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胡尖山油田胡154区精细分层注水效果分析路向伟;张翠萍;李超;苟永俊【摘要】胡154区长4+5油藏自2007年投入开发,自上而下发育长4+51、长4+52层,其中长4+52层开发层位多,层间非均质性强,在开发过程中出现部分注采层位不对应,注水效果差,油井见水方向多,层间压力分布不均,多层合注的注水方式注采调整难度大,合理的注水方法难以确定等问题制约着区域高效开发.在多年的注水开发过程中,通过补孔、精细注采调整和精细分层注水各种措施,水驱控制程度由90.2％上升至92.4％,油藏递减下降3.8％,地层能量提高0.3 MPa,油井单井产能提高0.54 t,水驱动用程度提高4.1％,改善胡154区整体注水效果.【期刊名称】《地下水》【年(卷),期】2013(035)002【总页数】3页(P33-35)【关键词】分层注水;注水效果;非均质性;动用程度【作者】路向伟;张翠萍;李超;苟永俊【作者单位】长庆油田第六采油厂地质研究所,陕西西安710021;长庆油田第六采油厂地质研究所,陕西西安710021;长庆油田第六采油厂地质研究所,陕西西安710021;长庆油田第六采油厂地质研究所,陕西西安710021【正文语种】中文【中图分类】TE357.6胡154区长4+5油藏属湖泊相三角洲沉积体系，主要储集砂体为水下分流河道，原始驱动类型为弹性溶解气驱，构造类型为东高西低的单斜构造［1］，储层层间隔层发育(图1)，各小层之间的隔层厚度平均值为7.25 m，小层内出现的夹层密度平均50.4%，夹层频率为平均为0.11条/m，层内夹层较为发育。
储层孔隙结构复杂，以小孔细喉为主，孔隙度为 11.1%，渗透率为0.36 ×10-3μm2，原油粘度2.3 mPa·s，饱和压力7.65 MPa，体积系数1.211，气油比71.1m3/t，地层原油密度0.759 g/cm3。
原油性质较好。
区块采用菱形反九点井网开发，井距520 m，排距130 m，共有油井总数585口，开井567口，平均单井日产油1.54t，综合含水42.4%，动液面1 747 m;注水井总井数202口，注水井开井202口，平均单井日注25 m3;地质储量采油速度1.12% ，采出程度 3.66% 。
复杂断块油藏分层开发调整对策研究【摘要】针对L油藏复杂的地质特征及开发状况，在储层分类评价及剩余油定量描述的基础上，提出了平面分区、纵向分层的开发理念，并依托水平井技术，以单砂体为目标，采取直平组合的方式重新制定开发部署，实现油藏分层注水开发。
该研究已获得较好的现场实施效果，开辟了复杂断块老油田二次开发的新途径。
【关键词】复杂断块水平井直平组合分层开发新途径复杂断块油藏因构造破碎、断裂系统异常发育，导致这类油藏都是由大小不一、形状各异的小断块群组成，但这些小断块的破碎程度存在明显差异，且不同断块或同一断块不同层位之间，沉积环境、储层发育程度、油气富集程度、油藏类型、流体性质均存在差异，必然带来不同断块或同一断块不同层位间的特殊性[1]。
因此，复杂断块油藏在开发调整过程中，必需依据各断块的特殊性，细化开发单元，实施分块分层制宜、分块分层制之。
1 油藏基本情况L油藏位于辽河盆地西部凹陷中部，属于典型的复杂断块油藏。
其埋深-1800～-2500 m，储层以砂泥岩薄互层为主，物性差（Φ=19.4%，K =0.125μm2 ），油层分布变化大，油藏类型多样，边底水发育。
油藏于1988年投入开发，经历两次加密调整，目前采用210m井距正方形井网局部点状注水开发，共有油井68口，日产液409.4m3/ d，日产油157t/d，综合含水61.7%，采出程度18.6%；水井19口，日注水651.1m3，月注采比 1.44，累积注采比0.38，累积地下亏空171.5×104m3。
L油藏因长期采用一套层系、直井井网、局部点状注水的方式进行笼统开发，目前存在注采系统不完善、底水锥进严重、水驱波及体积小、储层动用不均衡等一系列开发矛盾，严重影响了油藏开发效果，现开发方式下难以达到标定采收率，亟待重新评价油藏开发潜力，实施合理的开发调整，以改善开发效果进一步提高油藏采收率。
2 油藏开发潜力评价油藏开发潜力评价是在深入研究油藏地质特征、开发规律及剩余油分布状况的基础上，应用多种手段对油藏各单砂体的开发潜力进行综合分类评价。
海上油田注水井分层调配技术海上油田注水井分层调配技术在油田生产中起到关键作用。
它通过合理的注水井分层调配，可以提高油田注水效果，增加采收率，延长油田寿命。
本文将对海上油田注水井分层调配技术进行详细介绍。
海上油田注水井分层调配技术是指在注水井的设计和运营过程中，根据油层特征和需求，将注水井划分为不同的分层或分段，针对每个分层或分段进行适当的操作和调整，以达到最佳的注水效果。
在进行注水井分层调配时，需要考虑以下几个因素：1. 油层特征：油田的地质特征对注入水的选择和处理有着重要影响。
首先需要了解油层的渗透性、孔隙度、油水饱和度等参数，这些参数将决定注水的方式和强度。
还需要考虑油层的压力分布，以保证注水井的合理布置和设计。
2. 注水效果评估：在进行注水井分层调配之前，需要对油层进行评估，确定每个层位的水驱效果。
可以采用各种方法进行评估，如测井、地震资料解释和历史生产数据分析等。
通过评估，可以判断每个层位对注水的响应程度，从而为注水调配提供依据。
3. 注水剂选择：根据油层特征和注水需求，选择合适的注水剂。
一般情况下，常用的注水剂包括清水（淡水或海水）、高密度水和聚合物水等。
注水剂的选择应综合考虑油层特征、注水效果、成本和环境因素。
4. 注水井布置：注水井的布置对注水效果有着重要影响。
一般情况下，注水井应布置在油层的上部，以保证注水井与采油井之间有足够的距离，减少注水剂被采油井损耗的可能性。
还应根据油层的厚度和性质，合理布置注水井的密度和位置。
5. 注水井操作：在注水井的运营过程中，需要定期对注水效果进行监测和评估。
可以通过检查注水井的流量、压力和温度等参数，判断每个层位的注水效果。
如果发现某个层位的注水效果不佳，可以通过调整注水井的操作参数或重新分配注水井的任务，以提高注水效果。
通过以上的调配和管理措施，海上油田的注水井分层调配技术能够实现以下几方面的效益：1. 提高采收率：通过合理的注水井分层调配，可以使注水液在油层中均匀分布，提高油层的有效压力和渗透性，增加油层的有效扩散面积，从而提高采收率。
气水交替驱效益评价研究
气水交替驱是一种采油方法，通过注入气体和水来驱出油藏中的油，以提高采油效率。
本文将对气水交替驱效益进行评价研究。
气水交替驱可以有效提高采油效率。
通过注入气体和水进行交替驱油，可以有效地改
善油藏中的物理和化学状况，增加油藏的渗透率，从而提高采油效率。
研究表明，与传统
的水驱方法相比，气水交替驱可以使采收率提高10%以上，大大提高了采油效果。
气水交替驱可以减少油井堵塞的风险。
在采油过程中，由于油井内部的复杂物质反应
和沉积物的堆积，容易造成油井的堵塞。
而气水交替驱采用了气体和水的交替注入，能够
有效地清洗油井内部的堵塞物质，减少油井堵塞的风险，保证了采油的正常进行。
气水交替驱还可以提高油井的稳定性。
在气水交替驱的过程中，气体和水的交替注入
可以通过改变油井中的压力分布，提高油井的稳定性。
研究表明，气水交替驱可以减小油
井内部压力差，减少油井的压力变化，从而降低了油井的波动性，提高了油井的稳定性。
气水交替驱还可以减少环境污染。
相比传统的采油方法，气水交替驱不需要使用大量
的化学药剂，减少了对环境的污染。
气体和水的交替使用也可以减少水资源的使用，进一
步降低了对环境的影响。
气水交替驱是一种有效的采油方法，可以提高采油效率，减少油井堵塞的风险，提高
油井的稳定性，同时减少环境污染。
气水交替驱也存在一些问题，比如操作复杂、成本较
高等。
在研究气水交替驱效益的还需要解决这些问题，以进一步提高气水交替驱的应用价值。
喇嘛甸油田北东块后续水驱综合挖潜试验研究喇嘛甸油田北东块地区葡I1-2油层在经历聚合物驱以后，已累计增油342.5×104t，目前全区都已进入后续水驱阶段，区块采出井综合含水平均在96%以上，属特高含水期。
从喇8-检P182井密闭取心资料看，葡Ⅰ1-2油层内部非均质性严重，纵向上呈多段水淹特点，由于层内及层间存在严重的渗透率差异，在长期注水开发和聚驱开发后形成了高渗透条带,导致注采井间低效或无效水循环，开采难度增大，现有的挖潜技术已无法满足后续水驱稳油控水的需要。
针对这种情况，为了适应油田“高水平、高效益、可持续发展”的开发方针，在常规措施的基础上，我们提出采用一系列的综合治理挖潜措施（高渗透带定性定量描述、层内封堵、全井封堵射孔炮眼后二次射孔、深度封堵及调剖、油井表活剂吞吐与堵水结合等配套工艺技术），以降低全区的综合含水，增加油层的动用程度，提高区块最终采收率。
这一项目的成功开展，对喇嘛甸油田聚驱后的剩余油挖潜及提高油田采收率具有重要意义，同时对整个大庆油田的后期开发也会起到的一定的指导作用。
1、试验区基本概况北东块综合挖潜试验区位于北东块的北部，北起喇8-18井与喇11-18井连线，南至喇8-20井与喇11-201井连线，区块含油面积2.16km2。
地质储量445.9×104t，可采储量381.69×104t，孔隙体积844.6×104m3，平均砂岩厚度16.3m，有效厚度14.9m，有效渗透率475×10-3μm2。
采用212m五点法面积井网，共有采油井34口（中心井12口）（其中单采井21口，合采井13口），注入井24口，水转油井关井3口，平衡井2口。
该区块于1974年投入开发，1981年对葡I1-2砂岩组油层进行层系调整， 1995年开展了葡I1-2砂岩组油层聚合物驱井网调整，1996年7月14日开始注聚，2000年4月部分注入井转入后续水驱，2000年8月全部转入后续水驱。
油田开发中后期的采油工程技术优化随着石油资源的逐渐枯竭，油田的开发进入了中后期阶段。
这个时期需要采取一系列的措施来优化采油工程技术，以提高采油效益并延长油田的生产寿命。
1.增加注水量中后期油田开采，主要原因是油井出现了水涌问题，导致油层压力下降。
因此，在采油工程优化中，需要进行适量的注水，提高油层压力，从而增加采油效率。
注水的方式有多种，如直接注水、水驱和气驱等。
同时，应根据不同油层的特点和实际情况，选择最为适合的注水方式。
2.优化注水井的排布在中后期油田开发中，应开始优化注水井的排布。
首先，要加强油田的勘探工作，了解油层地质结构情况，预测油层的衰竭程度和水涌情况，从而合理地选取注水井的位置和方向。
其次，需要注重注水井的间距和密度，以充分挖掘油层的储量。
此外，还需要加强注水管道的维护管理，及时清理堵塞物，确保注水系统的畅通。
3.优化采油井的作业方案在中后期油田开发中，采油井的作业方案也需要进行优化。
一方面，需要根据实际生产情况和油层状态，制定合理的动态调控方案，以保证采出的油量和油品质量。
另一方面，应对采油井进行维护保养，及时清除井眼堵塞物，以免影响采油效率或损害井身结构。
4.采用先进的技术手段在中后期油田开发中，采用先进的技术手段也是很有必要的。
比如，可以采用地面的分布式监测系统，实时监测油田开采进度、油井状况以及注水效果等情况，及时进行调整和优化。
同时，也可以考虑采用先进的注水技术和采油工艺，来提高采油效率和油品质量。
总之，在中后期油田开采中，采油工程技术优化是一项十分重要的工作。
只有加强对采油操作的管理和改进，才能提高采油效率，延长油田的生产寿命，并为国家能源安全做出积极的贡献。
化学驱油方法提高稠油油藏采收率实验研究1. 前言1.1 研究背景1.2 研究目的1.3 研究意义2. 文献综述2.1 稠油油藏的特点2.2 化学驱油技术的发展与现状2.3 化学驱油剂的分类及其作用机理2.4 相关实验研究的综述3. 实验方法3.1 样品的准备3.2 化学驱油剂的制备3.3 实验设计3.4 实验流程4. 实验结果与分析4.1 化学驱油剂的评价指标4.2 各化学驱油剂的效果对比4.3 机理分析5. 结论与展望5.1 结论5.2 不足与展望5.3 实验的推广与应用注：本篇提纲只为助教参考范例，实际写作请完善每个章节的内容，章节间的内容也可以根据具体情况进行调整。
1. 前言1.1 研究背景稠油油藏开发难度大，但油藏规模巨大，全球范围内广泛存在。
传统的采油方法已经无法满足日益增长的能源需求，所以需要寻求新的采油技术，提高油田开发和采油效率。
其中化学驱油方法是一种可行的技术，可以降低油藏黏度，提高采收率，是一种经济、有效的油藏采油技术。
化学驱油方法作为一种新颖的采油技术，最初是在20世纪70年代引进我国的。
近年来，随着稠油油藏的不断发现和勘探，化学驱油方法得到了广泛关注。
该方法通过使用不同的驱油剂，改变原油流动性质，降低油藏黏度，促进原油流动，从而提高采收率。
1.2 研究目的本文旨在通过实验研究，探究化学驱油方法提高稠油油藏采收率的技术参数和机理，为稠油油藏的高效开发和利用提供理论支持和实验依据。
1.3 研究意义稠油资源是我国重要的能源资源之一，但油藏开发难度大、采油效率低，如何提高采收率成为重要问题。
本研究的结果能够对我国稠油资源的开发和利用起到指导作用，尤其对降低对国际石油市场的依赖、提高国内石油产量、保障国家能源安全具有重要意义。
同时，也能够为化学驱油技术的发展提供新的思路和方法，推动该技术的进一步研究和应用。
2. 文献综述2.1 稠油油藏的特点稠油油藏是指含油饱和度较高、油粘度大、流动性差的油藏。
A油田细分注水技术的研究和应用【摘要】通过对a油田层间矛盾突出及两类油层动用差异大的分析，层间矛盾突出，层间调整潜力大。
因此考虑储层特征、分层配水管柱工艺和测调技术的适应性等三方面，以吸水厚度最大化为目的，确定了a油田中高含水开发期精细分层注水的“84857”技术标准。
现场试验后，控制了无效注水和低效注水，提高弱水驱、低水淹层段注水，经过细分注水缓解了产量递减和含水上升的幅度。
【关键词】细分层间渗透率变异系数动用状况1 层间动用状况差异产生的原因1.1 从地质特征来看，各类油层层间非均质性较强层间非均质性是指储层和砂体之间的差异，包括各种沉积环境的砂体在剖面上交互出现的规律性或旋回性，以及作为隔层的泥质岩类的发育和分布规律，即砂体的层间差异。
在陆相沉积储层中，层间非均质性十分突出，其原因是由于陆相储层的层数多、厚度小、横向变化快及连通差所造成的。
表征各砂层间渗透率非均质程度的定量参数主要有层间渗透率变异系数。
层间渗透率变异系数按如下公式计算： k -各油层渗透率平均值，md；n-层数。
1.2 从分层状况上看，分注率低，分层精细程度不够截止到2009年低，油田分注率分注率低，仅为53.3%，且分层精度不够。
主要表现以下三个方面：一是吸水剖面：油田开发初期采用高强度注水取得较好的生产效果，但随着注水量增加，主力层过快水淹，非主力层不能有效动用，表现为：一类区块含水过快上升，产量迅速递减。
二三类区块为了避免这类现象，虽然进行了井网扭转，由于裂缝与井网方向不匹配，主力层单层和单向突进现象严重，主力层和非主力之间动用也存在较大差距。
二是取芯井：岩心资料显示各类油层水洗程度差距大，c井密闭取心井水洗及驱油效率显示，ⅰ类油层动用好，韵律底部驱油效率高，ⅱ油层动用较差，ⅲ类油层未动用。
c井ⅰ、ⅱ类油层水洗有效厚度比例分别为32.4%、10.2%，水洗段平均驱油效率9.8-27.1%，ⅰ类油层水洗程度较高，但内部水洗差别也较大，韵律段下部高渗透段水洗程度高，上部低渗透段未水洗，韵律段底部驱油效率最高达50.8%，顶部驱油效率为0%。
石油开采中的提高采收率的方法石油是目前全球主要的能源之一，而石油的开采过程中采收率的提高对于资源的有效利用和经济效益的最大化至关重要。
因此，探索和应用提高石油采收率的方法对于能源行业的可持续发展至关重要。
本文将讨论一些目前常用的石油开采中提高采收率的方法，并对其原理和效果进行分析。
一、增强油藏驱替效应油藏驱替是指从储层中驱替原油的作用，有效的油藏驱替可以提高采收率。
增强油藏驱替效应的方法主要有以下几种：1. 水驱法：水驱是目前最常用的一种方法，通过注水来推动原油向井口运移，增强驱替效果。
在实际应用中，可采取适当的注水压力和注水剂量，结合油藏特征和开发阶段的需求，来实现最佳的驱替效果。
2. 气驱法：气驱法主要是利用气体的浸润能力来驱替油藏中的原油，常用的驱替气体有天然气、二氧化碳等。
气驱法一般适用于压力较高的油藏或者已经进行水驱后的油藏，通过气体的相对低表面张力和较大的流动性，实现驱替效果的提高。
3. 辅助驱替技术：辅助驱替技术主要包括聚合物驱、界面活性剂驱和微生物驱等。
聚合物驱通过在驱替液中添加聚合物，提高液相黏度，减小流通道隙的流动，从而增加剪切阻力，增强驱替效果。
界面活性剂驱则是通过界面活性剂的作用来降低油水界面的张力，增加乳液的稳定性，实现油水乳化，降低粘度从而增强驱替效果。
微生物驱则是利用微生物的活性代替传统驱替剂，通过微生物的活性代谢作用，产生有利于油藏驱替的物质，提高采收率。
二、水处理技术的应用水处理技术在石油开采过程中起着重要的作用。
合理的水处理可以有效降低水井产生的垃圾及矽胶在油井中的堵塞问题，同时也可以提高采收率。
1. 微生物技术：在水处理过程中，需要有效控制细菌和藻类的生长，以避免对水系统的不利影响。
基于微生物技术的水处理技术可以在不使用大量化学药剂的情况下降低水中的肉眼可见物质含量，提高水质。
2. 膜分离技术：膜分离技术是通过不同的过滤膜将水中的杂质和沉积物分离出来，提高水的纯度。
图片简介:本技术介绍了一种提高采油井精细化注水的方法，属于油田开发技术领域。该方法包括：建立1、3、5注水物理模型；基于所述1、3、5注水物理模型，建立脉动注水注入井井底压力水驱速度模型；进行脉动注水层段性质评价划分和强、弱注水效果分析评价。在本技术中建立了1、3、5注水物理模型和脉动注水注入井井底压力水驱速度模型，为分层注水提供理论依据，从而能够在实际注水中更好的调节流量、压力，实现分层注水的智能化、精细化；进行脉动注水层段性质评价划分可以实现不同性质的注水层段实施不同的注水强度；进行强、弱注水效果分析评价可以有效识别注水效果，使配注准确率显著提高。
技术要求1.一种提高采油井精细化注水的方法，其特征在于，所述方法包括：
建立1、3、5注水物理模型；基于所述1、3、5注水物理模型，建立脉动注水注入井井底压力-水驱速度模型；
进行脉动注水层段性质评价划分和强、弱注水效果分析评价；建立脉动注水井筒管流模型和建立脉动注水水嘴模型；设定脉动注入单层-储层两相渗流模型；建立基本渗流微分方程；脉动注水渗流区进行划分及初始、边界条件设定；确定油水前缘速率；
通过所述脉动注水注入井井底压力-水驱速度模型，控制流量和压力的自适性调节；通过所述脉动注水层段性质评价划分和强、弱注水效果分析评价，对不同性质的注水层段实施不同的注水强度，且对注水效果进行识别；通过所述脉动注水井筒管流模型和建立所述脉动注水水嘴模型，了解注水过程中井筒管流、水嘴节流与地层渗流的耦合流动；通过所述油水前缘速率，预测脉动“开-关”状态，达到实时监测注水动态，实现实时流量控制与监测。
2.根据权利要求1所述一种提高采油井精细化注水的方法，其特征在于，所述建立1、3、5注水物理模型
包括以下步骤：将注水层段划分为6个层段，得到脉动周期循环注水物理模型；以“开1h关3h”作为工作制度，选择开启所述脉动周期循环注水物理模型的1、3、5层段，关闭2、4、6层段，得到所述1、3、5注水物理模型。
采油工程分层注水工艺及应用摘要：采油工程注水井具有井斜大、先期分段防砂完井层数多、单层配水量大、平台生产作业空间有限等特点，对注水技术要求更高。
因此，采油工程分层注水技术开发与应用均需结合自身地质油藏及井况特点，在前期防砂完井或套管完井的井筒基础上开展研究。
同时，随着采油工程注水开发的不断深入，需要在现场实践中不断进行分层注水技术的完善升级。
关键词：采油工程；分层注水；工艺引言在油井的开采过程中，如果缺少驱油能量作为补充，便会在采油过程中使油层之间的压力不断降低，从而引发一系列的问题，例如：油量开采量小、地下原油性质变化、油气比例上升、原油抽动难度大、原油黏度增强等问题，最终会使较多的石油无法开采，变成死油。
随着科学技术的发展，对注水工艺也进行了较大的优化和升级，可以通过分层注水工艺使底层的压力达到稳定，同时还能提高石油开采的质量和效率，对于石油开采企业而言还能降低开采的成本。
因此，积极了解分层注水的工艺，可以有效处理层间的矛盾并保证原油的高产，在当前资源紧张的时代，有着不可替代的作用。
1概述同井采油分层注水技术是通过同井采油分层注水管柱的设计，将油层的油通过井下潜油电泵机组直接举升到地面；同时，在同一井筒中，将地面需要注入不同目标层位的水通过同井采油分层注水管柱注入目标的注水层中，从而实现同一井中即可采油又可以同时注水，相当于把原来的1口井优化成2口井使用，节省了井口井槽的使用，提高单井利用率，实现一定范围的井网优化。
因此，本文针对采油工程出现的采油井天然能量开发一定时间后产能下降较快，需要对地层进行能量补充但受到井槽、空间限制的问题，进行了同井采油分层注水技术的研究。
2石油工程注水采油应用现状注水采油这一技术大多应用在二次采油过程当中，通过分层注水，让地下水波效应能够得到提升，进而实现石油开采目标。
应用注水采油这项技术，还能充分利用管式配水器、支撑封隔器等，使技术应用效果更加显著，提高工程采油效率。
