特高含水油田高耗水层带识别方法研究——以双河油田为例

特高含水期油田开发评价体系及方法研究摘要：随着社会经济的不断发展，社会生产所需要的石油能源资源总量也在不断增加，特高含水期油田的开发状况、开采程度以及开发规律跟前一个阶段相比，发生了很大的变化。

本文将针对这些变化进行详细的分析，研究和探讨特高含水期油田开发的评价体系及其方法，这对提高油田经济效益有着非常重要的意义。

关键词：特高含水期油田开发评价体系现阶段，我国大多数的东部老油田都已经进入了特高含水期，目前还没有形成完善的评价体系，无法对该阶段的开发效果进行客观的评价。

对处于特高含水期油田的开发状况以及开发效果有一个正确的认识，有助于一套系统的、有效的评价指标和评价标准的提出，以及对评价体系的建立和完善，但是，目前在国内外针对这方面的研究还是非常少的。

因此，需要分析和研究出制约油田开发效果的主要因素，改善油田的开发效果，提高油田的经济效益。

一、分析特高含水期油田的开发评价体系1.研究特高含水期油田开发指标的变化规律1.1特高含水期油田的液量变化的规律在常规的水驱油藏注水开发的过程当中，如果其它的条件相同，那么往水驱替内注入的不同粘度的原油，有着不同的粘侵阻力。

随着原油粘稠度的增加，油水的粘度比和水驱油阻力都会不断的增大，导致非活塞性愈加的严重，也就是指水驱替的注入水的粘性越来越严重，所以不同粘度的原油，其液量具有不同的变化规律。

1.2特高含水期油田的含水变化的规律根据国内外许多的理论研究和实验显示，含水上升的特点会随着油水粘度比、储层非均质性和岩石表面润湿性的不同而产生变化。

通常情况下，含水上升的曲线形态可以分为三种类型，即凸型、S型以及凹型。

依据水驱油的机理，在常规的稠油油藏中，处于中高含水期的含水上升比较快，高含水期尤其是特高含水期，其含水上升的速度会逐渐下降。

1.3特高含水期油田的产量变化的规律粘度不同的原油，有着不同的产量变化规律。

如无因次采油指数的变化规律，在油水粘度比不同的情况下，随着含水的不断上升，无因次采油指数是不断下降的。

第32 卷第 5 期（2013.05）〈试验研究〉双河油田特高含水期水淹层测井曲线响应特征段佩君河南油田测井公司解释研究中心摘要：根据岩电实验结果，建立双河油田特高含水开发后期多种驱替方式下的水淹层测井解释模型，储层孔隙度、渗透率、饱和度的精度分别小于7.6%、28.9%、7.8%。

不同级别水淹层测井响应特征的研究还是以水驱时水淹层测井响应特征为主。

特高含水期的双河油田水淹级别可划分为四个等级：油层（产水率≤10%）；弱水淹层（10%＜产水率≤40%）；中水淹层（40%＜产水率≤80%）；强水淹层（80%＜产水率≤100%）。

建议加强碳氧比能谱测井仪、中子寿命测井以及过套管电阻率测井等测井技术的应用，以监测剩余油分布，提高水淹层测井解释的精度。

关键词：双河油田；水淹层；测井曲线；特征；评价标准；解释精度doi:10.3969/j.issn.1006-6896.2013.5.010河南双河油田开发已30 年，目前综合含水率已高达95%以上。

该油田的三次采油已从单纯的注聚合物进入二元和三元复合驱先导试验阶段。

从最初的注淡水阶段，再到目前的特高含水开发后期的污水回注、注聚合物和复合物开发阶段，由于长期、多种驱替方式的开采，又由于该油田中、厚油层发育，非均质性严重，导致该油田储层剩余油分布日趋复杂。

因此，在测井解释方面，开展双河油田特高含水开发后期多种驱替方式下中、厚油层水淹研究，对于其剩余油精细描述，精细挖潜工作和进一步提高该油田经济效益，延长油田经济有效开发期具有十分重要的作用与意义[1]。

特高含水开发后期，不同介质驱替下、不同水淹级别水淹层测井曲线特征研究，是关键的研究内容之一[2-3]。

1水淹后储层变化应关注的层面（1）油水分布的变化。

双河油田每个砂体均由扇三角洲所组成，每个扇带由扇根、扇中、扇端三个相带组成，各相带在平面上以叶状形式由东南向西南延伸，相带较窄，相变很快，砂层厚度变化大，而相带岩性特征与水淹状况关系密切。

双 河 油 田水 驱 油 藏特 高含 水 期 深 度 开 发 技 术 实 践
王城 ，郭 文 卿 ，李 志 超 ，高 启 江 到 １ 明 明 ，陈洪 山 ，闻亮 （ 中 石化河南 油田 分公司 第一采油厂’ 河南 南阳４ 。 。 ）
［ 摘 要 ］ 双 河 油 田经 过 ３ Ｏ多年 高 效 开 发 ， 目前 已经 进 入 特 高 含 水 期 ，综 合 含 水 达 ９ ６ ． １ ％ ，如 何 持 续 提 高 采 收 率 ， 是 目前 面 临 的 主要 问题 。在 剩 余 油 精 细 描 述 的基 础 上 ， 对 单 砂 体 进 行 细 化 分 类 评 价 ， 重 构 开 发 单 元 ；依 托 动 态分 析 调 配 、有 效 提 液 、长 期 封 堵 层 剩 余 油 评 价 动 用 等 技 术 集 成 ，深 度 开 发 高 含 水 主 力 油
０ ． ４ ｍ 的标 准 ，开 展流 动单 元划 分 。双 河油 田核 桃 园组 Ⅳ下 、 Ｖ下 、Ⅵ 、Ⅶ和 Ⅷ 、Ⅸ油 组 等 开 发 单 元 ， 进行 流动 单元 划分 ，将 ７ １个小层 划 分为 １ ５ ７个 流动单 元 。 ２ ）夹层识 别描 述 由于夹层 阻碍 流体 在垂 向上 的重 力分 异 作用 ，夹层 上 下 的水 淹 程度 受 注采 强 度 控 制 。夹层对 剩余 油 的控 制作 用 ，主要是 通过层 内非 渗透或 低渗 透层 ，对流体 渗 流的分 割而导 致剩 余油 富集 。通 过取 心井 资料标 定测 井数 据 ，建 立 不 同类 型 夹层 测 井 识 别标 志 ；对 非 取 心井 依 据 测 井识 别 标
产油 ４ ２ ８ ４ ×１ ０ ｔ 。
双河 油 田厚 油层 发育 ，层 间层 内非均质 性严 重 ，主力层 主体 区在 同时兼顾 非主力 层开 发 的开采方式 和井 网条 件下 ，难 以适 应后 期细分 挖潜 的需 要＿ １ ］ 。主体 区大 面积高含 水封堵 或关停 ，潜 力难 以动用 ；尖 灭 区域和 非主力 层井 网完 善程度 低 ，开发形 势 日益严 峻 。

油田高含水后期分层采油技术的运用分析发布时间：2022-08-19T05:50:13.232Z 来源：《科技新时代》2022年第1期作者：贾喻博[导读] 分层采油属于石油开采技术之一贾喻博中石化河南油田分公司采油二厂摘要：分层采油属于石油开采技术之一，主要指在石油开采井内利用封隔器将石油层分成若干层段，之后利用配产或卡封的方式，尽量降低不同分层之间的相互影响，确保油层作用的发挥。

分层采油技术具有专业性强、技术性高、复杂性强等特点，在具体应用中，相关技术人员需要全面考量分层采油具体技术的优化与应用，以确保采油作业有序推进。

关键词：分层；高含水；采油；技术前言分油层采油技术属于当前应用最为广泛的采油技术之一，利用该开采技术可以确保石油开采质量，但此项技术应用多年，在实际应用中适当的改进原有技术对于增油、控水等具有重要意义。

本文从分层采油技术及高含水后期分层采油技术应用、技术改造两方面进行分析，希望可以起到一定借鉴意义。

1.分层采油技术分类及应用 1.1多管与单管分层采油技术及应用分层采油技术十分复杂，根据采油管形式的不同可以将分层采油技术分为多管与单管分层采油两种不同形式。

首先，多油管分层采油。

多管分采主要指在油井分层基础上，根据每一层油层的不同，使用不同口径大小的采油管，调整采油管数量与容纳范围，提升不同分层采油的速度与质量。

此种方式需要注重油井环境情况，需要确保采油施工环境安全。

其次，单管分层采油。

此种方式与多管采油相类似，都需要在油井分层之后进行，此种采油形式是指根据制定的采油施工计划，结合隔离设备的推动，在原有单管分层的基础上，减少其他石油开采工作产生的影响，避免多油层之间产生的不良性影响，提升采油质量[1]。

1.2高含水后期堵酸化工艺与重复压裂技术及应用一般分层采油技术在应用后期，难免会遇到高含水的情况，此时分层采油技术不得不考虑相应地质、水等因素，因此在技术选择上往往会选择暂堵酸化工艺（裂缝深部）与重复压裂技术，以保证高含水后期分层采油作业的质量。

徐进 成 ，姜建伟 ，刘峥君 ，王文升 ，冯 毅’ ，胡云 亭
（ ．中国海洋石油基地集 团 采油 技术 服 务分公 司渤 海石 油研 究 院，天津 塘沽 ３０ ５ １ ０ ４２；２ ．河 南油 田分 公 司 勘探 开 发研 究 院 ，河 南 南 阳
４３３ ） ７ １２
摘要：根 据 双河 油 田江 河老 区的 构造特 征及 开发 现状 ， 系统 分析 了高含 水期 剩余 油 分 布特 征 ，并对 该 区的增 储 潜 力做 了 系统 分析 ，提 出 了多种 挖 潜对 策 。利 用这 些技 术 ，在 双 河 油田连 续 多年 不 断获得 新
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第２ ５卷
第 ５期
大庆石油地质与开发
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２０ ０６年 ｌ ０月
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文章编 号 ：１０ －７４ （０ ６ ５０ ５ －４ ０ ０３ ５ ２０ ）０ － ３． ０ ０
双 河 油 田江 河 区高 含 水 期 剩 余 油 分 布 特 征 及 挖 潜 对 策
投 入开 发 以来 ，该 油 田先后 经 历 了上产期 、稳产 期 和 递 减期 ， 目前 己进入 特高 含水 开 发后期 ，综 合含 水 高 达 ９ ％ ，开发 形 势 非 常 严 峻 。 虽 然 双 河 油 田经 过层 ３ 系细分 、一 次加 密 、二次 加密 以及 以井 组 为单元 的局
作者简介 ：徐进成 （９ ７一） １６ ，男 ，河南南阳人 ，工程师 ，从事地质研究工作。
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大庆石油地质与开发
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勘探 、开 发初期 ，由于井 网稀 ，资料 较少 ，构 造

双河油田下层系Ⅶ油组精细分层与精细评价摘要：双河油田属于注聚区块，文章以聚合物介质驱替下水淹机理研究成果为依据，以常规测井资料为基础，以测井新技术、新方法为指导，总结一套特高含水开发后期不同介质驱替下不同水淹级别水淹层测井曲线特征，建立一套特高含水开发后期聚驱方式下水淹层精细分层与精细评价标准、以及强水淹潜力层评价标准，为双河油田油藏精细描述和精细挖潜提供可靠的技术支持；同时也可满足双河油田特高含水开发后期多种驱替方式下水淹层今后进一步开发的需求。

关键词：聚驱强水淹潜力层精细分层精细评价引言Ⅶ油组是双河油田主力开发单元，自1977年12月全面投入开发以来注采井网先后经历了基础井网阶段、层系细分调整阶段（细分为Ⅶ上、Ⅶ下两套层系)、井网一、二次加密阶段、井网局部完善调整阶段、井网综合调整阶段，目前已进入特高含水开发后期。

进入特高含水期开采以来，各种增产措施余地逐渐减小，效果越来越差，平面、层间矛盾越来越突出，原注采井网工艺条件下继续提高储量动用的难度越来越大。

为确保稀油老油田“十一五”期间油田的持续发展，一方面需要勘探上有新的突破增加后备储量，另一方面仍需要对老油田精雕细刻。

因此，千方百计挖掘老油田剩余资源潜力，增加稀油老油田稳产基础已成为油田开发中十分紧迫任务。

一、水淹层导电机理从图1可以看出聚驱和二元驱替时，地层电阻率的变化主要受到注入水电阻率的影响，所以岩心电阻率随含水饱和度的变化度呈现出单调递减的趋势。

又由于不同浓度聚合物和复合物影响不明显，所以三条电阻率曲线变化差别不是特别明显。

图1、聚驱实验岩心电阻率随含水饱和度的变化规律二、双河油田下层系水淹层特征第一节水淹后储层变化特征分析油层被水淹后水淹程度在纵向上主要受沉积韵律的控制，双河油田主力油层主要受以下三种韵律的控制：(1)正韵律油层正韵律油层下部或底部物性较上部好，粒度也较上部粗，纵向渗透率级差大，下部常存在高渗或特高渗段，油层下部水驱油推进速度快，水洗充分。

双河油田高含水高采出程度油藏剩余油分布特征马艳;李洪生;刘大猛;周生友;董文龙【期刊名称】《东北石油大学学报》【年(卷),期】2010(034)001【摘要】应用精细油藏数值模拟方法、密闭取心方法,结合油藏动态分析、动态资料测试等方法,根据平面、纵向上和层内分布对双河油田高含水高采出程度油藏Ⅳ5-11层系目前剩余油进行三维定量化描述. 结果表明:平面上剩余储量主要集中在含水率大于90%的区域内,在局部构造高点、低渗透部位及井网不完善部位剩余油及可动油饱和度较高,非主流线剩余油饱和度高于主流线;纵向上采出程度差异大,主力小层采出程度高,但剩余储量相对较多,非主力小层采出程度不均匀,剩余储量相对较少;层内剩余油集中在厚油层及正韵律油层顶部及低渗透层段,取心井试油结果与研究结果一致.【总页数】5页(P51-55)【作者】马艳;李洪生;刘大猛;周生友;董文龙【作者单位】中国地质大学(北京)能源学院,北京,100083;中国石化河南油田分公司,河南,南阳,473132;中国石化河南油田分公司,河南,南阳,473132;中国地质大学(北京)能源学院,北京,100083;中国石化石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石化河南油田分公司,河南,南阳,473132【正文语种】中文【中图分类】TE328【相关文献】1.高含水、高采出程度阶段油田剩余油定量表征及其综合评价 [J], 郑春峰;赵忠义;郝晓军;彭良群;李芳;谷丽红2.高含水高采出程度阶段砂岩油藏提液开采研究——以彩南油田彩9井区三工河组油藏为例 [J], 郑强;张武;杨新平;加玉峰;唐东3.双河油田江河区高含水期剩余油分布特征及挖潜对策 [J], 徐进成;姜建伟;刘峥君;王文升;冯毅;胡云亭4.特高含水高采出程度油藏提高采收率研究-以官80断块为例 [J], 杨尚武5.双河油田核二段高含水期剩余油分布特征 [J], 马家虎;崔灿因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

文中油田文25东块特高含水油藏提高采收率技术研究发布时间：2021-07-23T16:21:44.357Z 来源：《科学与技术》2021年第29卷第8期作者：罗玉玲[导读] 目前文25东块油藏已进入特高含水开发阶段，面临水驱效果逐年变差，注入水低效循环罗玉玲中原油田文留采油厂地质研究所河南濮阳 457100摘要：目前文25东块油藏已进入特高含水开发阶段，面临水驱效果逐年变差，注入水低效循环，水淹严重，油藏进一步提升采收率难度加大的问题，对油藏下步稳产、增产带来困难。

本文通过在进一步细化油藏构造，储层及剩余油分布规律研究的基础上，创新形成特高含水油藏“五类”剩余油定量描述技术，以及高倾角油藏特高含水期提高采收率的配套技术，为中原油田同类型特高含水油藏的效益开发探索出有效途径。

关键词：特高含水；定量描述技术；采收率目前，文中油田文25东块油藏已进入特高含水开发阶段，面临主力层采出程度高、剩余油分布零散且挖潜难度大、层间物性差异大、动用不均衡、水驱动用程度低等问题，对油藏下步稳产、增产带来困难。

针对油藏开发中存在的难题，2020年以来我们开展了以提高油藏采收率为目的的基础研究，紧紧围绕改善改善水驱和区块稳产这个中心，逐步改善油藏开发状况，提升油藏效益。

1 地质概况文25东块处在文留构造北部，位于东翼文东大断层的下降盘，地处西倾的文56和文66断层所夹持的断阶带内，断块中部构造相对简单，南北两端构造复杂。

地层产状为单斜，倾向东南，倾角25°左右。

根据文25东块取芯井文25-5和25-23井分析推断，该块储层岩性为长石砂岩，属粉砂级，油藏埋深2130～2600m。

原始地层压力27.4MPa，压力系数1.2，饱和压力11.5MPa，原始气油比87m3/t，地层温度101℃。

截止到2019年12月，文25东块油藏共有油水井107口，其中油井55口，水井52口，油井开井44口，日产液1117.6t，日产油56.3t，综合含水94.96%。

４３ ３； ３ ７ ｌ ２ ．中 国 石 化
摘
要 ： 用精 细 油 藏 数 值 模 拟 方 法 、 闭 取 心 方 法 ， 合 油藏 动 态 分 析 、 态 资 料 测 试 等 方 法 ， 据 平 面 、 向 上 和 应 密 结 动 根 纵
层 内分 布 对 双河 油 田 高 含 水 高 采 Ｈ 程 度 油 藏 Ⅳ５ １ 层 系 目前 剩 余 油进 行 三 维 定 量 化 描 述 ．结 果 表 明 ： 面 上 剩 余 储 量 ｛ — 】 平
程 度 不 均 匀 ， 余 储 量 相对 较 少 ； 内 剩 余 油 集 中 在 厚 油 层 及 正 韵 律 油 层 顶 部 及 低 渗 透 层 段 ， 心 井 试 油 结 果 与 研 究 结 剩 层 取
果一致．
关
键
词 ： 余 油分 布 ；含 水 率 ；采 ｍ程 度 ；油 藏 ；数 值 模 拟 ；密 闭 取 心 井 ；双河 油 田 剩 文献标识 码 ： Ａ 文 章 编 号 ： ０ ０—１ ９ （ ０ Ｏ ０ —０ ５ 一Ｏ １０ ８ｌ２】） １ ０ １ ５
双河 油 田Ｉ ５ １ 层 系 自 １ ７ Ｖ — １ ９ ７年 ｌ ２月 投 入 开 发 ， 历 ４个 开 发 阶段 ： 然 能 量 加 早 期 注 水 开 发 阶 经 天
中图 分 类 号 ： ３ ８ ＴＥ ２
０ 引 言
双 河 油 田 Ⅳ ５— １ １层 系 目前 综 合 含 水 率 为 ９ ． ３ ， 出 程 度 高 达 ５ ． ６ （ 定 水 驱 采 ６ ， 高采 出程 度 的“ 双高 ” 发 阶段 ， 下 剩余 油 呈“ 体 高度 分散 、 部相对 富 集” 开 地 整 局 的
马 艳 。 ，李 洪 生 大 猛 ，周 生友 。 ，刘 ，董 文 龙。

国内外高含水、特高含水油田采油工程技术研究随着油田开采时间的增长，国内陆上油田总体上都已进入高含水、高采出阶段，油藏生产动态复杂，稳产期短，油井见水快，产量递减快，油田开发指标预测难度大，预测结果存在较高的不确定性；但对于老油田而言，地下仍含有大量的剩余油，如何准确地描述剩余油的分布和提高油气采收率是当今油田勘探和开发的主要目标。

要实现这些目标，就需要科学地进行精细油藏述、油藏数值模拟、开发方案调整、精细地质模型的建立和剩余油的分布，不仅是油藏描述的主要内容，也是有效地开发油气藏的基础，在整个油气藏的勘探和开发过程中都具有十分重要的意义。

标签：高含水；剩余油；采收率已开发的油田进入高含水后期开发后，随着开采程度加深，地下油水关系、剩余油分布越来越复杂，非均质性更严重，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。

目前我国东部许多主力油田已成为高含水油田，经过一次、二次采油后，仅能采出地下总储量的30%左右，“三高二低”的开发矛盾突出，即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，仍有约较多的剩余石油残留在地下，这些残留在地下的剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。

据估计，如果世界上所有油田的采收率提高1%，就相当于增加全世界2～3年的石油消费量。

因而通过技术手段提高高含水油田的采收率具有重要意义。

1 国内外情况在油藏精细描述和剩余油分布研究的基础上，除采取强化采油措施外，国际高含水油田开发技术主要有：井网优化技术（包括细分层系、加密调整井、井网重组）、注水调整技术（包括不稳定注水、选择性注水、优化注水压力、提高产液量、调整注采井网、注污调剖等）、特殊钻井技术（包括水平井技术、大位移多靶点定向井、侧钻井技术等）、油层深部调剖技术等。

改善高含水期油田注水开发效果一直是国外油气开采领域的研究重点，国外在不稳定注水技术、水平井技术、油层深部调剖技术等方面具有明显优势。

控水稳油及区块综合治理工作是实现老油田稳产、提高经济效益的重要手段。

双河油田特高含水后期开发阶段注采结构调整的实践与应用邱坤态;敬国超;董科武;曾俊;程爱巧
【期刊名称】《石油地质与工程》
【年(卷),期】2002(016)002
【摘要】针对双河油田的注采结构的现状及特征,通过近几年来在注采结构调整方面的实践与应用,总结出了油田在特高含水后期开发阶段,实现油田控水稳油目标的途径和方法,注水结构调整主要是结合地质特点,减少欠注层段,减少和控制不合理超注井层段和改善吸水剖面;在采液结构调整上,控制高含水层段的注入,加强中低渗透层段的注入,封堵高渗透、高水淹干扰层段,解放动用较差的中低渗透层段,改善平面上采出不平衡的状况.通过实施注采结构调整,双河油田在特高含水后期实现了高效开发.
【总页数】3页(P18-20)
【作者】邱坤态;敬国超;董科武;曾俊;程爱巧
【作者单位】河南油田分公司第一采油厂,河南桐柏,474780;河南油田分公司第一采油厂,河南桐柏,474780;河南油田分公司第一采油厂,河南桐柏,474780;河南油田分公司第一采油厂,河南桐柏,474780;河南油田分公司第一采油厂,河南桐
柏,474780
【正文语种】中文
【中图分类】TE341
【相关文献】
1.特高含水期分层段周期注采技术研究与实践认识 [J], 姜振海
2.双河油田Ⅵ油组特高含水开发后期注采调整的做法及效果 [J], 邱坤态;卢玉灵;李艳欣;黄海香
3.注采试井恢复在双河油田开发后期注采结构调整中的应用 [J], 李红青;王富来;葛小珍;吴保先;黄瑞婕
4.水驱砂岩油男开发后期注采结构调整实践与探索 [J], 杨Kuen;卢军
5.梁11断块特高含水开发后期面临的形势及注采潜力分析 [J], 赵艳
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特高含水期油田开发评价体系及方法研究的开题报告一、选题背景近年来，我国油气资源的开发已进入了一个新的发展阶段，特别是在西南地区等地，特高含水期油田已成为油气勘探开发的难点之一。

特高含水期油田具有油藏规模大、开采难度大等特点，为此，需要建立一套科学的开发评价体系及方法，以指导特高含水期油田的开发。

二、选题意义1. 提高油田开发成功率：通过开发评价体系及方法的建立，可以全面评估油田的开发潜力，提高开发决策的准确性和效益，从而降低油田开发的风险和失败率。

2. 节约开发成本：针对特高含水期油田，其开采难度大、装备要求高，建立科学的评价体系及方法可以避免盲目投资，减少浪费，节约开发成本。

3. 推动能源产业升级：特高含水期油田开发评价体系及方法的建立，将促进我国能源产业升级，提高能源资源可持续利用水平，推动能源产业高质量发展。

三、研究目标及内容本研究旨在建立一套科学的特高含水期油田开发评价体系及方法，明确评价指标，探索评价方法，以提高油田的开发效益和成功率。

具体内容包括：1. 综合分析特高含水期油田的地质特征和开发现状，确定评价指标和权重。

2. 研究特高含水期油田开发的技术路线和工艺流程，制定评价方法和模型。

3. 建立特高含水期油田技术经济评价模型，进行实例验证和应用案例分析。

四、拟采取的研究方法1. 文献综述法：系统梳理特高含水期油田开发的研究现状和相关文献，明确研究重点和难点。

2. 面谈法：采访油田开发从业者，了解特高含水期油田开发的现状、问题及需求，为评价体系和方法的建立提供参考。

3. 实验研究法：利用特高含水期油田的实际数据，进行仿真实验和应用案例分析，验证评价体系和方法的有效性和可靠性。

五、预期成果1. 建立一套科学的特高含水期油田开发评价体系及方法，具有实用性和指导性。

2. 针对特高含水期油田开发的难点和问题，提供技术和经济解决方案，提高油田开发的可行性和效益。

3. 推动能源产业升级，推进我国油气资源的可持续开发利用。

李娇娜1 施尚明1 胡 霞2
（ 东北石油大学1 ，大庆 163318； 中国石油大庆油田有限责任公司新能源办公室2 ，大庆 163453）
摘 要 通过研究区内大量铸体薄片及物性资料的分析，对双河油田核三段Ⅰ—Ⅲ油组储层的岩石学特征、孔隙结构及孔隙
类型、储层物性特征进行研究。分析了影响储层储集性能的主要因素。研究表明，以扇三角洲前缘沉积为主的Ⅰ—Ⅲ油组储
按孔径的平均大小可把研究区储层孔隙类型 分为大孔型（ 平均孔径≥80 μm） 、中孔型（ 平均孔径 30 μm—80 μm） 、小孔型（ 平均孔径≤3 0 μm） 三种。 根据铸体薄片的统计结果，本区储层主要以中孔为 主，占 77. 6% ，大孔次之，占 18. 4% 。
图 2 长石砂岩，方解石呈嵌晶式胶结，T225 井，井深 1 438. 0 m，正交光，× 100 图 3 黑云母绿泥石化，形成绿泥石胶结物，双 3115 井，井深 1 596. 20 m，正交光，× 160 图 4 粒间孔隙较发育，连通性中等，分选差，磨圆差，双 3115 井，井深 1 585. 70 m，单偏光，× 63 图 5 韵律层，发育层间缝，双 3115 井，井深 1 634. 7 m，正交光，× 40
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科学技术与工程
12 卷
分析结果表明： 双河油田Ⅱ、Ⅲ油组孔隙结构 较好。主要表现为： 平均孔径较大，孔隙分布较均 匀，分选较好。镜下鉴定可知，隐晶菱铁矿少见，碳 酸盐胶结物含量少（ ＜ 0. 7% ） ，黑云母及杂基含量 低，溶孔发育，颗粒间多呈悬浮—点线接触。 2. 2 喉道类型
喉道为连通孔隙的狭窄通道，对储层的渗流能 力有重要影响，喉道的大小和形态主要取决于岩石 的颗粒接 触 关 系、胶 结 类 型 及 颗 粒 的 形 状 和 大 小。 本区喉道主要包括孔隙的缩小部分、变断面收缩部 分、片状或弯片状喉道等多种形式。

大庆石油学院学报第34卷第1期2010年2月JOURNAL OF DAQING PET ROLEU M INS TIT UT EV o l.34No.1Feb.2010收稿日期:2009 09 10;审稿人:张继成;编辑:任志平作者简介:马 艳(1975-),女,博士生,高级工程师,主要从事油田开发方面的研究.双河油田高含水高采出程度油藏剩余油分布特征马 艳1,2,李洪生2,刘大猛1,周生友3,董文龙2( 1.中国地质大学(北京)能源学院,北京 100083; 2.中国石化河南油田分公司,河南南阳 473132; 3.中国石化石油勘探开发研究院,北京 100083)摘 要:应用精细油藏数值模拟方法、密闭取心方法,结合油藏动态分析、动态资料测试等方法,根据平面、纵向上和层内分布对双河油田高含水高采出程度油藏 5-11层系目前剩余油进行三维定量化描述.结果表明:平面上剩余储量主要集中在含水率大于90%的区域内,在局部构造高点、低渗透部位及井网不完善部位剩余油及可动油饱和度较高,非主流线剩余油饱和度高于主流线;纵向上采出程度差异大,主力小层采出程度高,但剩余储量相对较多,非主力小层采出程度不均匀,剩余储量相对较少;层内剩余油集中在厚油层及正韵律油层顶部及低渗透层段,取心井试油结果与研究结果一致.关 键 词:剩余油分布;含水率;采出程度;油藏;数值模拟;密闭取心井;双河油田中图分类号:TE328 文献标识码:A 文章编号:1000 1891(2010)01 0051 050 引言双河油田 5-11层系目前综合含水率为96.93%,采出程度高达50.26%(标定水驱采收率55.65%),已进入高含水、高采出程度的 双高 开发阶段,地下剩余油呈 整体高度分散、局部相对富集 的状态.为准确预测剩余油,特别是其富集部位的分布状态,综合运用地质、测井、精细数值模拟等技术,分析剩余油的分布状况,将是这类高含水油田调整挖潜、应用提高采收率技术改善开发效果的基础和关键[1].剩余油研究分为岩心分析法、地质分析法、动态分析法、油藏数值模拟法、油藏工程法等[2-5].其中,密闭取心分析资料是反映储层物性和含油性最直观最准确的资料[6],而数值精细模拟技术能够对剩余油从三维空间进行定量化描述[5].综合运用密闭取心井结果和数值精细模拟技术,结合油藏动态分析、动态资料测试等方法,分别从平面、纵向上和层内分布对双河油田高含水、高采出程度油藏 5-11层系目前剩余油进行定性和三维定量化描述,为该单元实施井网重组和化学驱、提高采收率提供依据.1 油藏概况双河油田 5-11层系位于南襄盆地泌阳凹陷西南斜坡双河鼻状构造带上,油藏类型主要为由东南向西北上倾尖灭且受鼻状构造控制的岩性油藏,属于扇三角洲沉积,含油区内主要发育水下分流河道、河口坝、前缘席状砂体、水下溢岸砂体等沉积微相.油藏埋藏深度为1550~1770m,含油井段长度为220m,含油面积为4.75km 2,地质储量为445.7 104t,自上而下包含11个含油小层、13个油砂体,主力小层有3个,主体区发育厚油层为主.平均油层温度为81 ,属于二类储量,原始地层压力为15.88M Pa,地下原油黏度为3.3mPa s,原油密度为0.979g/cm 3,含蜡质量分数为32.44%,凝固点为36.0 ,饱和压力为2.86MPa,地饱压差为13.02M Pa,属于未饱和油藏.地层水为N aH CO 3型,矿化度为7947mg /L.双河油田 5-11层系自1977年12月投入开发,经历4个开发阶段:天然能量加早期注水开发阶段,细分层系综合调整阶段,井网一次加密、二次加密为主的调整阶段,局部细分完善调整阶段.到200951年6月, 5-11层系总井数为62口,油水井数比为2.26,平均井距为268m,井网密度为13.57口/km 2,综合含水率为96.93%,采油速度为0.51%,采液速度为14.8%,采出程度为50.26%,标定水驱采收率为55.65%,累积注采比为0.9,地层压力为10.73MPa,压力保持水平为67.0%.目前水驱开发含水率上升速度快,采油速度低,单元水驱开发效果变差.2 剩余油研究方法2.1 油藏精细数值模拟数值模拟技术是在对不同储层、井网、注水方式等条件下,应用流体力学模拟油藏中流体的渗流特征,定量研究剩余油分布的主要手段.数值模拟的精度受到地质建模的影响,在已有的地质认识基础上,利用Petrel 建模软件建立Eclipse 数值模拟软件需要的网格和属性模型.2.1.1 地质模型及网格系统由于该层系地饱压差大,生产过程中不易脱气,模型采用黑油模型、三维二相渗流特征.纵向上分为25个模拟层;平面上方向网格数为107个,步长为30m;层内方向网格数为135个,步长为30m ,网格总数为361125个(107 135 25).2.1.2 相渗及流体PVT 数据为准确描述油水渗流特点,对 5-11层系6口井35条相对渗透率曲线,按不同的沉积相带分区,并分别归一化处理后得到相应的油、水相对渗透率曲线(见图1).流体PV T 数据采用实验室实测结果.图1 双河油田 5-11层系不同沉积相带的油水相对渗透率曲线2.1.3 模型初始化依据地质小层认识建立平衡分区,采用重力与毛管压力平衡初始化系统.2.1.4 历史拟合采用定产液对全区(累计产油量、含水率、区块平均地层压力)及单井进行拟合.到2008年12月,拟合结果为累计产油量为223.47 104t,含水率为96.3%;实际累计产油量为222.24 104t,实际含水率为96.7%,区块拟合符合率在95%以上.单井生产史拟合结果较好,多数井计算结果和实际生产动态基本一致,拟合符合率在80%以上.结合现场实际,通过单井拟合调整,数值模拟结果很好地指示油水运动的规律,提高剩余油分布的可信度.2.2 密闭取心井密闭取心是指在水基钻井液中取得的岩心基本不受钻井液的污染,能真实再现地层原始地质孔隙度、含油饱和度及水侵和含水率等资料.它是通过专用密闭取心工具和密闭液的共同作用实现的一种特殊钻井取心工艺[6-7].由于饱和度资料在测量过程中存在脱气、挥发等损失,应该对测量饱和度加以矫正[8].根据密闭取心资料,可以快速、直观判断小层的水淹状况及剩余油的分布特征.为认识 5-11层系高含水期不同物性层段的水洗特征及剩余油分布特征,部署2口密闭取心井.其中K4511井位于注采井的分流线上,K4512井位于注采井的主流线上.2口井在 5-11层系取心进尺为89.22m ,收获心长为82.51m,平均收获率为97.65%.52 大 庆 石 油 学 院 学 报 第34卷 2010年数模拟合结果与K4511,K4512取心井分析化验结果见表1.由表1可见,数值模拟结果与取心解释剩余油饱和度接近,相对误差为1.03%~ 6.30%,绝对误差为0.42%~1.17%,吻合程度较高.表1 取心解释与数值模拟分层含油饱和度结果%井号层位取心解释含油饱和度数值模似剩余油饱和度相对误差绝对误差K4511 5134.7933.62-3.36-1.17 5232.5630.51-6.30-2.05 7143.0243.94 2.140.92 7248.6449.27 1.300.63 9138.9037.62-3.29-1.28 9242.8141.95-2.01-0.86K4512 5134.6933.92-2.22-0.77 5235.9534.56-3.87-1.39 7125.9724.78-4.58-1.19 7227.1027.97 3.210.87 8240.6141.03 1.030.42 9238.3437.62-1.88-0.723 剩余油分布特征3.1 平面分布特征(1)剩余储量主要集中在含水率大于90%的区域内,约占总剩余储量的1/2.数值模拟结果显示, 5 -11层系油层已大面积严重水淹,到2008年底,层系总剩余地质储量为222.2 104t,含水率小于40%的未弱水淹区的剩余储量为21.31 104t,占全部剩余储量的9.59%;含水率大于90%的强水淹区的剩余储量为108.63 104t,占全部剩余储量的48.97%,受到地质构造因素、平面上渗透率的非均质性和注采井网的完善程度等因素影响,平面上水淹并不均匀.(2)构造高点及边角部位剩余油及可动油饱和度较高,但剩余储量丰度低.由于构造高点及边角部位储层物性差,注水见效差,剩余油饱和度较高[9](见表2).由表2可见,构造高点和边角部位平均饱和度为48.9%~56.2%,由于厚度较薄,剩余储量少,分别为6.78 104t和8.35 104t,剩余油丰度较低,平均只有(4.8~6.5) 104t/km2.表2 构造高点及边角部位剩余储量分布位置剩余油饱和度/%可动油饱和度/%剩余储量丰度/(104t k m-2)范围平均范围平均范围平均主力小层剩余储量/104t构造高点55~6556.240~5045.32~8 6.5 6.78边角部位40~5548.930~4535.62~6 4.88.35(3)低渗部位及井网不完善区域剩余油饱和度及剩余储量丰度较高.由于储层非均质性和注采井网不完善,在低渗部位及井网不完善区域形成剩余油,这些局部区域目前剩余油饱和度、可动油饱和度及剩余储量丰度较高,一般呈连片状分布和部分区域分布(见表3).由表3可见,低渗部位及井网不完善区域的平均剩余油饱和度为45.6%~50.1%,平均剩余油丰度为(31.2~43.8) 104t/km2,而剩余储量相对较少,分别为29.7 104t和18.9 104t.表3 井网不完善区域及低渗部位剩余储量分布位置剩余油饱和度/%可动油饱和度/%剩余储量丰度/(104t k m-2)范围平均范围平均范围平均主力小层剩余储量/104t低渗部位45~5545.630~4032.725~3531.229.7井网不完善区40~5550.130~4537.638~4543.818.9(4)主体区剩余油及可动油饱和度相对较低,剩余储量丰度较高.根据数值模拟结果,主力小层主体部位由于油层厚度大、非均质严重,水驱油的非活塞性形成可动剩余油,分布在中强水淹区内,平均剩余油饱和度为30%~40%.尽管主体区剩余油饱和度较低,但面积大、油层厚,单层平均剩余储量丰度为(25~53第1期 马 艳等:双河油田高含水高采出程度油藏剩余油分布特征35) 104t km-2,主体区剩余储量为107.23 104t,占全区剩余储量的48.26%.(5)非主力小层井网不完善区域剩余油及可动油饱和度相对较高,但整体上剩余储量丰度较低.由于非主力小层面积小,形态不规则,井网控制程度低,其储量动用程度相应较低,目前非主力小层含油饱和度相对较高,平均剩余油饱和度为35%~45%.由于非主力小层厚度薄,一般剩余储量丰度为(6~12) 104 t/km2,非主力小层剩余储量为49.05 104t,占全区剩余储量的22.07%.(6)非主流线剩余油饱和度高于主流线.平面上剩余油分布主要与取心井所处位置有关,但不同位置有剩余油富集,平面上非主流线饱和度略高于主流线.2口密闭取心井的岩心分析结果表明,不同位置取心井油层已全部水洗,双K4511井处于非主流线,平均含油饱和度为37.46%,驱油效率为50.13%;双K4512井处于主流线,平均含油饱和度为31.86%,驱油效率为54.44%,处于非主流线井比处于主流线井平均油饱和度高5.6%,驱油效率低4.31%.3.2 层间分布特征表4 5-11层系剩余储量分布状况小层层位采出程度/%剩余储量/104t占单元比例/%剩余储量丰度/(104t km-2)主力 51-256.1958.4026.2818.25 91-249.3997.0243.6628.62 7154.1317.757.9912.24小计52.39173.1777.93非主力7255.50 6.63 2.9811.24 11248.8811.86 5.348.01 8244.07 4.53 2.047.31 61-213.668.03 3.6112.35 10137.14 4.40 1.98 5.50 10232.12 3.53 1.5911.77 10325.35 5.30 2.3910.39 11333.75 4.77 2.157.45小计40.1849.0522.07合计222.2210046.785-11层系剩余储量分布状况见表4.由表4可见,层间采出程度差异大,主力小层采出程度为52.39%,非主力小层采出程度为40.18%.如 51-2采出程度达到56.19%, 61-2采出程度为13.66%.(1)主力小层采出程度高,剩余储量相对较多. 5-11层系中 51-2,71,91-2主力小层的物性相近,渗透率级差为1.67,层间非均质性较弱,且注采井网相对完善、动用较好,各小层驱替较均匀,采出程度较高(49.39%~56.19%).由于主力小层地质储量多、厚度大,剩余储量和剩余储量丰度较高,其中单层剩余储量为(17.75~97.02) 104t,占单元总剩余储量的77.9%.另外,双K4511,K4512密闭取心井资料表明: 51-2,71,91-2主力小层平均含油饱和度为31.86%~ 37.46%,所以 51-2,71,91-2主力小层是开发的重点.(2)非主力小层采出程度不均匀,剩余储量相对较少. 5-11层系 61-2, 72, 82, 101-3, 112-3等非主力小层,由于层间非均质性较强,渗透率级差为3.17,各层采出程度差异较大(13.66%~ 48.88%).由于非主力小层地质储量小、厚度薄,剩余储量相对较少,剩余储量占单元总剩余储量的22.07%,剩余储量丰度为(5.50~12.35) 104t/km2.3.3 层内剩余油分布特征密闭取心井水淹级别统计结果见表5.由表5可见,2口密闭取心井的55.9m油层厚度已全部见水.强水洗厚度为28.14m,占所取岩心厚度50.34%;弱水洗厚度为8.10m,占所取岩心厚度14.49%,弱水洗层段主要分布于厚油层及正韵律油层顶部、层中低渗透层段. 51-2,71,91-2主力小层弱水洗厚度,占所表5 密闭取心井水淹级别统计结果井号强水洗中水洗弱水洗厚度/m厚度比/%厚度/m厚度比/%厚度/m厚度比/%K451110.3537.5012.2244.28 5.0318.22K451217.7962.867.4426.29 3.0710.85合计28.1450.3419.6635.178.1014.49取岩心厚度11.36%,非主力小层弱水洗厚度占所取岩心厚度30.78%,主力小层水淹程度较非主力小层更为严重.54大 庆 石 油 学 院 学 报 第34卷 2010年第1期 马 艳等:双河油田高含水高采出程度油藏剩余油分布特征注入水在渗流过程中,由于受到流体自身的重力下沉作用,沿下部流动的动力大于沿上部流动的,结果造成上部驱油效率低于下部的现象[10-12].如双K4511井 92层顶部1.5m层段含油饱和度比下部高10.56%,驱油效率低6.67%.试油验证 92层顶部产量较高、含水率相对较低,日产液量为47.17m3,日产油量为10.72m3,含水率为77.27%.在水驱开采过程中,正韵律油层注入水首先沿着底部高渗透层段突进,由于受到重力作用,使得这种突进加剧,造成油层底部水洗严重,注入水波及体积小,储层内动用不均匀,水洗效果出现差异.如双K4511井 52层顶部0.9m层段含油饱和度比下部高10.83%,驱油效率低13.15%.由于存在非均质性和层间干扰,注入水易沿高渗透层突进,物性相对较差的低渗透层是剩余油富集区[13-14].如双K4511井 72层下部1636.8~1638.4m层段,平均渗透率只有275.21 10-3 m2,孔隙度为20.22%,含油饱和度为50.66%,驱油效率为25.36%.试油验证 72层下部日产液量为22.50m3,日产油量为20.25m3,含水率为10.00%.4 结论(1)平面上剩余储量主要集中在含水率大于90%的区域内,其储量占总剩余储量的近1/2;构造高点及边角部位剩余油饱和度及可动油饱和度较高,但剩余储量丰度低;低渗部位及井网不完善区域剩余油饱和度及剩余储量丰度较高;非主流线剩余油饱和度高于主流线.(2)层间采出程度差异大,主力小层采出程度高,但剩余储量相对多;非主力小层采出程度不均匀,剩余储量相对较少.(3)层内总体上弱水洗以下厚度所占比例较小,且主力小层弱水洗厚度小于非主力小层;厚油层及正韵律油层顶部及低渗透层段含油饱和度高,剩余油相对富集.参考文献:[1] 韩大匡.准确预测剩余油相对富集区提高油田注水采收率[J].石油学报,2007,28(2):73-78.[2] 郭平,冉新权,徐艳梅,等.剩余油分布研究方法[M].北京:石油工业出版社,2004:8-12.[3] 冯明生,别爱芳,方宏长.高含水期剩余油分布研究方法探讨[J].世界石油工业,2000,7(7):40-43.[4] 赵筱艳,杜春龙,任战利,等.应用地质 动态分析法预测剩余油分布[J].西北大学学报,2008,38(4):622-628.[5] 贾爱林,郭建林,何东博,等.精细油藏描述技术与发展方向[J].石油勘探与开发,2007,34(6):691-695.[6] 徐冬燕,唐庆梅.应用井壁取心热解分析资料计算剩余油饱和度[J].油气地质与采收率,2007,14(6):103-106.[7] 文政,赖强,魏国章,等.应用密闭取心分析资料求取饱和度参数[J].大庆石油学院学报,2006,30(5):17-19.[8] 刘丽.基于物理模拟实验的密闭取心井油水饱和度校正[J].石油钻采工艺,2009,31(2):82-85.[9] 徐进成,姜建伟,刘峥君,等.双河油田江河区高含水期剩余油分布特征及挖潜对策[J].大庆石油地质与开发,2006,25(5):53-56.[10] 盖玉国.喇嘛甸油田厚油层顶部剩余油水平井挖潜方法[J].大庆石油学院学报,2009,33(1):109-111.[11] 王德喜,张建军,高志刚,等.喇嘛甸油田特高含水期厚油层挖潜工艺[J].石油学报,2007,28(1):98-100.[12] 陈程,贾爱林,孙义梅,等.厚油层内部相结构模式及其剩余油分布特征[J].石油学报,2000,21(5):99-102.[13] 杨勇.剩余油分布规律影响因素分析研究[J].石油天然气学报,2009,31(1):100-103.[14] 张雁,冯殿辉,林虎哲,等.不同河道砂体内夹层个数对剩余油分布的影响[J].大庆石油学院学报,2008,32(3):108-110.55Abstracts Journal of Daqing Petroleum Institute Vo l.34 No.1 Feb.2010v oir.And by using numerical integration,w e have calculated the corr esponding pseudo pressure value under any stress to determ ine inflow dynam ic equations o f w ater-producing gas well in deep volcanic gas reser voir.We hav e also analyzed that pressur e sensitiv ity and w ater g as ratio have impact o n g as res ervo ir productiv ity.T he application result show s that the g eneralized pseudo pressur e method is r eliable and reasonable w hen used to determine the productiv ity mo del o f deep volcanic gas reservoir.Key words:g eneralized pseudo pressur e function;deep volcanic rock;pressure sensitive gas r eser voir;inflo w dy nam ics;productivity equation;w ater pr oducing gas w ellPilot test of polymer enhanced foam flooding in C hengdong oilfield/2010,34(1):47-50ZH ANG Li1,2,GU O Lan lei2,REN Shao ran1(1.Colleg e of Petr oleum E ngineer ing,China Univer sity of Petroleum,Dongy ing,Shandong 257061,China;2.G eological Scientif ic Resear ch I nstitute,Sheng li Oilf ield Corp.L td.,Dongy ing, Shandong257015,China)Abstract:T he pilot test of polym er enhanced foam flooding w as im plemented in2004in Cheng dong oil field,representative of stro ng heter ogeneity r eserv oirs and pore and vo id gro w ing reservoirs.T his paper describes and analyzes the perform ance of injecting and production w ells and evaluates the flo oding effects.The injection pressur e w ent5.2M Pa up and the flow resistance co efficient incr eased to4.86, far greater than that of po lymer floo ding.T he displacement v elo city w as low er than that of w ater flo od ing in plane and the profile m odified ev idently in vertical.T he o il pro duction increased and the w ater cut decreased in the three center w ells.T he increm ental o il production w as16810t by the end of July, 2009.T he decline trend of w ater cut is similar to that of poly mer floo ding in Gudao oilfield.Therefor e the poly mer enhanced fo am system could plug up the pore and v oid effectively,increase the flow resist ance greatly,extend the sw ept vo lum e in plane,enhance the displacement efficiency in vertical,and then enhance the o il recov ery in strong heterog eneity reservoirs and in pore and v oid g row ing r eser voirs in Shengli o ilfield.Key words:po lymer enhanced foam flooding;plugg ing;pr ofile mo dify ing;enhanced oil reco very;Chengdong o ilfield;filed testDistribution characteristic of the remaining oil in high water cut and high recovery percent of reserves reser voir of Shuanghe Oilfield/2010,34(1):51-55MA Yan1,2,LI H ong sheng2,LIU Da meng1,ZH OU Sheng y ou3,DON G Wen long2(1.E ner gy College,China Univer sity of Geosciences,Beij ing100083,China;2.H enan Oilf ield Comp any,S IN OPEC,N any ang,H e nan473132,China;3.Petroleum Ex p lor ation and P roduction Resear ch I nstitute,SI N OP EC,B eij ing100083,China)Abstract:Based on the plane,vertical,and internal distr ibutio n,the3D quantitative description o f the present remaining oil in high w ater cut and hig h recovery percent of reserves in IV5-11fo rmatio n o f Shuang he oilfield have been carr ied o ut,by the fine reservoir num er ical simulatio n m ethod,sealed coring method,combined w ith reserv oir dy namic analy sis,dy namic data testing methodolog y.The results show ed that the plane's remaining reserv es are concentrated in the ar ea w her e the w ater cut is mor e than 90%;the remaining oil and recoverable oil satur ation is relatively hig h in lo cal structural high,low-permeability area and w ell pattern imper fect area;the remaining oil saturatio n of the non mainstr eam line is higher than that of the mainstream line;the ex tent of v er tical m ining is v er y different,the mining。

双河油田特高含水期最小沉没度及合理沉没度
杨坤;行雨
【期刊名称】《新疆石油地质》
【年(卷),期】1998(019)004
【摘要】针对双河油田目前特高含水期开发的特点，运用油气藏工程原理，求出各开发单元的最小沉没度，同时结合油田开发实际资料，求出合理的沉没度，为现场油井管柱的合理设计提供思路和依据。

【总页数】3页(P332-333,337)
【作者】杨坤;行雨
【作者单位】河南石油勘探局开发处;河南石油勘探局开发处
【正文语种】中文
【中图分类】TE931.202
【相关文献】
1.特高含水期抽油机井合理沉没度探讨 [J], 杨颖
2.抽稠油泵高密度硬质合金凡尔所需最小沉没度的探讨 [J], 姚建设
3.抽油机井合理沉没度技术界限研究 [J], 徐德鹏
4.基于生产特征分析油井合理沉没度配套工艺探究 [J], 韩敏
5.抽油机井合理沉没度的探讨与分析 [J], 王峰
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高耗水层带的级别划分方法
刘志宏;朱奇;冯其红;王森;杨勇
【期刊名称】《特种油气藏》
【年(卷),期】2018(025)006
【摘要】针对特高含水后期整装砂岩油藏高耗水层带普遍存在的问题,运用数值模拟方法,得到特高含水后期小层流线密度与全井流线密度的比值、小层换油率与经济换油率的比值、小层内含水饱和度3个高耗水层带评价指标的界定标准,将研究成果应用于胜利油田整装砂岩油藏.结果表明:当小层流线密度与全井流线密度比值大于2.5,小层换油率与经济换油率比值小于1.0,小层内含水饱和度大于全井平均含水饱和度时,油藏形成高耗水层带.研究成果对于快速识别胜利油田高耗水层带并及时采取有效的调控措施具有指导意义.
【总页数】6页(P114-119)
【作者】刘志宏;朱奇;冯其红;王森;杨勇
【作者单位】中国石化胜利油田分公司,山东东营 257051;中国石油大学(华东),山东青岛 266580;中国石油大学(华东),山东青岛 266580;中国石油大学(华东),山东青岛 266580;中国石化胜利油田分公司,山东东营 257051
【正文语种】中文
【中图分类】TE341
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