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油田注水开发提高中含水期采收率的研究从油田里采出的油是含水的，含水率越高，采收率就越低，这个油田的开采价值就越小。
因此需要根据采收率这一标杆来判定该油田的价值。
本文以此为背景，从油田中含水期的情况来研究油田的采收率和油田价值。
1.油田注水开发1.1油田石油是一种资源，油田是对有石油的地方进行的开发。
单个的油田可对应有一个或者数个油气藏。
油田有油藏和气藏之分，同一个已开发的油田里，油藏多的命名为油田，气藏多的命名为气田。
将油气田按照内部的地理原因来分类，可以分为三类：①构造型油气田。
指产油气面积受唯一的的构造原因影响，如褶皱。
②地层型油气田，地区背斜或单斜机关布景上由地层原因影响（如地层的不整合、尖灭和岩性转变等）的含油面积。
③复合型油气田。
产油气面积内不受到唯一的构造或地理原因影响，而受数个地理原因影响的油气田。
石油被开发时，不是百分之百的油，而是含有一部分水的。
我们把这一概念叫做油田的含水率。
1.2注水开发注水开发是开发油田的一种方法。
注水的意思是使用注水井，向油层内注入水，这样可以使油层压力得到保障。
油田一旦被开发利用，经过了很长的开发时间后，油藏被开发的越来越多，剩下的越来越少，所以油层的压力越来越小，油井里出的油也越来越少，甚至会因为压力太小而无法喷出导致油田的停止生产，其实地下还有很多油藏资源，却无法开采出来。
如果要保持油田稳定、高质量的生产，提高油田的采收率，就一定要保障油层中的压力，所以就有了向油田里注水，使油田增压的措施。
围绕着油田注水这一措施，很多人有着不同的看法。
有人说：只要加大注水量，产量就上去了。
有人说：注水不求量，但求质量，才能开采好油。
虽然注水是一种开采油田的必要方法，但是说法却不能像第一种一样，只求数量。
因为石油的价值与含水率息息相关，注水量上去了，却损害了石油的采收率，这样是对资源的浪费。
所以注水是有利有弊，应该适当注水，注重质量，平衡石油的采收率。
2.xx含水期油田前文中笔者说到，油田是有含水率的。
锦16块双高期深度挖潜技术研究锦16块开发目前已处于双高期，解决开发矛盾，有效控制区块递减，提高最终采收率，对该区块进行了剩余油分布规律的研究，并依据其剩余油分布结果，开展了多元化注水开发技术和油井挖潜综合配套技术研究，建立了特色的射孔方式，最大限度地挖潜剩余油。
同时加大了动态监测资料的录取力度，为挖潜平面及纵向剩余油提供了依据，形成了一套适合锦16块双高期深度挖潜的技术方法。
标签：剩余油分布;“潜力层”注水;优化射孔;动态监测资料锦16块位于西部凹陷西斜坡的西南部，欢喜岭油田中部，开发目的层兴隆台油层，是一个层状边底水砂岩油藏。
区块1979年投入开发，同年4月实施注水，以大于1.6%的采油速度稳产18年，锦16块自1998年进入特高含水期以来，剩余油平面上和纵向上均分布零散，2011年含水更是达到历史最高94.6%，给开发带来较大的难题。
为解决开发矛盾，有效控制区块递减，提高最终采收率，对该区块进行了剩余油分布规律的研究，并依据其剩余油分布结果，开展了多元化注水开发技术和油井挖潜综合配套技术研究，建立了特色的射孔方式，最大限度地挖潜剩余油。
同时加大了动态监测资料的录取力度，为挖潜平面及纵向剩余油提供了依据，形成了一套适合锦16块双高期深度挖潜的技术方法。
1.剩余油研究技术利用钻井取心、测井、动态监测、数值模拟及油井生产动态资料，从宏观到微观、从大规模到小规模对剩余油进行了细致研究，搞清了剩余油分布规律。
本次剩余油分布规律研究主要应用岩心分析法、C/O测试法、油藏工程法、动态分析法、数值模拟法等多种方法，最终对从定性到定量、从小层平面到纵向剩余油分布及剩余可采储量有了深入的認识。
（1）C/O比动态监测法：应用最新的C/O比测试资料，6-A145和6-A316等井，确定油层平均含油饱和度36.1%。
（2）数值模拟法：通过数值模拟法计算出平均含油饱和度37.3%。
（3）油藏工程概算法：一是注水存水率估算法，含水饱和度计算公式：Soc=1-Sw，经计算含水饱和度为64.3%，剩余油饱和度为35.7%;二是物质平衡法，计算公式，经计算目前剩余油饱和度为38.4%;三是开采动态法，计算公式为，经计算，剩余油饱和度为37.5%。
缝洞型碳酸盐岩油藏油井高含水期关井压锥技术优化潘昭才;袁晓满;谷雨;王俊芳;补璐璐;顾雪梅【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2013(000)004【摘要】针对某古潜山A区块，高含水期关井压锥指标体系不完善、部分指标确定不尽合理、细化量化程度不够等问题采用综合评判的方法，提出了新的评判指标界限：关井压锥效果评价指标3项，地质选井条件和技术参数9项，能更科学、更真实反映实际情况。
分析认为在进行高含水期关井压锥时应优先选择关井压锥效果好的油井，慎重选择效果中等的油井，摈弃效果差的油井。
研究方法可为同类型油藏开展高含水期关井压锥提供借鉴。
【总页数】5页(P65-69)【作者】潘昭才;袁晓满;谷雨;王俊芳;补璐璐;顾雪梅【作者单位】塔里木油田分公司开发事业部，新疆库尔勒 841000;塔里木油田分公司开发事业部，新疆库尔勒 841000;塔里木油田分公司开发事业部，新疆库尔勒 841000;塔里木油田分公司开发事业部，新疆库尔勒 841000;塔里木油田分公司开发事业部，新疆库尔勒 841000;华北油田公司采油一厂，河北任丘 062552【正文语种】中文【中图分类】TE344【相关文献】1.缝洞型碳酸盐岩油藏油井高含水期堵水挖潜综合配套技术 [J], 潘昭才;袁晓满;谷雨;王俊芳;补璐璐;任宝玉2.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水平井酸压技术 [J], 韩忠艳;耿宇迪;赵文娜3.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水平井酸压技术 [J], 耿宇迪;张烨;韩忠艳;赵文娜4.岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏出水井的压锥与提液 [J], 谭承军;袁向春5.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水平井酸压技术研究 [J], 郭宗华;崔红丹因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
井网调整后水驱控制程度及砂体接触方式研究范景明【摘要】在油田开发过程中,随着开采的深入以及对油层认识的不断加深,部分区块有必要对原有的井网进行调整以满足当前生产的需要.为了进一步挖掘油田潜能,大庆油田某试验区通过细分重组层系,加密及注采系统调整等方式对老井网进行了重新调整,并根据沉积相带图及射孔等资料,研究了试验区井网调整前后的水驱控制程度及油水井所在砂体之间的接触方式.对比分析了控制程度和接触方式的变化情况,明确了不同调整方式对井网完善程度的贡献值.%During oilfield development process, as the production of the reservoir and the deepening of understanding for oil layer, it is necessary to adjust the original well network to meeting the current production needs in some blocks. In order to further excavate oilfield potential, one test area of daqing oilfield was made a new adjustment by the ways of the subdivision of recombinant oil layer, infill drilling and injection-production system adjustment. According to the data of sedimentary phase diagram and perforation etc, water flooding control degree and the contact type between the sand body of oil wells and water wells are studied before and after the well network adjustment. The changes of control degree and contact way are analyzed, the contribution of different regulating methods to the degree of well pattern complete can be cleared.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2011(011)012【总页数】3页(P2801-2803)【关键词】井网调整;控制程度;接触方武;有效厚度【作者】范景明【作者单位】大庆油田有限责任公司第三采油厂,大庆,163113【正文语种】中文【中图分类】TE327试验区块在进行调整前共有四套层系井网，分别是萨尔图基础、萨葡高一次加密、萨葡高I二次加密和高Ⅱ高Ⅲ二次加密井网，共有采油井48口，注水井28口。
特高含水期胜坨油田提高水驱开发效果的途径及对策摘要:胜坨油田经过40多年的注水开发,目前已进入特高含水开发后期,胜坨油田水驱地质储量占整个胜坨油田地质储量的85.7%,所以水驱调整仍是胜坨油田提高采收率的重要手段。
本文总结了“十五”期间胜坨油田提高水驱开发效果的主要对策及取得的效果,同时对胜坨油田进一步提高水驱开发效果提出了工作方向和工作安排。
关键词:特高含水水驱开发效果途径对策1 胜坨油田基本概况胜坨油田位于东营凹陷陈家庄凸起的南坡,是典型的大型整装油田,含油面积84.83km2,动用石油地质储量45802×104t,可采储量18538×104t,采收率40.5%。
胜坨油田自1964年投入试采至今经历了四个开发阶段:低含水开发阶段、中含水开发阶段、高含水开发阶段、特高含水开发阶段。
目前开油井1793口,开水井1033口,日产液水平14.76×104t,日产油水平7065t,含水95.21%,日注水平14.3×104m3,注采比0.97,注采对应率84.1%。
2 特高含水期胜坨油田水驱状况评价由采出程度与综合含水关系曲线反映,胜利采油厂的整体水驱效果较好。
从宏观上看,在不同的含水时期,胜坨油田的水驱开发效果与国内外同类型油田相比均达到了较高的水平。
2.1 不同类型油藏提高水驱采收率空间通过精细油藏研究,重新认识剩余油分布状况,加大新工艺、新技术的应用力度等,仍有进一步提高采收率的空间。
一方面不同油藏开采的不均衡性,决定了具有提高采收率的空间:胜坨油田为一多层砂岩整装油田,油藏类型多,储层非均质严重,按沉积类型分为四类油藏,一类是以河流相或浊流相沉积的正韵律主力油层,二类是以河流相沉积的非主力油层,三类是三角洲前缘相沉积的反韵律油层,四类是东营组及低渗难动用油藏。
据室内实验结果各类油藏仍有水驱提高采收率的空间。
另一方面油藏平面及纵向上的不均衡性,决定了具有提高采收率的空间。
特高含水期点坝砂体内剩余油水平井挖潜技术研究【摘要】在单砂体构型研究的基础上，采用细网格建立三维精细侧积夹层模型，开展点坝侧积体内部剩余油研究；应用油井测试资料，量化研究区点坝顶部剩余油分布特征；结合地面、油藏发育状况及周围井网的衔接优化水平井轨迹，在实钻过程中综合利用三维可视化跟踪、随钻测井等手段，确保挖潜效果。
【关键词】内部构型点坝剩余油水平井近年来萨北开发区在北三区西部开展了储层精细解剖，已完成了不同类型储层的单砂体构型特征研究[1，2]，而储层内部三维构型表征及层内剩余油量化研究仍处于研究阶段。
针对这一现状，在研究区构型研究的基础上，明确侧积夹层各项技术参数，建立应用模板；标定点坝体构型，创建侧积夹层空间曲面，实现夹层模型与精细三维属性体嵌入整合，搭建研究区精细模型；通过层内数值模拟技术，量化研究区点坝侧积体内部剩余油分布，指导层内剩余油的水平井挖潜。
1 区域概况北三区西部位于大庆长垣萨尔图油田纯油区西部，构造较为平缓，地面平均海拔高度150m左右。
主力开发层萨ⅱ1+2b属于分流平原相远岸沉积，砂体呈南北条带状分布，废弃河道发育，与上下沉积单元间的隔夹层发育稳定，剩余油主要富集在废弃河道与断层遮挡的点坝砂体内。
2 水平井完井优化设计方法2.1 目的层解剖北三区西部南块萨ⅱ1+2b沉积单元，河道发育规模较大，宽度在200～600m，砂体厚度1.8～4.2m。
通过井震结合储层精细解剖，该层南块发育一典型的废弃河道，呈牛轭状、保存完整，该废弃河道与内部的点坝砂体及其东北部发育的断层形成近封闭的注采区间。
构型研究显示研究区点坝砂体下部连通较好，侧积体纵向延伸长度为从顶面到油层厚度的2/3处。
在垂向上，砂坝内以正韵律井数比例为80%。
砂体顶部主要为低、未水淹层，剩余油相对富集。
综合考虑砂体规模、隔夹层发育状况，确定在目标区萨ⅱ1+2b开展水平井挖潜。
2.2 目的层剩余油分布规律2.2.1 水淹层解释统计结果显示，萨ⅱ1+2b层总有效厚度66.0m，其中中、低、未水淹有效厚度39.8m，占厚度比例为60.3%，主要位于油层上部。
J 16块砂岩油藏高含水期挖潜对策研究X纪丽娜(中油辽河油田公司,辽宁盘锦 124010) 摘 要:J16块经过30余年注水开发,已进入“高含水、高采出程度”阶段,水驱挖潜难度越来越大。
本次针对河口坝储层特点,应用等时对比及相控原则,建立了厚层内韵律段对比模式,开展了基于韵律层的沉积、油砂体特征研究及隔夹层描述,研究总结了该类储层剩余油分布特征,并在此基础上,研究韵律层井网重组技术、水平井优化技术,为此类油藏进一步提高开发水平提供理论指导和依据。
关键词:中高渗;剩余油;水平井;深度开发 中图分类号:T E32+3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)07—0151—02 J 16块主要沉积微相为扇三角前缘亚相河口砂坝,储层物性好,平均孔隙度31.1%,平均渗透率3442×10-3Lm 2。
油层单层厚度较大,以反韵律和复合韵律为主。
经历30余年注水开发,2006年底采出高达46.4%,综合含水94%。
2007年该块开展二元复合驱工业化试验,完钻各类新井47口,通过钻遇及取心情况分析,该块厚油层内部仍具有一定剩余水驱潜力,中弱水淹层比例仍有28.7%,其中有64%集中在厚层顶部,部分井试采后日产油可达20t 以上,含水40%左右。
因此为深入认识和挖掘该油藏潜力,有必要开展深度开发技术研究。
1 韵律层细分及描述技术1.1 标准层控制,相控旋回等时对比,细分韵律段在岩心、测井曲线上都明显反映出厚油层内水洗不均匀,存在多个韵律,为深入认识剩余油分布特点必须对厚油层细分。
采用“标志层作控制”,“沉积旋 逐级对比”的原则,首先依据标准层和岩电组合特征将储层先划分出小层,再按照等厚对比、相变对比和叠置砂体对比模式,进一步划分到韵律段。
1.2 建立夹层识别标准,研究夹层特点采取测井曲线与岩心分析结合方法,研究夹层的电性特征,建立起J16块夹层识别电性标准,即“微电位回返大于20%;0.45m 梯度回返大于25%;深侧向电阻率回返大于40%”。
文101块高含水期精细挖潜研究摘要：文101块1985年投入试采，经过近四十年高速开发，目前已进入高含水开发后期。
虽然近年来开展了构造精细研究，但由于构造落实程度低，油水井连通关系不清，油井见效差，大多低产低能。
同时由于井况损坏导致注采调整难度越来越大，严重削弱了区块的稳产基础。
因此，针对开发中暴露出的矛盾，进一步精细断块内部小断层和剩余油研究对提高油藏采收率显得尤为关键。
关键词：文101块；精细构造研究；沉积微相研究；剩余油分布规律研究1 地质特征和开发历程文101块断块区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文中构造的北部，含油面积为2.1Km2，石油地质储量为455×104t，为反向屋脊式断块油藏。
文101块1985年正式投入开发，开发初期共设计油水井23口，油井17口，水井6口，采取合注合采的开发方式；1990～1992年进入注采调整阶段，增加注采井点，加密井网，提高水驱控制与动用储量，改善开发效果。
1993年以后，由于油水井井况逐步恶化，加上层间矛盾突出，水驱效果逐渐变差，区块综合含水上升较快，产量进入递减阶段。
针对井况损坏严重、含水上升快、产量递减大的突出问题，2000～2004年开始实施了以注水井更新、侧钻为主的井网恢复调整治理。
2005 年以来通过二三类层的精细挖潜，年产油稳定在1.8万吨左右。
由于2009年下半年以后，井况损坏加剧和二三类层水淹，层间、层内矛盾日益凸显，开发效果逐年变差。
2 高含水期挖掘油藏剩余油潜力的主要做法2.1精细构造研究从平面构造上看，文101主块构造相对简单，整体构造呈一个断鼻构造，对北部的断层进行了闭合解释和重新组合。
文101块和98块整体研究，从北到南的主测线上看断层两侧有明显的产状变化，组合一条分块断层，联络线闭合也清晰合理。
分析认为分块断层为同沉积断层，断层上下盘有一定的厚度差,生长指数1.05左右。
文101块新老构造对比2.2沉积微相研究文101块沙二下地层的沉积，属于浅水三角洲前缘亚相。
胡七南块特高含水期油藏流场调整技术研究与应用发布时间：2022-03-31T06:00:39.892Z 来源：《科学与技术》2021年25期作者：冯博[导读] 流场调整技术就是利用注水井的不同注水量和注水方向，采油井的差异化采油强度把地层中的剩余油驱向目的地的一种油田开发技术比较适用于老区的二次高效开发。
冯博中原油田分公司濮东采油厂河南濮阳 457001摘要：胡七南块进入特高含水期含水上升与能量不足的矛盾日益突出，受平面层间和层内非均质性影响，经过多年的水驱开发地下渗流通道形成优势流场，高出水区带耗水严重含油饱和度低水驱效率降低，低耗水区耗水量小能量不足含油饱和度高，由此导致平面水驱不均衡，存水率下降明显。
流场调整技术就是利用注水井的不同注水量和注水方向，采油井的差异化采油强度把地层中的剩余油驱向目的地的一种油田开发技术比较适用于老区的二次高效开发。
关键词：特高含水期剩余油流场调整水驱开发精细注水流场指的是在渗流力学作用下地下流体在三维多孔介质中的流动范围油气资源的储存空间和运移通道油气水等复杂的地层流体都在其中流动其中流线方向代表流体运移方向流线范围代表流体驱动面积流线密度代表流体驱替速度数值模拟表明注采方向发生转变后可有效扩大注入水的波及范围所以流线调整能够有效提高平面波及体积。
1 流场演变的因素研究影响流场演变的因素有静态因素和动态因素，细化流场演变的影响因素，在此基础上，进行流线区域划分。
影响流场演变的静态因素有储层分均质性、沉积微相、孔隙度、渗透率、胶结程度和流体粘度。
动态因素有区块开发方式、累计冲刷强度、井的注采量、流体流速、压力梯度、和含水率等。
根据流场演变的因素，研究了不同开发时期的油藏流场演变历程。
在开发初期阶段，静态因素是影响流场演变的主要因素；开发后期，动态因素是影响流场演变的主要因素。
流线、流场随着注采关系不断变化，需要不断跟踪、调整。
以此将胡七南分为以下四个区：2 流场调整技术研究在流线识别的基础上，控制优势方向注水，提高弱势方向注水，致使流线由弱变强，扩大水驱波及系数，动用弱流线方向的剩余油。
