高含水油田开发后期挖潜增储措施

高含水油田开发后期挖潜增储措施研究摘要：目前中国东部断陷盆地普遍已经进入了开发后期,综合含水率达80%以上,措施挖潜的难度越来越大,本文通过深化认识永安镇油田永3断块油藏基本特征以及剩余油分布情况,对其进行动态分析。

通过对低效井实施堵炮眼补孔改层,转注水井,实施水井注聚调驱试验等措施,进一步完善断块的注采井网,协调注采关系,改善开发状况,提高储量动用程度。

针对目前开发中仍然存在的问题,制定了相应的调整原则并制定相应的调整意见及下步措施,以期对断块今后的稳定发展起到一定的指导作用。

关键词：高含水油田注采井网剩余油提高高含水油田剩余油采收率是一项世界性难题,处于开发后期的高含水油田具有综合含水率高、产量下降快的特点,永安镇油田作为一个开发了40年的油田,目前处于开发的中后期,开发的对象已经由早期的砂层组到如今的单砂层,虽然采油速度较高,但是仍有大量的剩余油不能采出,如何实施开发方案,调整注采井网以提高采收率是目前在油田开发中遇到的关键问题。

1 油田地质概况永3断块区位于永安镇油田南部,该断块总体上受北界南倾近东西向永3二级大断层控制,呈断鼻构造(图1),断块内部又发育2条近东西走向的断层,将断块切割为四个台阶。

地层基本南倾,倾角在10°～12°。

是一个被断层复杂化的断块油藏。

含油面积4.08 km2,地质储量1556.5×104t。

主要含油层位是沙二下2-11砂层组,储层平均孔隙度27％,空气渗透率1079毫达西,地面原油密度0.87 g/cm3,地面原油粘度34 mPa·s,原始地层压力20.5 MPa,饱和压力9.3 MPa,原始地层压力系数1.0,是一个中高渗透、稀油低饱和复杂断块油藏。

研究区储层主要发育在沙河街组二段,沉积相类型是三角洲沉积相,物源主要来自东部的青坨子凸起和北部的陈家庄凸起。

沙二1-4砂层组发育有三角洲平原,5-8砂层组发育水下分流河道、分流间湾、河口坝、远砂坝、席状砂等沉积微相。

石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析随着石油资源的逐渐枯竭，石油地质工程中注水开发成为提高油田采收率的关键技术。

随着注水周期的延长和高含水期油田的出现，注水开发遇到了越来越多的挑战。

本文将针对高含水期油田注水开发中存在的问题，分析一些改善措施，并探讨其实施效果及未来发展方向。

一、高含水期油田注水开发存在的问题高含水期油田是指地质条件复杂，油层中含水率较高的油田。

这类油田注水开发存在以下问题：1. 采收率低：由于高含水期油田油层中含水率较高，注水前往往需要进行水驱或气驱开发，使得油层中的原油难以有效提取，采收率较低。

2. 地层压力不足：地层压力是维持油田正常开发和产出的重要条件，而高含水期油田往往地层压力不足，难以实现有效开发。

3. 油水混合物净化困难：高含水期油田中原油和水混合在一起，难以有效分离。

4. 能耗高：由于地层条件复杂，注水开发需要大量的能源支持，能耗较高。

以上问题严重影响了高含水期油田的注水开发效果和经济效益，因此需要采取一系列的改善措施。

二、改善措施的分析1. 优化注水方案采取合理的注水方案是提高高含水期油田注水开发效果的关键。

优化注水方案可以通过提高注水井的布置密度、调整注水层位、增加注入压力等方式来实现。

还可以通过精确的地层模拟和水驱试验来确定最佳的注水方案。

2. 加强地层改造地层改造是指通过在地层中注入化学剂、微生物或其他改造剂，改变地层物性和渗透性，从而提高地层的油水分离效率和原油采收率。

针对高含水期油田的特点，可以采用多种地层改造技术，如聚合物驱油技术、微生物改造技术等。

3. 提高注水效率提高注水效率是通过改善注水设备和技术来实现的。

可以通过更新注水设备，提高注水管道的输送能力，增加注水泵的压力等方式来提高注水效率。

还可以通过使用先进的注水技术，如水平井注水技术、自动调节注水技术等，提高注水效率。

4. 净化油水混合物针对高含水期油田中油水混合物难以净化的问题，可以采取一系列的油水分离措施。

油田开发后期的地质挖潜增效措施近年来，随着油田开发的不断深入，油田储量逐渐减少，开采难度逐渐增加，地质挖潜成为油田开发后期的重要工作之一。

为了提高油田的产能和效益，需要采取一系列地质挖潜增效措施。

一、地质勘探技术升级地质勘探是油田开发的基础工作，通过地质勘探可以找到更多的油气资源储量，提高油田的开发潜力。

随着科技的不断进步，地质勘探技术也在不断升级，包括无人机航拍、地震勘探、电磁勘探等先进技术的运用，可以更准确地勘探出油气资源，有效提高油田的开发效率。

二、三维地震勘探技术的应用三维地震勘探技术是一种高精度的地质勘探技术，通过地震波的反射和折射特性，可以获取地下结构的三维图像，对地下的油气资源进行精准勘探。

通过三维地震勘探技术，可以更加准确地确定油气资源的储量和分布情况，为油田的后期开发提供重要的参考依据。

三、水平井和多级压裂技术的应用在油田的开发后期，传统的垂直钻井已经不能满足对深层储层的有效开采，水平井和多级压裂技术成为提高油田开发效率的重要手段。

通过水平井技术，可以有效地增加有效井长，提高井壁和储层的接触面积，增强油气的采集能力。

而多级压裂技术可以通过在油井中设置多个射孔段，实现对储层的多次压裂，提高储层对流性，提高采收率。

四、油藏管理和改造技术的应用随着油田的开采过程，油藏压力的下降和产液的增加，油田的开采效率会逐渐下降，需要采取油藏管理和改造技术来提高油田的生产效率。

其中包括地面人工注水、水驱、气驱等技术的应用。

通过注水改造和压裂改造，可以有效地提高油藏的压裂能力和储层的渗透性，增加油田的产能。

五、智能化监测与管理系统的建设在油田开发后期，油井的运行管理愈发复杂，需要建立智能化监测与管理系统。

通过传感器和无线通信技术，可以实现对油井地下情况的实时监测，对油井的运行状态进行动态调控，实现油井生产的智能化管理。

通过建立智能化监测与管理系统，可以及时发现油井的异常情况，提高油田的生产效率。

六、油气勘探开发的综合技术应用油气勘探开发的综合技术应用是增加油田开发效果的必要手段。

高含水期油田提高采收率的有效措施随着石油资源的逐渐枯竭，对于高含水期油田提高采收率已经成为了油田开发中的重要课题。

高含水期油田指的是含水率较高的油田，通常大于70%，这种油田开采难度大，采收率低，为了提高采收率，需要采取一系列的有效措施来提高油田的开采效率。

一、管控含水层开发1.合理的注水技术高含水期油田通常需要进行注水开发，通过注水提高油井产出并减少含水率。

注水技术的合理运用是重中之重，需要根据油田的实际情况和特点，正确选择注水井位和注水井层，合理控制注水层的开发强度，保证注水的均匀性和稳定性，从而有效地提高油井产出和降低含水率。

2.水平井技术的应用水平井技术可以提高油井的采油效率，尤其在高含水期油田中更加适用。

水平井技术可以有效地控制含水层开发，减少含水率；水平井的水平段长度增大，导致了更大的井筒面积，能够更多的接触储层，提高采收率。

3.开展化学驱油技术对于高含水期油田，化学驱油技术也是一种有效手段。

通过注入聚合物、环烷醇、聚合物和硼化合物等物质，改善油藏物理性质和改变油水界面吸附作用，减小溶解气体的溶度，使油水界面张力减小，提高油藏的有效开发利用率，降低含水率，提高采油率。

二、提高采油技术1.提高抽油机技术对于高含水期油田井，采用提高抽油机技术是非常有效的。

采用高效的抽油机，可以提高油井采油效率，降低生产成本，减小含水率，提高采油率。

2.采用增产技术采用增产技术可以在一定程度上提高油井产量，降低含水率。

如通过增加注汽、注聚合物等增产技术，可以有效地降低含水率，提高采收率。

3.选用合适的采掘方法选择合适的采掘方法也是提高采收率的关键。

对于高含水油田，应该采用合适的采掘方法，如同沾吸排采、压裂、电磁激励排采等等，可以在一定程度上降低含水率，提高采收率。

三、优化油田管理1.优化油田水系统对于高含水期油田，需要对油田的水系统进行优化，合理配置水资源，降低含水率。

通过水系统的优化，可以有效地减小含水率，提高采收率。

油田开发过程中的增产措施摘要：随着油田开发时间的延长，油井的生产能力逐渐下降，注水开发的油田，油井的综合含水率上升，影响到油田生产的经济性。

因此，研究油田开发过程中的增产措施，以提高油井的产量，达到油田生产的产能要求，适应油田开发的需要。

关键词：油田开发过程；增产；措施引言在油田开发工作开展一段时间后，随着油田储油量的下降，必然会出现含水量持续增加的问题。

此时，为了提升中期和后期的油田开发产能水平，满足生产经济以及社会层面上的需求，就必须要采取一些必要的技术手段来提升油田开发的整体效果，通过满足开发经济指标来促进行业的可持续健康发展。

为了探讨油田开发过程的增产策略，现就油田开发的项目现状与技术特征分析如下。

一、油田开发增产概述1.项目现状某项目自2015年采取增产技术后，2项措施整体增油量达到了全年总增油量的60%以上。

对比两个五年计划期间平均生产水平后发现，通过油田开发过程中应用增产措施，可以显著改善油田的生产环境，提升生产效益的同时也实现了资源的科学应用，满足了行业效益化的需求。

2.增产措施的必要性我国是一个多气少油的国家，石油、天然气均属于不可再生的资源，在我们的工业生产以及现代生活中扮演着十分重要的角色。

随着近些年来需求量的不断增加，我国的油田开发工作持续开展，而地下的可开采的储量是相对固定的，所以油品的比例就会出现持续下降的问题，如果不实施技术升级与调整，必然会出现产能下降的问题。

通过采取必要的增产措施，不但能够满足经济效益层面上的问题，还可以借此来解决资源综合利用效率不高的问题，避免资源浪费，从而为我国更好的走上可持续发展道路创造良好的条件。

二、油田开发后期的特点油田开发后期的产液量比较高，对油井产物处理的能量消耗随之增加，因此，采取降本增效的方式是非常重要的。

油田产能下降的速度越来越快，油井的产液中大部分为水，只有少量的油，经过经济核算，油田开发的投入产出比不符合油田开发的需要，因此，必须实施增产措施，才能达到油田开发对产油量的要求。

油田高含水期剩余油精准挖潜技术分析我国大部分油田均是陆相沉积型油田，而且油田的平面、储层内和储层间的渗透率改变情况均比较大。

由于油田主要是采取注水方式进行开发，随着开发工作的不断推进，油田的开采也会逐步进入高含水期，而高含水期剩余油的分布也会变得越来越复杂，这样便会增加挖潜油田的难度。

为此，本文首先对油田高含水期剩余油的分布特征和影响因素进行了分析，接着对其挖潜对策进行了探讨，以期为提高油田的开采潜力及效率提供一些参考依据。

标签：高含水;剩余油;精准挖潜;技术分析1.油田高含水期剩余油分布特征及影响因素1.1油田高含水期剩余油分布特征（1）片状剩余油。

片状剩余油是指在注水的过程中，由于水没有驱入，造成剩余油残留于模型的边角位置，进而产生的剩余油。

片状剩余油主要包括两种，一是簇状剩余油;二是连片剩余油，所谓的簇状剩余油指的是四周环绕着较大孔道的小喉道中的剩余油，事实上簇状剩余油属于水淹区内的小范围剩余油块，是注水绕流于空隙中而产生的。

（2）分散型剩余油。

所谓的分散型剩余油，指孔隙占用较少的剩余油，其主要包括两种：一是孤岛状剩余油;二是柱状剩余油。

其中，孤岛状剩余油属于一种亲水孔隙结构的石油，其主要是通过水驱油而逐步形成的，注水顺着亲水岩壁表面的水膜进入，在没有彻底驱完之前，注水已蔓延至喉道，阻止了油的流动，随着孔隙中油滴的不断增多、孔隙不断增大，从而逐步形成了孤岛状剩余油。

而柱状剩余油主要分布在喉道位置，且喉道大部分是由孔隙相连而形成的，且较为细长。

1.2剩余油分布影响因素（1）地质因素。

砂岩的空间分布、碎屑岩的沉积韵律特点、储层的非均质性、沉积层理种类、薄夹层分布以及沉积微相展布等地质因素均取决于沉积条件。

其中，小断层、沉积微上以及储层的非均质性等是影响剩余油的主要原因。

同时，随着构造运动的不断进行，其所形成的裂缝、断层及不整合面也会在一定程度上影响油水的运动，进而对剩余油的分布产生影响。

①断层构造与油层微构造给剩余油分布造成的影响。

一、管理三区概况采油管理三区管理着胜坨二区大部分以及T76南部区域，地质储量10198万吨。

1965年投入开发，目前管理着697口油水井，综合含水96.9%，日产油水平775吨，累计产油3722万吨，采出程度39.85%，采收率41.4%，目前处于特高含水开发后期。

二、措施挖潜中的制约问题目前管理三区处于特高含水开发后期，高效资源接替不足，措施挖潜工作面临着三大制约问题：1.剩余油高度分散，局部相对富集，严重影响油藏的整体完善和措施挖潜；2.欠注水井的存在，导致水驱效果差，采油速度低；3.套损井逐年增多，受井况影响措施井无法达到预期增油三、措施挖潜方向及效果评价管理三区在以利润为中心的前提下，通过对剩余油的细致分析，措施挖潜主要有以下五个方向：1.断层控制的剩余油富集井区；2.岩性遮挡地带的剩余油富集区；3.大厚油层中采出程度低的韵律层；4.多层合采低效井，分析各层注采差异，挖掘非主力层潜力；5.通过压裂，提高油井渗流能力。

1.断层控制的剩余油富集井区典型井ST2-1-126井，该井措施前生产沙二72单采，只采不注，末期综合含水99.3%，已无开发效益。

对该井进行潜力分析：（1）井网位置： ST2-1-126井位于沙二813层顶部断层附近，该井区含油面积0.22平方千米，平均砂厚12.5米，无井控制。

（2）历史生产情况：井区采出程度38.3%，该井区自2005.1月后储量失控，末期含水98.1%，10.4月后水驱失控，失控可采储量0.13万吨。

（3）新井资料：邻井新井21XN100测井图显示沙二813层含水率0.24，同时该井区沙二74层2-1XN100转出，储量失控，末期综合含水97.6%。

综合分析： 该井区沙二74、813层储量均失控中，分析该井沙二74-813层有开采潜力。

2019.3.11日补孔沙二74-813层，下电，初期日增油4.7吨，综合含水94.2%，液面1200m，低于该井区末期开采的含水级别，预计全年增油850吨，创效81.37万元。

海上油田增产措施1. 引言海上油田是指位于海洋中的石油开采区域，这些开采区域通常包括陆地延伸至海上的部分。

随着全球能源需求不断增长，海上油田的开采越来越成为挑战和机遇并存的领域。

为了满足能源需求，提高海上油田的产量成为了全球石油行业的重要目标之一。

本文将介绍一些常见的海上油田增产措施，以帮助企业提高产能和效益。

2. 技术措施2.1 提高钻井技术在海上油田开采过程中，钻井是一个关键环节。

通过采用先进的钻井技术，可以提高钻井效率和产量。

一些常见的提高钻井技术包括：•采用水平井和多水平井技术，可以增加油井的曝露面积，提高油井的产能。

•采用定向钻井技术，可以在油井中实施弯曲和扭转，以达到更好的储层接触。

•采用高效的钻井液和钻具，可以减少钻井过程中的摩阻和困扰。

•采用先进的测井技术，可以准确评估油井的产能和储层特性。

2.2 提高采油率除了提高钻井技术，提高采油率也是增加海上油田产能的重要措施。

以下是一些常见的提高采油率的措施：•采用增强油藏采油技术，如水驱和气驱技术，可以提高油井的采收率。

•采用注水和压裂技术，可以增加储层的压力和渗透率，从而提高油井的产能。

•采用地质调查和预测技术，可以准确评估储层的特性和储量，从而优化采油方案。

3. 设备改进除了技术措施，改进海上油田的设备也是提高产量的关键。

以下是一些常见的设备改进措施：•采用先进的油井人工举升系统，可以提高油井的产能和运行效率。

•采用高效的油田生产设备，如人工提升泵和离心式泵，可以提高油井的采收率和效果。

•采用智能油井监控系统，可以实时监测油井的运行状态和产能，提高生产管理的效率。

4. 环境因素在实施海上油田增产措施时，环境因素也需要被考虑。

以下是一些关于环境因素的措施：•采用环境友好型的钻井和采油技术，减少对海洋生态环境的影响。

•采用环保型的生产设备和工艺，减少废水、废气和固体废弃物的排放。

•严格执行环境保护政策和法规，保护海洋生态系统的稳定和健康。

针对特高含水油田的有效注水增产措施研究随着油田开采的深入，大量含水油层的发现及小底水油田逐渐增多，特高含水油田的注水增产成为了当前油田开发的热门话题。

本文综合分析了特高含水油田的特点，提出了注水增产的有效措施。

特高含水油田的特点特高含水油田的储层性质比一般含水油田复杂，由于储层渗透率低，水的流动速度缓慢，使得水跨越力较弱，垂向水通量较小。

注水后水与油层流体的混合作用较差，水油分界面容易形成，使得水的有效驱油效果不佳。

另外，注水后储层压力快速上升，导致水的渗透容易出现渗透不良的问题，影响注水效果。

有效注水增产措施1.降低注水时的注水压差，加大储层有效注水面积，增加注水效果。

在实际注水过程中，应以缓慢均匀的方式注入，尽可能将注水压力降至与油层压力相等甚至略低于油层压力的范围内，缓缓开孔注水，减小水与油的扰动，增加油的渗透度，提高油层驱油能力，从而获得更好的注水效果。

2.优化注水井的位置和井距，提高注水能力，提高注水质量。

对于在储层衰竭期，油水混流速度较慢的区域，应通过增加注水井的数量或采取更密集的注水井排布方式来加大注水能力，优化注水效果。

同时结合地质勘探、水文地质、储层地质等科学方法，合理选择注水井的位置和注水井井距，降低注水成本，提高注水效果。

3.注水前先进行地质勘探，获取油藏的具体信息。

在注水前应对油层的性质和状态进行详细的研究，了解油层的运移规律，确定储层渗透率、孔隙度、饱和度等主要性质，才能开展科学合理的注水设计和操作，优化注水效果。

此外，根据地区气候、水文地质环境等情况制定相应的注水调度方案，提高注水效果。

4.注水时加入合适的助驱剂和改性剂，提高注水效果。

在注水前，应根据储层性质合理选择不同类型的改性剂、助驱剂加入注水液中，以提高注水液的透渗能力，加速水的流动速度，促进油层的驱油效果。

同时，通过合理的调整注入压力、注水量等参数，提高注水效果。

5.加强潜在储层开发，优化注水效果。

随着强化油田效益的要求，特高含水油田的开发日益成为一种有效手段。

高含水期油田提高采收率的有效措施高含水期油田指的是在开采过程中，油井产出的含水率较高的油田。

由于水和油在地下构造中的分布不均匀，导致一些油井产出的油中含水率较高，这给油田的开采和提高采收率带来了很大的挑战。

针对高含水期油田，可以采取以下有效的措施来提高采收率：1. 水封井措施：对于含水率较高的油井，可以采取水封井措施。

即通过注水的方式，在井下形成一定的水压，使得其他井中的水逐渐向含水率较高的油井流动，推动含水率高的油井中的水与油混合，然后一同采出地面。

这样可以增加油田产出的非水相产品，提高采收率。

2. 高效注水措施：在高含水期油田中，采取高效注水措施是提高采收率的重要手段。

高效注水就是在适当的时间、适当的地点、适当的剂量下注水，以达到最佳的采收效果。

在注水时，需要合理选择注水井的位置，避免注水与油井水^混合，影响采油效果。

要合理选择注水井的注水剂量，避免过多的注水导致采收率降低。

3. 微生物改造技术：微生物改造技术是通过将一定的微生物引入高含水期油田中，利用微生物的代谢能力降低油井的含水率，从而提高采收率。

微生物改造技术可以通过改变油藏中微生物群落结构来促进原油的释放和运移，提高原油的采收率。

微生物改造技术还可以利用微生物的酶作用，降解含水期油田中的胶质物质，减少对原油运移的阻碍，从而提高采收率。

4. 调整开发方案：在高含水期油田中，可以通过调整开发方案来提高采收率。

包括合理选择开采顺序、调整注采比例、优化油井布局等。

通过合理选择开采顺序，可以避免过早开采含水率较高的油井；通过调整注采比例，可以控制含水率，提高采收率；通过优化油井布局，可以更好地利用油藏资源，提高采收效果。

5. 优化采油工艺：在高含水期油田的开采过程中，可以通过优化采油工艺来提高采收率。

包括采用增凝剂、界面活性剂等剂型，以改变油水两相的物理性质，促进油水分离；采用表面活性剂减少油水界面张力，提高油井中的原油运移速度等。

价值工程1油藏概况濮城油田位于东濮凹陷中央隆起带东北部，自文留构造向北东伸展的被断层复杂化的长轴背斜。

南与文留构造带相接，北与陈营构造相连，东与濮城洼陷相邻，西与卫城—古云集构造隔洼相望。

探明含油面积79.31km 2、石油地质储量1.5358×104t ，标定可采储量5007×104t ，标定采收率32.69%。

是一个复杂的陆相断块油田。

发现沙一、沙二上、沙二下、沙三上、沙三中、沙三下、沙四共计7套含油气层系。

主力含油层系为沙一、沙二上、沙二下，石油地质储量1.0386×104t ，占总储量的67.6%。

经过30a 的勘探开发后，油田采出程度达到30%，综合含水为94%，主力含油层系都已进入特高含水后期开发阶段。

近年来围绕提高采收率进行了精细的研究与挖潜，水驱效果不断得到改善，充分显示了油田在高含水后期开发中通过进行深度精细开发的潜力。

2濮城油田剩余油分布规律2.1剩余油微观分布濮城油田投入开发以来，共计实施8口密闭取心井，建立了精细的储层水驱模型，基本搞清了储层微观剩余油分布规律，为油田二次开发决策提供了重要的科学依据。

其中高含水后期取心3口，分别在沙一下油藏中部、濮53块沙二上2+3、沙二下中部。

取心时油藏处在采出程度较高的特高含水后期开发阶段，具有一定的代表性。

通过对密闭取心井资料分析：相对高渗部位（层）水驱程度很高，剩余油饱和度低，主要是分布在细小孔隙内或孔隙内壁，水驱提高采收率难度大；相对低渗部位（层）水驱程度低，仍然有较多的剩余油，是水驱提高采收率的主要目标。

长期注水开发使储层性质发生较大变化，孔隙度呈先增大后减小的趋势、渗透率变化较复杂、含油饱和度逐渐降低、泥质含量降低、粒度中值增大。

2.2剩余油宏观分布濮城油田目前剩余油赋存状态主要表现为：中渗油藏剩余油普遍存在，局部富集；低渗油藏剩余油普遍存在，连片分布；特高含水油藏剩余油普遍存在，高度零散。

从剩余储量分布特征上看：层间剩余油仍为主要开发对象，平面上剩余油区域主要分布在构造该部位、砂体相带变差部位，沉积相是控制宏观剩余油的主要因素。