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利用浅调剖方法提高油层动用程度摘要：A油层间既存在严重的无效注采循环，又存在剩余油相对富集的部位。
为探索在层间控水的注采结构调整的方法，开展了A油层浅调剖封堵低效无效循环方法研究，提高油层动用程度。
关键词：A油层；浅调剖；动用程度A油层以三角洲前缘相沉积为主，砂体沉积多为稳定成层分布的席状砂。
经过多年的注水开发，目前这部分油层的综合含水已高达92.0%以上，但采出程度只有41%。
A油层间既存在严重的无效注采循环，又存在剩余油相对富集的部位。
一方面，大量的注入水沿高渗透、高含水的优势通道无效或低效循环；另一方面，还有一定厚度的储量，因注水驱替不到或驱替程度低而无法动用或动用较差。
为探索在层间控水的注采结构调整的方法，通过浅调剖方法提高了油层动用程度。
1区块选取1.1 调剖井区选取原则（1）区块应具有相对的独立性和完整性，不受其它试验的干扰。
（2）油层发育状况有代表性，且油层发育较好。
井组内注采井连通状况较好。
（3）井网部署及开采现状应具有代表性，能够反映杏北开发区西部过渡带油层的无效循环状况。
（4）区块内油水井井况良好，避开套损区。
1.2 区块的基本状况根据上述原则，选择A井区开展整体浅调剖。
该区块先后部署两套开发井网，经历了基础井网、一次井网、注采系统调整、边部外扩调整等开发阶段。
2调剖方案设计2.1 调剖油层的确定原则（1）吸水剖面反映层内纵向吸水差异大。
（2）注水井层间渗透率级差较大。
（3）油、水井油层发育较好，砂体连通性好。
（4）调剖层段的对应油井综合含水高、采出程度相对较低、剩余油饱和度较高。
（5）油、水井调剖层段上、下部具有较好的隔层条件，无窜槽和层间窜漏现象。
2.2 调剖参数的确定某地区发育为非主力油层B1、B3组，B2组发育要优于BⅢ组油层，发育较好的主要有B33、8、11、12等层。
通过各项动静态资料对比，对区块内各单井进行全面分析，确认区块的高含水层指向B211-12层。
统计某区块注水井在不同开发阶段B211-12油层的吸水状况表明：随着开发时间的延长，吸水段有效厚度比例由开发初期的97.16%减少到目前的67.09%，其中主要吸水层段有效厚度比例由开发初期的68.82%减少到目前的36.01%，分别下降了30.07和32.81个百分点，说明注水量主要沿优势通道突进，导致注水有效驱替厚度较少。
《葡125井区调驱配方优化及数值模拟研究》篇一一、引言随着油田开发进程的不断深入，提高采收率及有效利用地下资源成为了众多油田关注的焦点。
调驱技术作为改善油藏采收效果的重要手段之一，其配方的优化及数值模拟研究对于油田开发具有至关重要的意义。
本文以葡125井区为研究对象，探讨其调驱配方的优化及数值模拟研究，以期为该井区的采收率提升提供理论支持。
二、研究区域概况葡125井区位于某油田，具有多层次、复杂地质结构的特征。
该区域油藏类型多样，储层物性差异大，给调驱技术的实施带来了一定的挑战。
因此，针对该区域的调驱配方优化及数值模拟研究显得尤为重要。
三、调驱配方优化（一）现有调驱配方分析针对葡125井区，目前采用的调驱配方在特定条件下取得了一定的效果，但仍有改进空间。
首先，需要对现有配方进行深入分析，明确其优缺点，为后续的优化提供依据。
（二）优化目标设定在分析现有配方的基础上，设定优化目标。
主要包括提高采收率、降低油水界面张力、增强配方稳定性等。
通过明确目标，为后续的配方优化指明方向。
（三）优化方法与步骤针对设定的优化目标，采用科学的方法进行配方优化。
主要包括以下几个方面：1. 实验设计：通过设计不同配方的实验方案，探究各组分对调驱效果的影响。
2. 数据分析：对实验数据进行深入分析，找出最佳配方组合。
3. 验证与调整：将最佳配方应用于实际生产中，观察其效果并进行必要的调整。
四、数值模拟研究（一）数值模拟方法选择针对葡125井区的地质特征及油藏条件，选择合适的数值模拟方法。
可采用黑油模型、组分模型等方法进行模拟研究。
（二）模型建立与验证根据实际地质数据及生产数据，建立数值模型。
通过将模拟结果与实际生产数据进行对比，验证模型的准确性及可靠性。
（三）调驱过程模拟在验证模型的基础上，对调驱过程进行模拟。
包括调驱配方的实施、油水运动规律、采收率变化等方面的模拟。
通过模拟结果，评估调驱配方的效果及潜在问题。
五、结果与讨论（一）优化结果分析经过优化后的调驱配方在实验及模拟中取得了较好的效果。
提高葡南扶余油层动用程度技术探讨X屈振国(大庆油田有限责任公司第七采油厂,黑龙江大庆 163517) 摘 要:经过几年的开发实践,葡南扶余油层区块具有总体开发效果欠佳的特征,其主要原因是低孔特低渗透的扶余油层动用程度相对较低。
参照低渗透油田的渗流特征与常规开发对策,发现在扶余油层开发中存在着孔隙、油层、井网、油田注水等方面的问题,提出加强油层保护、热采与笼统注水及井网调整试验、点源开发技术兼顾开发葡萄花油层等方法,对有效解决葡南扶余油层动用难的问题具有积极的参考借鉴意义。
关键词:扶余油层;渗流特征;常规对策;技术措施 中图分类号:T E348 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)11—0086—04 大庆葡南油田扶余油层区块属低孔特低渗透油田,扶余油层采用面积注水井网,区块地质构造特征是中浅地层断裂比较发育,主要分三个断裂带,北北西向断层及北东向断层将两个井区分别切割成3-4个断块。
1 低渗透油田的一般渗流特征及常规开发对策扶余油层属特低渗透油田,其油层特征应符合低渗透油层特征。
对低渗透油田的渗流特征及其常规开发对策的分析与说明,将有利于指导扶余油层区块的开发。
1.1 渗流特征低渗透油层由于孔喉细小,结构复杂,渗流阻力大,固液表面分子作用强烈,使其渗流特征与中高渗透油层有很大的不同。
1.1.1 小喉道连通孔隙体积比例大表1各类孔隙体积占总孔隙体积的份额渗透率(10-3Lm 2)孔道体积的份额(%)<1L m <0.75Lm <0.5Lm 备注>1000<18<1<131000～50018～2116～1813～14500～20021～2518～2114～17200～10025～3021～2517～20100～5030～3525～2920～2450～2035～4329～3524～3020～1043～5035～4030～3310～550～6040～4733～375～360～7047～5337～433～170～8853～7043～57<1>88>70>57由表1知,小孔道的孔隙体积占岩样总孔隙体积的比例随着渗透率的减小而增大,而且是渗透率越低,此比例上升的幅度就越大。
长垣东部葡萄花油层动用状况及剩余油分布特点刘卫丽【摘要】长垣东部葡萄花油层为低水位期的河流三角洲沉积,属低孔低渗油层,经过多年的注水开发后,产量进入递减期,针对这种形势研究注水开发过程中油层动用特点显得尤其重要.本文利用检查井资料,真实了解油层水淹规律,认识和掌握在不同开发阶段、不同含水阶段的油层水淹特征,搞清了油层动用状况和剩余油分布特征,从宏观上定量地评价了东部葡萄花油层剩余油的分布,使油田能从整体上把握挖潜剩余潜力的方向,使开发决策有的放矢,为油田开发方案设计、井网调整和部署加密井提供科学依据.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2011(037)008【总页数】3页(P111-113)【关键词】葡萄花油层;动用状况;剩余油【作者】刘卫丽【作者单位】大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆163712【正文语种】中文【中图分类】TE357长垣东部葡萄花油层属于松辽盆地北部沉积体系,是由大庆长垣萨尔图、杏树岗水系,向太平屯、宋芳屯地区延伸形成的三角洲沉积体,以三角洲内、外前缘亚相沉积为主[1],具有埋藏浅、物性较好、产量较高的优势,是松辽盆地北部现今提交优质储量的主要层位[2-3]。
长垣东部葡萄花油层属于低渗透油层,束缚水饱和度较高且具有较强的亲水性[4],油田在开发过程中表现为含水上升快、产量递减快等特点,严重地制约了油田的可持续发展。
根据长垣东部葡萄花油层完钻的5口检查井资料(表1),对长垣东部葡萄花油层的动用状况和剩余油分布特点进行分析评价。
1.1 未洗厚度比例达到68.8%,未洗潜力主要分布在未见水层中长垣东部葡萄花油层未洗厚度占有效厚度比例为68.8%。
其中升平油田和宋芳屯未洗潜力分别为63.1%和66.3%,永乐油田未洗厚度比例较高,为 83.6%(图1)。
各油田整体动用程度与喇萨杏油田(67.7%)相比均较低[5]。
长垣东部葡萄花油层未洗剩余油主要分布在未见水层内,占总未洗厚度的54.0%,见水层未洗的剩余油只占46.0%。
南四区二类油层综合调整挖潜方法摘要：以南四区东部萨Ⅱ7-12油层做为研究对象，分析其井网布井方式以及油层动用状况，进行井网综合利用，挖掘二类油层潜力；利用补孔、深度调剖及注水井综合方案调整等方法，进一步挖掘油层潜力，提高井网利用率，并为其他区块厚油层的有效挖掘潜力提供依据。
关键词：二类油层井网综合利用深度调剖注水井综合调整一、南四区二类油层动用状况及剩余油分布南四区一类油层，葡I1-4油层于2003年投入聚驱开发，为聚驱开发对象，南四区二类油层：主要集中在萨II7-12油层。
（1）萨Ⅱ7-12油层水驱控制程度低。
而且河道呈枝坨状、条带状分布，相变频繁，不能很好地适应油层的非均质性，水驱控制程度低。
受布井方式限制，不同生产井排注水受效程度不同，中间井排注水效果较差，油层开发不均衡。
（2）萨Ⅱ7-12油层动用程度相对较低。
利用数值模拟资料研究，萨Ⅱ7-12油层采出程度29.9%，剩余油储量比例大。
根据密闭取芯资料分析，萨Ⅱ7-12油层水洗厚度相对较低。
萨Ⅱ7-12油层中，有效厚度＞1 m的油层吸水状况较好，有效厚度在1 m以下的油层吸水比例较低。
（3）萨Ⅱ7-12油层剩余油富集。
萨Ⅱ7-12油层总体上属于河流-三角洲内前缘相沉积，按沉积特征及油层发育又进一步划分为10个沉积单元，三种沉积类型。
结合行列井网布井方式，剩余油的富集表现出一定的规律性和特殊性，多富集于断层边部及注采不完善井点，在注采完善井点，剩余油多富集于中间井排，并以平面干扰型和吸水差型为主，局部井点为二线及滞留区型。
二、综合调整挖潜方法研究及应用针对南四区二类油层储层沉积及剩余油分布特征，结合油层平面矛盾、井网开发不均衡、中间井排单砂体控制程度低的实际，开展综合调整方法研究及应用。
（1）针对萨Ⅱ7-12油层动用状况差的实际，通过井网综合利用，挖潜二类油层潜力。
通过分析油层发育状况和萨Ⅱ7-12油层开发现状以及工作井网密度小、基础井网注采适应较差、水驱控制程度低等条件，决定对萨Ⅱ7-12油层补孔，采取油水井同补的方法来提高单砂体水驱控制程度，整体上缩小萨Ⅱ7-12油层油水井井距，提高采油速度，从而提高水驱采收率。
东区萨葡油层综合调整效果分析刘 洋(大庆油田采油一厂,黑龙江大庆 163114) 摘 要:大庆油田东区萨葡油层自1960年投入开发,先后经过基础井网、二次加密、三次加密三套井网的开发,从主力油层、中低渗透层到薄差层和表外储层均得到较好的动用。
随着开发时间延长,东区萨葡油层已经进入了高含水后期开发阶段,调整和挖潜的难度逐年增大,给油井增产改造带来了很大困难。
针对东区萨葡油层的开发现状、目前存在问题,结合动态监测资料及精细地质描述等,综合分析治理潜力,并提出相应的治理措施,从而达到稳油控水保稳产的目的。
关键词:高含水;调整;措施 中图分类号:T E355 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)16—0063—02 我国大部分油田采用注水开发,目前全国油田综合含水达80%以上的储量比例达到可采储量的68.1%,高含水期开发已是我国油田开发面临的重要阶段。
大庆油田东区萨葡油层经过几十年的开采,已经进入高含水后期开采阶段,并且存在油层非均质性比较严重,层间矛盾突出,综合含水上升速度加快等问题,因此高含水期油井产量已经成为该区块保持长期持续稳产的关键。
1 油藏概况东区萨葡井网位于大庆油田萨中开发区中部,北至中三水井排,南至东七排水井排,西临中区东部,东临东部过渡带,区域内部发育127#、128#断层。
萨葡油层地质储量4833×104t ,含油面积8.13km 2,油藏类型为背斜构造油藏,储层为大型内陆湖盆的三角洲沉积体,萨葡油层分为5个油层组(萨Ⅰ、萨Ⅱ、萨Ⅲ、葡Ⅰ、葡Ⅱ),15个砂岩组,44个小界中微生物作用下的生物降解产物:在富氧环境下为CO 2和H 2O ,在缺氧环境下为CH 4和H 2O 。
有机物的生物降解过程就是微生物体的新陈代谢过程,或者说是微生物的繁殖过程。
其实质是有机物在生物体分泌酶作用下的分解过程,微生物以有机物作为生长的碳源,其生长繁殖过程必然伴随着有机物的降解。
提高南一区东部萨葡油层动用程度方法研究撰写人：肖微蔡姝刘延昭审核人：上官永亮单位：第五油矿2015年6月2日提高南一区东部萨葡油层动用程度方法研究摘要：油田注水后，因非均质性造成主力油层和其它发育较好的部位先见效，形成高压层，严重干扰中低渗透层的工作，导致采出程度度低的矛盾，本文通过分析影响采出程度的因素，并且重点针对注水问题进行了研究，按照“三个结合”，“三个原则”“三个创新”的调整思路与方法，进行了综合分析调整。
改善水驱层间、平面注水效果，扩大了注水波及体积，提高了采出程度，并且使整个开发区块实现了“控递减、控含水”的双控目标。
1、区块开发基本情况南一区丙西块萨葡油层1960年投入开发，油水井共计97口，其中采油井66口，开井63口，日产液4873t,日产油385t,综合含水92.1%，沉没度239m；注水井31口，开井29口，注水压力9.8MPa,注水量6644m3，生产到2013年，油层动用程度仅为43.4%，低于全厂水平（全厂采出程度79.2%）35.8个百分点。
随着油田开发时间的延长，三大矛盾日益加剧，严重影响了开发效果，主要表现在油层动用差，层间及层内差异大，从该区块砂岩组动用程度看，SII1-3、SII4-5+6、GI6-9动用程度差，低于20%，而动用程度较高的，SI4+5，PI5-7动用比例达到70%以上，层间动用程度差异在3倍以上。
按照有效厚度分级动用程度看，表外储层动用程度差，仅为24.1%，厚度大于2m的动用程度达到58.2%，层间动用程度差异2倍以上。
说明油层动用程度不均衡，层间矛盾突出，是影响开发效果的重要矛盾。
砂岩组动用程度统计表有效厚度动用程度统计表2、影响油层动用程度的主要因素2.1油层发育问题。
地层成藏时的成藏条件和成岩作用控制影响了油层自身发育，从而形成高渗透层和低渗透层。
南一区丙西萨葡油层位于萨尔图油田的主体部位，由124号、126号断层遮挡形成了一个地堑构造。
是入湖的浅水三角洲沉积，而且以三角洲前缘相为主。
该油层50个沉积单元共分为七种砂体沉积类型，以坨状三角洲内前缘沉积砂体为主，非河道砂体储量比例高于河道砂，其中以三角洲外前缘不稳定席壮砂储量比例最高。
筛选出含油饱和度较高、采出程度较低的10个单位分别为SI2、SI3、SII2、SII4、SII5+6、SII7、SII8、、SIII9、SIII10、SIII11可作为下步改造的潜力单元。
区域内注水井总井数31口，开井29口，完不成配注井5口，占17%。
注水井完不成配注单井表2.2井网控制不住型。
南一区丙西萨葡油层自1960年投产以来，先后在1990年和2003年进行了两次加密，目前井网密度为24口/Km2，井距缩小到220m，采用不规则四点发面积井网部分，能够有效驱替，保证合理的采油速度。
南一区丙西萨葡油层各套层系井网情况表2.3注水存在三大矛盾问题。
从目前注水状况分析，虽然注采比达到了1.12，表面看注采比较高，但是实际注水效果较差，因为地层低渗透层及区块断层发育遮挡等问题，油井受效不均衡。
即从注水井注入地层的水，只有一部分在压力作用下，达到油井供液半径内，从油井的生产数据情况看，就可以推断出供液半径内的地层实际上是亏空的。
2.3.1压力空间大，很多差油层未得到动用。
从注水井压力空间分级表可以看出，全区破裂压力10.4MPa，注水压力9.4MPa，全区压力空间1MPa。
并且压力空间在1MPa以上的13口井，占44%，说明差油层未得到有效动用。
压力空间分级表2.3.2井间差异大，平面矛盾突出。
由于油层性质在平面上的差异，注水后导致采油井压力不均衡，含水上升速度有快有慢，产液能力有高有低。
2013年年底，全区按照含水、产液分级统计情况看，含水低的，产液量也低，含水高的，产液量也高，含水差异达到15%，产液差异达到110t以上，说明水线在推进过程中不均匀，造成平面上矛盾突出，井间差异较大。
含水、产液分级表2.3.3存在局部低压区，地下亏空。
从2013年12月沉没度分级表中可以看出，平面压力分布不均衡，尤其低压井比例达到37.1%，虽然注采比已经达到1.2，但是供液半径仍然有亏空。
采出井沉没度分级表3、提高动用程度方法研究前期工作，已经对矛盾问题的提出、影响矛盾的主要因素，都有针对性的进行了分析，并且总结出“三个改造方法”，下面进行综合调整效果分析：3.1针对发育差的油层进行改造。
油井重点针对近井地带污染导致产液、含水水平低于全区的井，采取“改造差油层”与“挖潜剩余油”相结合的思路，进行压裂选井选层；注水井重点考虑“注水压力高的层”与“是否层间干扰”相结合，进行油层改造；同时注水井考虑“现场检配资料”与“实测吸水剖面”相结合，进行酸化，解堵。
通过措施改造，一方面增大裂缝空隙度，提高可动用油饱和度，另一方面由于裂缝孔隙度和渗透率的增大，提高了可动用油的动用程度。
统计近三年油水井压裂、酸化井数为15口，其中采油井11口，注水井4口，改造差油层60个。
改造后，日增注385m3，日增液387t，增液与增水比为1.0。
措施改造统计表3.2判定目前井网是否需要进行加密采油。
合理加密井网是提高油层动用程度，提高最终采收率的最有效的办法。
通过“三个原则”方法，来分析确定是否需要进行井网加密：原则一，分析目前井网是否能够适应油层的分布特征，水驱控制程度是否能得到80%以上，采取程度能否达到70%，不能够的话需要加密井网；原则二，重发考虑油层特点，使注入水能够发挥有效的驱替作用，生产井能够较好的见到注水效果，保持较长时间的稳产；原则三，保证一定的采油速度和稳定产量。
如果以上三个原则不能够满足，说明需要进行井网加密了，但是井网加密是需要考虑剩余油分布，结合多学科知识进行综合分析调整，十分复杂，这里不作为重点分析。
3.3有效改善注水存在的问题。
从我们的分析研究中可以看出，有效改善注水状况是研究中的重点，结合目前开发分析调整中，严水宽油，年产液增长率大于注水增长率等矛盾问题，所以我们采取“三种创新”的方法，摒弃以往常规分析调整思路，对水井进行重点分析调整，下面详细介绍一下：3.3.1改善油层动用状况。
总体调整思路即遵循“提升压力、完成水量、限制好层、动用差层”的调整原则，采取“提压与套损形势同时考虑”“稳液与控水为共同目的”，“提压与检配同时分析”，“细分与测调同时调整”的四个同时方法，以保证套损形势稳定为前提，通过提高对注水井用足压力空间，提高注入压力，逐步恢复区域整体地层压力。
并且在提高油层动用程度的同时，有效控递减，控含水，提高区块整体开发水平。
自2013年四季度以来，共计调整井次。
注水井调整统计表例如：单井南1-1-水035井，细分与提水相结合效果分析。
南1-1-水035井为非套损区井，破裂压力10.2MPa，注水压力9.2 MPa，全井45个小层，仅23个小层吸水，动用程度为51%，并且层系仍有细分余地，所以在2013年11月，对该井进行提压与细分调整，由6段注水细分为7段注水，日配注由280m3上调到325m3，上调了45m3，日实注上升了48m3，注水压力由9.2 MPa上升到9.8 MPa，对比调整前后吸水剖面，吸水层数增加了8个，动用程度提高了18%。
南1-1-水035井调整前后检配结果对比表3.3.2有的放矢的治理低注层。
在分析调整中，推翻以往仅仅结合吸水剖面、检配资料盲目调整的方法，把注采比与层段注水强度考虑进来，既考虑了井间，又兼顾了层间，使分析调整更加准确，精细。
并且在分析注采比时，把原来仅按照井数劈分，细化到考虑地层系数加权后平均然后再进行劈分，这样计算井组注采比相对准确，结合井组注采比，又精细考虑到哪些层缺水，这样把层段注水强度也同时进行分析，更好对低注层段进行调整，达到提高动用程度的目的。
注采比、注水强度统计表3.3.3重新判定层段性质。
结合前期对所有注水井现场测试指示曲线的数据，“重新认识高渗透层”，“重新认识层段性质”。
分析中发现，一些长期陪停层存在挖潜余地，可以重新注水，从而解放了一些长期陪停层；并且停注了高强度注水层段，通过放开、停注层段后，对井下压力产生了扰动，重新改变驱动方向，达到改善注水效果的目的。
共计解放陪停层4个，停注高强度注水层3个。
停注层段调整表4、取得效果通过对南一区东部萨葡油层动用程度提高进行综合研究，并且积极治理，取得了一些效果:4.1区块产量不递减、含水稳定。
2014年，区块计划产油12.4万吨，实际产油13.5万吨，超产1.1万吨，年含水低于计划0.11%、递减低于计划3.54%，生产形势稳定，开发趋势良好。
4.2油层动用状况得到有效提高。
统计22口注水井，分析连续三次油层动用的比例，吸水层数动用比例提高了4.6%，有效厚度动用比例提高了6.0%，说明通过治理，薄差层得到了有效动用，层间矛盾得到一些缓解，说明调整方法见到一定的效果。
但是目前动用程度仍然较低，下步需要继续加强治理。
注水井吸水剖面对比表4.3含水产液结构得到改善。
对全区采油井进行产液、含水结构分析，发现高含水井结构含水分别下降0.34%、1.71%，低含水井结构含水分别上升0.96%，1.50%，说明注水产液结构更加趋于合理。
产液、含水结构对比表4.4低压区得到治理，低压井比例下降。
从沉没度分级对比表中可以看出，低沉没度井比例明显下降。
沉没度分级对比表张继芬主编．提高石油采收率基础．石油工业出版社，1997.8，ISBN 7-5021-2049-1。
