高渗透油藏高含水阶段采收率标定和极限含水取值论文

底水油藏“双高”开发期提高采收率技术研究摘要：张渠二区为典型的底水油藏，经过14年注水开发，已进入”双高”开发阶段，面临含水持续上升、水驱油效率差等矛盾，通过实施油井化学堵水、注水井堵水调驱及改变相渗压裂等一系列技术措施，总结出了”双高”底水油藏提高采收率的有效技术对策，为同类油藏提高采收率提供经验支撑。

关键词：化学堵水堵水调剖压裂引效张渠二区1998年注水开发，开采长213层，构造总体为一平缓西倾单斜，在大单斜背景上发育一系列幅度较小的鼻状隆起，长213砂体呈北东-南西向带状分布，东西两侧迅速减薄，油水分异不明显，为典型的构造－岩性边、底水油藏。

油藏在北部、中东部受上倾方向岩性遮挡，受构造影响，渗透率降低，底水不发育；在中西部、南部构造变低，底水发育。

一、油藏开发特征1.采出程度增大，含水持续上升张渠二区一直保持高效开发，已累计产油260万吨，地质储量采出程度15.4%，可采储量采出程度86.9%，综合含水74.6%，油藏已进入“双高”开发阶段，随采出程度增大，含水持续上升，平均以0.2%/月的速度递增，开采中受底水、注入水、同层水3种因素影响，地下水驱规律复杂，前期依靠注水调整控水达不到预期效果。

2.油水渗流通道沟通，水驱效率差该油藏原始渗透率25.4×10-3μm2，油层渗透性好。

经过14年注水，目前平均注水井口压力7.8mpa，但中部区域有12口井注水压力≤3.5mpa（监测显示套管完好无损），注水井低压易造成油水井渗流通道沟通，采出水量增多，油藏存水率下降（2009年为0.5703，目前为0.5454），水驱油效率变差。

3.地层堵塞，油井产能下降张渠二区中东边部底水不发育，随采出时间延长，地层堵塞，油井产能下降。

前期在张渠二区先后实施酸化、暂堵压裂等一系列工艺措施14口，措施后含水大幅上升，增产幅度小，常规工艺手段治理堵塞井效果较差。

二、提高采收率对策研究1.实施化学堵水，实现控水稳油针对油井含水上升问题，通过分析认为部分井生产压差过大、油水界面抬升、酸化或压裂措施改造不当引起底水锥进所致。

92前言注采比反映油田注水开发过程中产液量与注水量和地层压力之间的关系，油田进入到开发后期地层含水升高，需要进行适当调整水井配注来满足生产需求。

注采比的大小直接影响地层压力的高低，注采比过高将导致注入能量升高，甚至超过地层破裂压力，注采比较低时，能量不足，产液量无法满足生产要求，合理注采比是油田正常生产的重要保证。

所以，根据油田实际地质特点与开发状况，有的放矢地调节注采比，对地层压力水平进行能动地控制，是实现整个开发注采系统最优化的一个重要方面。

一、研究区概况沈84-安12块高凝油注水砂岩油藏作为沈阳油田的主力开发区块，其含油层位为S3，沉积相为扇三角洲水上平原-水下分流河道，储层岩性为不等粒砂岩及含砾砂岩，平均孔隙度为22.5％，泥质含量为6.5％，渗透率平均为0.396μm ２，变化区间为0.15-1.6μm２，最大渗透率与最小渗透率相差1400倍，非均质性严重，孔隙结构类型为大孔细喉不均匀型，属中渗油藏。

1986年投入开发，1987年起就开始采用反九点面积法注水。

二、合理注采比的确定合理注采比的确定应能满足产液量合理增长，以及地层压力得以保持或合理恢复的需要。

1.注采比与压力变化速度的关系(1)式（1）中即为注采比与产液量、含水率、水的体积系数、油的体积系数、地质储量、岩石压缩系数、地层压力恢复速度的关系式。

2.注采比与注采压差及注入速度的关系(2)式（2）即为注采比与注入速度、压力恢复速度的关系式。

式中：Pw-水井地层压力，MPa；Po-油井地层压力，MPa；qL-油井产量，t/d；q i-注水量；μｏ-原油粘度，MPa·ｓ；μｗ－水相粘度，MPa·ｓ；Ｋ-油层渗透率，10-3μm2；ｈ-油层厚度，ｍ。

并根据式（2）计算得到的不同注入速度下注采比与压力恢复速度的关系。

3.合理注采比的确定用范函数法研究了不同注入速度下的合理注采比。

设计了３个系列方案，每个系列的注入速度分别为0.1pv、0.2pv、0.3pv。

中高渗稀油油藏合理采液强度方法研究油田是一天然能量充足的强边水稀油油藏，目前开发中主要存在的问题是：无水采油期短、含水上升快、递减率大等。

在实际生产过程中，油田无论是单井还是断块，日产液量与含水都呈现出了很强的相关性：当断块（单井）日产液量降低时，含水下降；当断块（单井）日产液量上升时，含水上升，这就说明油田存在一个合理采液强度和最佳含水上升率的问题。

标签：强边水稀油油藏；中高渗透；采液强度；含水上升率；开发效果油田是一边底水發育、处于中含水采油期的中高孔、中高渗透率、强边水稀油油藏。

对于此类油藏，开发中主要存在的矛盾是：既要保证油田高速高效开发，又要控制边水过快、过早上升。

在实际生产过程中，油田单井、区块液量与含水相关性很强，这说明该油田存在一个最佳的采液强度。

针对上述问题，本文通过对构造位置与含水上升速度的关系、含水上升率与采液强度的关系等研究，确定了油田合理采液强度，有效控制了单井的含水上升速度，提高了断块的开发效果，并为同类油藏开发提供经验。

1开发概况油田是被多条断层切割为三个台阶的断垒油藏，油藏埋深在1700 m-1900 m，地层倾角30-40，孔隙度为20 %-30%，渗透率在500 mD-2000 mD，属于中浅层、中高孔、中高渗断垒油藏。

油田以三角洲前缘河道沉积为主，砂体发育，纵向上表现为上细下粗的正韵律沉积分布，存在不稳定的泥质夹层，储层以中细粒砂岩为主。

平面上，南北两部分油层厚度差异较小，平均有效厚度10.2 m。

该区发育多套油水系统，油水界面不统一。

油田以电潜泵的采油方式开采，采出程度8.0%，采油速度2.1%。

油藏原始地层压力17Mpa-19Mpa，地饱压差大，属于正常的压力梯度。

地层原油粘度3.5 cp，地层原油密度0.81沙m3，原油物性好。

利用油藏工程能量守恒公式计算，水体倍数为156，故油田边水能量充足，可采取天然能量开发的方式。

2存在问题（1）构造的低部位油井，无水采油期短：纵观全区含水情况，构造较低、边部单井含水高，都进入了高含水期（大于60%）；单井无水采油期最长为40 d，最少为0d（投产即含加。

中高渗油藏高含水期深部调剖技术的研究与应用章节一：绪论1.1 研究背景及意义1.2 国内外研究现状1.3 研究内容及结构章节二：高含水期原因分析与机理探究2.1 高含水期成因分析2.2 中高渗油藏高含水期机理探究章节三：中高渗油藏高含水期深部调剖技术原理3.1 应用水驱增产效果分析3.2 顺向调驱技术原理3.3 局部调剖技术原理3.4 井筒防窜技术原理章节四：中高渗油藏高含水期深部调剖技术的实验研究和应用4.1 实验研究初探4.2 实际应用案例分析章节五：结论与展望5.1 结论总结5.2 进一步研究推广的展望第一章绪论随着现代化的发展和人们对石油产业需求的不断增加，石油资源的勘探和开发已经成为了人们关注的热点。

中高渗油藏是石油资源的重要产地，但由于其地质排布的复杂性和开发难度较大，中高渗油藏的开发与勘探面临着多方面的困难。

其中，高含水期的问题是中高渗油藏开发遇到的主要难题之一。

高含水期是指在中高渗油藏生产过程中，含水量居高不下的一种现象。

这会导致相应的油水比率下降，石油产量急剧下降，投资回报率降低等问题，甚至可能导致油井的关闭。

因此，如何提高中高渗油藏的开采和利用效率，降低含水率，防止高含水期的发生和发展，成为了石油勘探开发领域的研究热点。

目前，国外在高含水期方面的研究已经比较深入，形成了较为成熟的技术体系。

而国内对于高含水期的研究还停留在初级阶段，需要深入探讨原因、机理，制定适应中高渗油藏的生产管理制度，积极调剖，对高含水期进行防治。

因此，本文将以中高渗油藏高含水期深部调剖技术研究与应用为主题，详细探讨高含水期的成因、机理以及常用的调剖技术。

第二章将重点讲述高含水期的成因和机理，为后续的技术研究提供理论基础。

而在第三章中，我们将介绍深部调剖技术的原理，包括应用水驱增产效果分析、顺向调驱技术、局部调剖技术以及井筒防窜技术。

第四章将介绍中高渗油藏高含水期深部调剖技术的实验研究和应用，通过实际行动检验研究成果。

大庆石油地质与开发Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing2023 年 12 月第 42 卷第 6 期Dec. ，2023Vol. 42 No. 6DOI ：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202303030陆相砂岩油藏特高含水期开发指标变化规律赵国忠1，2 李承龙1，2何鑫1，2 魏长清1，2（1.黑龙江省油层物理与渗流力学重点实验室，黑龙江 大庆163712；2.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆163712）摘要： 针对传统线性特征的驱替曲线都不再适用于特高含水期油藏的情况，提出了一种综合含水率和采出程度之间的非线性关系方程式，可直接描述特高含水期油藏宏观开发指标变化规律或驱替特征。

结果表明：不管油藏曾经历的开采历史是否存在水驱井网加密、聚合物驱等重大调整措施，只要油藏在特高含水期处于相对平稳的开发状态，采出程度与综合含水率呈非线性关系。

所提非线性关系得到了水驱油藏概念模型模拟结果的验证，已用于含聚驱历史真实油藏开发后期的指标分析。

对于陆相大型油田的部分开采单元及其整体，该关系在特高含水期大部分呈现出90%以上的符合率，由此得到了值得油田中长期规划参考的含水上升率、递减率、采收率等开发指标预测结果。

关键词：开发指标；特高含水期；采出程度；综合含水率；驱替特征；砂岩油藏中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2023）06-0050-09Development indexes variation law of continental sandstone reservoirs inultra⁃high water cut stageZHAO Guozhong 1，2，LI Chenglong 1，2，HE Xin 1，2，WEI Changqing 1，2（1.Heilongjiang Provincial Key Laboratory of Reservoir Physics & Fluid Mechanics in Porous Medium ，Daqing 163712，China ；2.Exploration and Development Research Institute ofPetroChina Daqing Oilfield Co Ltd ，Daqing 163712，China ）Abstract ：Aiming at the situation that traditional displacement curves with certain linear characteristics are no longer applicable in ultra -high water cut stage ， a nonlinear relationship between comprehensive water cut and recov‑ery of OOIP is proposed ， which can directly describe the variation law of macroscopic development indexes or dis‑placement characteristics of reservoirs in ultra -high water cut stage. The results show that ，no matter whether there are major adjustment such as water drive well pattern infilling and polymer flooding in the reservoir production histo‑ry ， as long as the reservoir is in relatively stable development state in ultra -high water cut stage ， there is a non -lin‑ear relationship between recovery degree and water cut. The proposed nonlinear relationship is verified by reservoirsimulation results of water driven reservoir conceptual model ， and is used for index analysis of the later develop‑ment stage of real reservoir with polymer flooding history. For some production units and the whole of large continen‑tal oilfield ， the relationship also shows most of the coincidence rates > 90% in ultra -high water cut stage ， thus ob‑收稿日期：2023-03-14 改回日期：2023-05-30基金项目：中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“外围油田改善开发效果及提高采收率技术研究与应用”（2016E -0209）。

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。

油水相对渗透率曲线应用油水两相相对渗透率曲线是油水两相渗流特征的综合反映，也是油水两相在渗流过程中，必须遵循的基本规律。

它在油田开发方案编制、油田开发专题研究、油藏数值模拟等方面得到了广泛应用。

因此，对油田开发来说，油水两相相对渗透率曲线既是一个重要的基础理论问题，也是一个广泛性的应用问题。

以下部分主要介绍油水相对渗透率的有关概念及其在实际工作中的应用。

一、油水两相渗流的基本原理天然或注水开发的油藏，正常情况下从水区到油区的油层中，其原始的油水饱和度是逐渐变化的，在水区与油区之间有一个油水过渡带。

生产过程中，当水渗入油区驱替原油时，由于油水流体性质的差异，如油水粘度差、密度差、毛细管现象及岩石的非均质等,使得水驱时水不可能将流过之岩石的可动油部分全部洗净，形成了油水两相区。

在驱替过程中，此两相区不断向生产井推进，当生产井见水后，很长时间内油水同时开采；水驱油试验过程中，出口端见水以后，也是长时间的油水同出。

从整个水驱油的过程可以看出，水驱油的过程为非活塞过程，油水前缘推进过程相当于一个漏的活塞冲程。

二、油水两相相对渗透率曲线【定义】在实验室中，用水驱替原油作出的油相和水相相对渗透率与含水饱和度的关系曲线，称为油水两相相对渗透率曲线。

随着含水饱和度sw 的增加，油相相对渗透率kro减小，水相相对渗透率krw增大。

【说明】1、油水两相相对渗透率曲线共有五个特征点(如图2-1-1)：S wi：束缚水饱和度。

它对应着最大含油饱和度S oi，即原始含油饱和度，S oi=1-S wi；S or ：残余油饱和度。

它对应着最大含水饱和度S wmax，S wmax=1-S or；K romax ：束缚水条件下的油相相对渗透率(最大)；K rwmax ：残余油条件下的水相相对渗透率(最大)；等渗点：油相与水相相对渗透率曲线的交点。

2、油水两相渗流区的含油饱和度变化为ΔS o=1-S wi-S or=S oi-S or。

油藏的开发规律分析及注水探讨摘要：在油田的开发过程中会逐步呈现出现相关问题，本文主要是从油藏的开发规律出发，对其进行分析，探讨对应的调整方案来提升油田开发效果，为相关人员提供理论参考。

关键词：油藏；开发规律；采油指数1、注水开发动态分析技术1. 1应用示踪荆监浏技术示踪剂是指易溶、在极低浓度下仍可检出、能指示溶解它的液体在多孔介质中的存在、流动方向和渗透速度的物质。

示踪剂监测指加入与被示踪流体性态同步的物质，通过见剂时间、见剂量、水驱速度等情况分析，监测被示踪流体的运动状况，从而完成井间参数分析与解释。

应用示踪剂监测技术可评价注水开发油藏井间动态连通性、注入水流动方向，以及油藏剩余油分布规律，评价油田注水开发效果，同时对监测结果应用综合解释技术进行数值模拟分析，得出储层井间连通状况，物性分布特征等参数，为油藏的注采调整提供重要的依据。

1. 2注水井分层动态分析分层注水是二次采油的普遍措施。

注水井问题已经成为各个油田关注的焦点问题。

通过对注水井分层动态的分析，可以得到分层注水指示曲线，这不但克服了多层合采时指示曲线斜率为负的不足，且还能根据分层指示曲线反演地层动态参数，利用现代计算机技术作出不同时期不同层位的吸水剖面图。

注水井的分层动态分析结果有助于采油工程师采取及时准确的措施，控制高渗透层的注水量，增加中、低渗透层的注水量，进行注水量分配调整。

1.3水淹图辅助分析法根据单元目前油井含水率，做出各小层水淹状况图，直观反映油层平面上各部位含水率的高低.由于大多数生产井是多层合采，其含水率反映的是主要出力层的含水，因此在做各小层的水淹图时，首先需要判断各小层的含水状况。

一是通过附近单采井的资料，二是通过动态监测资料，如对应水井的吸水剖面资料、饱和度测井资料、RFT测压资料等综合判断。

1.4不稳定注水技术不稳定注水技术主要指改变注水方式、注水周期以及注水量波动幅度的注水开发技术。

不稳定注水技术可以改善非均质油藏储量动用状况，提高储量动用程度，改善油藏水驱效果，提高油藏采收率；利用开发侧井、生产测井、试井分析、检查井取心资料分析等方法，可以半定量、定量描述油藏水驱动用状况及剩余汕分布的阶段动态变化，为不稳定注水工程参数的进一步优化提供依据。