边底水油藏开发对策

水驱开发油藏提液稳产办法应用
在油田开发中，为了提高油藏的采油效果，常常需要采用水驱开发油藏的方法。

水驱是一种常用的提液稳产办法，通过注入水来驱使原油向井口移动，从而增加采收率。

下面将介绍水驱开发油藏的应用方法。

水驱开发油藏的关键是注入适量的水来形成有效的水驱饱和度，以推动原油向井口流动。

在注水过程中，需要根据油藏性质、地质条件等因素进行合理的注水量确定。

注水量过小会导致饱和度不够，无法形成有效的驱油力；注水量过大会导致水和油混合，减少采油效果。

需要通过水驱试井、流体模拟等方法预测注水量，并根据实际效果不断调整和优化。

水驱开发油藏的注水方式有多种，常见的有连续注水和间歇注水两种方式。

连续注水是指持续不断地注入一定量的水，以维持饱和度和提高油藏压力；间歇注水是指间隔一段时间注入一定量的水，以维持水驱压力，减少注水量和成本。

选择注水方式需要考虑原油的粘度、渗透率、油藏压力等因素，并进行经济效益评估和风险分析。

为了提高水驱开发油藏的效果，还需要采取一系列的增产措施。

常见的增产措施包括增加注水井的数量和位置，提高注水井的注水效果；采用水平井、多重水平井和水平段技术，扩大油藏的有效面积和作用范围；通过改造井位和增施人工举升措施，提高原油产量和采收率。

水驱开发油藏还需要注重水质管理和环境保护。

水质管理是指对注入水的品质进行监测和控制，以确保注水水质符合要求，避免对油藏和环境造成不利影响。

环境保护是指在油田开发过程中，要合理利用和处理产生的废水，减少污染和浪费。

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。

组合式控水工艺技术在边底水油藏开发中的实践探索——以
曹妃甸油田为例

范子涛;耿森;刘鹏飞;郭明龙;刘春志
【期刊名称】《天津科技》
【年(卷),期】2024(51)3
【摘 要】渤海油田存在较多的边底水油藏,此类油藏在开采中后期极易出现油藏水
淹现象而阻碍油气开采。为提高采收率,渤海油田近些年也在不断探索各种控水技
术,但控水效果和控水投入往往不尽如人意。以曹妃甸油田实践为例,探索降本增效
形势下的有效控水技术,旨在节约成本,保证一定的稳油控水效果。

【总页数】4页(P69-72)
【作 者】范子涛;耿森;刘鹏飞;郭明龙;刘春志
【作者单位】中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司;中海石油(中国)有限天
津分公司

【正文语种】中 文
【中图分类】TE53
【相关文献】
1.边底水超稠油油藏控水稳油数值模拟研究——以胜利油田郑411区块为例2.控
水转向压裂技术在高含水裂缝性油藏开发中的应用——以火烧山油田H1238井为
例3.夹层研究在水平井开发厚层底水油藏中的应用——以曹妃甸11-6油田
Massive砂体为例4.水驱曲线法在底水稠油油藏提液研究中的应用——以渤海C
油田为例5.强底水砂岩油藏水平井含水上升模式及不同开发阶段下产水规律影响
因素——以塔河油田九区为例

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稠油油藏成因与开发技术概述摘要世界经济的高速发展下，石油能源的需求在不断增加，稠油资源开发也越来越受到重视。

近年来有关稠油成因的机理性研究相对较为薄弱，并且缺乏系统性的分析归纳。

本文综合前人研究，阐明了稠油的成因主要为原生因素与次生因素共同作用的结果，并针对稠油黏度高、流动性差、难动用等问题，总结了常见的开发应用技术及特点，明确了稠油开发技术的发展方向，对实现稠油的高质量开发有一定的借鉴意义。

关键词：稠油；成因；高效开发；1 引言全球油气资源总量大概在6万亿桶左右，三分之二为非常规油气，其中稠油占比较大且分布极不均匀。

我国稠油资源非常丰富，为世界第四大稠油资源国，目前已发现70多个稠油油藏，主要集中分布在新疆、辽宁、内蒙等地，但油藏成因机理型认识相对较为薄弱。

从开发状况来看，目前稠油开发已取得了十分显著的成就[1]，工业化生产技术日趋成熟，基本稳定在一千五百万吨至一千六百万吨，是我国总体原油稳产的重要组成部分，实现稠油的高效持续性的开发，对我国能源保障有非常重要的意义。

2 稠油的成因稠油，又称重油或沥青[2]，一般来说黏度超过100mPa·s、密度超过0.934 g /cm3的原油便可归类为稠油。

稠油的生成与生油母质及热演化过程有密切的联系，生油母质的成熟度是决定生成原油密度的重要因素。

由于有机质的类型和沉积环境的不同，生成的原油成熟度也有所不同，油气二次运移的过程中经历的物理和化学变化也使得原油性质有所差异。

因此稠油的生成与两种因素有关。

一是原生因素，既低演化阶段形成的未熟或低熟稠油。

二是油气发生氧化还原、生物降解、水洗作用等次生因素而形成的重质稠油或沥青等[3]。

2.1原生因素原生因素指干酪根在热演化中生成的低熟或未熟稠油，其主要因素与有机质的类型、含量、成熟度、沉积环境有关。

在低成熟阶段，生成的重质组分较多，中、高成熟阶段则生成的轻质组分较多。

腐泥型或偏腐泥型、有机质丰度高、咸化—半咸化的湖相沉积环境，低成熟演化的烃源岩生成的重质油潜力往往较大。

不同类型油藏注水开发状况分析及下步开发措施注水开发是一种常用的油藏开发方法，通过向油藏注入水来维持油井的压力，提高原油的采收率。

不同类型的油藏在注水开发中存在着不同的状况和挑战。

本文将分析不同类型油藏的注水开发状况，并提出相应的下步开发措施。

一、常规油藏的注水开发状况常规油藏是指地质构造相对简单、岩石孔隙中有一定的连通性且流动主要以原油为主的油藏。

常规油藏的注水开发相对较为简单和成熟。

在常规油藏中，注水可以有效提高油井的采收率，延缓油井的老化速度，同时保持油井的较高产能。

目前常规油藏的注水开发已经广泛应用。

下步开发措施：1. 优化注水井布置：通过合理布置注水井，提高注入水的覆盖范围，提高注入水与原油的混合效果，提高采收率。

2. 注水井井间距优化：合理控制注水井间的距离，避免井间交叉干扰，提高注水效果。

3. 注水剂优化：选择适合油藏特征的注水剂，改善油井注水的效果。

二、致密油藏的注水开发状况致密油藏是指孔隙度低、储层渗透率小的油藏。

由于其储层性质的特殊性，致密油藏的注水开发面临着一些问题和挑战。

例如，注入水在油藏中的渗流速度较低，注水剂与岩石的接触面积较小，注水剂的流动性差等问题。

因此，致密油藏的注水开发相对较为困难。

下步开发措施：1. 酸化处理：通过注入酸性溶液或选择性酸浸剂，溶解致密油藏储层中的碳酸盐矿物质和粘土，提高油藏孔隙的连通性，改善注水效果。

2. 水平井技术：通过水平井技术增大油井的垂直排水半径，提高油井的产能，改善注水效果。

3. 增加注入压力：通过增加注入水的压力，提高注水剂在油藏中的渗流速度，改善注水效果。

三、页岩油藏的注水开发状况页岩油藏是指储层以页岩为主的油藏，储层渗透率极低。

注水开发页岩油藏是一种新的探索和挑战。

目前，页岩油藏的注水开发状况较为有限，还需要进一步的研究和实践。

下步开发措施：1. 试验性注水：在页岩油藏中进行试验性注水，研究注水对于页岩储层渗透率和油井产能的影响。

边底水稠油油藏火驱开发技术
董文明
【期刊名称】《大庆石油地质与开发》
【年(卷),期】2016(035)006
【摘要】为了解决稠油火驱开发技术在油藏水侵入后热效率低且火线无法形成和
扩展的问题,以辽河油田J1块为例,对边底水油藏转火驱开发技术进行了研究.主要
通过室内物理模拟及数值模拟研究,揭示了水侵油藏实施火驱开发具有抑制边底水、湿式燃烧等作用机理,验证了技术的可行性,并通过油藏工程计算等方法,结合边底水油藏火驱开发机理,优化了火驱操控参数,初步形成了边底水油藏转火驱设计方法.研究成果为稠油油藏实施开发方式转换储备了新技术.
【总页数】5页(P123-127)
【作者】董文明
【作者单位】中国石油辽河油田公司,辽宁盘锦124010
【正文语种】中文
【中图分类】TE345
【相关文献】
1.营13断块薄层边底水稠油油藏开发技术及效果 [J], 芦玉花;梁伟;曾丽娟;苏金长;朱大伟
2.稠油油藏吞吐末期转火驱开发技术研究 [J], 高飞
3.海上底水稠油油藏火驱开发井网参数优化及应用潜力分析 [J], 王泰超;王凯;朱国金;田冀;郑伟
4.边底水稠油油藏火驱可行性及操作参数优选实验研究——以辽河油田J91区块为例 [J], 张鸿
5.火驱开发技术取得重大突破有望大幅提高浅层稠油油藏采收率 [J], 宋鹏;高迎春;梁建军
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底水稠油藏开发中后期水平井技术研究X宋世文(中油辽河油田高升采油厂,辽宁盘锦　124125) 摘　要:高246块属高升油田难动用区域,油层薄且出砂,储量动用程度差,针对稠油藏开发特征及剩余油分布规律,在深入油层构造、储层研究的基础上,采用水平井在油藏开发中后期调整中的技术优势,有效的提高油藏的生产能力,达到了提高采收率的目的,取得了稠油藏边部难动用储量突破。

关键词:水平井;难动用;底水;采收率;储量 中图分类号:T E345 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)01—0108—01 高246块开发的目的层为下第三系沙河街组莲花油层,油层埋深1430m～1690m,平均油层厚度57.74m,为块状气顶底水砂岩构造稠油油藏,含油面积2.39km2,探明石油地质储量1653.3×104t。

区块1977年投入开发,1988年蒸汽吞吐开采,1998年注水开发,开发阶段处于濒临废弃的注水开发中后期高含水老油田。

由于水平井的供油井段比直井长10倍以上,所以产量高,同时因供油面积大而缓解了底水的上升速度。

因此利用水平井不仅能提高单井产能,还可以充分动用薄油层储量,从而提高油藏采收率。

并且由于水平井泄油面积大可以很好的克服原油稠、密度大、粘度高、流动阻力大的特点可以增加油井产量。

这些油气藏用水平井开发都有较好的效果。

1　水平井1.1　水平井简介进入油气层井眼的井斜角不低于86度的井段称做水平井段,沿油层走向形成水平位移的特殊定向井为水平井。

1.2　水平井技术优势平井产量是直井的2～3倍,水平井比直井的动用储量大。

水平井由于单井产液量高,可以保持较高的原油井口温度,有利于稠油油藏的开发。

水平井可保持边水均匀推进,水平井比直井的生产压差小,泄油面积大,开发过程中边、底水可以均匀缓慢地向前推进,延长无水采油期。

1.3　水平井可行性研究高246块为四周被断层遮挡,构造形态整体上为南北向的马鞍形构造,中间被一条东西向的断层切割。

低渗透稠油油藏开发的难点及主要对策作者：闫龙来源：《中国科技博览》2019年第12期[摘要]近年来在我国稠油油藏开发过程中，低渗透稠油油藏由开发难度大，成本高，过去一直被忽视，这里主要是过去对这种低渗透性油藏的重视不够。

低渗透稠油油藏已成为现阶段重要的原油开发方向。

但是在开发低渗透稠油油藏过程中存在着许多制约的因素和难点。

因此开展研究低渗透稠油油藏开发中存在的难点，并对所遇到的问题提出针对性的对策及解决办法。

[关键词]低渗透稠油油藏、主要对策、油田开发、锦45中图分类号：TP653 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）12-0072-011、低渗透稠油油藏开发的难点问题1.1低渗透稠油油藏原油流动性差，开采难度大普通稀油油藏的成藏条件要优于稠油油藏，受原始成藏条件影响，稀油油藏的圈闭及盖层都要好于稠油油藏。

普通油藏在原油的粘度、密度、流动性等方面相对稠油油藏都具有优势，主要表现在最终采收率，普通油藏流动性好，原油密度低，在较低密度的井网下就可以达到很高的开采效果，相比稠油油藏，原油密度大，流动性差，达到同等采收率必须通过增大井网密度，优化开采工艺，付出相对较高的成本，才能达到。

因此原油的开采难度更大。

1.2、粘度高，阻力大，依靠地层能量开发，产量和压力下降快由于稠油油藏的渗流阻力较大，储层的温度较低，尤其是薄差油层，连通性差，且边底水容易上侵，进而导致稠油油藏利用地层能量开发时间相对较短，大多数稠油区块只有1.3-2.2%的天然能量阶段采收率，后转为人工注入能量开发方式。

弱忽视人工地层能量的补充，过度消耗天然地层能量方式开发，会造成地层压力的急速下降，导致外部边底水的快速上侵，造成油藏过早水淹，这些都不利于稠油油藏人工能量开发，严重者导致油藏原始地层条件受到破坏，导致油田过早进入递减期，产量不断减少，使油田的开发处于被动。

1.3、稠油型油藏渗透性不均，裂缝发育，油井的水淹，汽窜现象严重无论是低渗透性稠油油藏还是高渗透性稠油油藏，都存在着汽窜、水淹现象，以辽河油田锦45块为例，该断块是断层遮挡成藏的断块型油藏，受早期大地构造运动及岩层特性等因素，使得油藏中的微断层较为发育，同时受古沉积环境和河道运移环境的影响，这个稠油断块的岩层渗透性从低—中—高在不同井区均有体现。

摘要底水锥进是底水气藏开发的难题之一，尽管国内外在理论研究和实践应用方面取得了一些成果；然而，由于底水气藏渗流机理复杂，开采难度大，因此，开展底水气藏水锥动态及合理开采对策应用研究，既具有必要性又具有挑战性。

本文围绕底水气藏开发上存在的一些问题，分析了底水气藏的地质特征、产能特征、生产特征以及产水规律，开展了低渗透有水气藏水锥动态研究，并从理论和实践上综合分析了底水气藏产能大小的控制因素。

底水驱气藏工程研究的主要任务之一是确定气井的临界产量，因为在气藏开发过程中，由于底水窜入井筒，导致气井产水，产量大大降低甚至停产，严重影响了气井正常生产和寿命。

如何推迟气水两相流的出现和延长气井无水生产时间成为关系到合理高效开发该类气藏的关键。

本文围绕底水气藏开发上存在的一些问题，分析了底水气藏的地质特征、产能特征、生产特征,开展了底水锥进和临界产量规律的一些研究，并从理论和实践上综合分析了底水气藏临界产量影响因素和影响规律，建立底水气藏临界产量的方法，提出控制底水锥进的方法。

关键词：底水气藏；气井；临界产量；锥进AbstractConing of bottom water is a puzzle in gas reservoir, although there are many returns have been achieved in theory and practitical apply, the complexity of seepage mechanism, difficult in explo ition make the research on the coning dynamic and the application of reasonable development game become necessary and difficulty.During the explo itation, the fractures make the bottom water whisk into well bore, which results. In production and life-span severely, To delay the two-phase flow of gas and water and non-water producing duration become the key point for the reasonable and difficient exploitation.Surrounding the problems in gas reservoir, this paper analyses the geologic feature, production performance, and studies the coning dynamics. At the same time, analyzes the factors controlling the productivity of gas reservoir in the water. Based on the theory and practice, affecting factor and affecting law on critical productivity of gas reservoir of bottom water the multid isciplinary analysis were analysed, and than formed the model on critical productivity of gas reservoir of bottom water, proposed the method about controlling bottom water coningKey words: Bottom Water；Gas Reservoir；Critical output；Coning；目录摘要 (i)Abstract (ii)目录 (I)1. 绪论 (1)1.1题目的研究意义 (1)1.2国内外研究现状 (1)1.3主要研究内容 (2)1.4研究思路 (4)1.5设计的预期结果 (4)2. 底水气藏气井锥进机理分析 (5)2.1底水锥进理论概述 (5)2.2底水锥进的物理现象 (5)2.3底水锥进的产生机理 (5)3. 底水气藏气井临界产量的预测模型、影响因素和规律 (7)3.1底水锥进模型 (7)3.1.1地层模型 (7)3.2气井水锥的临界产量公式的推导 (9)3.3临界产量的影响因素及其规律 (11)3.4其他几种临界产量的计算公式 (12)3.4.1 Dupuit临界产量计算公式 (13)3.4.2修正的Dupuit临界产量计算公式 (13)3.4.3 Scho1s临界产量公式 (14)3.4.4 Craft-Hawk1nsl临界产量公式 (14)3.4.5 Meyer-Gardner-Pisron临界产量公式 (15)3.4.6 Chaperon 临界产量公式 (15)3.4.7具有隔板的临界产量公式 (16)4. 控制底水锥进的技术方法 (17)4.1影响水侵的各种因素 (17)4.1.1地质因素 (17)4.1.2开发因素 (18)4.2控制技术方法 (19)4.2.1分隔注入调堵技术 (19)4.2.1定位注入调堵技术 (20)4.2.3笼统注入调堵技术 (21)5. 实例计算 (22)6. 结论 (26)谢辞 (27)参考文献 (28)1. 绪论1.1题目的研究意义底水气藏在我国气藏中占很大的比例，其储量相当丰富。

侏罗系边底水油藏注水提高采收率技术研究作者：路小甲胡东志刘欢纪翔来源：《中国化工贸易·下旬刊》2017年第07期摘要：胡尖山油田为采油厂主力油田，其中的侏罗系边底水油藏初期依靠自然能量开发，但由于初期采液、采油速度较高，部分边底水能量强、注采井网不完善，导致底水锥进边水内推，同时油井初期采液强度大，导致地层压力下降快，地层能量保持水平低，递减大，尤其是油藏历经多年开发，采出程度高，目前很多区块已进入中高含水期，含水上升速度加快、递减增大，井况日益变差，油井稳产面临着严峻挑战。

注水作为提高采收率的有效手段，如何合理优化中高含水期开发技术，寻求合理的注水时机是实现边底水油藏长期稳产、提高采收率的关键。

关键词：侏罗系边底水油藏；注水；提高采收率技术1 侏罗系边底水油藏开发面临的问题①部分区块主力产油层采出程度高，后备储量匮乏，油田稳产基础不牢靠，部分区块经多年开采，主力层采出程度高，储层空间剩余油分布十分复杂，后期调整难度大。

②随着采出程度的增加，边底水油藏油水界面逐渐抬升，有效厚度变薄，而采液强度由于采液速度的增加和有效厚度变薄的双重影响逐渐增大，导致含水上升速度加快，“控水稳油”矛盾突出。

尤其是油藏边部，含水普遍较内部高，主要是一方面油层物性、含油性相对较差，随着采出程度增加，油水界面抬升，油层有效厚度进一步变薄，地层水饱增大，另一方面油藏整体采液速度大于水侵速度，供采不平衡，能量亏空加剧，压降增大，边底水运动速度加快，底水上锥及边水内推加速，加之油层垂直渗透率比水平渗透率差，加快了边水舌进速度，含水上升加快。

③尽管制定了边底水油藏开发技术策略，但目前仍然有部分井采液强度过大，油井含水快速上升的潜在威胁越来越大。

④水驱方向性强，油井见效不均，纵向剖面、横向平面驱替效果差异大。

定边边底水油藏平面上沿古水流方向孔渗条件好，水驱状况好，油井见效程度高，侧向物性较差，水驱效果差，油井见效程度低。