模拟强边水驱提高断块油藏采收率的研究

1油藏概况1.1地质特征我们通过研究海1块发现，在大洼断层内部将出现一种新的情况，就是位于上升盘附近，有含油的地方，大概面积为6.0平方千米。

然而，石油储备量却只有1227×104t，面对这样的问题，专家建议我们要从具体的油层结构进行深入分析，这主要在于结合d2Ⅲ、d2Ⅳ、d3Ⅰ、d3Ⅱ四个层面来研究，这对于一些发育较好的水域来讲，必须注重水下分流河道、河口砂坝、分流间湾和前缘薄层砂等沉积微相。

我们通过大量的实践研究后，逐步剖析储层平均值，然后了解到孔隙度为29.1%，其平均空气渗透率633×10-3μm2；各个油层组连通系数也会通过一系列的变化，从而会加大研究的难度系数，这种情况也是我们在具体的研究过程中，要严格按照一定的程序进行，不能偏离主题问题，要有辨别地对待。

1.2开发简况我们通过在海1块研究中，发现自投入开发以来，这种天然能量的开发，已经逐步实行边部温和注水开发及全面注水开发等三个程序进行。

其实，我们也没有必要做大量的无用功，这种纯天然能量已经处于正常发展状态，这只需要从注水采收率研究开始，建立一套科学的分析方法，从而有利于注水采收率的科学化发展。

到目前为止，还没有哪一个行业在面临重大问题时，会向海1块那样深入分析讨论，这种研究力度已经被世界其他国家公认。

2影响波及系数的因素2.1地层的非均质性对波及系数的影响我们通过大量的实验研究后，发现在水下分流河道、河口砂坝、分流间湾和前缘薄层砂等微相已经开始在平面上相间分布，这种状况的出现，在于运用好各种微相物的不同性质，逐步形成一种能够使海1块平面上有较强非均质性，我们要逐步对各油层组间渗透率进行研究，因为这是影响到整个非均质系数和各油层组内部渗透率的重要因素。

通常情况下，主要显示出级差的大小，通过级差的大小来衡量均匀系数，这也是我们对块层间、层内研究的一大难点，主要在于注入水沿高渗透层或高渗透带进行降低纵向波。

2.2流度比对波及系数的影响为了掌握五点法井网流度的情况，我们必须研究好波及面积。

舍女寺油田复杂断块油藏提高水驱采收率的做法摘要：本文论述了舍女寺油田复杂断块油藏特“双高”阶段提高水驱采收率的主要做法：在加强油藏精细研究，深化油藏认识，搞清剩余油分布规律的基础上，针对区块套损井多、剩余油较为分散的特点，通过应用井网重建，老井侧钻、层系简化，油层复查，周期注水等技术手段，挖掘剩余油潜力，使老油田综合含水从92.65%下降到92.49%，自然递减从16.08%下降到14.2%，提高采收率1.1个百分点。

舍女寺油田复杂断块油藏特“双高”阶段提高水驱采收率的做法为类似油田后期开发具有一定的借鉴作用。

关键词：特“双高”；剩余油；井网重建；油层复查；周期注水一、油藏概况舍女寺油田女12-20，女32等4个区块地质储量2350万吨，标定可采储量855万吨，日产油120吨，综合含水88%，采出程度28%，可采储量采出程度88%，已经处于双“特高”开发阶段。

其面临的开发形势如下：一是套损井数多（51.8%），水驱控制程度下降（从85%下降到65.7% ）；二是地层能量低（地层压降7.1MPa），油井供液能力下降；三是层间干扰大，油层动用程度下降（仅为48.2% ）；四是油层利用率低、未动层较多，但水淹严重。

二、主要做法2.1 剩余油分布规律研究及治理对策制定2.1.1 剩余油分布规律研究对高含水高采出程度油藏来说，要做好挖潜，必须首先搞清剩余油的分布规律，通过综合运用各种动静态数据，进行构造模型、沉积模型、储层模型、三维油藏属性模型建模的基础上，应用油藏数值模拟技术，结合相应测试成果和油藏工程分析，系统开展了剩余油潜力分布规律的研究，对各断块剩余油分布类型进行量化，综合分析认为舍女寺高采出程度区块的剩余油分布有：注采不完善型、层间干扰型、井网未控制型、水淹未动用型、层内变差型等五种类型，其中以注采不完善型、井网未控制性型为主。

2.1.2 治理对策制定根据剩余油分布特点，针对高采出区块套损井多、剩余油较为分散的特点，本着因地制宜，“少投入、多办事”的原则，立足老井进行治理，确定如下对策：注采不完善型，优化注采井网，提高水驱控制程度；原井网未钻遇型，配套产能建设，提高储量控制程度；层间干扰型，简化生产层段，提高油层动用程度；水淹未动用型，开展油层复查，提高油层利用程度；层内变差型，加强层内挖潜，改善层内水驱效果.2.2 优化注采井网，提高水驱控制程度从高采出程度区块套损井井况调查结果，结合高采出程度区块剩余可采储量相对较小的特点，提出立足老井进行注采井网完善，采取修复和抽稀的两种方式进行治理。

边底水油藏化学驱提高采收率实验研究刘泉海;罗福全;黄海龙;李秋言;王博【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2017(024)006【摘要】为探索冀东油田高浅南油藏化学驱提高采收率技术,研制适应油藏条件的驱油用表面活性剂,利用均质岩心模型和3层非均质岩心模型开展化学驱驱油实验,对该油藏化学驱提高采收率的可行性进行综合评价.实验结果表明:研制的表面活性剂降低油水间界面张力的能力较强,浓度为0.3％时油水界面张力即可达到103mN/m数量级,拥有很强的提高驱油效率的能力;该表面活性剂对高浅南油藏具有较好的驱油效果,可在水驱基础上继续提高采收率15.00个百分点.研究认为,对于冀东油田高浅南油藏,采用单一表面活性剂驱采收率提高幅度较小,而采用调剖堵水+表面活性剂驱技术对提高采收率有明显效果.建议对于非均质性较弱的油藏,提高采收率应以提高驱油效率为主,对于非均质性较强的油藏,提高采收率应以提高波及效率为先.该研究结果对同类油藏提高采收率具有一定的借鉴意义.【总页数】5页(P143-147)【作者】刘泉海;罗福全;黄海龙;李秋言;王博【作者单位】中国石油冀东油田分公司,河北唐山063004;中国石油冀东油田分公司,河北唐山063004;中国石油冀东油田分公司,河北唐山063004;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油冀东油田分公司,河北唐山063004【正文语种】中文【中图分类】TE357.46【相关文献】1.孤东油田二区新近系馆陶组边底水油藏提高采收率技术研究 [J], 李林祥;李祥同2.边底水油藏提高采收率方法实验 [J], 周彦霞;卢祥国;曹豹;王晓燕;朱瑞华;张纪英3.齐家油田边底水油藏利用水平井提高采收率试验研究 [J], 陈晓艳4.齐家油田边底水油藏利用水平井提高采收率试验研究 [J], 闫寒5.强边底水油藏高含水期提高采收率研究 [J], 张璐因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

强边水化学驱油藏边部调整对策研究作者：孟令君来源：《市场周刊·市场版》2019年第56期摘;要：强边水油藏聚合物驱实践表明，边水严重影响边部油井的见效率和见效幅度，目前影响机理多为定性描述，不能很好地解决现场问题。

针对此现状，结合胜二区东三4注聚驱的边水侵入特征，应用数值模拟方法开展了边水对聚驱影响机理以及影响程度进行定量研究，提出了通过合理注采比、注入速度减缓边水内侵，提高边部井区的聚合物溶液浓度增加驱油效率的技术对策，应用于现场实际，取得较好效果，边部井区聚驱采收率提高1.8%。

关键词：聚合物驱;影响因素;强边水;采收率;数值模拟一、油藏概况（一）油藏地质概况二区东三4砂组位于胜坨油田胜利村构造西南翼，北面、东面分别被7号和9号断层分割，呈扇形分布，地层构造平缓，倾角2-5°，各小层西南面受边水控制，注聚前每采出1%地质储量地层压降为0.11MPa，按天然能量评价标准，属于Ⅰ级，天然能量充足，边水活跃，沉积类型为三角洲前缘沉积，为一个构造简单、渗透性及连通性较好、边水活跃的构造油藏。

（二）单元开发简历二区东三单元自1968年投入开发至今经历了5个开发阶段，分别是天然能量开发阶段、投入注水开发阶段、扩建产能开发阶段、综合治理开发阶段、细分层系综合治理开发阶段，将二区东三划分为5个开发层系。

截止到2018年8月，累计0.479PV，见效率97.5%，累增油23.97万吨（超方案设计3.8万吨），已提高采收率5.51%，吨聚增油26.1吨/吨，取得较好注聚效果。

从增油情况来看，边部井区的见效率和见效幅度较低，影响单元整体聚驱效果。

二、边水对聚驱效果影响因素分析建立地质静态模型、流体模型、动态历史模型组成的三维油藏模型，结合开发动态分析、动态监测资料、矿场开发数据等进行历史拟合，建立可靠的数模模型，对影响边部油井驱油效率的主要因素进行定量的分析研究，并制订相应的调整对策，抑制边水内侵，削弱边水对聚驱效果的影响，进一步提高边部油井的见效率和见效幅度。

油田水驱采收率提高的技术与方法探讨摘要：油田水驱采收率是指将油层中的原油全部开采出来的程度，一般80%～85%。

提高油田采收率的途径有三种，分别是注水、注气以及化学驱。

目前我国在油田水驱采收率提高技术与方法方面研究与应用取得了一定的进展，但随着我国工业化的发展和对石油需求量的不断增加，这方面仍然存在许多问题，所以我们应该更加深入地对提高油田水驱采收率的技术与方法进行研究。

关键词：油田；水驱采收率；技术；方法1提高采收率的作用提高油田水驱采收率的作用主要体现在三个方面，分别是扩大可采储量、增加石油产量、提高采油速度。

其中，扩大可采储量是指在一定条件下，增加地下可采储量的一种方法。

在油田开发中，可采储量一般是指在油田开发过程中所开采出来的油层体积中的剩余油的总量。

如果油层的总体积小于油层中可采储量，则称为剩余油；如果油层的总体积大于油层中可采储量，则称为剩余油。

而在油田开发过程中，当一种技术或者方法可以提高采收率时，这种技术或方法就可以利用其进一步扩大可采储量，并提高石油产量。

2油田水驱采收率提高的技术与方法探讨2.1脉冲式注水脉冲式注水是一种适用于高渗透油藏的注水方式，在注入水压力大于地层压力的情况下，可以实现对原油的有效驱动。

脉冲式注水在油田水驱采收率提高过程中有着很好的应用前景。

但这种方法也存在着一定的缺陷，主要表现在以下几个方面：首先，在利用脉冲式注水方法进行开采时，一般要对油田进行深度切割，在切割过程中会出现不同程度的水淹现象。

其次，在脉冲式注水过程中，需要对注入水的压力进行及时调整，这也就会导致注水井的注水量下降。

此外，脉冲式注水还存在着注入水和产出水难以分离的问题。

为了解决这些问题，我们可以采用脉冲式注水和油井间压裂的方式来提高采收率。

在利用脉冲式注水方法进行开采时，油井间可以采用压裂的方式来提高采油速度。

将高压注入水和高压产出水混合起来，再注入油井中去。

在使用这种方法时要注意：首先，在压力上升到一定程度时应及时关小压力注水井的注水量；其次，由于脉冲式注水时压力上升速度较快，所以为了防止在油层中产生较大的压力梯度从而造成油气井损坏，应该尽量避免脉冲式注水对油气井造成伤害。

极复杂断块油藏提高水驱采收率的方法刘和强,梁爱民,周海云,刘连营,宋宝明,黄素美(中原油田分公司采油三厂,山东莘县　252429) 摘　要:文明寨油田是极复杂断块油田,目前处于高含水开发期。

近年来,以精细地质研究为切入点,深化二三级断层,实现储量的最大动用;在低序级断层认识的基础上,完善小断块的注采井网,实现块块动用;在剩余油分布研究的基础上,精细调整挖潜,实现层层动用;加强动态监测,实现层内挖潜;加强动态管理,控制含水上升率等手段,实现了水驱动用程度、水驱采收率逐年增加,采收率达到39.56%,开发效果得到大大改善。

关键词:文明寨;极复杂;低序级断层;剩余油;小断块;注采井网 中图分类号:T E358 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)16—0135—021　油田概况文明寨油田位于东濮凹陷中央隆起带北端,是一穹隆背景下被断层复杂化的极复杂断块油田。

其构造复杂、断块小、封闭性强、油水关系复杂,94. 7%的地质储量集中在含油面积小于0.3km2的断块内,是我国现已发现的断块油田中最复杂、具有代表性的极复杂断块油田。

文明寨油田于1982年6月投入正式开发,经历了注采井网、含水上升、深化构造认识、整体调整等阶段,从2004年底油田进入高含水开发后期,采出程度31.1%,综合含水88.1%,同时井况损坏加剧,井网适应性变差,造成油田层间、平面矛盾突出,产量下降快,提高采收率难度大。

为了进一步提高文明寨油田高含水后期注水开发效果,2005年以来,以精细地质基础研究为切入点,深化低序级断层认识,强化剩余油监测、剩余油分布研究,充分利用老油田事故井多的特点,开展以老井侧钻、大修、挤堵补孔换层等为主的注采调整。

通过以上努力,开发效果得到改善,实现了水驱动用程度、水驱采收率逐年增加,采收率达到39.6%的效果。

2　树立效益开发理念,实施立体开发,提高油田采收率2.1　精细构造储层研究,实现储量最大动用文明寨油田主要受明5、卫7和明14三条二级边界断层控制,断层落差300～600m,经过多年的开发实践,断层走向、倾向、落差较明确。

提高水驱采收率对策研究【摘要】现代油藏工程技术的发展趋势是最大限度地提高油藏的最终采收率。

从1990年海1块转注水开发时起，便注重分析研究影响其注水开发采收率的因素，并采取相应的措施，取得了以大于1.5%的采油速度高速、高效开发15年，标定采收率由原开发方案的23.5%提高到目前41.7%的效果。

本文在前人工作的基础上，总结分析了影响海1块注水开发采收率的因素，对海1块及类似油田在“双高”期进一步提高采收率有一定的指导与借鉴意义。

【关键词】采收率影响因素常规稠油非均质油藏注水开发1 油藏概况1.1 地质特征海1块位于大洼断层的上升盘，含油面积5.9Km2，石油地质储量1227×104t，主要油层组为d2Ⅲ、d2Ⅳ、d3Ⅰ、d3Ⅱ，发育有水下分流河道、河口砂坝、分流间湾和前缘薄层砂等沉积微相。

储层平均孔隙度29.1%，平均空气渗透率633×10-3μm2；各油层组连通系数分别为87.2%、75.4%、49.7%和46.6%；变异系数级差最大1340倍，最小12.5倍；原始地层压力18.5Mpa，饱和压力16Mpa，计算油层破裂压力37Mpa；50℃原油粘度为496m Pa.s。

1.2 开发简况海1块自投入开发以来，经历了天然能量开发、早期边部温和注水开发和全面注水开发等三个阶段。

其天然能量及开发早期边部温和注水采收率分别为2.5%和9.73%。

截至2005年12月，海1块共有油井105口，开井101口，平均单井日产油4.6t，日产液29.7t，综合含水84.5%，累采油382.9×104t，采油速度1.4%，采出程度31.2%；共有注水井41口，开井35口，平均单井日注水38m3，累注水823.1×104m3，累注采比0.64。

2 影响波及系数的因素2.1 地层的非均质性对波及系数的影响由于水下分流河道、河口砂坝、分流间湾和前缘薄层砂等微相在平面上相间分布，因各微相物性的差异，使海1块平面上有较强非均质性，注入水平面舌进，造成个别油井过早水淹，降低面积波及系数。

现河采油厂断块油藏人工仿强边水驱一、存在的问题现河断块油藏动用含油面积115.3 km2，动用储量 1.424亿吨，储量比重43.6%，产量比重48.7%，标定采油率39.3%，该类油藏具有高温高盐特征，水驱为提高采收率主要手段，经过多个阶段的调整挖潜，水驱提高采收率难度越来越大。

针对目前断块油藏整体动用程度较高（采出程度35.78%），已进入特高含水开发后期（综合含水96.4%），为进一步提高采收率，确定2012年在河68、河31断块油藏开展人工仿强边水驱先导试验。

同时在梁60东、河71-3、河39等断块通过人工仿强边水驱与污水减排相结合，注采完善局部砂体。

二、改进的具体内容及措施断块油藏进入开发后期，通过强化边外注水，恢复地层压力保持水平，形成人工仿强边水，使地下零散分布的剩余油重新向高部位运移，形成相对的富集区，对于特高含水期进一步提高油藏采收率，或者是提高近废弃油藏开发效果具有较强的指导意义。

我厂在开发历史上，个别井组及单井实施仿强边水驱，取得了一定的感性认识，为下步继续实施人工仿强边水驱提供了借鉴。

为进一步提高现河断块油藏采收率，建议通过人工仿强边水驱，改善水驱效果。

1.制定筛选依据从油藏因素：构造相对简单，具有一定地层倾角，含油宽度适中，水体较小、相对封闭。

开发因素：具有一定井网基础，具有一定的剩余物质基础和提高采收率空间。

工程因素：井筒、工艺配套、地面配套等具有一定的适应性。

2.制定试验区块、井组选取原则2.1构造相对简单，储层稳定发育，具有一定厚度和渗透性；2.2有一定的含油宽度，断块相对封闭，水、油体积比一般在3以内；2.3具有一定的原始控制井网，现层系生产井少，或近于废弃；2.4工艺、工程配套工作量相对简单，可操作性强。

根据以上原则，优选河68-8、河31等5个断块编制人工仿强边水驱试验方案，涉及8套开发层系13个注采井组，预计增加日油750t/d。

三、实施过程及实施时间该建议提出后，得到采油厂改善经营管理建议领导小组的充分重视，经过组织专家充分论证于2012年3月7日立项，并开始在采油厂稀油地区实施。

断块油藏高含水期水驱规律研究孟立新;任宝生;鞠斌山【摘要】大港油田油藏类型大多为断块油藏,断层多、断块小、储层非均质性强,且绝大多数已进入高含水、高采出程度阶段,目前,水驱效果不理想.为了进一步改善油藏水驱效果、提高水驱采收率,应用室内高温高压物理模拟实验、油藏数值模拟等技术手段,对断块油藏高含水开发后期的水驱油规律和特点进行了研究.结果表明:断块油藏水驱油效率随长期注水开发储层润湿性向亲水方向变化而逐渐增大;在极限含水以后,通过提高注水倍数虽然仍能提高驱油效率,但需要较长的时间和较高的耗水量.研究成果对高含水油田开发调整思路的制定具有一定的指导、借鉴作用.【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2010(032)006【总页数】4页(P139-142)【关键词】润湿性变化;注水倍数;驱油效率;驱替程度;断块油藏【作者】孟立新;任宝生;鞠斌山【作者单位】中国石油大港油田勘探开发研究院,天津,大港,300280;中国石油大港油田勘探开发研究院,天津,大港,300280;中国地质大学(北京)能源学院,北京,海淀,100083【正文语种】中文【中图分类】TE347通过大港油田密闭取芯井岩芯分析研究发现，取芯时间与润湿性变化有一定规律，其中两口密闭取芯井(西43-6-6、东检 5)分别有 13.5%、29.0%的岩样驱替程度大于该区开发初期岩芯分析所测得的最终驱油效率值。

通过国内外大量资料调研发现，关于类似结论的报道同样很多。

针对开发过程中水驱油效率是否发生变化的问题，开展了室内高温高压物理模拟实验和油藏数值模拟研究。

润湿是指液体分子在分子作用力下于固体表面的流散现象，其实质是固液界面能的减小。

油田开发过程中，油层外来流体的注入，可引入与油藏流体性质不同的物质，渗流过程中流体对岩石表面冲刷等因素均可改变岩石表面的物理和化学性质，进而引起油藏岩石润湿性变化［1－4］。

大量研究资料表明［5－8］，油田长期水驱开发，储层岩石的润湿性出现向亲水、强亲水转化的趋势。

1 南79断块水淹特征及剩余油分布特征研究1.1 水淹特征研究南79断块大部分井没有无水采油期，少数井有7-8个月的低含水（20%以下）采油期，含水上升多呈台阶式上升，开发效果较差。

区块40%的开发井位于油水边界上，因此含水上升速度较快。

其中分层开采特征表现为：①H2Ⅰ141层边水主要以南79-平2井为中心呈喇叭型前推进，而其它区域无井网控制，边水推进缓慢。

②H2Ⅱ52层本层4口井生产，低含水期生产时间仅4个月后含水直接从8%和升到65%的高含水期。

同时，该层动液面维持在800~900m，边水指进严重。

③H2Ⅱ82层有7口井生产，投产含水率即达到48%，生产7个月后含水呈台阶式跃升到近80%，含水率缓慢上升，边水基本呈整体推进的态势。

④H2Ⅲ1层有6口井生产，投产含水率即达到60%，生产一年含水达到90%，目前含水率接近98%，采出程度仅12%。

边水沿单井点喇叭型向前推进。

根据分层生产特征分析，南79断块主要有4个水淹特征：一是边水不活跃的层含水上升相对较慢，水淹面积较大，储量动用程度相对较好，边水活跃层含水上升快，储量动用程度相对较低；二是储层物性好的地方水淹速度快，三是井网控制程度差的层，水淹是以单井为中心，向边水方向呈喇叭型水淹，而无井地区则边水推进缓慢，四是井网控制程度较好的层，边水均匀推进。

1.2 剩余油分布特征利用油藏数值模拟结果，结合油藏工程方法，对南79断块剩余油的分布进行了定量研究，剩余油分布具有如下特征：断层遮挡型剩余油[1]。

断棱对油水的流动起到了遮挡作用，受构造及断棱双重作用，近断层区域的断边带及复杂断层夹角处形成剩余油富集区，且构造高部位的断棱附近剩余油饱和度基本保持在原始状态。

岩型相变型剩余油[1]。

平面上物性变化区域，形成水动力滞留区，剩余油富集。

井间分散型剩余油[1]。

受物源方向、储层发育状况及边水强弱不同的影响，平面上在储层物性较好，边水能量充足井区边水指进造成含油饱和度相对较低，井间边水波及相对较差区域含油饱和度较高。

窄屋脊断块油藏人工边水驱三维物理模拟实验杨海博;武云云;王涛;张红欣;孙志刚【摘要】为了研究人工边水驱技术的提高采收率机理与可行性,以胜利油区辛1沙一4窄屋脊断块油藏为原型,通过自主研发的三维物理模拟实验装置开展了水驱油实验.实验结果表明,高注水倍数下,模型的最终采出程度可达到70％左右;转边水驱之后,点状模型平均提高采出程度15.69％;点状注水会将一部分油推向边水方向,转边水驱后这部分油可反推回来;“静置”一段时间后,重新生产时可取得良好的效果,但后续效果依次减弱;人工边水驱可提高油藏采出率.研究成果应用于胜利油田现河采油厂矿场试验,已取得良好的开发效果.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2015(029)006【总页数】4页(P127-130)【关键词】断块油藏;人工边水驱;物理模拟;提高采收率【作者】杨海博;武云云;王涛;张红欣;孙志刚【作者单位】中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015;中国石油集团钻井工程技术研究院;中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015【正文语种】中文【中图分类】TE313“十五”以来，胜利断块油藏普遍进入特高含水阶段，迫切需要新的提高采收率技术[1-5]。

生产实践表明，边水能量较强的断块油藏一般可以获得较好的开发效果[1-3]。

在胜利东辛油田辛1沙一4断块油藏开展了人工边水驱矿场试验[4]。

该单元地质储量65×104 t，有效厚度12.5 m，地层倾角12.5°，油层孔隙度25%，渗透率464×10-3μm2，原油地面黏度310 mPa·s。

试验前，单元开井2口，日产液28 m3，日产油1.1 t，含水96.2%，基本处于技术废弃状态。

2008 年 4 月，先后在原始含油边界之外利用邻块报废的油水井上返注水，最高单井日注水达到500 m3，在累计注水量达15×104 m3后，2 口停产井恢复生产。

模拟强边水驱提高断块油藏采收率的研究摘要：强天然边水驱油藏由于其天然能量较强，在高速开采过程中压降小，具有高采油速度、高采收率的开发特点。

而这种强边水驱油藏在东辛厂却只占一小部分，断块油藏储量占总储量的81%。

因此在条件合适的断块油藏，通过扩大油藏边水能量，形成更多的强边水油藏来提高断块油藏的最终采收率。

关键词：强天然边水驱模拟断块油藏采油速度采收率1 强天然边水驱断块油藏开发特点1.1 地质特征（1）含油面积小。

我国胜利油田天然水驱开发单元，最大含油面积3.4 km2，平均含油面积1.5 km2，苏联天然水驱开发油藏，最大含油面积6.5 km2，平均含油面积2.9 km2。

（2）流度大。

我国胜利油田天然水驱开发单元流度最小为0.049um/（mpa.s），一般大于0.12 um/（mpa.s）。

流度大就意味着原油粘度低，渗透率较高。

我国胜利油田天然水驱开发单元原油粘度都小于8.5mpa.s，一般在4 mpa.s左右；有效渗透率一般都大于0.31um2。

（3）天然能量充足。

天然水驱油藏都有与油体连通的、较大的水体，水体体积是油体体积的13-130倍。

由于水体体积比油体体积大许多倍，且连通较好，因此油藏每采出1%的地质储量的压力降小。

用采油速度2%-7%的高速开采，每采出1%的地质储量压降小于0.2Mpa。

1.2 开发特点（1）采油速度较高。

根据我国胜利油田水驱开发单元的平均采油速度与最大采油速度计算结果见表（1），天然水驱油藏由于天然能量充足，它能保持较高的平均采油速度开发。

胜利油田不同水驱方式油藏最大采油速度与平均采油速度统计表（1）（2）最终采收率较高。

根据我国胜利油田不同水驱方式油藏开发指标对比见表（2），对有效渗透率与原油粘度相近的水驱油藏，天然水驱最终采收率达到63.1%，比内部注水高8.8%。

胜利油田不同水驱方式开发指标对比表（2）2 模拟强边水驱机理强天然水驱方式就相当于沿油水边界的一条注水坑道注水，有利于水线均匀推进，只不过它利用的是天然能量。