油藏动态分析技术在特高含水期的研究

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。

特高含水期油藏层系优化技术经济界限研究【摘要】本文针对多层开发层间干扰大，而单层开发必须具备足够的物质基础并确保经济有效的矛盾，通过研究单井经济极限可采储量和单井经济极限地质储量来共同确定储层是否具备物质基础，以此为依据来确定层系细分的最小有效厚度及极限井距，最终得到层系细分技术经济界限的确定方法。

【关键词】层系优化；单井控制经济极限地质储量；单层开发从油藏开发实践来看，层系细分仍是特高含水阶段主要的开发调整技术措施之一，只是技术经济政策在新形势下发生了变化，不能直接延用中高含水开发阶段的已有成果。

因此通过研究单井经济极限可采储量和单井经济极限地质储量来共同确定储层是否具备物质基础，以此为依据来确定层系细分的最小有效厚度及极限井距，最终得到层系细分技术经济政策的确定方法。

1 单层开发的单井经济极限地质储量界限研究1.1 单井经济极限可采储量界限单井经济极限可采储量依据下列公式计算：其中：Np——单井经济极限可采储量，t；I——单井开发投资，×104￥；CG——单井固定成本，取55×104￥/井；Co——吨油可变成本，取251￥/t；Cf——吨油费用，取100￥/t；Po——油价，￥/t；RT——吨油税金；t——评价期，取6年。

因此，可以得到油藏在不同油价、不同井深条件下的单井经济极限可采储量计算结果。

相同油价下，钻井越深，要求经济极限累产越高；同一井深下，油价越高，要求经济极限累产越小。

1.2 单井经济极限地质储量在已知单井经济极限可采储量的前提下，计算单井经济极限地质储量，需要引入计算模型的具体参数，采收率、假定的采收率增幅及采出程度。

则，考虑一定采收率增幅条件下的单井经济极限地质储量的计算公式为：式中，Nd——单井经济极限地质储量，×104t /口；ER——目前标定采收率，小数；ΔER——采收率增幅，小数；R——目前采出程度，小数。

因此得到不同油价下单井经济极限地质储量与采收率增幅之间的关系图版，相同油价下，单井经济极限地质储量越大，采收率增幅越小；相同采收率增幅下，油价越高，单井经济极限地质储量越小。

高含水期油藏数值模拟技术和方法高含水期油藏数值模拟技术和方法，是在采油勘探和生产工艺中，特别是针对特定的高含水期油藏，通过采用数学模拟等方法来研究和分析其特性的一种技术和方法。

一、基本原理高含水油藏数值模拟技术主要是通过模拟曲线拟合来研究和分析油藏的三维特性、渗流特性及压力组分特性的一种技术和方法。

其基本原理是：通过模拟曲线拟合，可以准确地了解油藏矿化率、分布等参数，以预测油藏对产量及配流情况，进而对后续油藏开发作出决策。

二、技术原理1、体积相容性分析：根据观测到的采收率、含水率和气体比率，采用模拟技术获取油藏体积相容性参数，从而确定油藏的体积比。

2、测绘分析：油藏的大小、形状、构造都会影响其对渗流的的模拟，为保证模拟的准确性，必须对油藏的构造进行准确的测绘分析。

3、流体状态分析：根据油藏的体积相容性参数、压力变化规律以及测绘分析等，可以确定油藏内部流体的变化，并进行流体参数的模拟和计算。

4、弹性状态分析：根据油藏的体积变化，可以确定油藏内部的地层变形，并根据综合的体积变化、压力及弹性参数等，进行模拟分析和综合计算。

三、应用技术1、模拟自动博弈：基于模拟的分析，运用多种软件程序，可以进行油藏的模拟自动博弈，以确定不同策略下，油藏对产出量及压力分布的影响。

2、多个变量联合预测：可以通过多个变量联合的方式，包括渗流率、层间孔隙率、地层厚度和井口压力等参数的实验测试，将模拟技术和软件工具有机的融合在一起，以预测油藏的流动特性。

3、夹层断层分析：采用夹层断层分析技术，可以快速可靠地识别出油藏内夹层断层的位置及对渗流应力的影响，从而进行油藏开发决策。

四、关键技术1、物理场模拟：依据油藏地质结构参数，利用物理场模拟技术，以计算油藏的流动特性及其对产量的影响，以及沉淀水下部位种类及其特殊性，最终为油藏的开发提供经济可行的参考。

2、渗流方程模拟：采用渗流方程模拟可以模拟地层正特性、反特性及油藏应力场等，从而精确模拟出油藏内部流动，有效掌握油藏的渗流规律，有助于确定油藏的开发策略。

特高含水期油井堵水挖潜方法研究【摘要】本文在油藏精细描述和储层内部结构研究成果的基础上，结合动静态测试资料，分析在堵井堵前及堵后井组油层动用状况、井组注采关系变化情况及目前井组剩余油分布状况，找出目前剩余油较富集的井、层，通过拔堵、调换堵层等方法对在堵井实施改造，达到增油降水的目的，对提高油层动用状况，减缓产量递减，控制含水上升速度具有重要意义。

【关键词】油田堵水井精细描述潜力分析调整挖潜1 特高含水期在堵井调整原则根据在堵井堵水工艺类型、堵水目的、堵水厚度、堵水效果、目前生产状况等，制定了在堵井调整原则：（1）对于化学堵水井，由于化堵层多为油层窜、气窜或高含水层，解封难度大，因此在堵井调整以机械堵水井为主。

（2）对于井网加密后，同井场采油井对应堵水的井，由于堵水后砂体注采关系仍然较完善，目前动用程度较高，不作为调整潜力井。

（3）对于堵水层数少且堵水厚度小的井，由于堵水层位单一且剩余油潜力较小，不作为调整潜力井。

（4）对于堵水层位为发育厚度较大厚油层的井，若堵水后砂体注采关系仍然完善的井，不作为调整潜力井；若堵水后注采关系不完善，注采方向无采出井点的井，由于液流方向转变，原来的高含水层已目前变为含水较低的潜力层，对这部井和层，可部分或全部释放堵水层位。

（5）对于堵水层位为发育厚度较大厚油层的井，且厚油层内动用差异较大，剩余油富集部位与高含水部位共存，但由于受原工艺水平限制而全层堵水的井，可部分释放堵水层位。

（6）对于多层高含水，但由于受原工艺水平限制而增加堵层大段堵水的井，可释放部分陪堵层。

2 堵井调整技术界限研究特高含水期油井堵水的主要目的是稳油控水，减缓油田含水上升速度。

因此，油井堵水除取得较好经济效益外，还需控含水，使堵水井调整在取得较好经济效益的情况下要降低油井的综合含水。

因此除确定在堵井调整经济界限外，还需确定在堵井调整的技术界限。

因含油饱和度值是衡量油层动用状况及剩余油富集状况的主要参数，因此从油层含水与含油饱和度关系上进行了研究。

复杂断块油藏特高含水期水动力学注水技术研究与应用摘要：中原油田整体处于特高含水开发中后期，主要以水驱开发为主，受低油价的影响，投资缩减，原油产量下降，吨油成本持续攀升，效益开发形势严峻。

水动力学注水作为一种低成本水驱提高采收率技术，已得到广泛应用。

本文在前人研究的基础上，结合中原油田油藏特点，形成了一套复杂断块油藏水动力学注水技术政策，并进行了矿场试验。

研究表明，水动力学注水对于低油价下改善断块油藏后期开发效果，提高水驱采收率具有重要意义。

关键词：水动力学注水低油价特高含水期复杂断块低成本开发0引言水动力学注水包括周期注水、变强度注水和注采耦合等方式，是一种低成本水驱提高采收率技术，广泛应用于江汉[1]、胜利[2]、大庆[3]等油田，获得了显著效果。

本文在前人研究的基础上，重点针对复杂断块油藏高-特高含水开发阶段，从室内试验、油藏数值模拟和矿场试验三个方面进行了系统的梳理，摸索出一套适用的水动力学注水方法，为复杂断块油藏高-特高含水期效益开发提供依据。

1水动力学注水的技术机理为研究水动力学注水的技术机理，研究设计了多套水驱油室内试验和油藏数值模拟方案，对比不同方案下油藏压力场、流线场和饱和度场变化，明确了水动力学注水机理。

（1）激动注水井井点压力，改变原稳定压力场，降压周期时会产生新的压力高点在常规稳定注水方式下，水井的日注水量基本稳定，注水井井底压力保持不变，井区内压力场分布图上显示为制高点，与对应油井间形成单向稳定的压力梯度。

水动力学注水通过周期性的改变注水量，使注水井压力发生周期性变化，在升压周期内，地下压力场分布与常规稳定注水相似；在降压周期内，由于水井日注水量下调，井底压力下降，地层压力也呈下降趋势。

由于不同储层的导压系数不同，相同时间内压力变化存在差异，中渗层导压系数大，降压快，低渗层则与之相反，因此在降压阶段内，低渗区会产生新的压力高点，与油井形成新方向上的的压力梯度。

图1水动力学注水不同周期压力场分布图（2）压力场改变后，流线场随之改变，降压阶段可增加新的流线方向常规注水时，注采流线相对固定，沿注水井指向油井。

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。

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。

边底水油藏特高含水期剩余油挖潜方法研究———以唐家河馆陶组为例韩飞军（大港油田公司第一采油厂，天津　３００２８０） 摘　要：唐家河油田馆陶组已进入特高含水开发期，综合含水高达９７．６％，可采储量采出程度高达８５．１％，随着开发过程的不断深入，面临的开发问题更加复杂，剩余油分布日趋零散，挖潜难度增大。

因此针对特高含水期剩余油分布规律的研究，并采取有效措施已经成为特高含水期剩余油挖潜的关键。

关键词：边底水油藏；分布规律；剩余油挖潜 中图分类号：ＴＥ３２＋７ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６—７９８１（２０１６）０８—０１５３—０２１　特高含水油藏提高采收率的必要性１．１　油藏基本特征唐家河油田位于北大港构造带东北部，其主力油层馆陶组属于辫状河相沉积。

储层孔隙度主要分布在２５～３０％范围内，渗透率主要分布在５００～２０００×１０３μｍ２，属于高孔高渗储层。

馆陶组为构造控制的次生油气藏，多为底水和边水油藏。

其地质储量５４７．９万ｔ，可采储量１８０．８万ｔ，储量纵向上主要分布在ＮｇⅠ油组，其次为ＮｇⅣ、ＮｇⅢ、ＮｇⅡ油组。

１．２　目前开发现状目前唐家河馆陶油组累计采油１５３．９万ｔ，采出程度为２８．１％，综合含水高达９７．６％，采液速度１５．２７％，采油速度０．３８％，剩余可采储量２６．９万ｔ，累计注水１３５万方，累计注采比为０．０５，主要依靠天然能量开发。

馆陶油组目前油层利用率仅为３１．０％，油层动用程度为５７．４％，分别处于三类和二类水平。

边底水推进含水上升速度较快，近几年自然递减均处于－２０％以上，已经进入特高含水开发期，为低速低效开发阶段，如何改善开发效果，提高油田采收率，是目前亟需解决的问题。

２　剩余油富集规律研究边底水油藏在对构造重新认识的基础上，通过静动态资料结合、油藏数值模拟技术、动态监测手段等方法综合分析研究剩余油，总结有以下几种规律。

２．１　厚油层顶部剩余油在油田开发后期沉积韵律控制着剩余油，尤其是层内非均质性差异大的厚油层［１］，馆陶油组储层主要以正韵律沉积为主，砂体内部在垂向上岩石颗粒自下而上由粗变细，顶部低渗透带控制高含水开发后期剩余油。

胡七南块特高含水期油藏流场调整技术研究与应用发布时间：2022-03-31T06:00:39.892Z 来源：《科学与技术》2021年25期作者：冯博[导读] 流场调整技术就是利用注水井的不同注水量和注水方向，采油井的差异化采油强度把地层中的剩余油驱向目的地的一种油田开发技术比较适用于老区的二次高效开发。

冯博中原油田分公司濮东采油厂河南濮阳 457001摘要：胡七南块进入特高含水期含水上升与能量不足的矛盾日益突出，受平面层间和层内非均质性影响，经过多年的水驱开发地下渗流通道形成优势流场，高出水区带耗水严重含油饱和度低水驱效率降低，低耗水区耗水量小能量不足含油饱和度高，由此导致平面水驱不均衡，存水率下降明显。

流场调整技术就是利用注水井的不同注水量和注水方向，采油井的差异化采油强度把地层中的剩余油驱向目的地的一种油田开发技术比较适用于老区的二次高效开发。

关键词：特高含水期剩余油流场调整水驱开发精细注水流场指的是在渗流力学作用下地下流体在三维多孔介质中的流动范围油气资源的储存空间和运移通道油气水等复杂的地层流体都在其中流动其中流线方向代表流体运移方向流线范围代表流体驱动面积流线密度代表流体驱替速度数值模拟表明注采方向发生转变后可有效扩大注入水的波及范围所以流线调整能够有效提高平面波及体积。

1 流场演变的因素研究影响流场演变的因素有静态因素和动态因素，细化流场演变的影响因素，在此基础上，进行流线区域划分。

影响流场演变的静态因素有储层分均质性、沉积微相、孔隙度、渗透率、胶结程度和流体粘度。

动态因素有区块开发方式、累计冲刷强度、井的注采量、流体流速、压力梯度、和含水率等。

根据流场演变的因素，研究了不同开发时期的油藏流场演变历程。

在开发初期阶段，静态因素是影响流场演变的主要因素；开发后期，动态因素是影响流场演变的主要因素。

流线、流场随着注采关系不断变化，需要不断跟踪、调整。

以此将胡七南分为以下四个区：2 流场调整技术研究在流线识别的基础上，控制优势方向注水，提高弱势方向注水，致使流线由弱变强，扩大水驱波及系数，动用弱流线方向的剩余油。