特高含水期油藏开发对策研究

256油田在持续地水驱开发过程中，会导致其含水越来越高，虽然如此，但其依然具有较高的可开采价值。

因此我们需要根据油田具体的油层分布，找出合理的开采策略。

杏北油田在经过四十余年的水驱开发后，综合含水已经超过90%，如果还是按照之前的开发方式，已经很难再持续获得原油，对此有必要深入了解其油层分布并提出针对性的开发模式。

1 杏北油田剩余油层分布杏北油田具有层数较多、砂体多样化、垂直角度岩性多元化等特点，同时其水平角度上河道沙、薄层砂、表外层和泥岩区都大量存在且并不独立，这都造成了该油田的多种油层之间的含油量差距较大，即使同一油层的含油分布也比较不均匀。

1.1 纵向剩余油分布在垂直方向上，不同的层面的水淹情况不太一致，在未见水层、见水层未水淹区、低含水水淹区都有油的分布。

在含油多的区域，下部多属于水淹区，上部则通常不属于水淹区。

位于下部的油具有低饱和度的特点，而上部存留的油则多为高饱和度。

在油层组上，剩余油主要集中在葡Ⅰ4-7、葡Ⅱ组、高Ⅰ组三个油层组；但绝对剩余储量上，以萨Ⅱ组、萨Ⅲ组居多，合计占据了三分之二。

1.2 平面剩余油分布在平面方向上，剩余油的分布有带状分布和连片分布的特点。

多分布在砂体的边缘位置、砂体与一些障碍物交合的区域，具有片状分布的特点。

因为油层的厚度较小，使得剩余的油分布呈现连带的特点；因为前期注水严重，使得岩性脆弱的地区被水淹严重，滞留了一部分油。

2 剩余油分布影响因素（1）储层非均质性。

在地下原油所依赖存储的物质中，因为其形状的差异、空隙的存在与不同、渗透性的差异等，使得其存储油的性能存在不同，在水驱开采后能够保留的油的能力也有所不同。

（2）构造位置。

岩层的不同位置所具有的对水和油的结合能力不同，带来了油的分布的不同。

其中断层的边缘位置容易滞留水分，同样也会滞留一定的剩余油分，而构造比较高的位置也有同样的效果。

（3）沉积相、砂体发育。

一些砂体无法控制油层，这与其发育的情况有直接的关系。

针对特高含水油田的有效注水增产措施研究随着石油资源的日益枯竭，石油勘探开发已逐渐向地质条件复杂，开发难度大的特高含水油田倾斜。

特高含水油田指的是地下水超过80%的油田，注水增产已成为特高含水油田开发的重要手段。

而要有效地开展注水增产，就需要研究出一些有效的措施来应对特高含水油田的开发难题。

本文将结合实际情况，对特高含水油田的有效注水增产措施进行研究。

一、特高含水油田的特点特高含水油田是指地下含水量占油层总孔隙容积的80%以上的油田。

这类油田具有以下特点：1. 储量丰富：由于地下水的参与，特高含水油田往往具有丰富的油气资源。

2. 开发难度大：地下水的参与导致特高含水油田开发难度大，注水增产效果不佳。

3. 生产成本高：特高含水油田的生产成本通常都较高，生产效益不明显。

特高含水油田的注水增产措施主要包括技术措施和管理措施两方面。

1. 技术措施（1）合理注水井网设计：根据特高含水油田的地质特点和产能情况，进行合理的注水井网设计，确保注水井点的合理布局。

（2）注水水质控制：注水水质对注水增产效果起着重要作用，应当对注水水质进行控制，尽量减少对油层的污染。

（3）注水井强化改造：通过对注水井的强化改造，提高注水井的注水效率，确保水能够有效地进入油层。

（4）注水压力控制：合理控制注水压力，确保油藏水平分布均匀，避免注水导致地层压力不均衡。

（5）水驱改造技术：通过水驱改造技术，提高地层对水的吸收性，增加油水混合物的产出。

以上技术措施旨在提高注水井的注水效率、增加地层对水的吸收性，确保水能够有效地进入油层，从而达到注水增产的效果。

2. 管理措施（1）生产管理：加强油气生产管理，确保油藏开发稳定、安全、高效地进行。

（2）注水管网建设：完善注水管网，提高管道输送效率，确保水能够有效地输送到注水井。

（3）环境保护：加强环境保护工作，确保注水活动不对周边环境造成污染。

以上管理措施旨在加强注水增产的管理工作，确保注水增产活动能够有效地进行，并保护周边环境不受影响。

特高含水期油藏精细注采管理方法探讨油田处于高含水期后，采出程度近半，新井、措施井挖潜难度逐年增大，稳产基础薄弱，同时特高含水驱开发导致作业维护上修难、动态调配效果差、杆管偏磨加剧等开发现状。

今年以来，我们围绕如何做好油藏的稳产开发工作，通过精细注采管理，推行班组注采分析与操作管理，实现了产量的稳定开发，对特高含水驱油藏稳产开发具有较好的借鉴意义。

标签：特高含水驱;稳产开发;注采管理;分析油田进入高含水期，降本增效的压力日益加剧。

最大限度的降低“成本压缩，工作量减少”对动态管理工作带来的影响，进一步提高动态管理水平，与特高含水期老油田规范、精细的要求还有差距。

特别是低油价下动态管理工作面临着更大的挑战，必须进一步创新思路才能适应新的要求。

1.特高含水驱油藏注采基础管理针对特高含水期注采开发特点，我们把注采管理的重心延伸到地下，注重地质基础开发，协调注采关系，全员过程分析与控制，提升了特高含水驱油藏的稳产工作。

1.1成立注采管理开发分析体系。

成立注采管理项目小组，制定了注采系统管理的目标、责任、运行和考核机制，采取日分析、旬对比、月考核方式落实注采管理工作;通过指标预警开展注采分析，通过每日的细微指标变化，大家互相督促，开展地面、井筒、油层的动态联动分析诊断，摸清油藏动态变化趋势，制定恢复稳产措施。

1.2精细地质基础管理。

一是规范了油藏剖面图、地质构造图、产能构成图、平面图、开发数据曲线等基础资料，同时完善基础图表和开发数据资料，浓厚了地质开发氛围，为动态分析和上产提供了良好的平台。

二是精细资料录取标准，强化资料录取的及时性、准确性、全面性、同步性。

在资料录取过程中加大录取频次、录取质量，突出资料的可靠性和真实性，为地质动态分析提供有力保障。

三是制定了适合采油七队特高含水驱的资料录取新规范，在生产过程中，为了细化动态分析，创新和制定了单井动态分析流程、单井液量管理规范、单井化验管理规范、高含水换大样桶取样、低含水延长取样时间、掺水井归真资料录取、油井分级分类资料录取管理等新规范，为动态分析提供了准确性资料。

油田特高含水期开发调整的几点认识随着全球能源需求不断提高，油田开发已成为各国能源政策的重要组成部分，但同时也面临着诸多的挑战，如油田特高含水期的开发调整。

本文将介绍油田特高含水期开发调整的几点认识。

一、特高含水期的概念特高含水期指在油田开发生产中，水含量超过20%以上的阶段，这种水岩相对比较松散，产生的渗透率低，油藏储层破坏程度大，直接影响了油藏渗流性能和稳定性。

1. 油藏压力下降2. 水驱过程中水的运移和排水不利3. 油井采油厂的运行效率有限1. 采用提高单口产能的方式，增加采出的石油量，减少分离的含水量；2. 采用水平井技术，提高储层有效采收率；3. 采用新技术、新工艺，如水源井充排技术、燃气调剂技术等；4. 通过开展水驱动势力恢复实验，了解水驱动力衰减机理，为特高含水期的治理提供科学依据。

1.合理调整开发方案在特高含水期，合理调整开发方案是非常重要的，不合理的开发方案不仅会增加开发难度，而且对油田的整体产出效率也有很大的影响。

2. 加强储层管理储层管理是在油田开发过程中不可忽视的一环，只有加强储层管理，才能有效地控制油井的含水量，从而提高油井的产出效率。

3. 推进技术创新技术创新是解决特高含水期难题的关键，新的技术手段可以有效提高油田的开发效率和产出效率，实现油井的高产、低耗、高效开发。

四、加强环保意识在开发油田的同时，也要保护和改善环境，加强环保意识，推广环保技术，实现经济效益与环境保护的双赢。

结论：通过实践证明，特高含水期对油田开发造成了重大的影响，但只要采用合适的开发策略，加强储层管理，推进技术创新，加强环保意识，就能够有效地降低含水量，提高油产效率，为油田的可持续发展提供保障。

油田特高含水期开发调整的几点认识随着人类社会的发展，对能源的需求越来越大，石油作为重要的能源资源，一直都备受人们关注。

由于石油资源的开采和使用，导致了油田的特高含水期现象越来越严重。

在这种情况下，对油田特高含水期的开发调整成为了当前石油行业亟待解决的问题。

本文将从几个方面探讨油田特高含水期开发调整的重要性和注意事项。

需要认识到油田特高含水期对石油开采的影响。

特高含水期是指油田中含水率超过80%的情况，这种情况的发生会严重影响原油的开采效率和成本。

由于含水率较高，会导致原油和水的分离困难，生产成本增加，甚至会导致原油开采无法进行。

必须认识到油田特高含水期对石油开采的重要影响，及时采取有效的措施进行调整。

需要重视油田特高含水期的调整技术和方法。

针对特高含水期的油田，必须采取针对性的调整技术和方法，以提高油田的开采效率和降低成本。

在技术方面，可以采用化学调剖、水驱采油等方法，有效降低油水混合物的粘度，提高原油的提取率。

在方法上，可以采用增加注水井、优化注采方式等措施，有效降低含水率，提高油田的开采效率。

需要重视油田特高含水期的调整技术和方法，找到适合的途径进行调整。

更重要的是，需要加强对油田特高含水期开发调整的管理和监管。

在油田特高含水期的开发调整过程中，必须加强对管理和监管工作，确保调整工作的顺利进行。

这需要加强油田管理团队的建设，提高员工的专业技能和管理水平，确保油田开发调整工作得到有效推进。

还需要加强对油田开发调整工作的监管，建立完善的考核制度和监测体系，及时发现和处理问题，确保油田开发调整工作的质量和效果。

需要注意油田特高含水期开发调整的环保和可持续发展。

在油田特高含水期的开发调整过程中，必须注意环保和可持续发展的重要性，采取有效的措施保护环境，确保资源的可持续利用。

在开发调整工作中，必须合理利用水资源，降低对环境的影响，防止污染和资源浪费。

还需要关注社会责任，积极履行企业的社会责任，促进经济、社会和环境的协调发展。

特高含水期油藏精细管理方法探油田面对开发后期高含水的情况，开采工作困难，产量难以达到生产要求。

需要利用油藏精细化管理的方法对该油藏进行精细注水管理，精细采油并且将水洗油效率提高到一定的水平。

对正在发生的油田效益递减进行全面的阻止，同时提升油田开采管理水平，减少油田生产成本。

标签：特高含水期;油藏;精细管理对油田的开发主要是围绕着剩余油进行的，但油田进入特高含水期后仍开采了很多年，特高含水期还存在无效循环问题，使得油田开采注水量大，采出水量大，驱油效率低，后期的水处理还会耗费大量资金，大大降低开发效益。

一、增大波及面积，增强水驱开采效率1进行层系转换，对井网部署方案进行改善，可以有效的增大注水波及面积利用沙三段下亚段的储层叠加性非常好的特征，使得旧井网于储层中由于长时间注入水出现的较大通道使注水效率地下的状况得到良好的改善，有效的提高了注水开采的效率，降低开采成本。

将优选井位集中在沙三段下亚段1—3之中，使用相应的手段实现层位转换。

提高井組的循环效率，同时对注水波及体积进行改善。

2强化层间调整，启动二三类层，提高水驱动用程度使用更为先进的技术手段，将层间调整力度进一步提升。

做到在目的层注水量充分的情况下，使用二类以及三类层以便增大水驱动用程度。

面对地层压力差大于十兆帕以上的井，将水嘴的口径进行合理的调整也无法实现共同注水。

此时适合使用间歇注水的方法，对低压底层进行高效度的注水，捞嘴子注低压层，进行循环。

这使得因为压差较大而无法同井注水的难题。

3增强间歇注水强度，提高水洗油的效率依据次主力层的起始压力，将间歇注水的动机力度进一步提升。

这种做法可以对地层的压力场进行改变，将油藏中的剩余油通过增大的水动力而开采出来。

使用这种方法进行注水开采可以提升水洗油的效率，同时提高采油效率节约生产成本。

二、利用油藏精细注水管理，提高水利用率1建立水井预警机制，确保注好水应该使用水井预警机制，将水井注水工作进行有效的控制。

复杂断块油藏特高含水期水动力学注水技术研究与应用摘要：中原油田整体处于特高含水开发中后期，主要以水驱开发为主，受低油价的影响，投资缩减，原油产量下降，吨油成本持续攀升，效益开发形势严峻。

水动力学注水作为一种低成本水驱提高采收率技术，已得到广泛应用。

本文在前人研究的基础上，结合中原油田油藏特点，形成了一套复杂断块油藏水动力学注水技术政策，并进行了矿场试验。

研究表明，水动力学注水对于低油价下改善断块油藏后期开发效果，提高水驱采收率具有重要意义。

关键词：水动力学注水低油价特高含水期复杂断块低成本开发0引言水动力学注水包括周期注水、变强度注水和注采耦合等方式，是一种低成本水驱提高采收率技术，广泛应用于江汉[1]、胜利[2]、大庆[3]等油田，获得了显著效果。

本文在前人研究的基础上，重点针对复杂断块油藏高-特高含水开发阶段，从室内试验、油藏数值模拟和矿场试验三个方面进行了系统的梳理，摸索出一套适用的水动力学注水方法，为复杂断块油藏高-特高含水期效益开发提供依据。

1水动力学注水的技术机理为研究水动力学注水的技术机理，研究设计了多套水驱油室内试验和油藏数值模拟方案，对比不同方案下油藏压力场、流线场和饱和度场变化，明确了水动力学注水机理。

（1）激动注水井井点压力，改变原稳定压力场，降压周期时会产生新的压力高点在常规稳定注水方式下，水井的日注水量基本稳定，注水井井底压力保持不变，井区内压力场分布图上显示为制高点，与对应油井间形成单向稳定的压力梯度。

水动力学注水通过周期性的改变注水量，使注水井压力发生周期性变化，在升压周期内，地下压力场分布与常规稳定注水相似；在降压周期内，由于水井日注水量下调，井底压力下降，地层压力也呈下降趋势。

由于不同储层的导压系数不同，相同时间内压力变化存在差异，中渗层导压系数大，降压快，低渗层则与之相反，因此在降压阶段内，低渗区会产生新的压力高点，与油井形成新方向上的的压力梯度。

图1水动力学注水不同周期压力场分布图（2）压力场改变后，流线场随之改变，降压阶段可增加新的流线方向常规注水时，注采流线相对固定，沿注水井指向油井。

特高含水油田有效注水增产措施研究随着石油行业的不断快速发展，加强研究与分析对特高注水油田进行注水增产的策略对于提高石油的开采量以及有效的降低不利因素对石油开采的影响都具有至关重要的作用。

因此，我们应首先认识与了解对特高注水油田进行有效注水的设计思想，进而遵循相应的注水原则，以此来有效的对特高注水油田进行一定的注水，从而不断的提高石油的开采量，以此来有效的满足社会对石油的需求量。

标签：特高含水油田;注水;增产措施多数的油田都隶属于大陆相沉积。

在开采的过程中，发现很多油田的油层性质比较复杂，原油的粘度也是比较高的。

经过测试和分析，即便是油田中的含水量超过了80%，在可采储量的采出程度当中，也仅有63%左右，这就给特高含水油田的开采带来很多的难题，既不能应用严重的破坏手段，也不能采取传统的开采方法，要在提高开采量的同时，保护好油田本身的环境。

在此，本文主要对特高含水油田有效注水增产对策展开讨论。

1特高含水油田有效注水的思想随着油田行业的不断快速发展，对特高含水油田进行有效的注水方案已不能按照传统的方法来进行设计，而是应不断的创新，进而设计出较符合现代石油开采的策略，从而有效的提高油田的开采量，进而不断的满足社会对石油的需求。

因此，在设计相应的油田开采方案时，应注意：第一，要遵循以济效益为中心的原则，进而不仅能够有效的提高石油的开采量，而且还能有效的提高经济效益，从而不断的促进经济的快速发展。

第二，在对石油的开采过程中，应充分考虑滤液的流转方向，进而提高油田开采的质量。

第三，不断的优化油田开采过程中的注水段，进而不断的提高注水量和产液量。

2有效注水的原则在对特高含水油田进行注水时，一定要遵循相应的注水原则，进而才能不断的提高对石油的开采量。

下面，就针对有效注水的原则展开具体的分析与讨论。

对特高油田采取一定的注水策略，不仅要从思想上进行创新的转变，而且还应遵循相应的注水原则，进而才能有效的降低开采过程中不利因素对注水工作的影响，从而才能有效的确保注水工作的顺利完成。

油田高含水期开发技术研究[摘要]：我国陆上大部分油田开发主要采用注水开发方式，并且大多已进入高含水开发期。

目前还有相当大一部分的储量要在高含水期采出，高含水期是油田开发的重要阶段。

本文通过分析高含水期剩余油分布与规律，提出了高含水期油田开发的调整方法，对此类油田开发有一定借鉴价值。

[关键词]：好含水期剩余油分布调整方法中图分类号：te133+.2 文献标识码：te 文章编号：1009-914x（2012）20- 0040 -01一、引言随着石油消耗的增加及储量的减少，提高原油的采收率成为了一项长期的、艰巨的任务，是一项综合采用各种高新技术的大的系统工程，它贯穿于油田开发的始终。

世界石油工业发展至今，许多油田已经进入后期开采阶段，而地下可采储量仍然很大，所以为了提高原油的最终采收率，世界各国一直在不断地探索新的技术与方法。

在油气开发策略上，我国大多数油田采用注水开发方式。

目前，我国大多数注水开发的油田己经进入高含水阶段。

据统计，我国油井生产平均含水己达80%以上，但仅采出可采储量的2/3左右，因此高含水期油田开发将是我国重要的油田开发阶段。

高含水期与中低含水期的开发规律不同。

在注水开发后期，随着水的长期冲刷，储层参数发生改变，随着水驱采出的水量越来越多，各层水淹不均匀，高渗层严重水淹，并且随着含水饱和度的增加水相渗透率的增长幅度变小，注入水无效循环，耗水量增大，注入水的利用率大大降低，流压增大；低渗储层出油状况较差，动用程度较低，水在高渗透层形成优势通道，导致低渗层的波及体积较小，受到高渗储层的影响很可能不出油甚至出现“倒灌”现象。

因此研究高含水期油藏开发技术是非常必要的。

二、高含水期剩余油分布及控制因素1.剩余油分布规律垂直方向。

首先，层间剩余油分布。

层间剩余油的分布主要受层间非均质性的影响。

在垂向上，由于各个小层之间存在非均质性，导致在注水开发过程中出现严重的层间干扰和单层突进现象。

从而导致均质性较好、物性好的小层水淹早，采收程度高，而剩余油分布在非均质性较强、物性较差的小层内富集。

针对特高含水油田的有效注水增产措施研究特高含水油田是指地下含水量较高的油田，通常含水率超过70%，这种类型的油田由于含水率高，常常使得采油作业难度增加，油井产量降低，因此需要采取有效的注水措施来增加油田的产量。

本文将对针对特高含水油田的有效注水增产措施进行研究，并提出相应的解决方案。

1.注水井的选择选择合适的注水井对于注水增产效果起着至关重要的作用。

一般来说，应当选择与产油井距离适当的注水井进行注水，同时要考虑原油层的产出情况和地质条件。

需要根据油田的实际情况，选择合适的注水井布局和注水井的井网密度，以确保注水效果。

2.注水质量的控制注水质量对于注水增产效果同样至关重要。

一般来说，注水应当选择优质清洁的地下水或者通过处理后的工业污水进行注入，以避免因水质不佳而造成地层堵塞的情况发生。

还需要定期对注水质量进行监测，确保注水质量稳定。

合理控制注水量也是注水增产的关键。

过大的注水量会导致地层压力过大，可能引发地层崩塌或者开裂，因此需要根据油田地层情况和产油井的情况，合理控制注水量，以达到最佳的注水增产效果。

合理的注水时间同样影响着注水增产效果。

一般来说，应当选择在产油井停产或者产量下降的时候进行注水，以提高注水增产效果。

还需要根据油田的季节性情况，调整注水时间，以充分发挥注水的效果。

除了以上几点，针对特高含水油田的注水增产措施还需要结合地质勘探、资源评价等相关技术手段，以确定注水的具体方案。

在注水增产过程中，还需要不断进行效果评估，及时调整措施，以确保注水增产的效果最大化。

基于以上的研究，结合国内外相关经验和理论，我们提出了以下一些对策和建议：1. 加强油田勘探和资源评价工作，充分了解特高含水油田的地质情况和地下水情况，为注水增产提供可靠的数据支持。

2. 制定合理的注水方案，包括注水井的选择、水质的控制、注水量的控制等，以确保注水增产的效果。

3. 加强注水技术研究，提高注水的效率和效果，减少注水过程中可能出现的问题。

针对特高含水油田的有效注水增产措施研究随着石油资源的日益枯竭，油田的开采难度也越来越大。

特高含水油田是指含水量在70%以上的油田，这类油田开采难度大，产量低，成本高。

如何有效注水增产成为了当前油田开采的热点问题之一。

本文将围绕特高含水油田的特点和注水增产的措施展开深入研究。

一、特高含水油田的特点分析1. 含水量高：特高含水油田的含水量在70%以上，严重影响原油产量和开采效率。

2. 原油粘度大：原油含水量高，粘度大，开采困难，增加了注水增产的难度。

3. 地质构造复杂：地质构造复杂，渗透性差，使得注水难以渗透到目标层，影响了增产效果。

以上特点使得特高含水油田的开采难度大，需要采取有效的注水增产措施来解决这一难题。

二、注水增产的基本原理注水增产是指通过向油层注入水，增加地层压力，改善原油流动性及渗透性，提高原油产量的一种开采技术。

其基本原理包括以下几个方面：1. 提高地层压力：注水可以增加地层压力，促进原油的向井口流动，从而增加产量。

2. 改善原油流动性：注水可以降低原油的粘度，改善原油的流动性，有利于提高产量。

3. 渗透性调整：适当的注水可以调整地层的渗透性，改善地层的透水能力，有利于提高产量。

三、特高含水油田的注水增产措施针对特高含水油田的特点和注水增产的原理，可以采取以下措施来进行注水增产：1. 优化注水方案：注水方案的优化是注水增产的关键。

需要根据油田地质情况、水文地质条件和井网结构等因素，制定合理的注水方案。

注水方案应包括注水井的选址、注入压力、注水量等，以提高注水效果和增产效果。

2. 提高注水质量：提高注水质量是改善注水效果的重要保障。

注水中应包括高质量的注水井、注水管道和注水设备等，以确保注水量、注水压力和注水稳定性，提高注水效果。

3. 注水井维护管理：注水井的维护管理对注水增产效果起着至关重要的作用。

应加强注水井的日常维护管理，确保注水设备的稳定性和可靠性，提高注水井的效率和注水增产效果。

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%”。

特高含水期油藏精细管理方法探讨油田生产管理水平的高低直接影响油田生产的利益，结合超低渗透油田开发的生产实践，采取提高潜在生产的最佳技术措施，保持油田长期稳定的生产能力，确保最佳油井产能，达到油田开发的能力指标。

标签：油藏开发;精细管理;高含水引言油藏描述起源于上世纪三十年代，并在上世纪七十年代被广泛投入使用的一项用于油气藏勘探与开发的实用技术，目前已经成为业内普遍使用的基本手段。

近年来，随着油气资源需求量不断增加，油藏描述技术已经为提高油气产量做出了较大的贡献。

1加强管理的意义作为我国重要战略性资源，石油这一附属产业也得到国家大力扶持，但是相比其他行业，石油行业并不具备有较强的生产活力。

由于一些特定原因，企业内部的部分工作人员并不具备强烈的忧患意识、竞争意识、进取意识以及危机意识，这就在很大程度上进一步限制石油企业的生存以及发展。

在如今经济体制不断深入改革的条件下，无论何种企业，想要在更好更快发展的同时提高自己在竞争激烈市场中的竞争力，就必须不断将创新型理念融入到企业管理过程中，从而能够实现由粗放式增长到集约型增长发展模式的转变。

2油田生产精细管理措施对油气勘探实行精细协调管理，满足现代企业的基本要求。

建立敌对管理的规章制度，规范油井权力下放进程，改进油田生产线管理，应对影响油田正常生产的安全威胁，确保油田顺利运行，实时达到预期能力指標。

在特别低渗透油田，将加强对油井的详细管理，制定油田管理条例，实施标准化管理做法，加强油井日常管理的标准化制度，制定劳工标准，改进油田管理，确保石油生产顺利运行，防止管理不善造成的安全问题，开发油田造成经济损失。

3增大波及面积，增强水驱开采效率3.1增强动态调整的信心开发高含水期的难度高，采收率不乐观等，有时对动态调整缺乏工人信心。

为此，改变传统的思维方式，提高对创新的认识，通过生产过程中的动态分析，合理改善水产品注入结构，为油气开发奠定基础，提高注水质量和效率，提高开发人员对动态调整的信心，帮助他们适应新的运营方式。

针对特高含水油田的有效注水增产措施研究随着油田开采的深入，大量含水油层的发现及小底水油田逐渐增多，特高含水油田的注水增产成为了当前油田开发的热门话题。

本文综合分析了特高含水油田的特点，提出了注水增产的有效措施。

特高含水油田的特点特高含水油田的储层性质比一般含水油田复杂，由于储层渗透率低，水的流动速度缓慢，使得水跨越力较弱，垂向水通量较小。

注水后水与油层流体的混合作用较差，水油分界面容易形成，使得水的有效驱油效果不佳。

另外，注水后储层压力快速上升，导致水的渗透容易出现渗透不良的问题，影响注水效果。

有效注水增产措施1.降低注水时的注水压差，加大储层有效注水面积，增加注水效果。

在实际注水过程中，应以缓慢均匀的方式注入，尽可能将注水压力降至与油层压力相等甚至略低于油层压力的范围内，缓缓开孔注水，减小水与油的扰动，增加油的渗透度，提高油层驱油能力，从而获得更好的注水效果。

2.优化注水井的位置和井距，提高注水能力，提高注水质量。

对于在储层衰竭期，油水混流速度较慢的区域，应通过增加注水井的数量或采取更密集的注水井排布方式来加大注水能力，优化注水效果。

同时结合地质勘探、水文地质、储层地质等科学方法，合理选择注水井的位置和注水井井距，降低注水成本，提高注水效果。

3.注水前先进行地质勘探，获取油藏的具体信息。

在注水前应对油层的性质和状态进行详细的研究，了解油层的运移规律，确定储层渗透率、孔隙度、饱和度等主要性质，才能开展科学合理的注水设计和操作，优化注水效果。

此外，根据地区气候、水文地质环境等情况制定相应的注水调度方案，提高注水效果。

4.注水时加入合适的助驱剂和改性剂，提高注水效果。

在注水前，应根据储层性质合理选择不同类型的改性剂、助驱剂加入注水液中，以提高注水液的透渗能力，加速水的流动速度，促进油层的驱油效果。

同时，通过合理的调整注入压力、注水量等参数，提高注水效果。

5.加强潜在储层开发，优化注水效果。

随着强化油田效益的要求，特高含水油田的开发日益成为一种有效手段。

油田特高含水期开发调整的几点认识随着石油勘探范围的扩大，涌现出了越来越多的油田，但是，大多数油田在投入生产后难免会出现含水率增加的情况，这是由于采收过程中未被采收的油、水、天然气残留在油层内部所致，这就需要对油田进行开发调整。

下面，我们就针对油田特高含水期开发调整的几点认识进行详细探讨。

一、应深入分析含水率增加原因油田含水率增加的原因有很多，包括锥形水、自来水浸润、油水相分离不完全等。

针对不同的原因，应制定相应的开发调整措施，尽可能地降低含水率。

因此，在制定开发调整计划前，必须深入地分析含水率增加的原因，明确如何制定有效的措施。

二、应根据含水率高低选择相应的开发措施油田含水率的高低决定了接下来要采取哪些开发措施。

一般情况下，含水率低于50%的油田可以采用常规的注水技术进行治理。

但当含水率超过50%时，需要采取较强的办法进行调整，如注汽、注聚等。

三、必须严格按照规定的安全操作要求进行操作对于油田特高含水期开发调整而言，必须始终遵守安全操作要求，加强管理机制，完善安全检查制度，从而确保作业现场和生产设备的安全。

在开发调整过程中，应避免短路、漏电等安全隐患，对于任何安全问题，必须及时处理，切实保障工人的生命安全和财产安全。

四、应根据油田特点和区域提出相应的开发计划针对不同的油田，最合适的开发计划通常是具有针对性的。

这就需要对油田特点和区域进行细致的调查和分析，明确生产的要求和目标，最终制定出符合实际需要的开发方案。

五、应科学评价开发效果在开发调整完成后，必须对其进行科学评价，以衡量其工作效果。

评价过程中，应根据生产效益和经济效益两大方面进行综合评估，判断其开发调整的成效，从而为后续的开发调整提供参考。

综上所述，油田特高含水期开发调整工作是一项十分重要的任务，必须认真严谨地进行。

只有遵循合理的方法和步骤，才能取得最好的开发效果，并对未来的勘探和开发奠定坚实的经验基础。

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。