复杂断块油藏中高含水期稳油控水技术研究

高含水区域油藏开发及水驱方式研究随着全球能源需求的不断增长，地下油藏的开发利用成为人类的关注焦点。

然而，随着时间推移，大部分油田开始进入高含水期，这对开采工程提出了更高的要求。

本文将讨论高含水区域油藏开发及水驱方式的研究，以有效提高油井的采收率和提高开采效益。

首先，我们需要了解高含水区域油藏的特点。

高含水油藏是指油井的产液中水含量高于50%的情况。

这种油藏通常具有较高的含水层位，油井的产液中含有大量的水。

高含水油藏的开发难度较大，因为水的存在会影响油藏中油的流动性，降低油井的采集率。

此外，油水井之间的界面张力也会影响水的排出速度，从而增加了开采难度。

针对高含水油藏的开发，有几种常见的水驱方式。

水驱是指在油藏中注入水以增加采收率的一种方法。

目前，最常用的水驱方式包括前驱水驱、顺序水驱和后驱水驱。

首先是前驱水驱。

前驱水驱是指在高含水油藏中，先注入大量的水以驱出油井中的原油。

这样可以降低油井中的原油黏附力，提高采收率。

前驱水驱的优点是操作简单，但需耗费大量的水资源。

此外，前驱水驱还有可能造成水侵，从而降低开采效率。

其次是顺序水驱。

顺序水驱是在前驱水驱的基础上进行的一种改进方法。

在顺序水驱中，我们根据油井的渗透能力和密度等条件进行分区，分别注入不同浓度的水来驱出油井中的原油。

这种方式可以更好地控制水的注入量和压力，提高采收率同时减少水的浪费。

最后是后驱水驱。

后驱水驱是指在油井开采过程中，注入低含水量的水来驱出油井中的原油。

后驱水驱的优点是节约水资源，同时以较低的成本提高采收率。

然而，后驱水驱需要较高的工程技术支持，才能保证水的注入速度和压力的控制。

除了水驱方式，还有其他的开发方法可以应用于高含水油藏的开发。

例如，采用人工举升方法可以通过抽吸泵将油井中的原油抽出，可以快速提高采收率。

此外，也可以尝试使用化学驱等新的技术手段来提高采集效率。

总结起来，高含水区域油藏的开发是一个技术难题，并且需要根据油井的具体条件选择合适的水驱方式。

第12卷第32期2012年11月1671—1815（2012）32-8667-05科学技术与工程Science Technology and EngineeringVol.12No.32Nov．2012 2012Sci.Tech.Engrg.复杂断块油藏高含水期剩余油定量研究———以胜利油田A 断块为例孟浩1汪益宁2郝诗濛3滕蔓4（中国石化胜利油田分公司清河采油厂1，262714；中国石油大学石油工程教育部重点实验室2，102249；中国地质大学长城学院3，071000；中海油服股份有限公司油田生产事业部油藏技术所4，065201）摘要为对我国老油田后期挖潜、尤其是特高含水低效开发油藏的战略调整等提供新的思路，拓展老油田挖潜的领域与方向。

以胜利某油田A 断块高渗透大厚层高含水油藏为例，对其开发效果、水淹特征与剩余油分布规律进行了综合研究。

结果表明，该断块采收率仅11.9%，而预测采收率在23%以上，一半以上的可采储量没有采出；剩余油在平面上分布于区块的绝大部分区域，纵向上主要集中于7个主力小层，尤其是ES1—32、ES2—13、ES2—22、ES2—23小层，剩余可采储量在3ˑ104t 以上，是将来挖潜的主要对象。

此外，在系统研究与总结基础上，提出了A 断块两种主要剩余油分布模式。

关键词复杂断块高含水油藏开发效果评价水淹特征剩余油中图法分类号TE328；文献标志码A2012年5月28日收到，6月13日修改国家重大专项（2009ZX05009）资助第一作者简介：孟浩（1968—）：高级工程师，地质工程硕士。

研究方向：油气田开发、开采的生产技术管理。

1研究区地质概况A 断块在区域构造上位于博兴洼陷的金家－樊家鼻状构造带中偏南段，地层总的趋势［1］，南高北低、北西倾，南薄北厚，主要目的层段沙一段（E S 1）、沙二段（E S 2），埋藏深度约为（1000 1470）m ，埋深较浅。

该断块由近东西向断裂分割成条带状，断块内部有三条小断裂，有较强的边地水发育。

对稳油控水技术的研究和探讨作者：李勇来源：《中国新技术新产品》2013年第10期摘要：本文针对油田关于稳油控水技术开发的现阶段成果，对此项技术的过程进行优化，从而开发了具有特色的一套技术与方案。

油田开发现正处于高含水的开发的阶段，在不同的开发期，每个类型的油藏在整体的开发过程中，都有着不同的开发矛盾。

其中对于中含水低流度的油藏，具有孔隙多而且细微的特点。

有一些采油井可能会出现含水上升等一系列问题，含水上升到趋势如果得到有利的控制，一定要通过开发的技术及政策来进行研究，确定油藏的注采比，制定政策，调整油藏。

从而在实践的基础上摸索与总结出一套可行完整的高含水注水开发油田的调整期结构的技术措施方案。

关键词：高含水；稳油控水；注采强度中图分类号：TE35 文献标识码：A随着我国社会经济的发展，国家对基础设施的建设越来越重视，其中对稳油控水技术工程是我国建设工程的重要组成部分，稳油控水技术是油田工程的主要技术之一，在稳油控水技术应用的现状的分析与探讨过程中具有许多方面发展的基础。

因此，稳油控水技术在油田工程中有非常广泛的地位。

因此本文就结合油田工程应用中的现状对稳油控水技术进行深入的分析与研究。

从而更加深入的了解稳油控水技术在油田应用中的现状以及问题的处理。

一、对稳油控水技术现状的分析对于稳油控水技术以及综合治理技术而言，这两种都是我们所熟知和了解的，大体是在上个世纪八十年代末期或者九十年代初期提出的一项技术。

主要的工作是对各类油藏的开展尤其是进入了开发中后期的油藏进行治理。

从而使得实现控制递减，并且稳定产量的目的。

这项技术最早是在大庆油田进行实施的，后来在之后的十年时间了进行不断的完善，革新，如今这项技术已经相当的成型，可以说已经发展为一套相当成熟的技术了。

近几年，这项技术以得到国内很多油田的认可，从而进行大规模的实施与推广。

这几年来，对稳油控水技术的应用非常之多，他们的基本思路大体就是，对老油田的地下再认识进行深化，对精细油田的描述进而大力的推展。

油田高含水期稳油控水采油工程技术1. 引言1.1 油田高含水期稳油控水采油工程技术的重要性油田高含水期是指油田产量中水含量较高的阶段，通常是指油井产水量超过50%的阶段。

在油田开发中，高含水期是一个非常常见的阶段，而如何有效地稳油控水、提高采收率成为油田管理者和工程技术人员面临的重要挑战。

稳油控水是保证油田生产经济效益的关键。

在高含水期，油井产水量增加，油井产油量减少，如果不及时采取措施稳定油井产量，将导致油田整体产量下降，进而影响油田的经济效益。

稳油控水可以延长油田的生产寿命。

高含水期对油田产量的影响是不可避免的，但通过有效的稳油控水技术，可以延缓油田产量的下降速度，延长油田的生产寿命，充分挖掘油藏潜力。

稳油控水还可以降低油田生产中的安全风险。

在高含水期，油井产水量增加，可能引发油井失稳、油田漏油等安全问题，通过稳油控水技术可以有效降低这些安全隐患，保障油田生产安全。

油田高含水期稳油控水采油工程技术的重要性不言而喻，只有通过有效的技术手段和管理措施，才能更好地应对高含水期带来的挑战，实现油田的稳定生产和持续发展。

1.2 油田高含水期的定义和特点油田高含水期是指油田产液中水含量大幅度增加，达到一定阶段的时间段。

在油田生产运行过程中，随着时间的推移，原油中水含量逐渐增加，导致油水比逐渐下降，特别是在油井长时间生产后，油井的产液中水含量逐渐增多，进入高含水期。

油田高含水期的特点主要包括以下几个方面：油田产液中水含量明显增加，原液品位下降，导致采收率降低，产量逐渐减少；油藏渗透率下降，原油粘度增加，采油难度增大；油井产液中水含量不均匀分布，造成油井产量差异，影响整体采收效果；高含水期持续时间较长，对油田的整体开发与产量影响较大。

针对油田高含水期的特点，需要采取相应的稳油控水技术，以保证油田的稳产和高效开采。

2. 正文2.1 油田高含水期稳油控水采油技术的原理和方法1. 油层物理化学特性分析：在油田高含水期，油层的物理化学特性会发生变化，影响油水分离效果和采收率。

复杂小断块边水稠油油藏改善开发效果技术对策研究摘要：新庄油田泌浅67断块位于泌阳凹陷北部斜坡带新庄复杂断裂带东部，油藏分布具有“多、薄、小、窄、强”的特点，油藏品位相对较差，属于复杂小断块边水稠油油藏。

目前经过多轮次的蒸汽吞吐后，边水侵入受多因素影响，受边水影响水淹区储量采出程度低，剩余油分布复杂。

利用动态分析法及油藏工程方法，对各小层的剩余油分布规律进行研究，通过重构开发层系、面积组合吞吐、分层整体治理、配套工艺技术，提高储量动用，从而改善区块开发效果、最大限度经济有效的提高采收率。

关键词：新庄油田；小断块边水；稠油油藏；剩余油1.基本情况1.1油藏特征泌浅67区位于泌阳凹陷北部斜坡带新庄复杂断裂带东部，该区正处于北东东走向北倾正断层和北东走向南倾正断层的交汇处，断裂发育，构造破碎。

该区内主要发育两条北东东转近东西走向北西倾向正断层（①、②号断层）、两条北东东走向南东倾向正断层（⑦、⑧号断层）和两条北西西走向北倾正断层（④、⑤号断层）、两条北西走向北东倾向正断层（⑨、⑩号断层）。

以上十条断层在平面上相互切割，形成了泌浅67区泌浅67、泌浅93两个断块。

该井区总体倾向南西，倾角24°左右。

储集层为高渗储集层，储集物性总体上有随地层变老、埋深增大而变差的趋势。

核三段至Ⅳ油组平均孔隙度为30.0%，平均渗透率为3957×10-3μm2。

泌浅67区油藏埋藏浅，一般介于180-658m；单井钻遇含油小层5-18；单井钻遇油层厚度最大41.6-93.0m；纵向含油井段长122-450m。

含油面积大于或等于0.2km2油砂体数共计6个，储量133万吨，占整个油砂体数的13%，占总储量的31.1%；含油面积0.1-0.2km2油砂体数共计32个，储量261万吨，占整个油砂体数的69.6%，占总储量的61.1%；含油面积小于0.1km2油砂体数共计8个，储量33万吨，占整个油砂体数的17.9%，占总储量的7.8%。

火山岩油藏高含水期稳产治理对策研究及应用火山岩油藏结构复杂、储集空间多样，主要有砾间孔隙、溶蚀孔洞、裂缝、气孔等，由于这些储集空间分布的非均质性极强，造成岩石的储集性能差异较大，在精细落实油藏顶面构造形态的基础上，结合测井、岩芯、薄片进行裂缝发育规律认识，搞清安山岩的孔、洞、缝在空间中的展布特征，建立以注采井网调整、注水政策调整及采油井管理制度调整等一系综合治理对策，实施后见到良好成效。

标签：火山岩油藏；高含水期；治理对策1 油田开发概况及存在的主要问题1.1 油田开发概况阿北安山岩油藏位于二连盆地阿南凹陷阿尔善构造带中部，于1989年10月同步注水投入开发，迄今为止已开发了近30年。

在经历了早期产量上升，弹性开采；边底部注水见效，高产稳产；内部注水导致产量大幅递减，油田低速开发等三个开发阶段。

断块面临诸多问题和矛盾制约着进一步深度调整治理。

1.2 火山岩油藏存在主要问题注水易形成沿裂缝水窜，阿北安山岩油藏从宏观上看是一个块状连通体，但由于安山岩体内是以角砾结构为主的缝孔层和块状致密层交替出现，因此阿北裂缝性油藏注，水驱油成效不好。

水后，注入水极易沿裂缝水窜，造成油井暴性水淹，采出程度较低，形成暴性水淹地层压力保持水平较低，目前阿北油田的地层压力分布差异较大。

裂缝方向认识不清对裂缝的认识仅仅局限于注采见效关系的分析，裂缝认识具有很大局限性，对裂缝的展布规律及无井区的裂缝分布情况均没有整体的认识，导致综合治理难度大，对井网调整依据不足。

2 稳产治理对策研究2.1 开展了阿北火山岩油藏的地质特征再认识开展火山岩期次的划分与对比选取地层厚度大，喷发期次全的井作为标准井，阿三段安山岩分为三期喷溢，第Ⅰ期喷溢规模最大，第Ⅱ期喷溢规模其次，第Ⅲ期喷溢规模最小。

第Ⅰ期喷溢Ⅰ+Ⅱ类有效厚度分布不均。

精细地震资料解释、落实阿北火山岩顶面形态阿北安山岩顶面构造，整体为一背斜，受多条断层的切割而造成破碎。

从而形成了安山岩顶面整体上以背斜为特征、以断垒为主要格局、高点呈北东向分布的形态特征。

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。

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。

石油地质与工程2011年3月P ETROLEUM GEOLOGY AND ENGI NEERING第25卷第2期文章编号:1673-8217(2011)02-0052-04葡北三断块高含水期稳油控水技术研究张福玲(中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆163712)摘要:葡北三断块油田位于大庆长垣沉积体南部,由于砂体窄小、分布零散、层间、层内、平面非均质性严重,稳油控水难度很大。

在储层精细描述和剩余油研究的基础上,组合实施油水井双向调剖、长胶筒细分调整以及注水井酸化等多项措施,使得开发指标得以好转,改善了油田开发效果。

该套技术对水下窄小砂体油田高含水后期的开发具有一定借鉴意义。

关键词:葡北三断块;剩余油;稳产;降低含水率;措施中图分类号:TE313.3文献标识码:A葡北三断块位于大庆长垣大型河流-三角洲沉积体系南部,开发储层是白恶系姚家组一段葡I组油层,以水下窄小砂体沉积为主,砂体窄而薄,呈条带状分布,油层埋藏深度为800~1000m,砂体宽度一般在50~200m,其含油面积55.3km2,地质储量4113104t,原始地层压力11.26MPa,饱和压力6.28MPa[1-2]。

葡北三断块年产油量占葡萄花油田年产油的五分之一左右,其开发历程可代表葡萄花油田,因此研究其稳油控水对葡萄花油田的开发具有指导意义。

1油田开发历程及现状葡北三断块于1979年投人开发,基础井网采用600m600m反九点面积注水井网。

1983年以前主要以自喷方式开采,到1984年地层压力下降开始全面转抽。

1987至1994年实施井网一次加密调整,调整后为反九点法和四点法相结合的注采井网,井网加密到300m300m。

1997至1998年进行井网非均匀二次加密调整,局部井网加密到210m 井距。

综合治理前葡北三断块共有油井342口,正常开井321口,注水井182口,正常开井166口。

累计生产原油1328.21104t,累计产水2014.92 104m3,累计注水4703.96104m3,累积注采比1. 31,年注采比1.40,采油速度0.9%,采出程度32. 29%,综合含水86.42%。

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。

高含水后期油田“稳油控水”技术初探预览说明:预览图片所展示的格式为文档的源格式展示,下载源文件没有水印,内容可编辑和复制高含水后期油田“稳油控水”技术初探目前，我国东部油气田的开发普遍进入了高含水、特高含水开发阶段，稳油控水作为一项关键技术，主要通过细分层系开发和聚驱等三次采油技术得以实现。

本文结合油田生产实际情况，对两项技术进行了分析和阐述。

标签：稳油控水；分层开采；聚合物驱油1 分层注采技术“注好水、注够水”是搞好油气动态开发的关键环节。

搞好注水与搞好分层注水，协调好注、堵、采的关系是实现“稳油控水”方针的关键。

在高含水后期要全面控制含水上升速度，必须把分层注水、油井分层堵水，分层采油综合分析，协调研究注、堵、采的相互关系，使它的综合效应反映在实现稳油控水的各项指标上来。

1.1 特高含水油层测试技术堵水首先需要解决的问题就是高含水层的准确判断。

这几年，通过测试、模拟和综合分析水平的提升，对于高含水层位有了更充分的认识。

对于日产液在100方以下的机采井，采用常规泵与环空测试井口配套直接进行测试找水，对于日产量在100-250方左右的机采井应用长冲程抽油机与与大泵相结合的方式解决环空测试空间问题，基本上能够满足日常对机采井的环空测试需要。

1.2 机械堵水工艺技术通过高含水层位测试，明确了高含水层位，利用分层系、桥塞隔离等方式对多层开采过程中已经高含水层位进行处理。

在实践中，针对常规机械堵水无法调整层位的问题，研制了可调节堵水孔径的装置，保证随时可以对出水层位采液量的控制调整，使得机械堵水具有了更为灵活的特性，机械堵水工艺向经济、实用、多功能方向发展。

对井下更层位通过开关随意调节的方法，大大增强了机采的灵活性，降低了成本，实现了一次下入找水、堵水全部解决，同时降低了作业次数，降低了劳动强度。

1.3 化学剂堵水技术化学法堵水，说到底就是利用已经得知的高含水层位情况，通过对地层的配伍性认识后，利用化学封堵剂等材料，对高含水层位进行必要的堵水施工作业，这当中分为完全堵死封堵剂还有就是堵水疏油堵剂。