特高含水期提高水驱采收率影响因素以胜利断块油藏为例

胜利油田水驱油藏精细油藏描述做法与应用效果分析作者：张艳梅来源：《教育科学博览》2014年第03期摘要：胜利油田水驱油藏覆盖地质储量约占总储量的80%以上，已进入特高含水开发阶段，但仍有很大的开发潜力。

而精细油藏描述就是进一步提高开发效果的重要手段。

重点介绍了胜利油田水驱油藏精细油藏描述现状与做法，阐述了水驱油藏精细油藏描述成果的应用效果。

关键词：胜利油田水驱油藏精细油藏描述现状发展方向1 胜利油田水驱油藏精细油藏描述现状与做法1.1 开展储层构型研究夹层是油田开发中后期控制剩余油分布的重要因素，层内夹层对油层的分割作用和对注水的遮挡作用控制着剩余油的形成与分布。

在小层或单砂体精细描述的基础上，以层次分析、模式拟合为研究思路，首先结合野外露头、现代沉积以及井网资料建立不同层次（如复合河道砂体、单一河道砂体、单一点坝砂体、点坝砂体内部增生体等层次）的构型模式，然后应用岩心、高分辨率测井、测井精细解释、水平井、动态监测等资料，对开发井网条件下的井间构型进行拟合和预测，建立储层构型约束下的三维精细地质模型。

储层构型研究能加深层内夹层及层内非均质性的描述，并可用于油藏数值模拟，为表征特高含水期剩余油奠定基础。

1.2 低级序断层描述低级序断层延伸短、断距小，基本不控制油气的聚集，但影响油藏注水开发的水驱状况，是复杂断块油藏高含水期控制剩余油的主要因素。

油藏综合地球物理新技术为提高低级序断层描述精度提供了新的手段。

在构造模式、物理模拟和力学成因分析的指导下，认识到大断层应力转换带可直接产生低级序断层（四级以下小断层），改变了以前断层逐级派生的观点。

以岩石物理及地震正演模拟为支撑，在高精度三维地震资料高分辨率成像的基础上，钻井和地震资料联合储层反演提供了储层三维空间精细地球物理属性模型，提高了低级序断层的描述精度，精度达到断层落差5～10m、延伸长度小于100m。

1.3 剩余油分布定量预测水驱油藏剩余油富集区主要受低级序断层、夹层和物性差异等油藏非均质以及注采方式对储层中流体渗流产生的分割作用控制。

孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果第16卷第5期2009年9月油气地质与采收率PetroleumGeologyandRecoveryEfficiencyV o1.16.No.5Sep.2009孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果束青林,张本华,毛卫荣,王宏(中国石化股份胜利油田分公司孤岛采油厂,山东东营257231)摘要:孤岛油田进入特高含水期后,面临产量递减大,含水上升快和剩余油挖潜难度大等难题,通过应用化学驱和稠油热采技术,使油田采收率大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列.针对二类油藏油层发育差,原油粘度高的特点,通过深化储层认识,优化注聚合物参数,强化注聚合物全过程动态跟踪治理等措施,单元采收率提高了6%～12%,而且降水增油达到一类油藏效果.针对油水过渡带的稠油油藏,根据其井间剩余油富集,水驱效率低和水侵影响大的特点,实施井网加密,低效水驱转热采和水侵治理等技术,使采收率提高了13.8%.同时,发展了河道砂储层构型和空间剩余油描述技术,配套形成了水平井挖潜提高采收率技术,在后续水驱阶段又提高单元采收率3%～5%,使单元采收率达到55%～60%.关键词:二类油藏;聚合物驱;稠油热采;储层构型;水平井;提高采收率;孤岛油田中图分类号:TE357文献标识码:A文章编号:1009—9603(2009)05—0052—04孤岛油田为大型整装稠油油藏,自1971年11月投入开发以来,针对不同开发阶段的特点和需要, 研究并实施了相应的开发政策和措施.2O世纪70 年代,针对天然能量弱的特点,实施了早期面积注水,周期性注采调配措施,使油田采收率由弹性溶解气驱的5%提高到19.4%.在中高含水期,针对层间干扰日趋严重,实施了细分层系和强化完善注采系统等调整技术,使油田水驱采收率达到29.6%. 20世纪90年代,油田进入特高含水期,针对采收率低的问题,通过应用化学驱和稠油热采技术…,加快了油田驱替方式的转变,强化储层精细描述,使油田采收率在水驱的基础上大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列,到2008年12 月,整体采收率达到了37.5%,其中主体化学驱单元采收率达到55%～60%,稳产期比预测值延长了8—9a.对同类油藏提高采收率具有较大参考意义和推广应用价值.1二类油藏聚合物驱油配套技术在特高含水期,孤岛油田主体油藏水驱开发采收率为35%～45%,"九?五"期间,第1批聚合物驱推广项目取得成功,提高采收率7.8%.但从资源量评价来看,孤岛油田二类油藏聚合物资源量达到1.3×10t,占油田聚合物资源量的62%.相对于一类油藏,二类油藏油层发育状况差,非均质性强,断裂系统复杂,地层原油粘度为50—130mPa?S.对聚合物产品的耐温性,抗盐性,增粘性以及开发技术适应性提出了更高的要求.因此在总结深化一类油藏聚合物驱油技术的基础上,针对油藏特点,实施了二类油藏聚合物驱油技术.1.1注聚合物前期注采井网完善针对二类油藏储层的特点,实施了二类油藏低序级断层识别,非线性测井约束储层反演,储层构型研究_3J,干扰试井分析,示踪剂分析等技术,为二类油藏注聚合物前期注采井网完善奠定了基础.在深化油藏连通性认识的基础上,注聚合物前通过实施更新或大修事故井,扶停注停产井等措施,使注聚合物单元注采对应率大幅度提高,为聚合物的正常注入奠定了基础.1.2注聚合物参数优化注聚合物参数的优化首先是优化注聚合物质量浓度,发展配套聚合物增粘,保粘技术.研究表明,粘度比为0.15～0.5,地下聚合物粘度不低于16mPa?S,提高采收率幅度较大』.孤岛油田对聚合物粘度,质量浓度进行了优化,注聚合物质量浓度由一类油藏的1800mg/L提高到二类油藏的2000mg/L,提高了粘度比,矿场实施时,选用增粘效果较收稿日期2009—07—31;改回日期2009—08—27.作者简介:束青林,男,教授级高级工程师,2005年毕业于中国科学院构造地质学专业并获博士学位,从事油田勘探开发工作.联系(0546)8885581,E—mail:sql@slof.COIn.基金项目:中国石油化工集团公司科技攻关项目"厚油层挖潜配套技术"(P03027) 第l6卷第5期束青林等:孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果?53? 好的聚合物产品,根据聚合物粘浓关系,优化了聚合物质量浓度,保证了粘度比,满足了二类油藏注聚合物条件.同时,还发展配套了聚合物增粘,保粘技术,目的是改善水质,减少矿化度,细菌及氧对聚合物的影响.其次是优化聚合物用量.一类注聚合物单元的最佳聚合物用量为500PV?mg/L,由于二类油藏注聚合物后段塞形成质量较一类油藏差,二类注聚合物单元最佳聚合物用量达到800PV?mg/L,同时,针对中一区馆3—6等正注聚合物单元,进行二元驱方案与追加等价聚合物驱方案的对比优化后,注入0.2倍孔隙体积的二元驱段塞j,提高采收率幅度由7.19%上升到9.86%.通过注聚合物参数优化,保证了孤岛油田聚合物段塞质量,延长了聚合物的见效高峰期.1.3解堵增注针对二类油藏油层发育差,低液井,欠注井多的问题,通过砂体连通性认识,配套了解堵工艺.治理欠注水井时,对储层条件差的采用上增压泵;对聚合物堵塞造成的采用解堵增注;对出砂造成的采用换管柱防砂;2008年治理欠注井47口,平均单井日注水量由61m上升到95m.治理低液井时,对地层条件差的采用混排,高压地填;对聚合物堵塞造成的采用声波助排解堵;对金属防砂管堵塞造成的采用高压旋转水射流解堵;对油层打开程度不够完善造成的采取补孔或复射孔;2008年开始共治理低液井178口,增液幅度达12%,单井增油量为2.8t/d,累积增油量为6.5X10t.1.4组合堵剂和段塞式调剖针对中-'tL,东区等储层发育好,原油粘度大,大孔道发育的二类油藏低油压井和高见聚井多的问题,开展储层非均质的表征,通过精细储层表征,示踪剂,干扰试井,动态分析等手段,对大孔道进行了识别,形成高渗透条带识别技术_3(图1),形成注聚合物不同时期堵调工艺技术,配套发展了组合堵剂, 图1孤岛油田示踪剂测试大孔道段塞式调剖技术,坚持注聚合物前封堵大孔道;注聚合物过程中防窜,降低出聚浓度,注聚合物后调剖高渗透带."十?五"以来,共实施46口井,降聚幅度达90%以上,含水率下降了3%一25%,平均有效期为292d,累积增油量为6.65X10t.1.5聚合物驱全过程动态跟踪治理注聚合物初期主要是开展以完善注采并网和大剂量调剖为主的前期综合治理,保证形成优质段塞, 确保注聚合物质量.注聚合物中期主要立足于扩大波及体积和油井见效范围.后续水驱阶段采用分层注水的注入方式,把握分层注水时机,保持合理注采比,初期选择性提液,放大生产压差,减缓油井液量下降速度,治理窜聚和不见效井;中期加强以提高分层注水合格率为主的注采调配,控制含水上升;后期实施以提注提液为核心的精细注采调整,减缓了产量递减."十?五"以来,投入8个注聚合物项目,覆盖地质储量为12437X10t.单元采收率大幅度提高(6%～12%),聚合物驱后采收率达到50%～55%;降水增油达到一类油藏效果,综合含水率比注聚合物前下降8%～15%,峰值单井无因次日产油量为2.5～3.0,实现了聚合物增油的接替,截至2008年12月,累积增油量为977X10t,累积注入干粉为22.0X10t,吨聚增油量为44.4t,年增油量保持在80X10t左右.2稠油热采配套技术孤岛油田稠油环位于孤岛背斜构造侧翼,分为馆3一馆4,馆5和馆6共3个稠油环;具有油层厚度薄,原油粘度分布广,储层埋藏深,泥质含量高,出砂严重,受边底水和注入水影响大的特点,属河道砂稠油油藏.经过"九?五"的强化开采,孤岛油田稠油热采老区已进人中高含水,多轮次吞吐阶段,稠油产量由上升态势转换为下滑趋势.在精细油藏描述和剩余油研究的基础上,综合评价稠油热采生产动态,根据不同类型的剩余油,实施了井网加密,低效水驱转热采,水侵治理等技术,提高了稠油采收率.2.1稠油环井网加密数值模拟,新井,取心井资料分析表明:稠油热采蒸汽吞吐加热半径有限,仅为50—60m,但井间剩余油富集,具有加密潜力.孤岛油田馆5稠油环具有油层发育好,大片连通和储层物性好的特点,开发初期,采用200mX?54?油气地质与采收率2009年9月283m反九点法基础井网进行开采,采收率仅为9.6%."十?五"以来,通过剩余油分析和优化部署,馆5稠油环已基本完成了热采井网一次加密(图2).投产一次加密井128口,新增可采储量为282X10t,单井控制储量由15.6×10t降低到7.6×10t,采收率达到35.7%,提高了13%.今后,馆5稠油环将开展高含水高轮次吞吐转化学蒸汽驱先导试验』,为进一步提高采收率寻找技术接替.图2孤岛油田馆5稠油环井网加密示意馆6稠油环油层具有油层厚度薄(5—6m),层内夹层变化大,储层非均质性强,油水关系复杂的特点.为了最大限度提高储量动用程度,根据馆6稠油环储层层内夹层发育特征,实施了水平井与直井联合优化加密.截至2009年6月,馆6稠油环实施联合布井加密87口(其中水平井15口),热采水平井产量为周围同期投产直井的2～3倍;含水率降低了5%一15%.新增可采储量为304×10t,平均单井增加可采储量为3.4×10t.单井控制储量由22.9×10t降低到9.9×10t,采收率达到27%,提高了15.5%.2.2低效水驱转热采西南部馆3一馆4砂层组地层原油粘度为1200～3000mPa?s,馆5一馆6砂层组为4000～6500mPa-s,馆5一馆6与馆3一馆4砂层组合采, 采收率低于15%.在开展孤岛油田稠油水驱转热采技术界限研究的基础上,选择馆5一馆6层系地层原油粘度大于3000mPa?s,有效厚度大于8m,净总比大于0.6的区域转换开发方式进行低效水驱转热采开发.于2002--2008年开展了低效水驱转热采先导试验和工业化推广,建成了南区馆5一馆6,西区馆5一馆6稠油单元,动用地质储量为1217×10t,实际建成产能为27×10t.新钻热采井122口,增加可采储量为181×10t,单井控制储量由28.5X10t降到8.3×10t,年产油量达到29.4×10t,采收率达到21.1%,提高了16.7%.2.3防砂解堵一体化技术馆3一馆4稠油环泥质含量高达15%～20%,注汽过程中地层堵塞严重,注汽压力高(平均为15.2MPa),周期内生产时间短,产量下降快.研究结果表明,注汽对储层的伤害较严重,主要影响因素为水敏,盐敏及速敏.在储层伤害机理认识的基础上,实施了改善储层伤害的措施:添加热采助剂,减少油层伤害,降低注汽压力;应用高温防膨剂处理近井地带,注二氧化碳补充地层能量,注油溶性降粘剂和驱油剂降低注汽启动压力.馆3一馆4稠油环通过配套工艺措施和井网的扩边,共钻新井261口,新增可采储量为617×10t, 单井控制储量由28.0×10t降到8.7×10t,采收率达到24.2%,提高了21.1%.2.4氮气泡沫调剖孤岛油田稠油环受构造低部位边底水和构造高部位注入水双重作用,在开发过程中,针对不同时期,不同部位水侵方式与作用的差异,采取了"排, 停,堵,避"相结合的综合治理水侵技术."堵"即优选热采区含水较高的热采井实施高温封堵,降低单井含水率.近几年,重点发展了氮气泡沫调剖治理水侵技术J,共实施55井次,平均单井增油量为4.8 t/d,含水率下降了12.3%,措施有效期为350d,效果显着.通过水侵综合治理,热采老井自然递减率由20.9%下降到16.9%,含水上升率由3.20%下降到1.36%,增强了油田稳产基础."十?五"以来,孤岛油田围绕提高采收率目标,配套完善稠油热采技术,年产油量上升到116.6×10t,是"十?五"初期的2倍,采收率提高到24%,提高了13.8%.3储层刻画技术3.1河道砂储层构型和空间剩余油描述技术利用层次分析,模式拟合等方法,一方面由点到线,由线到面,建立精细的储层平面建筑结构模型,揭示储层平面结构非均质性;另一方面建立了构型约束下的精细三维地质模型,重点揭示了厚油层层内夹层的空间分布特征(图3).明确了曲流河受泥质侧积层与韵律性控制,点坝内部侧积体上部剩余油富集;而辫状河受平行层面夹层和韵律性控制,剩余油在油井附近的顶部富集,但夹层钻遇和射开方式对富集程度影响较大(图4).●第16卷第5期束青林等:孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果,?55? 25口,新增产能为7.0×10t,已投产了8口井,平均单井产油量为9.3t/d,含水率为78.5%,预计采收率提高到22.5%,实现了稠油水淹层顶部水平井挖潜的突破.储层刻画技术的研究与应用,为水平井挖潜提供技术支撑.共指导实施水平井挖潜114井次,投产后产量是直井的3倍,含水率为10%一40%,累积增油量为88.8×10t,提高调整区采收率3%～5%图3孤岛油田辫状河层内夹层空间展布4结束语图4不同射孔方式下孤岛油田辫状河剩余油饱和度变化3.2水平井挖潜提高采收率配套技术2002年,首先在孤岛中一区馆5层中9一平9井获得突破之后,在中一区馆5.层整体部署15口水平井的基础上,2008年又在中二中馆5单元部署水平井10口,获初期单井产油量为21t/d,含水率为65.3%的好效果,单元采收率达56.1%,提高了3.8%.正韵律厚油层水平井受剩余油分布的影响,主要包括受隔夹层控制的正韵律厚油层顶部,受射开方式影响的厚油层下部和受流体非均质性影响的层间3种类型.中二北馆5单元稠油边部自1994年投入开发以来一直采用直井开发,受边底水影响剧烈,加剧了底水锥进,采出程度低(13.2%),形成高含水(97.5%),高剩余油区(剩余储量丰度为150×10t/km),预测采收率仅为14%.中二北馆5单元通过储层构型与隔夹层展布研究结果,充分利用隔夹层抑制底水锥进作用和废弃河道及边缘相带抑制边水推进作用,2008年整体部署水淹层顶部水平井孤岛油田开发实践表明:老油田进入特高含水期开发期后,必须不断创新,采取聚合物驱,稠油热采,储层刻画等多种技术能够大幅度提高老油田采收率.今后,要综合运用多种技术手段,充分挖掘油藏潜力,积极开展复合化学驱,蒸汽驱,空间储层刻画等新技术的试验与推广,挑战60%～65%的采收率目标,同时为同类油田的后期开发提供良好的借鉴.参考文献:[1]霍广荣,李献民,张广卿,等.胜利油田稠油油藏热力开采技术[M].北京:石油工业出版,1999.[2]廖广志,王启民,王德民.化学复合驱原理及应用[M].北京:石油工业出版社,1999:18～33.[3]刘建民,束青林,张本华,等.孤岛油田河流相厚油层储层构型研究与应用[J].油气地质与采收率,2007,14(6):1—4.[4]于丽,孙焕泉,肖建洪,等.羧酸盐类Gemini表面活性剂二元复合驱配方的研究[J].油气地质与采收率,2008,15(6):59—62. [5]张本华,束青林,毛卫荣,等.孤岛油田稠油环热采中后期剩余油分布规律[J].油气地质与采收率,2003,lO(1):65—67.[6]周燕.弱边水普通稠油油藏蒸汽吞吐转氮气泡沫辅助蒸汽驱技术界限[J].油气地质与采收率,2009,16(3):68—70.[7]束青林.正韵律厚油层剩余油分布模式及水平井挖潜[J].油气地质与采收率,2004,11(6):34—38.[8]陈程,孙义梅.厚油层内部夹层分布模式及对开发效果的影响[J].大庆石油地质与开发,2003,22(2):24—27.[9]何鲁平,陈素珍,俞启泰.注水正韵律油层水平井开采剩余油数值模拟研究[J].石油勘探与开发,1996,23(1):47—50.编辑刘北羿。

胜坨油田特高含水期影响提高水驱采收率的因素及水动力学调整措施分析李兆敏吕翔慧（石油大学（华东）石油工程学院，山东东营257061）摘要分析特高含水期油田采收率的影响因素，是油田注水开发后期分析工作的重要一步，也是进一步提高原油采收率的基础工作。

本文根据胜坨油田的实际情况，结合矿场分析资料，分析了该油田的地质条件、原油物性随注水开发进程的变化规律以及处于特高含水期的胜坨油田出现的一些显著特点，得出了影响采收率的主要因素为原油粘度、油藏岩石润湿性、油藏非均质性、注入水质等；文中还总结了特高含水期油田为提高含水采收率而采取的水动力学调整方法，如改变液流方向、周期注水、堵水调剖、强注强采等，并且分析了胜坨油田经调整后的开发效果，对同类油田的开发有一定的参考价值。

关键词胜坨油田；采收率；特高含水期；堵水调剖；周期注水；强注强采前言最终采收率是油田地下资源利用程度的标志，是油田开发决策的重要依据，其高低也是油田开发水平的重要体现。

影响采收率的因素通常有三个方面，即油田的地质条件、开发方法、投入产出的经济效益，其中，地质条件是基础，开发方法是手段，经济效益是前提。

这三个因素的组合和相互制约决定了油田的采收率。

但是，随着油田注水开发的进行，油田的地质条件及原油物性等都会发生不同程度的变化，因而，各种影响因素对水驱采收率的影响程度也会发生不同的变化，对油田开发的调整措施也要适应新的条件，采取相应的措施。

本文结合胜坨油田特高含水期的实际情况，从地质条件及开发特点出发，分析了采收率的影响因素，提出了特高含水期油田的水动力学调整方法，并对该油田的调整效果进行评价。

1 胜坨油田概况胜利油田的胜坨油田位于山东省垦利县境内，是一个被断层复杂化的逆牵引背斜构造油气藏，也有少量由透镜体砂岩组成的岩性构造油藏。

胜坨油田是一套完整的河流——三角洲沉积，主要的沉积体包括辫状河砂体、浊流相河砂体、三角洲前缘相砂体等，各种沉积体的砂岩体，由于所处的沉积部位不同，储层的岩性、结构、沉积构造不同，岩石的孔隙度、渗透性和含油性也存在差异。

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。

《胜利油田特高含水期提高采收率技术》读书记录目录一、书籍概述 (2)1. 书籍背景介绍 (3)2. 作者介绍及团队构成 (4)二、特高含水期油田概述 (4)1. 特高含水期油田定义与特点 (6)1.1 定义及发展阶段划分 (7)1.2 特高含水期油田面临的挑战 (7)2. 胜利油田概况及发展历程 (9)2.1 地理位置与资源状况 (10)2.2 发展历程及主要成果 (11)三、提高采收率技术的重要性及现状分析 (13)1. 提高采收率的意义与价值 (14)2. 当前采收率技术存在的问题分析 (15)2.1 技术瓶颈及限制因素剖析 (16)2.2 技术发展趋势预测 (17)四、胜利油田特高含水期提高采收率技术研究与应用 (18)1. 技术研究内容及方法 (19)1.1 研究思路与总体方案制定 (21)1.2 关键技术研究及实验验证 (21)2. 技术应用案例分析与讨论 (22)2.1 实际案例介绍及实施过程回顾 (24)2.2 效果评估与经验总结分享五、提高采收率技术的挑战与对策建议25一、书籍概述本次阅读的《胜利油田特高含水期提高采收率技术》详细阐述了在油田开发进入特高含水期这一特殊阶段时，如何通过一系列先进的技术手段来提高原油的采收率。

该书不仅系统地总结了胜利油田在这一时期的开发经验，还深入探讨了国内外在该领域的研究进展和应用案例。

书中首先对特高含水期的概念进行了明确界定，并分析了这一时期油田开发面临的主要挑战和机遇。

从油藏工程、采油工程、地面工程等多个角度出发，详细介绍了提高采收率的具体技术方法和策略。

这些方法包括但不限于：调整注采井网布局、改善油藏流场、优化抽油机井参数、应用微生物驱油技术等。

该书还对提高采收率技术的应用效果进行了实证分析，通过对胜利油田不同区块的实地调研和数据收集，验证了各项技术在提高采收率方面的显著效果。

书中还提出了针对不同油藏类型的个性化解决方案，为油田开发工作者提供了有力的理论支持和实践指导。

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。

特高含水油田提高采收率的方法发布时间：2021-04-16T14:43:54.650Z 来源：《中国科技信息》2021年5月作者：刘异一[导读] 经过多年注水开发，我国很多油田先后进入特高含水期，即，含水达90%以上，尤其是大庆、胜利、大港、中原、河南、江汉等地。

中石化胜利油田分公司鲁胜公司山东东营刘异一 257000摘要：经过多年注水开发，我国很多油田先后进入特高含水期，即，含水达90%以上，尤其是大庆、胜利、大港、中原、河南、江汉等地。

特高含水期油藏，采油速度很低、耗水量比较大、剩余油尤其分散、井况逐渐恶化、开发效益降低等特点，所以，特高含水油田采收率，是制约国家持续发展的重要经济因素，本文首先介绍了特高含水期油藏基本特点、分析了特高含水期油藏剩余油分布特征，然后系统、全面概括了特高含水油田，继续水驱、聚合物驱、氮驱、注凝胶驱、CO2驱等五种提高采收率技术方法做了一个全面系统地整合。

关键词：特高含水；聚合物驱；氮驱；注凝胶驱；CO2驱；采收率；引言：目前，我国很多油田逐渐进入了特高含水期，虽然，采油速度很低、耗水量比较多、剩余油也很分散等等特点，但是，从己开采储量和年产量看，特高含水油田依旧是油田开发的主体，它的剩余可采储量占着很大比例。

所以，特高含水油田采收率直接制约着国家的持续发展，在目前技术条件下，特高含水率油田采收率的提高具有很大潜力。

一、特高含水期油藏特点主要依据含水率变化，一般说来，开发阶段分为以下四个开发阶段:Sw: 0%^'20%，低含水期; 其开发阶段开发特征注水见效快、主力油层发挥充分作用、产量高、液量上升快，含水上升慢。

Sw: 20%^'60%，中含水期; 其开发阶段开是发特征含水加快，液量上升急促，油水分布复杂，各种矛盾明显，产能受到限制。

Sw: 60%^"90%，高含水期; 其开发阶段开是发特征快速提液，油水运动、分布复杂，剩余油分散，开采效果下降，油井状况变差，开采难度变大，产油量进入到了递减期。

人工仿强边水驱提高油藏采收率原因浅析摘要：断块油藏开发的成功经验表明，强边水开发油藏往往拥有较高的采收率。

基于此认识，目前提出通过实施人工仿强边水驱提高油藏采收率技术。

对该技术进行定性分析认为：实施人工仿强边水驱能同时提高水驱油藏波及系数和驱油效率，从而提高油藏采收率。

将该项技术在生产实际中进行初步应用，取得了较好的开发效果。

关键词：人工仿强边水驱、波及系数、驱油效率、采收率目前，胜利油田断块油藏普遍进入特高含水开发阶段，这一开发阶段剩余油总体上呈现“普遍分布，局部富集”的特点。

针对“局部富集”区域的剩余油，目前已有一系列技术方法进行挖潜，但针对“普遍分布”的剩余油，在目前人工注水开发的二次采油阶段，尚无行之有效的挖潜手段，迫切需要寻找新的提高采收率技术。

1、人工仿强边水驱开发理念的提出背景断块油藏开发的成功经验表明，具有强边水开发条件的油藏往往具有较高的油藏采收率，如东辛油田的辛151断块，水油体积比达100以上，天然能量充足，标定采收率达67.4%；再如王家岗油田通61断块，部分能量充足的含油层目前采出程度已达70%以上，开发效果较好。

基于以上开发实际，借鉴部分强边水断块油藏的高效开发经验，胜利油田地质科学研究院等单位于“十一五”末期提出人工仿强边水驱开发理念，目的在于实现断块油藏特高含水开发后期，地层中“普遍分布”剩余油的有效动用，提高油藏采收率。

2、人工仿强边水驱开发实质关于人工仿强边水驱，各家尚未明确给出明确的概念，目前仍处于进一步探索阶段。

但各家在探索实施人工仿强边水驱的技术做法方面，有一定的基本共识。

首先是区块的选择方面，侧重于构造简单，储层物性好，原油性质好，有一定地层倾角的油藏；水井选择方面，选择边水以外的注水井点，进一步拉开注采井距，在边水以外实施加大水量注水；在具体实施过程中，采用不对称注采的方式，即只注不采、只采不注，且水井停注和油井开采之间要有一段“油藏静置”时间。

因此，从注水方式来说，断块油藏实施人工仿强边水驱属于边外注水；从驱动方式来说，由于需要恢复地层压力而实施大排量注水，因此属于刚性水压驱动。

特高含水期胜坨油田提高水驱开发效果的途径及对策摘要:胜坨油田经过40多年的注水开发,目前已进入特高含水开发后期,胜坨油田水驱地质储量占整个胜坨油田地质储量的85.7%,所以水驱调整仍是胜坨油田提高采收率的重要手段。

本文总结了“十五”期间胜坨油田提高水驱开发效果的主要对策及取得的效果,同时对胜坨油田进一步提高水驱开发效果提出了工作方向和工作安排。

关键词:特高含水水驱开发效果途径对策1 胜坨油田基本概况胜坨油田位于东营凹陷陈家庄凸起的南坡,是典型的大型整装油田,含油面积84.83km2,动用石油地质储量45802×104t,可采储量18538×104t,采收率40.5%。

胜坨油田自1964年投入试采至今经历了四个开发阶段:低含水开发阶段、中含水开发阶段、高含水开发阶段、特高含水开发阶段。

目前开油井1793口,开水井1033口,日产液水平14.76×104t,日产油水平7065t,含水95.21%,日注水平14.3×104m3,注采比0.97,注采对应率84.1%。

2 特高含水期胜坨油田水驱状况评价由采出程度与综合含水关系曲线反映,胜利采油厂的整体水驱效果较好。

从宏观上看,在不同的含水时期,胜坨油田的水驱开发效果与国内外同类型油田相比均达到了较高的水平。

2.1 不同类型油藏提高水驱采收率空间通过精细油藏研究,重新认识剩余油分布状况,加大新工艺、新技术的应用力度等,仍有进一步提高采收率的空间。

一方面不同油藏开采的不均衡性,决定了具有提高采收率的空间:胜坨油田为一多层砂岩整装油田,油藏类型多,储层非均质严重,按沉积类型分为四类油藏,一类是以河流相或浊流相沉积的正韵律主力油层,二类是以河流相沉积的非主力油层,三类是三角洲前缘相沉积的反韵律油层,四类是东营组及低渗难动用油藏。

据室内实验结果各类油藏仍有水驱提高采收率的空间。

另一方面油藏平面及纵向上的不均衡性,决定了具有提高采收率的空间。

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。

高含水期油藏提高采收率方法研究及应用【摘要】近年来，随着社会经济的不断发展，石油资源的开采也不断深入。

在探寻油藏的过程中，发现较多高含水期的油藏，为了充分开发、利用油藏，需要对这些高含水期油藏的开采技术进行研究，以能切实应用与高含水期油藏的有效开采，提高采收率。

本文主要通过对比研究国内外现有的高含水期油藏开采办法，以长庆油田的高含水期油藏A断块为例，采取周期间注法开发，对其适应性和实用性进行评价，以总结有效经验及方法。

【关键词】高含水油藏周期注水法采收率水动力学综合递减1 前言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，本文作如下综述。

2 油藏概况长庆油田的主要含油层是以中生界三叠系延长组特低渗透油藏和侏罗系延安组低渗透油藏为主，主力的油藏是三叠系延长组储层，在此简称A断块。

其埋深1000～2600，油层渗透率0.5～10-3m2，孔隙度为8%～14%，地层温度40°C～75℃产量占到长庆油田总产量的72.2%，截至2008年底，共投入开发油田32个，储层普遍具有“低孔、低渗、低压、非均质性强”等特征。

3 确定周期间注法和挖潜依据目前有3种水动力学办法用于改善高含水期油藏的水驱效果，分别是周期注水法、改变液体流向法和封堵大孔道调剖法。

65胜坨油田经过45年的开发，已进入特高含水开发后期，综合含水高达94.6%，平均采收率40.15%，其中有8个单元5600多万吨储量的采收率达到了50%以上。

目前剩余可采储量较低，只有在提高采收率上下功夫，把储量尽可能快、尽可能多地转化为产量，才能不断拓宽生存发展的空间。

在加强剩余油分析的基础上进行井网调整，进一步提高采收率，是特高含水油田的必由之路。

一、胜坨油田基本情况胜坨油田自1964年投入正式开发，至2007年底累积探明含油面积84.2km 2，探明石油地质储量45802万吨。

到2007年底累积动用地质储量45802万吨，标定可采储量18446万吨，采收率已经达到40.3%，综合含水已高达94.7%，采出程度36.42%。

胜坨油田平均采收率40.3％，采收率区间在12.17％－75.72％，目前采收率>40%的单元有23个，地质储量19643.5万吨，占胜坨油田总储量的42.89%，采出程度45.78%，目前日产油水平2192吨，占30.07%，综合含水高达96.1%，以整装油藏为主。

目前采收率30%-40%的单元有25个，地质储量19133万吨，占总储量的41.77%，采出程度33.55%，目前日产油水平3197吨，占43.86%，综合含水94.7%，以断块油藏为主。

目前采收率<30%的单元有19个，地质储量7025.66万吨，占胜坨油田总储量的15.34%，采出程度18.11%，目前日产油水平1900吨，占26.07%，综合含水89.8%，主要包括东营组和近几年投入开发的新区块。

从油藏类型来看，胜坨油田整装油藏32个，地质储量26343万吨，占总储量的57.5%，采收率41.7%。

断块油藏25个，地质储量10435万吨，占总储量的22.8%，采收率39.25%。

低渗透油藏5个，地质储量576万吨，占总储量的1.3%，采收率26.25%。

三采单元4个，地质储量8344万吨，占总储量的18.2%，采收率38.28%。

模拟强边水驱提高断块油藏采收率的研究摘要：强天然边水驱油藏由于其天然能量较强，在高速开采过程中压降小，具有高采油速度、高采收率的开发特点。

而这种强边水驱油藏在东辛厂却只占一小部分，断块油藏储量占总储量的81%。

因此在条件合适的断块油藏，通过扩大油藏边水能量，形成更多的强边水油藏来提高断块油藏的最终采收率。

关键词：强天然边水驱模拟断块油藏采油速度采收率1 强天然边水驱断块油藏开发特点1.1 地质特征（1）含油面积小。

我国胜利油田天然水驱开发单元，最大含油面积3.4 km2，平均含油面积1.5 km2，苏联天然水驱开发油藏，最大含油面积6.5 km2，平均含油面积2.9 km2。

（2）流度大。

我国胜利油田天然水驱开发单元流度最小为0.049um/（mpa.s），一般大于0.12 um/（mpa.s）。

流度大就意味着原油粘度低，渗透率较高。

我国胜利油田天然水驱开发单元原油粘度都小于8.5mpa.s，一般在4 mpa.s左右；有效渗透率一般都大于0.31um2。

（3）天然能量充足。

天然水驱油藏都有与油体连通的、较大的水体，水体体积是油体体积的13-130倍。

由于水体体积比油体体积大许多倍，且连通较好，因此油藏每采出1%的地质储量的压力降小。

用采油速度2%-7%的高速开采，每采出1%的地质储量压降小于0.2Mpa。

1.2 开发特点（1）采油速度较高。

根据我国胜利油田水驱开发单元的平均采油速度与最大采油速度计算结果见表（1），天然水驱油藏由于天然能量充足，它能保持较高的平均采油速度开发。

胜利油田不同水驱方式油藏最大采油速度与平均采油速度统计表（1）（2）最终采收率较高。

根据我国胜利油田不同水驱方式油藏开发指标对比见表（2），对有效渗透率与原油粘度相近的水驱油藏，天然水驱最终采收率达到63.1%，比内部注水高8.8%。

胜利油田不同水驱方式开发指标对比表（2）2 模拟强边水驱机理强天然水驱方式就相当于沿油水边界的一条注水坑道注水，有利于水线均匀推进，只不过它利用的是天然能量。

水驱油藏特高含水阶段提高采收率技术研究
赵邦麟
【期刊名称】《石油石化物资采购》
【年(卷),期】2024()2
【摘要】此次针对水驱油藏在特高含水阶段采收率的显著下降问题,深入分析了其主要原因,并提出了一系列技术对策以提高采收率。

通过优化注水系统、应用增湿剂、调整井网密度、实施定向水平井调剖提层和强化注气吞吐等措施,旨在改善油水流动性、增强井间协同以及提高油层的采收效率。

【总页数】3页(P116-118)
【作者】赵邦麟
【作者单位】胜利油田滨南采油厂
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
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