井组存在的问题油田属于经典的复杂断块低孔低渗透油田，对其井组注采进行分析，发现井组开发的后期往往会发现以下问题：1.平面矛盾的突出由于油层性质在平面上的差异，导致注水后同一油层的油水井之间底层压力有高有低，见水时间有早有晚，含水上升速度有快有慢，因而相互制约相互干扰，影响油井生产能力的发挥。

油田开发后期由于注采井网不完善，井间干扰，油井存在着单向受效，水井存在着单向推进等问题，加剧了井组的平面矛盾。

常规解决平面矛盾的方法是采用分层开采工艺、加密调整井进行注采系统的调和堵水、压裂等措施。

2.层间矛盾的突出注水井的层间矛盾主要表现在吸水能力较好的层干扰其它层的吸水。

在相同注水压力条件下，本来可以吸水的层，与吸水能力相对较高的层合注时就不吸水或吸水量降低。

采油井的层间矛盾主要是由于采油井内各油层的地层压力存在差异，而流压是相同的，因而造成生产压差的不同。

好油层生产压差大，出油多，差油层生产压差小，出油少；加上好油层在较小的生产压差下就能出油，而差油层则需要较大的生产压差才能出油，从而加剧了层间矛盾，使差油层不发挥作用。

3.注采比过低注采比是油田注入水地下体积与采出液量的地下体积之比，它是衡量注采平衡情况的重要参数。

第12卷第32期2012年11月1671—1815（2012）32-8667-05科学技术与工程Science Technology and EngineeringVol.12No.32Nov．2012 2012Sci.Tech.Engrg.复杂断块油藏高含水期剩余油定量研究———以胜利油田A 断块为例孟浩1汪益宁2郝诗濛3滕蔓4（中国石化胜利油田分公司清河采油厂1，262714；中国石油大学石油工程教育部重点实验室2，102249；中国地质大学长城学院3，071000；中海油服股份有限公司油田生产事业部油藏技术所4，065201）摘要为对我国老油田后期挖潜、尤其是特高含水低效开发油藏的战略调整等提供新的思路，拓展老油田挖潜的领域与方向。

以胜利某油田A 断块高渗透大厚层高含水油藏为例，对其开发效果、水淹特征与剩余油分布规律进行了综合研究。

结果表明，该断块采收率仅11.9%，而预测采收率在23%以上，一半以上的可采储量没有采出；剩余油在平面上分布于区块的绝大部分区域，纵向上主要集中于7个主力小层，尤其是ES1—32、ES2—13、ES2—22、ES2—23小层，剩余可采储量在3ˑ104t 以上，是将来挖潜的主要对象。

此外，在系统研究与总结基础上，提出了A 断块两种主要剩余油分布模式。

关键词复杂断块高含水油藏开发效果评价水淹特征剩余油中图法分类号TE328；文献标志码A2012年5月28日收到，6月13日修改国家重大专项（2009ZX05009）资助第一作者简介：孟浩（1968—）：高级工程师，地质工程硕士。

研究方向：油气田开发、开采的生产技术管理。

1研究区地质概况A 断块在区域构造上位于博兴洼陷的金家－樊家鼻状构造带中偏南段，地层总的趋势［1］，南高北低、北西倾，南薄北厚，主要目的层段沙一段（E S 1）、沙二段（E S 2），埋藏深度约为（1000 1470）m ，埋深较浅。

该断块由近东西向断裂分割成条带状，断块内部有三条小断裂，有较强的边地水发育。

断块油藏开发存在的问题与注采调整做法【摘要】断块油藏开发存在着诸多问题，包括油水混采导致的产液含水率过高、油藏压力不平衡引起的底水倒灌等。

为解决这些问题，注采调整显得尤为重要。

通过采用不同的调整原则和方法，如改变注采比、调整井网布局等，可以有效优化油藏开发效果。

以某油田为例，通过注采调整，成功增加了产量并降低了成本。

在优化开发方案方面，可采取提高采收率、增加油藏采收、降低生产成本等措施。

对断块油藏开发的未来发展和注采调整的重要性进行了再次强调，强调了其在油田开发中的关键作用。

通过注采调整的实施，可以提高油田的整体开发效率，实现可持续发展。

【关键词】断块油藏开发、注采调整、问题、原则、方法、案例分析、优化开发方案、效果评价、发展、未来、重要性。

1. 引言1.1 断块油藏开发现状断块油藏是指由于地质构造、油气运移等因素造成的油气藏局部分隔的油气藏。

断块油藏开发一直是石油行业面临的一项重要挑战。

断块油藏开发面临着以下几个主要问题：1. 地质条件复杂：断块油藏通常具有多重构造、多层储集等复杂地质条件，导致开发难度大。

2. 资源浪费严重：由于断块油藏内部分隔严重，部分区块产能得不到有效利用，导致资源浪费。

3. 存在油气剩余较多：断块油藏往往面临油气剩余较多的情况，如何有效提高采收率成为关键问题。

4. 投资成本高：由于地质条件复杂，断块油藏的开发需要投入大量资金，投资成本高昂。

解决断块油藏开发存在的问题，提高产能和采收率，对保障国家能源安全和提高石油综合开采效率具有重要意义。

通过注采调整等方法，可以更好地优化开发方案，提高断块油藏的开发效率和经济效益。

1.2 注采调整的重要性注采调整是断块油藏开发中至关重要的环节，其重要性主要体现在以下几个方面：注采调整可以有效提高油水分离效率，进而提高油田的采收率和产量。

通过合理调整注水和采油井的位置布局和注采比例，可以有效减少水驱过程中的错层等问题，提高油藏的开采效率，降低开采成本。

河14断块高含水期剩余油研究及挖潜对策摘要：河14断块经过30多年开发，已经进入高含水开发后期。

2010年在精细油藏描述及剩余油分布规律研究基础上，通过钻新井、转注、大泵提液等工作，优化产液结构和注水结构，见到了明显的控水稳油效果，有效提高了开发水平。

关键词：高含水期精细油藏描述剩余油挖潜1.概况河14断块位于现河庄油田的东北部，含油面积4.5km2，石油地质储量842×104t，构造上属于中央隆起带西段郝家鼻状构造的东北翼，构造复杂，主力含油层系为沙二段的5、9、10砂层组，是早期东营三角洲前缘自东向西推进时形成的滑塌浊积砂体，岩性以长石砂岩为主，孔隙度为20-25.1%，渗透率为50-800×10-3μm2，为中孔、中低渗储层。

断块自1972年投入开发，到2009年综合含水94.7%，采出可采储量的76.13%，剩余可采储量的采油速度14.2%。

断块目前存在的主要问题是水淹严重，注入水沿高渗带水窜，造成剩余油高度分散。

2.剩余油分布规律研究针对该断块综合含水高、剩余油高度分散、油层动用程度高、稳产基础薄弱的实际情况，以油藏研究为核心，应用三维地震技术、隐蔽油藏描述技术、精细油藏描述技术、测井多井储层评价技术、三维数值模拟技术，开展剩余油分布规律研究。

2.1应用三维地震技术，精细构造研究断块具有窄条带，多油层的特点，进入油田开发后期，剩余油以高度分散状分布于储层之中，要挖掘其潜力，首要的任务是利用地震—地质综合解释成图技术，建立精细的构造模型。

具体的做法：利用7个非标准层做图，通过对构造和断层综合两个方面的校正，用10米间距做出控制断层的断面图，用4米间距做出了13个层的顶面构造图，用1米间距做出了主力储层单元的局部微构造图。

通过精细构造研究，发现构造高部位沿断层向北偏移200-300米。

2.2利用精细油藏描述技术，建立精细沉积模型综合岩性、岩相、电相、粒度、沉积构造、古生物、测井曲线及其组合等方面的特征，结合区域沉积背景，从剖面、平面上研究了厚层砂岩的沉积特征。

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。

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。

欢西复杂断块注水油藏特高含水期多元开发对策研究及评价【摘要】本文针对位于欢西油田南端的锦99块复杂稠油断块注水开发中后期暴露的各种开发矛盾，运用动态数据与静态资料相结合的研究方法，精细地质研究，深入剩余油分布认识，借助于有针对性的配套技术对策，对区块实施了综合治理。

全年措施共累积增油达8478t，提高区块采油度0.06%，为区块提高开发效果提供了重要参考价值，同时为同类稠油油藏注水中后期开发提供良好借鉴。

【关键词】层间干拢规模注汽非主力油层轮替采油甲型水驱曲线锦99块杜家台油层形成于复杂的区域构造背景下，断块内断层较为发育，储层变化大，油水关系复杂，原油性质变化大。

区块自1983年全面转入注水开发，到目前经历27年的开发，区块采出程度已达24.42%，已采出可采储量的91.26%。

由于是注水开发稠油油藏，常规注水水驱效率低下，特别是开发进入中后期，综合含水已高达95%以上，受油品特殊性影响，各种开发矛盾日益加剧，严重制约区块开采水平的提高。

1 油藏基本情况锦99块位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡的西南部。

开发目的层为杜家台油层，总体的构造形态为北东走向的狭长条带状不完整的背斜构造。

油层岩性为一套中细砂岩，砂砾岩与泥岩交互沉积。

原油性质较差，在地层条件下，原油密度为0.954mg/cm3，原油粘度229mpa·s。

在50℃条件下脱气原油粘度为333mpa·s，属普通稠油。

断块含油面积4.39km2，地质储量1461×104t，标定采收率26.9%。

2 注水开发中后期暴露的主要开发矛盾2.1 地层原油流动性差，单一注水开发模式采收率低锦99块杜家台油层由于油水粘度比大（458），且原始地层温度只有51℃，注水开发中单层突进、层中指进严重，油层动用程度低。

由于地层原油流动性差，注水开发产量递减快，驱油效率低。

2.2 措施效果逐年变差，挖潜难度较大锦99块从07年开始，新井及侧钻井的投入就很少，仅08年底，有两口新井投产。

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。

断块油藏特高含水后期高效开发的做法摘要：针对中原油田文10块油藏特高含水后期井况损坏严重，注采不完善，稳产基础薄弱，采出程度高，主力层水淹严重，剩余油挖潜难度大等各种矛盾，从油藏地质特征、主要开发特点、主要做法阐述了文10块油藏在特高含水后期高效开发的成功经验。

在同类油藏的开发上具有一定的借鉴意义。

关键词：注采不完善剩余油高含水后期高效开发一、油藏地质特征文10块是由东倾的文东Ⅰ、Ⅱ断层与西倾的文西断层及北倾的文30断层所夹持的地垒式、封闭型断块构造，地层倾向东南，倾角7°～10°，内部由东倾的文10-4断层分割为东西两块，西块较高，油水界面低，沙三中7～9满块含油，沙三中10～11油水界面深度在-2440～-2480m，东块含油高度小，砂组油水界面不一，一般在-2390～-2420m之间，属复杂断块层状油藏。

储层以岩屑质长石砂岩、长石砂岩为主，胶结物以泥质灰质为主，泥质含量7～10%，灰质含量9～20%。

原始地层压力为26～28MPa，原始压力系数1.2左右，饱和压力11～12MPa，油层温度87～92℃。

地面原油密度0.85～0.87g/cm3；地下原油密度0.74～0.76g/cm3；地层水矿化度31～32×104mg/L，水型为CaCl2型。

二、油藏开发简历1.初步开发阶段（1979.6～1984.12）该阶段以400-500m井距西块S3中9-10、东块S3中6-11两套开发单元投入开发，油水井大段合采合注，层间矛盾突出。

2.细分层系调整稳产阶段（1985.1～1991.12）由原来的东西两块两套开发单元细分为五套开发单元，充分动用地质储量。

1990-1991年在基本无新井投入的情况下，通过实施平面、层间的调整，保持了产量的稳中有升。

该阶段平均年产油18.2×104t，年均采油速度为2.5%，阶段含水上升率3.0%。

3.产量下降阶段（1992.1～1996.12）截止1991年底，文10块地质采出程度为25.58%，综合含水79.55%，已进入开发中后期，再加上1990年后大批注水井井况恶化，注水效果明显变差，更加大了产量递减幅度。

断块油藏高含水期水驱规律研究孟立新;任宝生;鞠斌山【摘要】大港油田油藏类型大多为断块油藏,断层多、断块小、储层非均质性强,且绝大多数已进入高含水、高采出程度阶段,目前,水驱效果不理想.为了进一步改善油藏水驱效果、提高水驱采收率,应用室内高温高压物理模拟实验、油藏数值模拟等技术手段,对断块油藏高含水开发后期的水驱油规律和特点进行了研究.结果表明:断块油藏水驱油效率随长期注水开发储层润湿性向亲水方向变化而逐渐增大;在极限含水以后,通过提高注水倍数虽然仍能提高驱油效率,但需要较长的时间和较高的耗水量.研究成果对高含水油田开发调整思路的制定具有一定的指导、借鉴作用.【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2010(032)006【总页数】4页(P139-142)【关键词】润湿性变化;注水倍数;驱油效率;驱替程度;断块油藏【作者】孟立新;任宝生;鞠斌山【作者单位】中国石油大港油田勘探开发研究院,天津,大港,300280;中国石油大港油田勘探开发研究院,天津,大港,300280;中国地质大学(北京)能源学院,北京,海淀,100083【正文语种】中文【中图分类】TE347通过大港油田密闭取芯井岩芯分析研究发现，取芯时间与润湿性变化有一定规律，其中两口密闭取芯井(西43-6-6、东检 5)分别有 13.5%、29.0%的岩样驱替程度大于该区开发初期岩芯分析所测得的最终驱油效率值。

通过国内外大量资料调研发现，关于类似结论的报道同样很多。

针对开发过程中水驱油效率是否发生变化的问题，开展了室内高温高压物理模拟实验和油藏数值模拟研究。

润湿是指液体分子在分子作用力下于固体表面的流散现象，其实质是固液界面能的减小。

油田开发过程中，油层外来流体的注入，可引入与油藏流体性质不同的物质，渗流过程中流体对岩石表面冲刷等因素均可改变岩石表面的物理和化学性质，进而引起油藏岩石润湿性变化［1－4］。

大量研究资料表明［5－8］，油田长期水驱开发，储层岩石的润湿性出现向亲水、强亲水转化的趋势。

第13卷第3期2013年1月1671—1815（2013）03-0697-04科学技术与工程Science Technology and EngineeringVol.13No.3Jan．2013 2013Sci.Tech.Engrg.断块油藏典型井组特高含水期配产配注优化研究崔传智1张继庆1杨勇2，王建2，田斌1（中国石油大学（华东）石油工程学院1，青岛266580；中石化胜利油田地质科学研究院2，东营257015）摘要断块油藏储层平面非均质严重，在长期的注水开发过程中剩余油分布复杂，平面动用不均衡。

通过油水井合理的配产配注，可以改变不均衡的状况。

针对断块油藏中一注两采井组和两注一采井组在特高含水期两注采井间动用不均衡的状况，提出了特高含水期均衡驱替的标准，并在不同的储层非均质情况下，开展了井组的配产配注优化研究，建立了不同非均质储层情况下，两种井组在给定的调控时间内达到均衡驱替的注水量或液量分配比例图版。

将研究成果应用到实际井组的注采调配中，取得了较好的开发效果。

关键词断块油藏特高含水期注采结构配产配注均衡驱替中图法分类号TE357.6；文献标志码A2012年9月6日收到国家科技重大专项课题（2011ZX05011—003）资助第一作者简介：崔传智（1970—），男，山东青州人，博士，副教授，研究方向：油气渗流理论、油气田开发。

E-mail ：ccz2008@ 。

断块油藏构造复杂，断层发育，储层非均质性严重［1］。

经过长期的注水开发，剩余油分布复杂，平面动用严重不均衡。

在断块油藏特高含水期进行合理的配产配注研究，以期实现最大程度的均衡驱替，从而改善油田开发效果，最终提高采收率。

目前国内外学者对油水井配产配注优化的研究较多［2—10］，其中刘德华［7］等通过灰色预测方法确定区块上各生产井的生产参数，再根据注采平衡原理及区块上各井间的关联矩阵确定出各注水井的合理注入量；石晓渠［8］等用平面劈分系数法代替传统的KH 法或H 法进行注水井合理配水量的计算；邱坤泰［9］等结合地质特点对采液结构和注水结构分别进行调整，提出了改善油田开发平面不均衡的方法；赵春森［10］等通过数值模拟得出地层压力变化与注采结构调整之间的关系，确定了注采结构对开发效果的影响。