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高含水后期水驱油藏调整挖潜技术研究作者：刘丽莎来源：《中国科技博览》2015年第14期[摘要]油田开发在技术应用上是与地质状况紧密相连的，制定科学合理的开发策略是油田企业经济效益的关键所在，也是技术得到最佳发挥利用的主要途径。
大庆油田开采已经发展到了中后期阶段，在开发技术上也遇到了诸多的问题，需要进行调整和创新。
本文根据油田地质情况，结合目前所采用的强化式的开采，发现在油田高含水后期开发中这种技术应用是极其缺乏效率的，同时也没有跟上经济和科技发展的步伐，所以进行注水油田高含水后期开发技术方针的调整才是提高油田企业经济效益的必然之路。
进行开发技术的调整关键是要加大研究力度，加快技术创新和应用，努力使油田开发进入新的轨道上发展。
[关键词]注水油田高含水调整技术中图分类号：TV523 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2015）14-0183-01我国油田分布较广，在类型上也呈现出不同的状态，其中以陆相砂岩最为典型，所以根据对该类油田的地质研究提出了关于注水油田高含水后期开发技术方针的调整方案。
特高含水期控水难度大，单纯提高注水压力不能有效的起到控水的目标。
须开广思路，拓展思维，转变观念，多角度的思考，高效实现精细注水，以最大限度的提高采收率。
1.陆相砂岩油田地质特征研究第一，陆相砂岩油田在分布上也较为广泛，在河流沉积地带、三角洲地带以及环海地带等都有分布。
经探测其含油面积巨大，所以储油量是相当丰富的，据估计大概在数亿吨甚至更大。
第二，陆相砂岩油田地质具有流体性差的特点，油田含油层厚，储油的砂岩层数也多，且各含油层在密度特征也表现不同，储层内油质虽然各不相同但是总体粘度都很高，加之原油的凝固点低和比重高的特点，所以极具开发的价值和意义。
第三，陆相砂岩油田的边水活跃程度低，再有就是自然能量并不强，油层的地饱压较小，所以会出现小气顶。
随着油田开采的不断深入，和地区环境和气候的变化，地质状况也在发生着变化，地层内部的沉积也随之有变化，所以对油田地层的研究对技术方案的调整有重要意义，因为油田开发技术要根据油层的性质和状态，以及渗透性能等来不断改进和调整。
试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施高含水期油田是指原油产量中水含量较高的油田，由于高含水期油田原油产量低、开采技术难度大、生产成本高等问题，给油田开发和生产带来了诸多困难。
对于高含水期油田，如何通过注水开发改善油田开采效果成为石油地质工程领域的一个重要课题。
本文就试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施进行详细探讨。
高含水期油田注水开发改善措施需要从井网控制方面入手。
井网控制是指根据油田地质特征和水驱动机制，合理布井、合理配置注水井和采油井的位置，以调整油层动态压力分布，提高注水效果。
在高含水期油田中，常采用网格或块状井网控制方式，即在油层内按照一定的网格或块状模式布置注水井和采油井。
通过科学合理的井网控制，可以最大限度地提高注水液体的渗透效果，保证注水井与采油井之间的压力差，减少水和油的混流，从而提高采油效率。
高含水期油田注水开发改善措施还需要从注水井完善方面入手。
注水井完善是指在注水井的选址、注水设备的选择和安装、注水层的选择等方面进行优化调整，提高注水井的注水效果。
在高含水期油田中，注水井的完善是尤为重要的，可以采用多级井筒注水技术，即在井筒中布设多层注水管。
通过多级井筒注水技术，可以增大油层受水表面积，提高注水效果。
在注水设备的选择和安装方面，要选用高效节能的注水泵和管道，保证注水设备的长期稳定运行。
注水层的选择也是至关重要的，要在选井时充分考虑油层地质特征、水驱动机制和地质构造条件，选择适宜的注水层，以提高注水效果。
高含水期油田注水开发改善措施还需要从注水液体改良方面入手。
注水液体改良是指通过添加特定的化学物质或调节注水液体的性质，提高注水液体的渗透能力和油层渗透性。
在高含水期油田中，可以采用调节注水液体盐度、添加表面活性剂、改善注水液体粘度等技术手段，以提高注水液体的渗透性和油层渗透性。
在注水液体的选择方面，要根据油层地质特征、水驱动机制和地质构造条件，选用适宜的注水液体，尽量减少对油层渗透性的影响，提高注水效果。
256油田在持续地水驱开发过程中，会导致其含水越来越高，虽然如此，但其依然具有较高的可开采价值。
因此我们需要根据油田具体的油层分布，找出合理的开采策略。
杏北油田在经过四十余年的水驱开发后，综合含水已经超过90%，如果还是按照之前的开发方式，已经很难再持续获得原油，对此有必要深入了解其油层分布并提出针对性的开发模式。
1 杏北油田剩余油层分布杏北油田具有层数较多、砂体多样化、垂直角度岩性多元化等特点，同时其水平角度上河道沙、薄层砂、表外层和泥岩区都大量存在且并不独立，这都造成了该油田的多种油层之间的含油量差距较大，即使同一油层的含油分布也比较不均匀。
1.1 纵向剩余油分布在垂直方向上，不同的层面的水淹情况不太一致，在未见水层、见水层未水淹区、低含水水淹区都有油的分布。
在含油多的区域，下部多属于水淹区，上部则通常不属于水淹区。
位于下部的油具有低饱和度的特点，而上部存留的油则多为高饱和度。
在油层组上，剩余油主要集中在葡Ⅰ4-7、葡Ⅱ组、高Ⅰ组三个油层组；但绝对剩余储量上，以萨Ⅱ组、萨Ⅲ组居多，合计占据了三分之二。
1.2 平面剩余油分布在平面方向上，剩余油的分布有带状分布和连片分布的特点。
多分布在砂体的边缘位置、砂体与一些障碍物交合的区域，具有片状分布的特点。
因为油层的厚度较小，使得剩余的油分布呈现连带的特点；因为前期注水严重，使得岩性脆弱的地区被水淹严重，滞留了一部分油。
2 剩余油分布影响因素（1）储层非均质性。
在地下原油所依赖存储的物质中，因为其形状的差异、空隙的存在与不同、渗透性的差异等，使得其存储油的性能存在不同，在水驱开采后能够保留的油的能力也有所不同。
（2）构造位置。
岩层的不同位置所具有的对水和油的结合能力不同，带来了油的分布的不同。
其中断层的边缘位置容易滞留水分，同样也会滞留一定的剩余油分，而构造比较高的位置也有同样的效果。
（3）沉积相、砂体发育。
一些砂体无法控制油层，这与其发育的情况有直接的关系。
大庆油田稠油流变特性的分析韩莉;王为民【摘要】对大庆油田稠油开展流变特性实验研究,在一定温度范围内作出其黏温曲线和流变曲线,对实验结果进行归纳分析,确定稠油的流体类型以及牛顿流与非牛顿流的转变点,总结出稠油流变规律,为实际生产提供了一种有效的理论依据.【期刊名称】《管道技术与设备》【年(卷),期】2008(000)004【总页数】2页(P12-13)【关键词】稠油;流变性;大庆油田【作者】韩莉;王为民【作者单位】辽宁石油化工大学储运与建筑工程学院,辽宁抚顺,113001;辽宁石油化工大学储运与建筑工程学院,辽宁抚顺,113001【正文语种】中文【中图分类】TE6261 稠油的特征和分类标准对于黏度高、密度大的原油，国内叫“稠油”，国外称之为“重油”(Heavy Oil，Heavy Crude Oil)。
稠油相对于一般原油而言，具有以下几个特点：(1)稠油组分中胶质、沥青质含量高，油质含量小，稠油中胶质、沥青质含量一般大于30%，烷烃、芳烃含量则小于60%；(2)稠油中含蜡量少、凝固点低，稠油含蜡量一般小于10%，其凝固点一般低于20 ℃；(3)稠油含气量少，饱和压力低；(4)稠油的黏度对温度极为敏感。
此外，稠油一般都埋藏较浅，一般小于1 800 m，有的距离地表仅几十m.稠油分类不仅直接关系到油藏类型划分与评价，也关系到稠油油藏开采方式的选择及其开采潜力。
因此，国内外许多专家对稠油分类标准进行了研究，并多次召开国际学术会议进行讨论。
国内稠油的特点是胶质含量高，沥青质含量低，原油黏度大，原油相对密度则较小。
根据稠油的特点，其分类标准见表1。
在该标准中，以原油黏度为主要指标，相对密度为次要指标。
当两个指标发生矛盾时则按黏度进行分类。
表1 国内稠油分类标准名称级别黏度/(MPa·s)相对密度开采方式普通稠油ⅠⅠ-1>50*～150*>0.9200注水或蒸汽Ⅰ-2>150*～10000>0.9200注蒸汽特稠油Ⅱ>10000～50000>0.9500注蒸汽超稠油Ⅲ>50000>0.9800注蒸汽注：* 指油层条件下的黏度，其他指油层温度下脱气油黏度。
中国石油大学（华东）现代远程教育毕业设计（论文）摘要本文主要介绍了几种用于大庆油田降低石油产品粘度化学技术的发展现状，并对大庆原油的流变性开展实验研究；着重研究了大庆油田含蜡原油的乳化降粘技术。
原油流变特性是输送工艺的主要基础，但多年来国内外对原油流变性的研究基本上都采用唯象的方法，即通过实验测定不同条件下的流变性参数，研究其规律，还讨论了各种方法及其优缺点的具体实现机制；在对原油的全分析、流型、触变性、粘温性等实验开展的基础上,对实验结果进行归纳分析,并对产生的实验结果的原因进行了探讨,初步确定了大庆油田原油的组分性质,流变模型、粘温特性及其影响因素等结论。
关键词：流变性；乳化降粘；粘度；乳化剂；大庆油田。
目录第1章前言 (4)第2章大庆原油流变性与蜡晶形态结构及原油组成间关系 (5)2.1大庆含蜡原油中蜡晶形态和结构的量化表征 (5)2.2蜡晶形态、结构及原油组成特征的多因素聚类分析 (6)2.3原油的粘度与蜡晶形态及结构特征以及原油组成间的关系 (6)2.4含蜡原油的粘弹性参数与蜡晶形态及结构特征以及原油组成间的关系 (8)2.5含蜡原油的屈服应力与蜡晶形态及结构特征以及原油组成间的关系 (9)2.6含蜡原油的凝点/倾点与蜡晶形态及结构特征以及原油组成间的关系 (9)第3章含蜡原油降凝剂与石蜡作用机理 (10)3.1降凝剂的结构特点与儿种已知降凝机理 (10)3.1.1结构特点 (10)3.1.2几种己知的高蜡原油降凝机理 (11)3.2 降凝剂与石蜡作用机理的研究进展 (12)3.3降凝剂分子结构的影响 (13)3.3.1烷基链长度 (13)3.3.2极性基团含量 (13)3.3.3平均分子量及分子量分布 (13)3.3.4石蜡组成的影响 (14)3.4降凝剂与石蜡分子作用机理的探讨 (14)3.5小结 (15)第4章化学降粘方法研究进展 (16)4.1乳化降粘技术 (16)4.1.1 研究与应用 (16)4.1.2发展趋势 (16)4.2油溶性降粘剂降粘技术 (16)4.2.1作用机理 (16)4.2.2存在的问题及研究进展 (17)第5章原油乳状液的流变性 (18)5.1原油乳状液的流型及转相 (18)5.2影响乳状液流变性的因素 (18)5.2.1内相浓度 (18)5.2.2连续相粘度 (18)5.2.3分散相颗粒大小及分布 (19)5.2.4温度 (19)5.2.5电粘效应 (19)5.2.6老化 (19)第6章大庆原油流变性的研究 (20)6.1大庆原油流变性的研究 (20)6.2流体模型划分实验开展及对原油流变性的认识 (20)6.3原油粘温曲线的测量 (21)6.4流变性影响因素及影响机理的探讨 (22)6.5外在条件变化的影响 (23)第7章结论 (25)参考文献 (26)致谢 (27)附录 (1)第1章前言目前，世界各国特别是大国那些富含含蜡稠油，正在作出巨大努力，研发的长距离管道运输在室温下的过程。
含水油气体相流变特性研究含水油气体相的流变特性研究是石油工业中的一个重要领域。
在石油开采过程中，油气井内的液相、气相、固相混合物组成复杂，在流动过程中易出现油、水、气三相分离等现象，导致生产过程受阻。
因此，研究含水油气体相的流变特性对开发石油资源、优化油气生产具有重要意义。
传统的含水油气体相流变特性研究主要依靠实验室技术数据，并通过经验公式、实验法等手段确定含水油气体相的流变特性。
但是，随着科学技术的不断发展，计算机数值模拟技术与流变学的相结合被越来越多的学者所关注。
数值模拟技术可以降低实验成本，模拟实验室无法达到的高温、高压环境，精细地描绘含水油气体相的流动过程。
流变学理论引入数值模拟技术，可以描述含水油气体相在不同条件下微观流动行为、形成的不同流动状态，研究含水油气体相的复合流态、毛细现象等问题。
此外，人工智能技术也可以用于研究含水油气体相的流变特性。
基于人工神经网络、深度学习等技术，可以构建含水油气体相流变预测模型，实现模拟实验室成果，预测含水油气体相的流变特性。
预测模型的准确性越高，预测时间和成本就越少，可以为工程实践提供更加明晰的指导建议。
从研究角度看，含水油气体相的流变特性关键在于复杂微观结构，这涉及物理学、化学、材料学等学科知识。
研究者需要系统深入地掌握这些知识，才能对含水油气体相的宏观流动特性进行准确的预测、分析。
总之，含水油气体相流变特性研究是一个极其关键的领域，传统实验法、计算机数值模拟和人工智能技术都可以应用于这个领域。
不论哪一种方法，都需要研究者充分掌握多学科知识，注重理论与实践相结合，提出科学合理的研究方案，为优化石油开采、推动油气工业发展做出贡献。
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析1. 引言1.1 石油地质工程中高含水期油田注水开发的重要性石油地质工程中高含水期油田注水开发的重要性在于提高油田开发的效率和经济效益。
随着油田的开采时间的延长，原油产量逐渐下降，含水率逐渐提高，注水开发成为维持油田产量的重要手段。
在高含水期，注水可以有效提高原油采收率，延长油田寿命，增加投资回报率。
注水开发还可以降低油田开采过程中的表面积压力，减少地面液面下降速度，降低油井压力，延长油井寿命，减少油井损坏和修井次数，降低维护成本。
在石油地质工程中高含水期油田注水开发具有重要的意义，对于提高油田产量和经济效益具有重要作用。
通过科学合理地开展注水开发，可以有效解决高含水期油田开采中所面临的挑战，实现油田可持续发展。
1.2 研究目的和意义石油地质工程中高含水期油田注水开发的研究目的和意义在于提高油田的采收率和生产效率，延长油田的生产寿命，减少油田的排水量，降低环境污染等方面具有重要意义。
通过对高含水期油田注水开发的研究，可以找到有效的改善措施，提高注水效果，达到节约资源、保护环境的目的。
研究还可以为高含水期油田的有效开发和管理提供科学依据，促进石油地质工程领域的发展和进步。
深入探讨高含水期油田注水开发的改善措施具有重要的实践意义和科研价值，对石油产业的可持续发展具有积极的促进作用。
2. 正文2.1 油田高含水期注水开发的挑战高含水期油田注水开发面临着水驱效果不佳的问题。
由于油层中含水量较高，注入的水分隔不开油水两相，导致水和油混合，降低了注水效果，使得开采率降低，产量受限。
注水井布产不均匀也是高含水期注水开发的挑战之一。
在油田注水开发中，如果注水井布产不均匀，就会导致水的分布不均，部分地区过度注水，造成油层压力失衡，影响整个油田的开采效率和产量。
高含水期油田注水开发还存在注水液体质量不高的问题。
注入的水质量不高，含有杂质或化学物质，容易对油层造成污染，降低油田生产的效率和产值。
石油地质工程中高含水期油田注水开发措施研究摘要：在油田进入到注水开发的后期阶段后，由于地层中的原油储量不断降低，地层能量的亏空较为严重，因此，采油率必然会降低。
我国进入到注水开发后期阶段的油田数量相对较多，但是社会对于能源的需求量在不断提升，在这种背景下，对提升采油率的措施进行研究十分关键。
本次研究主要是根据影响采油率的因素，提出提升采油率的技术措施，为推动我国油田产业的进一步发展奠定基础。
关键词：注水开发；采油技术；措施1油田注水开发机理事实上，原油资源的开发工艺类型相对较多，与其他多种类型的工艺技术相比，注水开发具有非常明显的优势，其采收率相对较高，对于我国部分油田而言，由于其长期处于持续开发的基本状态，地层中能量的亏空现象十分严重，地层中的能量相对较低，此时企业可以引入注水开发的基本方式，对地层中的能量进行合理的补充。
另一方面，对于水资源而言，其能量比相对稳定，这有利于稳定地层中的压力，使得油田产量得到一定的保持，防止出现原油损失问题。
在实际使用注水开发方式的过程中，需要根据开发的实际情况，对注水工艺措施进行调节。
注水井属于注水开发过程中的重要设施，其主要为水资源提供才地面到达地层的通道，其可以对注水量以及注水方式进行合理的控制。
注水井由多个部分组成，除了井口装置以外，其配备有相应的注水管柱，通过使用多种类型的监测仪表以及阀门等专业仪器，可以完成注水作业，对于注水站而言，其主要是对水资源进行增压处理，以此满足注水压力的基本要求，注水开发方式使用过程中管理相对方便，可以实现自动化运行，注水开发的投资费用也相对较低，施工作业的工作量相对较少，这是该种类型开发方式得到推广和应用的重要原因。
2油田注水开发后期采油率影响因素分析注水开发的采油率受到多种类型因素的影响。
首先，地层中的孔隙结构是影响采油率的客观因素，因此，在注水开发方式应用之前，工作人员会对地层中的相关情况进行了解以及分析，通过对我国油田地层的孔隙类型进行统计发现，其孔隙结构主要可以分为5种类型，分别是粒间孔隙、粒内孔隙、溶孔、晶间孔以及微裂缝，对于不同类型的孔隙结构而言，其物性特征也会存在一定的差异，在油田进入到开发后期阶段以后，其孔隙结构受到了一定的破坏，导致采油率受到了一定的影响；其次，在油田进入到开发后期阶段以后，由于地层中能量的亏空现象十分严重，因此，需要尽可能提高注水作业的压力，地质因素与注水压力的升高存在一定联系，对于我国部分油田而言，其地质状况相对较为复杂，地层中结构将会对水资源的流动产生阻碍作用，间接影响油田的采油率；最后，在油田开发作业持续进行的过程中，地层可能会出现一定的敏感性伤害，敏感性伤害可以分为多种类型。
油田特高含水期采油工程研究现状及发展方向研究【摘要】我国最早的一批大型高产油田已经进入了特高含水期，出现了采储失衡、套损严重等问题，严重影响了采收率，降低了资源的开采效果，造成了石油资源的浪费，使采油工程面临着重大的技术难题。
本文指出了特高含水期油田所面临的技术问题，列举了我国在油田生产中解决这些问题的方法，并指出了未来的技术发展方向，目标是为了维持和提高含水期油田的产量，并降低能耗，节约成本。
【关键词】特高含水期采油工程提高采收率技术研究我国的传统大型油田，如胜利油田、大庆油田等，经过从发现到现在，经过几十年的开采，多数油田进入了高含水期，含水高的情况和高速开采同时出现，导致储采严重失衡，套损日益严重。
采用工程需要解决油田高含水期的一系列难题，提高最终的采收率，为了实现这样的目标，需要在开采技术上不断做出调整。
1 采油工程对油田发展的重要作用采油工程的工作目标是提高油田的产量和总体效益。
实践证明，采油工程与油藏工程、钻井工程、地面工程构成了油田生产的完整系统，又是建立在分层开采基础之上的非均质多油层砂岩油田系统。
这个系统要确保能够为解决油田生产上的矛盾提高技术支持，不断提升可采储量，保证提高采收率，保证完成各解决的目标产量。
同时还要控制生产成本，降低举升能耗和各项作业的费用，为油田的高效利用和可持续开发创作条件。
2 特高含水期采油工程所面临的技术难题和解决办法2.1 特高含水期采油工程需要解决的问题高含水期的油田会才生产上面临诸多问题：（1）新增储量减少，储采之间的矛盾加剧；（2）油田各层品质差别大，难以提高采收率；（3）老井产能下降，加密井递减率增加；（4）水油比上升，导致控水困难加大；（5）最早开采的油田增长苦难大；（6）套管严重受损，套损井数量增多；（7）设备老化和产能下降导致能耗上升，产油成本增加。
油田的开采开发过程，从技术层面来说就是不断平衡非均质油层间、平面和层内差异的探索。
要通过科学地划分开发层系、根据油藏的特性来完善相关技术，从而实现提高油田注水开发整体效果的目标，最大限度地实现各类油层的开采程度和采收率。
