注水采油论文摘要
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The abstract ] the reasonable well pattern density determination
always is a water-injection development oil-field development
important question. In view of the common oil deposit, introced the
unit area recoverable resources law, the economical reasonable well
pattern density method, the single well limit control stores the
mensuration, the synthesis economical analytic method, is divided the
reservoir sand computational method, and satisfies the stipulation
according to the water drive control degree and the well pattern
density reservoir sand shape empirical relationship type law the
extraction speed and the extraction index method of analysis and so on
the reasonable well pattern density determination method principle and
the formula. In view of the thick oil oil deposit, introced the
single well control stores the mensuration and the Scherr card tall
husband repetitive process inferential reasoning process and the
formula. In view of lowly infiltrates the oil deposit, introced
person and so on Zhu Shengju proposed one new determination reasonable
well pattern density method. Through carries on to above three kind of
different oil deposits gives an example to analyze, may obtain under
the same condition a more suitable definite method. This article also
gathered the above method using the VB language establishes set of
reasonable well patterns densities computation software, this to
studied provides with the computation work has been convenient. [ Key
word ] pours water the reasonable well pattern density method common
thick oil lowly to seep software
D. 急!急!急!急!急!!!谁能告诉我一篇关于 采油的信息论文
油田开发后期机械分层采油管柱研究
和新鹏肖国华彭庆生刘杰
(江汉油田分公司采油工艺研究院)
摘要针对原有的机械分层采油管柱不能适应油田开发后期生产需要的技术问题，江汉油
田分公司采油工艺研究院根据不同油藏不同开发阶段特点，研制了描定支撑式分层采油管柱、液压
调控找堵水一越管柱、电动开关细分层找堵水一体化管柱、高含盐套漏井堵漏掺水解盆分层采油管
柱、套损井(低压油井)油层保护采油管柱。介绍了管柱的结构、工作原理、技术特点及现场应用情
况。
主题词分层采油高含水开发采油管柱
油田进人开发后期，大多数油井含水上升，如江
汉油田目前综合含水达到83.5%，八面河油田综合
含水达到90.3%。为了提高开发效益，利用分层采
油工艺进行控水已成为油田稳产增产的主要措施之
一。由于油藏地质条件复杂、油井井况日变差，原有
的机械分层管柱在应用中暴露出适应性差，成功率
低的问题，为此，近年来江汉采油工艺研究院根据油
田不同油藏、不同井况特点，研制了相应的机械分层
采油生产管柱，经过现场应用，能有效降低油井的含
水，达到了研究设计的要求。
1锚定支撑式分层采油管柱
原有的机械分层采油管柱用于油层、水层关系
明确的二至三层非均质油井，应用中存在规格单一、
技术指标低、工作可靠性差的技术问题。为此，在管
柱中增加支撑器及卡瓦封隔器，并且研究应用了系
列化的其它配套工具适应不同套管的分层采油管
柱。
1.1结构及工艺原理
1.1.1结构
管柱主要由丢手接头、Y341堵水封隔器、管柱
支撑器、筛管丝堵等组成。封上采下管柱见图1、封
下采上管柱见图2、封中间采上下管柱见图3、封上
下采中间管柱见图4。
1.1.2原理
将配接好的堵水采油管柱下人到设计位置，通
过油管内增加液压坐封封隔器，分隔油套环空，从而实现油层的分层开采。同时管柱配套的支撑器坐卡
后将丢手堵水管柱支撑在套管上，防止其在生产过
程当中下滑。继续提高液压至20MPa，打开坐封球
座，连通生产层;油管内投人钢球，向油管内打压，整
压至压力突降或套管大量返水，实现丢手，堵水管柱
第一作者简介和新鹏，男，1965年出生，工程师，在江
汉采油院从事机械采油及井下工具研究工作。
里边有很多图,我还是把附件发给你算了,已经发到你QQ邮箱里了,你下载CAJ软件才可以看的.不明白联系我
E. 各位大哥大姐，谁有关于“油井生产过程中油层堵塞规律及防治措施”的论文材料，以及给予相关的写作方案
在油田开发的过程中，由于钻井、完井、压裂等原因引起的机械杂质对油层的污染、地层流体中细菌的滋生、地层本身的结垢和结蜡等，往往使油层渗透率降低，使油井产量下降，特别对低渗透或超低渗透油层而言，产量下降更为严重。常规的方法是对油井进行酸化来解除这些堵塞，但用这种方式解堵的同时又会给油层带来二次污染。因此，需要探索新的近井地带处理方法，以弥补酸化的不足。机械解堵的方法恰恰适用于这种油层的无害化处理，因而以其强大的优势跨入解堵技术行列。
二，工作原理当抽油机上冲程时，油管中液柱重量转移到抽油杆上，油管弹性收缩向上运动，带动机械解堵采油器向上运动，撞击滑套产生振动，使振动片发出振动波传入地层，同时，使正向单流阀下方区域形成负压区，又对地层产生一股强大的、具有抽吸能力的负压水力波；当抽油机下冲程时，油管中液柱载荷又全部作用在油管上，油管弹性伸长向下运动，带动机械解堵采油器向下运动，撞击滑套产生振动，使振动片发出振动波传入地层，同时，使反向单流阀下方区域形成高压区，又对地层产生一股较小的、具有挤压作用的高压水力波。机械解堵采油器就是利用油管柱周期性的弹性变形，实现周期性的脉冲式往复运动，将系统内部的撞击能量和井筒内的液体压力变化能量一同转化为波动能量，传入地层。这种综合波动能量作用于油流通道后，由于油、水、蜡及各种结垢堵塞物的密度不同，受冲击后各自产生的物理变化也不相同，致使相邻两种物质的接触面产生相对位移，即：发生剥落，使之产生松动，再加上井筒内液体压力波的正向和反向的两种方向推力作用，即：抽吸力和挤压力的活塞作用，使颗粒物和液滴再次受到扰动，最终，迫使“粘着”的颗粒物脱离，迫使不易移动的液滴开始流动，从而，实现增加原油产量的目的。
三，主要技术指标项 目 指 标机械解堵采油器总长 2100mm 机械解堵采油器上接头扣型 21/2″平式油管扣钢体最大外径： D：113mm 弹性变径活塞最大外径： D：124.5mm 弹性变径活塞最小外径； D：105mm 适用套管规格： 外径：139.7mm 壁厚：7.72mm 内径：124.26mm
四，应用范围因为机械解堵采油器是通过解除油层近井地带的堵塞来达到增产的目的，所以依据完备的地质资料来选择那些发生了堵塞的油井是决定机械解堵采油器使用效果的关键因素。所以，应选择下列油井来安装机械解堵采油器： 1，各种工艺措施造成堵塞的油井。 2，各种添加剂和工作液造成损害性堵塞的油井。 3，因温度、压力、PH值及矿化度等热力学条件的变化而在近井地带形成的乳化堵、无机盐堵的油井。 4，井内析出高分子重质组分形成的有机质堵塞的油井。 5，前期生产正常，后期变为间抽的油井。 6，油层近井地带存在液阻效应，渗流阻力大的油井。 7，油层物性较好，生产过程中动、静不符的油井； 8，油层表面损坏，近井地带压力损失较大的油井； 9，油井具有能量，但能量下降幅度大或邻井产量高而本井产量低的油井； 10，油层近井地带存在堵塞，污染的油井，如冲砂、洗井造成污染导致产量突然下降的油井。
五，施工步骤 1，通井：要求通井规规格为：D≥118mm，L≥2m； 2，冲砂，出砂不严重的井不需冲砂作业； 3，为防止砂粒进入抽油泵，机械解堵采油器必须安装在筛管以下部位。管柱结构为：管挂+油管+抽油泵+尾管+筛管+机械解堵采油器。 4，机械解堵采油器下入设计位置后，必须上提管柱10米，再下放管柱10米，如此操作20次，以保证变径活塞与套管内壁吻合。
六，注意事项 1，下管柱过程中务必平稳操作，防止磕碰振动片。 2，机械解堵采油器的最佳安装位置是油层中部，以确保其转化的综合能量最大程度地传入油层。若不能下到油层中部，则必须保证机械解堵采油器在油层上部，误差越小越好。 3，机械解堵采油器与人工井底砂面距离不得小于80米； 4，机械解堵采油器不得和油管锚同时使用；
F. 胜利油区三次采油技术政策界限及发展方向
郭兰磊张以根宋新旺姜颜波
摘要描述了胜利油区三次采油的发展历程；综合运用室内实验、数值模拟和油藏工程等多种研究手段，深入研究了三次采油期间以及后续水驱过程中相关的技术政策界限，以最大限度的减少三次采油的风险，最大幅度地提高油田的最终采收率；还提出了三次采油攻关的方向和目标，以保障胜利油区三次采油的可持续发展。
关键词胜利油区三次采油聚合物驱技术政策
一、引言
胜利油区经过30多年的勘探开发，勘探新增储量的难度越来越大，成本越来越高。已开发油田目前大都处于高含水或特高含水期，水驱稳产难度越来越大。为了在老油田的增产挖潜方面走出一条新路，保持油田开发持续稳定发展，在二次采油的基础上出现了三次采油。
胜利油区自20世纪60年代就开始了三次采油室内实验研究工作，积累了丰富的研究经验，为现场实施奠定了基础。1992年，在孤岛油田中一区Ng3开展聚合物驱矿场先导试验，在孤东油田开展了三元复合驱油先导试验，开始了胜利油区三次采油新纪元，为胜利油区的增产挖潜注入了新的活力，并取得了显著的降水增油效果。在此基础上，从适宜三次采油资源的一类单元开始，于1994～1995年开展了孤岛、孤东两个聚合物驱扩大试验，取得了明显的效果。之后，三次采油规模迅速扩大，从1997年开始进入工业化推广应用阶段。为了最大限度地降低三次采油的风险性，通过大量的室内实验、数值模拟和矿场资料统计，深入研究了胜利油区三次采油的技术政策界限。针对胜利油区的油藏特点，提出了三次采油的发展方向。
二、三次采油驱油剂产品质量的技术政策界限
性能优越的化学驱油剂是三次采油取得明显效果的基本前提。目前，三次采油化学驱油剂产品种类繁多。为了有效控制驱油剂产品的质量，针对胜利油区的油藏特点，经过“八五”、“九五”的攻关和大量的室内实验研究，建立了适合胜利油田的三次采油单元油藏特点聚合物和表面活性剂的产品质量指标。
1.聚合物产品质量指标
制定的聚合物产品技术质量指标见表1。以此指标对每批聚合物产品进行固含量、分子量、水解度和滤过比等基本物化性质进行测定和增粘性、筛网系数、抗剪切能力、热稳定性及吸附与滞留等基本应用性能进行评价。该标准得到国内外大公司认可，在聚合物干粉订货中，严格执行该技术质量指标，确保聚合物干粉的质量，保护了油区的经济利益。
表1聚合物产品质量指标表
2.表面活性剂产品质量指标
在大量界面张力、驱油、抗[Ca2+]/[Mg2+]能力等试验的基础上，提出了适合胜利油区油藏特点和复合配方体系的表面活性剂质量指标，即pH＞7；固含量≥40%；与碱的复配体系界面张力≤3×10-3mN/m。
三、油藏条件技术政策界限
胜利油区油藏条件极其复杂，本文主要对驱油效果影响较大的油藏非均质性、油层韵律、沉积相、油层温度、水矿化度、原油粘度、剩余油饱和度、注入时机、单层及多层等油藏条件进行了研究。
1.油藏非均质性
油藏非均质性是影响聚合物驱的一个重要因素，又分静态非均质和动态非均质两个方面。
（1）静态非均质
静态非均质性用油层渗透率变异系数（VK）来表征，随VK增大，水驱和聚合物驱的采收率均下降，但幅度不同。初期随 VK增大，由于聚合物具有一定的增粘作用，可以一定程度地调整油藏纵向和平面非均质，所以采收率下降幅度较水驱下降缓，聚合物驱提高采收率幅度（ER）逐渐增大；但聚合物的增粘和改善油藏非均质性具有一定的限度，如果VK过大，其“指进”或“舌进”现象将加剧，因而△ER将下降。研究结果认为VK为0.7左右最佳，适合于三次采油区间的VK为0.5～0.8。
（2）动态非均质
动态非均质是指在长期注水过程中由于水的冲刷作用而使原来渗透率很高的油层渗透率变得越来越高，形成“大孔道”，又称贼层，贼层的存在对开发效果有显著影响。数模研究结果表明，当含水大于90%，油田经强烈的注水冲洗，使油层渗透率增大，三采效果明显变差。矿场统计结果表明，大孔道井区见效比例与其他井区相近，但平均单井增油和每米增油幅度明显较低。因此，进行三次采油的区块动态非均质应不严重。
2.油层韵律
数值模拟结果表明，对于不同韵律的地层，水驱采收率依次为反韵律＞复合韵律＞正韵律。在反韵律地层中，由于高渗透层位于地层的上面，而低渗透层位于地层的下面。在重力作用下，上面高渗透层的水会向下部的低渗透层窜流，从而改善了中低渗透层的驱动效果。因此，反韵律油层的采收率高于正韵律油层的采收率，而复合韵律层的采收率介于反韵律和正韵律地层之间。
实施聚合物驱后，三种韵律的地层采收率都有不同程度的提高。其提高采收率幅度依次为：正韵律＞复合韵律＞反韵律（表2）。可见，聚合物的注入减弱了重力的影响，减小了垂向上水的窜流。
表2地层的韵律性对提高采收率的影响表
3.沉积相
从矿场统计结果平均单井增油幅度来看：心滩相（A1)＞河道充填相（A2)＞河道边缘相（B)＞泛滥平原相（C）。而每米增油幅度依次为：河道边缘相（B)＞河道充填相（A2)＞心滩相（A1)＞泛滥平原相（C），但A1、A2、B相间相差不大，C相明显较差。说明与C相比A1、A2和B对三次采油更有利。
4.油层温度
油层温度影响聚合物溶液地层粘度，而地层粘度是决定聚合物驱效果的主要因素之一。用黄河水配制5000mg/L的聚合物溶液，用回注污水稀释成1500mg/L浓度，测定不同温度下的粘度。实验结果可知：随温度的上升，聚合物溶液粘度呈下降趋势，粘度保留率减小，70℃时，其粘度为26mPa.s，仅为30℃时（39.8mPa·s）的65.3%。表明聚合物溶液具有较强温敏性，目前条件下实施三次采油单元油藏温度应小于80℃。
5.水矿化度
水矿化度是通过影响聚合物溶液地层粘度而影响聚合物驱效果的。以不同比例的回注污水与黄河水混合，配制成不同矿化度的聚合物溶液，并测定溶液粘度随矿化度的变化曲线。随配制水矿化度的不断增加，溶液中的聚合物分子由伸展构象逐渐趋于卷曲构象，分子的有效体积缩小，溶液粘度减小。如质量浓度为1000mg/L的聚合物溶液完全污水配制时，其粘度为8.5mPa.s，仅为完全清水配制时（15.4mPa.s）的55.2%。聚合物溶液浓度越高，粘度保留率越低；地层水矿化度越高，聚合物溶液注入地层后，其前缘粘度下降愈大，会降低聚合物溶液的驱油效果。
6.原油粘度
三次采油单元的地层原油粘度也很重要。原油粘度低，水驱采收率高，三次采油提高采收率潜力小；原油粘度太高，也不利于驱油剂作用的发挥。数值模拟表明，胜利油区馆陶组油藏聚合物驱的原油粘度有利范围在40～70mPa·s之间，60mPa.s为最佳。
7.剩余油饱和度
剩余油是聚合物驱的物质基础。剩余油饱和度是保证三次采油驱油效果的主要因素之一，也是影响见效时间的关键因素之一。在相同地层条件下，驱油剂用量、浓度及段塞大小相同，油层的剩余油饱和度高，容易形成原油富集带，见效时间早，驱油效果好。
孤东油田八区Ng3～6和孤岛油田中一区Ng4地质条件相似、储集层物性相近、流体性质相差不大。矿场实施聚合物驱后，孤东油田八区注入0.06PV聚合物溶液即开始见到增油效果，而孤岛油田中一区Ng4注入量达到0.19PV时才开始见到明显效果（PV为孔隙体积）。其原因之一就是由于孤岛油田中一区Ng4注聚前采出程度较高（38.33%），剩余油饱和度较低，而孤东八区注聚前采出程度较低（18.9%），剩余油饱和度高。
8.注入时机
聚合物注入时机对增加采收率的幅度有明显的影响。室内物理模拟表明，注聚时间越早提高采收率效果越好，还可节省大量的注水及水处理费用。
9.单层和多层
数值模拟结果表明，多层注聚能充分发挥聚合物溶液的调剖作用，改善层间动用状况，效果好于单层注聚。在特高含水期，多层注聚优越性更明显。
四、注入参数技术政策界限
选择合适的注入参数能充分发挥驱油剂的驱油效果，相反，如果注入参数选择不当，则会不同程度的影响到三次采油的效果，甚至见不到驱油效果，造成巨大的经济损失。本文重点对驱油效果影响较大的井网、井距、用量、注采方向、受效方向数、注采比、注入速度等进行了研究。
1.井网
一般说来，三次采油都是在注水开发中后期进行的，因此需对注水开发的井网进行优化，优选出适合于三次采油的最佳井网。共计算了五点法、七点法和反九点法四种不同井网下的开发效果，注采井距取250m，数模结果表明，对于水驱，驱油效果由好到差的顺序为五点法井网、四点法井网、七点法井网、反九点法井网。对于聚合物驱，驱油效果由好到差的顺序为五点法井网、七点法井网、四点法井网、反九点法井网。而聚合物驱的增采幅度则以七点法为最高，反九点法为最低。因此，七点法、五点法和四点法井网为聚合物驱采油的理想井网。
2.井距
以五点法井网为例，研究了200m、250m、300m三种不同的井距对聚合物驱开发效果的影响。与水驱相比，提高采收率幅度分别为11.95%、11.94%和11.86%。可以看出，井距对聚合物驱的开发效果影响不大，相对来说，小井距的井网聚合物开发效果相对较好一些，但由于胜利油区油藏的非均质性较强，井距太小，易造成聚合物溶液的窜流，因此，井距为250～300m之间较为合适。
3.用量
数值模拟结果表明，聚合物用量越大，进行聚合物驱含水下降漏斗的深度和宽度也越大，提高采收率幅度也越大，但当用量过大时提高采收率上升的幅度明显变缓。矿场实际统计表明，聚合物用量越大，单井增油幅度及每米增油幅度也越大。因此，从技术角度上讲，三次采油在矿场实施过程中，用量越大效果越好。另一方面，随着聚合物用量的增大，其提高采收率幅度变缓，说明其经济效益变差。优化结果表明，胜利油区三次采油聚合物用量在450～550PV.mg/L时，财务净现值较大。因此，从经济角度上讲，聚合物最佳用量为450～550PV·mg/L。
4.注采方向
根据矿场实际统计结果，三次采油注水井的注入方向由高渗透区往低渗透区注，其驱油效果单井增油和每米增油均高于由低渗透区往高渗透区注入的方向。
5.受效方向数
三次采油中心井的见效比例、单井增油和每米增油均远远高于边角井的效果。实施三次采油油井的受效方向数越多，其增油效果越好。因此，在三次采油投产或转后续水驱时，一定要考虑同时投产或同时结束注聚，避免人为地造成大量的边角井，影响驱油效果。
6.注采比
数值模拟结果表明，实施三次采油其注采比为1.0～1.1时含水下降最大，提高采收率幅度最高，驱油效果好。因此，三次采油矿场应保证均衡注采，以达到最佳的三采效果。
7.注入速度
注入速度对最终采收率影响不大，但速度越快见效越早，投资回收快，经济效益好。而注入速度越大，剪切速率越大，聚合物溶液粘度损失越大，且易引起窜流或注入压力过高。从目前胜利油区实施单元的注入速度来看，注入速度在0.08～0.12PV/a时较合适。
五、后续水驱技术政策界限
从孤岛、孤东三个已转后续水驱的聚合物驱试验单元看，目前后续水驱阶段实际增油已占总增油量的50%左右，预测后续水驱阶段最终增油量约占总增油量60%，即三次采油的大部分油量要在后续水驱阶段采出。因此，后续水驱阶段是三采增油的一个重要阶段，必须加大对这一阶段的技术政策界限研究，以确保达到最大的增油效果。
1.压力保持水平
地层压力水平高，高渗条带压差加大，导致注入水突破聚合物段塞和已形成的“油墙”，形成新的水流通道，影响聚合物驱效果。数值模拟结果表明，在后续水驱阶段，压力保持在饱和压力附近时的开发效果要好于压力较高的开发效果。
2.后续水驱注采比
为了探讨在后续水驱阶段最佳的注采强度，对后续水驱阶段的注采比进行了数值模拟研究。结果表明，后续水驱阶段的最佳注采比为0.8～1.0，在这一范围内提高采收率幅度最大。
六、发展方向
1.高温高盐驱油体系研究及矿场实施
资源评价结果表明，胜利油区适合三次采油的地质储量为10.7649×108t，其中一类单元地质储量为2.723×108t，二类单元地质储量为2.6772×108t，三类单元地质储量为4.5707×108t，四类单元地质储量为0.794×108t。目前，矿场已动用的三采资源基本为一类单元，并且一类优质资源所剩余无几，而油层温度较高和矿化度较高的二、三类资源动用较少或未动用。因此，今后需在耐温耐盐驱油体系研究方面进行攻关，以便动用丰富的二、三类地质资源。
2.聚合物驱后进一步提高采收率研究
‘八五”、“九五”期间，胜利油区实施聚合物驱单元12个，动用地质储量超过1×108t。聚合物驱试验结果表明，聚合物驱实施完以后，仍有50%～70%的原油存留在地层中，地层中的剩余油储量仍十分丰富。目前，已开展的聚合物驱单元已进入或即将进入后续水驱，首要面临的问题是聚合物驱以后如何提高采收率。因此，急需开展聚合物驱以后的新技术、新方法攻关研究，以充分开采剩余在地下的石油资源。当务之急是在弱交联和石油磺酸盐驱方面进行攻关，以取得突破性进展。
3.复合驱将成为聚合物驱接替技术
如何更有效地利用石油资源和进一步提高采收率是21世纪更为关注的问题，而解决这一问题更为合理的手段是充分利用不同采油方法之间的优势，采用复合方式进行采油。随着合成化学剂复合驱（如三元复合驱、二元复合驱等）、合成化学剂－气复合驱（如泡沫驱）、不同气复合驱（如CO2＋富气等）、合成化学剂热力复合驱、合成化学剂水平井注入复合驱等复合驱油技术的发展，以及结垢和注剂效果（如粘度、活性等）的改善，复合驱油方法将成为21世纪最重要的聚合物驱接替技术。
七、结论
通过制定三次采油驱油剂的质量标准，使驱油剂的质量得到了保证；通过制定三采注入过程和后续水驱阶段的技术政策界限，明确了适合三次采油的油藏条件范围和合理的工作制度。以上研究从不同的方面保证了胜利油区三次采油向好的方向发展。
另外，高温高盐驱油体系研究及矿场实施、聚合物驱后进一步提高采收率和各种复合驱技术研究将是今后三次采油研究的重点和方向。
G. 注水开采的具体方法
开始注水的时间和保持压力的水平 这直接影响油田建设和经济效益。确定油层压力保持水平时，要充分利用天然能量，以实现用最简便、最经济的方法开发油田。同时要使油藏保持的压力足以满足一定采油速率的要求，还要使油、气、水在地下的运动状态有利于提高采收率。一般认为，在能达到要求的采油速率时，以油层压力降至饱和压力附近开始注水，较为适宜。
注水方式和井网 依据油藏的构造形态、面积大小、渗透率高低、油、气、水的分布关系和所要求达到的开发指标，选定注水井的分布位置和与生产井的相对关系，称注水方式，它确定了水驱油的方向和油井受效特点。注水方式有： ①对有边水活动、面积较小的油田，油水区间的传导性能较好时，往往沿油水边界附近布置注水井，形成环状注水，也叫边外注水；
②对面积较大、储层连片情况较好、渗透率较高的油田,注水井排切割油藏,形成行列注水；
③对面积较大、储层连片较差、渗透率较低的油藏，生产井和注水井按照一定几何图案，互相间隔地排列，称面积注水。另外，还有注水井分布比较灵活的点状注水、选择性注水等，这些方式也叫边内注水。 为使油井充分受到注水效果，达到所需要的采油速率和所要求的油层压力，还需确定井和井间的距离（井距）,确定井距时,以大多数油层都能受到注水作用为原则。注水井和油井的井数比例和分布形态,称为井网,如面积注水井网有五点法 (注水井与生产井的比例为1:1)、四点法（比例为1:2）、反九点法（比例为1:3）等。
通常，依据油井的产油能力、注水井的吸水能力和要求达到的采油速率、采收率、开采年限等，来对比、分析注水强度不同和布井方式不同的各种注水井网的开发效果，从中选用最佳的井网形式。注水井的吸水能力主要取决于油层渗透率和注水泵压，为使油层正常吸水，注水泵压应低于油层破裂压力。 注水过程中要经常调整注水井的吸水剖面，改造吸水少的中、低渗透层，控制影响其他层吸水的特高吸水层，使更多的油层按照需要吸水，以提高注入水的体积波及系数，采油井也要定期监测产油剖面，了解各油层工作状况，以便采取措施减少井筒内的层间干扰，发挥中、低渗透率油层的作用。
提高注入水利用率 随着对注水采油认识的加深，近年来又发展了各种提高注入水的体积波及系数的方法，并减少注入水的采出量，提高注入水的利用率。如对非均质性严重或带有裂缝性的油层，将连续注水改为周期性注水；对高含水地区改变注水井的分布，从而改变水驱油的液流方向等，已取得很好的试验效果。
H. 埕北潜山油藏描述及开发技术政策研究
杜玉山张敬轩田同辉张强王爱景曲全工
摘要埕北30潜山是渤海湾南部浅海海域的一个高产含油构造，具有古生界、太古宇两套储油层。潜山的内幕构造、断裂系统极其复杂；储集层的发育受多种因素控制，非均质性极强，储集空间既有裂缝，又有孔、洞；原油性质特殊，油藏内既有黑油，又有挥发油。完钻探井数及录取的基础资料较少，储量尚不落实。针对这一复杂裂缝性潜山油藏，应用精细构造解释、裂缝成像测井、古地磁分析、应力场模拟、CT分析、双重介质数值模拟等多种新技术、新方法，开展了油藏描述及开发方案设计中的一系列探索研究。解决了构造形态及断裂系统展布、裂缝发育特征、储集层物性、储集层分布、油藏类型、开发技术政策等关键问题；加深了地质认识，落实了油气地质储量，编制了开发方案；同时总结形成了一套在少井条件下裂缝性潜山油藏描述及开发方案设计的方法。
关键词埕北30潜山油藏储集层预测裂缝系统储量计算数值模拟开发技术政策
一、引言
埕北30潜山位于渤海南部极浅海海域，水深10～16m，构造上位于渤中坳陷与济阳坳陷交会处的埕北低凸起的东部，勘探面积约50km2。5口完钻井中有4口井获高产油气流，1口井获低产油气流。油藏具有古生界、太古宇两套储油层，以太古宇为主。古生界地层断缺、剥蚀严重，平面上分布层位、厚度变化很大；太古宇以巨厚区域变质岩为主，夹火山岩侵入体，变质岩横向分布较为稳定。储集层具有双重介质特征，古生界储集层为灰岩、白云岩，孔、洞、裂缝均较发育；太古宇储集层储集空间以裂缝为主，少量溶蚀孔洞。裂缝是该潜山油藏主要的储集空间及渗流通道，具有多期次、多组系特点。油藏原油性质特殊，构造高部位为挥发油，构造低部位为黑油。潜山高部位顶面埋藏深度3100m，试油未见明显油水界面，潜山含油高度大于1000m，储量规模在2000×104t以上。
二、埕北30潜山油藏描述技术
1.裂缝产状及分布规律
综合应用调查类比技术、岩心描述技术、室内分析技术、裂缝成像测井技术、地质录井技术、应力场数值模拟技术等多种方法，对构造裂缝发育产状及分布规律进行了综合研究，包括裂缝宽度、开启程度、组系、走向、倾向、倾角、密度、发育期次、平面分布状况及规律等（图1），取得了较好的研究效果。
图1裂缝产状描述流程图
1）模拟调查类比法。
（1）相似油田类比研究
运用相似油藏类比方法，从静态、动态两个方面研究了东胜堡、王庄、华北等相似油藏的储集体发育规律，主要有：平面上，距离断层越近，储集体越发育，油井产能越高；纵向上，潜山上部储集体发育好于下部储集体；油藏为块状潜山油藏，裂缝以高角度缝为主。
（2）地表露头调查类比潜山储集体发育规律
通过选取与油藏在区域构造、储集体层位、储集体岩性、应力环境相似的露头地区进行野外调查，利用野外可以横向连续追踪和大面积测量的优点，研究储集空间成因、构成，表征储集体的各项参数及参数的变化规律，增加对储集体发育特征的认识，指导潜山油藏分布特征的研究。野外露头的研究成果可与油藏储集体研究成果相互补充，解决油藏因钻井揭示地质信息的局限性给研究带来的困难。对山东省莱芜市某地区太古宇裂缝发育特征进行的地面测量表明，71%的测点发育3～4组裂缝，65%的裂缝其倾角分布在60°～90°范围内。裂缝密度一般为5.5～65条/m2，主要在10～30条/m2范围内。裂缝面孔率最大可达10.2%，主要分布在0.18%～4.3%范围内，裂缝面孔率明显受边界断层的影响，在距主断层3000m范围内，裂缝面孔率与测点距主断层距离的关系为：
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式中：Sf—面孔率，%；
x—距主断层的距离，m。
2）地质录井研究
钻井动态分析是利用钻井过程中发生的诸如油气显示、钻速异常、泥浆漏失、井涌、井漏等特殊地质现象，综合研究地下储集体发育特征的技术方法。其对于岩溶孔洞性、应力裂缝性潜山储集体评价尤为重要。该方法适用于储集体发育特征、储集体含油特征等方面的研究，具有及时、高效、低成本的特点。
（1）钻时曲线
钻时曲线受岩石矿物、岩石结构、裂缝发育程度等多方面的影响，对于岩石性质较均一的片麻岩地层，钻时曲线主要受储集体发育程度的影响。致密片麻岩地层的每米钻时一般大于20分钟，由于片麻岩一般不易溶蚀，不发生钻具放空现象，若每米钻时小于10分钟，则可能预示钻遇裂缝发育带。
（2）井涌、井漏
井涌、井漏现象是裂缝发育程度高的重要标志。由于硅酸盐储集体不易发生溶蚀现象，对裂缝性油藏，这种地质现象并不多见。目前仅在王庄油田见到泥浆漏失现象，这与该油田长期裸露于地表，裂缝发生微弱溶蚀加宽有关。
（3）岩屑录井
岩屑录井可以提供地层岩性、地层层位等信息，同时也可以研究片麻岩的裂缝发育情况。岩性的变化可以形成较发育的裂缝系统，如片麻岩中的伟晶岩一般可作为较好储集体，煌斑岩等侵入岩及其围岩可以形成较好的裂缝储集空间。利用岩屑录井中次生矿物的类型、发育程度、结晶形态也可较准确判识裂缝发育情况。岩屑中出现黄铁矿一般表明，裂缝的开启程度较高；当具有较好自形晶形态的方解石、石英时，表明该段地层半充填裂缝发育，具有较好的储集性能；半自形和它形石英和方解石次生矿物则表明该地层裂缝以全充填为主，储集性能一般较差。
3）岩心观察
通过观察取心井岩心，直接测量肉眼可见的大、中裂缝发育宽度、开启程度、倾角、纵向发育密度、裂缝组系等特征。
4）实验室研究
应用室内分析技术，通过岩石薄片分析、铸体薄片、扫描电镜、CT分析等方法，研究、描述其微、细裂缝发育的宽度、长度、密度、配置关系等特征。
（1）扫描电镜—图像分析仪系统分析储集体结构
室内利用扫描电镜—图像分析仪系统研究储集空间的微观形态、储集空间连通特征、粒内及粒间微空隙特征、各原生矿物和次生矿物的赋存特征和成岩特征等。
（2）薄片分析法
在薄片观察中，用下式描述裂缝的发育程度，效果较好。
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式中：Φi——计算裂缝孔隙度，%；
ei——薄片中实测的第i条裂缝宽度，mm；
li——薄片中的第i条裂缝长度，mm；
S——薄片面积，mm2。
（3）计算机层析技术
计算机层析技术（CT）是80年代以后发展起来的、基于射线衰减理论确定岩心基本物理参数的一项新技术。其优点在于不用破坏岩石的原有结构，对于有限的岩心资料可同时进行多项储集体参数研究，并可通过切片，研究储集空间在三维空间的分布；可利用不同研究手段获取储集体参数，采用不受岩性和流体限制的图像分析法，对孔隙度边界像素的CT值进行准确判断后求取岩样孔隙度，获得较好的应用效果。
（4）古地磁定向分析研究裂缝走向
古地磁定向是利用地球最后一次磁场倒转后构造变形弱的特点，通过研究现代磁场下形成的粘滞剩磁进行岩心定向的研究方法。应用该技术对没有进行裂缝成像测井的井，根据具有规则裂缝面的岩心，研究确定不同组系裂缝的走向及倾向。该方法还可结合岩石磁组构分析对片麻岩进行片麻理定向，研究岩心裂缝的发育特征。实践表明，岩心的磁性分析和成像测井有机结合可以准确确定岩心裂缝发育特征。
5）裂缝成像测井分析
通过常规测井、地层倾角测井、裂缝识别测井等资料，尤其是裂缝成像测井（包括电成像和声成像测井），研究裂缝发育诸要素。其包括走向、倾向、倾角、组系、发育密度、在纵向上的分布规律等，可解决岩心资料无法直接解决的裂缝走向及倾向问题。
6）地应力数值模拟法
应用古应力场恢复、岩石力学性质、岩石破裂准则，通过有限元法模拟裂缝可能的走向、不同潜山部位应力的大小，判断裂缝发育的强度。
7）相干体分析方法
潜山储集体中高角度裂缝发育带、较大断层，可以导致不同地震道之间数据的差异，相干体分析技术就是利用这种差异，研究地震道之间数据相似性的一种数学方法。通过相干体分析与构造分析相结合，研究高角度裂缝的发育情况。
根据埕北30潜山太古宇相干体分析结果，将研究区高角度裂缝划分为三类区。Ⅰ类区高角度裂缝占裂缝总数的40%左右，Ⅱ类区高角度裂缝占裂缝总数的20%左右，Ⅲ类区高角度裂缝不发育。
通过应用以上研究技术，对埕北30潜山太古界发育的构造裂缝取得以下认识。
根据岩心、成像测井资料分析，裂缝主要为倾角大于40°的中、高角度裂缝（＞80%）；裂缝以宽度小于1mm的细缝、微缝为主，占总裂缝数的68%；裂缝充填较为严重，开启缝约占裂缝总数的45%，中缝以上级别裂缝多被充填，有效缝一般为微细缝；裂缝组系较多，平面上各地区发育不一，主要有北东向、北北东向、东西向三组裂缝；纵向上，有效裂缝6～60条/m。
2.储集体预测
根据岩心、试油、测井及录井等资料，经综合研究，预测了埕北30潜山的储集层（图2）。其太古宇累积储集体厚度一般在100m左右。其中，因多条断层交汇潜山南部连续储集体厚度大于200m，南部储集体发育程度好于潜山北部。
图2储集层预测研究流程图
3.储集体物性研究
双重介质储集层的储集空间类型复杂，空隙结构多变，物性变化大，非均质程度高，裂缝系统和岩块系统具有不同的储集空间结构及渗流机理。因此，对储集体的物性特征有必要分为两大系统进行研究。
（1）测井二次解释技术
通过常规测井和核磁共振测井资料，应用Schumberger公司的EIANPLUS解释软件可以解释总孔隙度及裂缝系统孔隙度，两者相减求得岩块系统孔隙度。
太古宇声波测井速度与测井解释孔隙度的统计关系为
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式中：Φ——孔隙度，%；
V——速度，km/s。
太古宇声波测井速度与测井解释渗透率的统计关系：
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式中：k—渗透率，10－3μm2；V—声波时差，μs/ft。
（2）岩心分析技术
室内分析化验的小岩样孔隙度、渗透率，反映的是储集体基质岩块的孔渗特征，含有10μm以下微细裂缝的全直径样品的孔渗分析结果基本反映岩块系统的孔渗特征。因此，可以通过全直径及小岩样的覆压孔、渗透分析资料来认识、评价储集体岩块系统的孔隙度、渗透率特征，这也是研究储集层物性的一种常规手段。
（3）现代试井分析技术
试井解释储集体参数是裂缝性储集体物性评价比较先进的方法。它应用双重空隙介质油藏模型、由试井得到的压力、时间拟合值和拟合参数，通过半对数分析法和霍诺分析法来计算油藏、油井的参数，对储集体物性进行研究和储渗系统的划分。对储能比和窜流系数进行分解得到裂缝系统和基质系统各自的孔隙度和渗透率，从而推导出新的物性计算公式：
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式中：Kf——裂缝渗透率，10-3μm2；
a——裂缝倾角，（°）；
λ——窜流系数；
ω——储能比；
rc——井筒有效半径，m；
Cm——岩块系统压缩系数，MPa-1；
h——裂缝性油层厚度，m；
Cf——裂缝系统压缩系数，MPa-1；
t——时间，s；
Φf——裂缝孔隙度，%；
Ctf——裂缝系统综合压缩系数，MPa-1；
tD——无因次时间；
Φm——岩块孔隙度，%；
μ——原油粘度，mPa·s。
（4）开发地震技术
通过油井二次解释、岩心分析、现代试井分析等方法，研究储集层物性（图3）。
通过以上研究，认为太古宇储集体岩心统计面孔率一般在0.3%左右，其中花岗片麻岩裂缝发育程度高于煌斑岩，缝隙度一般大于0.3%，未见明显溶蚀现象发生；煌斑岩缝隙度0.24%，具有一定的溶蚀现象，洞隙度可达0.1%左右。小岩样物性分析平均孔隙度1.53%，平均渗透率0.21×10-3μm2。
图3储集层物性研究流程图
测井解释太古宇潜山上部（即潜山面以下70m）平均孔隙度4.58%，其中裂缝孔隙度1.34%，岩块孔隙度3.24%；单层渗透率0.14×10-3～19.77×10-3μm2，平均6.05×10-3μm2。潜山下部（距潜山顶面70m以下）平均孔隙度3.9%，其中裂缝孔隙度0.6%，岩块孔隙度3.3%。潜山上部的储集能力优于潜山下部。
埕北30潜山多口井的压力恢复测试计算的裂缝孔隙度为1.2%，渗透率1.21×10-3μm2；岩块孔隙度2.8%，渗透率0.0001×10-3μm2。解释结果与测井解释结果符合程度较好。
4.油藏特征研究
（1）原油性质及分类研究 埕北30潜山油藏地面原油密度为0.7755～0.8076g/cm3，平均0.7949g/cm3；地面原油粘度为0.04～1.92mPa·s，平均0.68mPa·s；含硫0.02%～0.6%，平均0.22%；凝固点7～22℃。为低密度、低粘度、低含硫轻质原油。
根据埕北301、303井的高压物性分析，油藏构造高部位与低部位地下原油性质相差较大（表1）。
表1埕北30潜山油藏原油高压物性分析表
研究发现，原油性质与油藏深度变化有明显规律，经回归分析，地面原油密度与埋藏深度的关系为：
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原油体积系数与埋藏深度的相关关系：
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原始气油比与埋藏深度的相关关系：
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式中：ρo——地面原油密度，g/cm3；
Boi——原油体积系数；
D——地层深度，103m。
Rsi——原始气油比，m3/t；
埕北30潜山油藏存在黑油和挥发油两种原油，根据原油类型划分标准，按原油体积系数2.0作为挥发油和黑油的分类界限，根据原油体积系数与埋藏深度关系式，计算两者分界深度为3438m；按气油比300m3/m3作为挥发油和黑油的分类界限，根据原始气油比与埋藏深度关系式，计算两者分界深度为3461m。根据以上计算结果，综合确定该油藏挥发油和黑油在纵向上分界深度为3450m，在该深度以上为挥发油，该深度以下为常规黑油。平面上挥发油主要分布在潜山北部埕北301井区的构造高部位，其他大部分范围内为黑油。
（2）油藏连通性研究
据地层测试资料，油层压力系数为0.99～1.12，属正常压力系统。温度梯度3.7℃/100m，属偏高温系统。
在不同油藏部位、不同深度试油，原油性质存在较大差别。纵向上，埕北30潜山古生界油藏与太古宇油藏是否连通一直是研究的重点，油藏在纵横向的连通性将直接影响储量计算和开发方案的制定。
从地质角度分析，古生界和太古宇储集层之间没有稳定分布的隔层，纵向上是由断层及裂缝沟通的一个整体连通体；根据从温度压力特征，尚不具备说明埕北30潜山油藏具有多套油水系统的证据。为了进一步说明问题，应用了原油全烃色谱分析技术。
原油全烃分析技术是近年才发展起来的一项新技术，该方法直接将原油进到色谱仪的汽化室，通过组分分离研究流体组成，分析井间或层间连通性。
分别选取4口探井6个（埕北30、302、303井太古宇，埕北302古生界，埕北301、303古生界、太古宇合层）原油样品作中烃组分对极性图（C8～C17）、轻烃星图和原油全烃色谱分析谱图。中烃组分对极性图表明埕北30潜山油藏不同位置、不同深度原油样品特性基本相似；轻烃星图中，埕北302井的两层原油样品轻烃对比性很好，说明原油成藏后发生的次生变化相同，即占生界油藏、太古宇油藏在纵向上是连通的。
以上研究表明埕北30潜山油藏整体属于同一油藏的可能性较大。
（3）油藏类型确定
依据对储集层发育特征、温度压力系统、油水系统、原油性质等方面的研究认识，埕北30潜山为低渗透裂缝性储集层、常压偏高温系统、地层不整合油藏，构造高部位为挥发油藏、低部位为高油气比黑油油藏。油层埋藏深度约在3100～4400m，含油高度1300m左右。
5.储量计算及三维建模技术
（1）计算方法及参数确定
储量计算采用容积法。对于双重介质油藏，裂缝系统和岩块系统的含油性、驱油机理以及最终采收率相差很大，需要针对两大系统分别计算储量。同时，油藏内存在挥发油和黑油两种原油，亦应分别计算挥发油及黑油储量，以便科学地评价总储量的构成。
按裂缝、岩块两大系统分别确定储量计算参数。其中含油面积、油层厚度、原油密度、原油体积系数、气油比等参数两大系统取值相同。取值不同的是孔隙度和含油饱和度。裂缝系统孔隙度取值为1.2%，含油饱和度取值为95%；岩块系统孔隙度取值为2.8%，含油饱和度取值为50%。
分别按挥发油区、黑油区确定储量计算参数。
（2）计算结果
埕北30潜山油藏含油面积18.2km2，石油地质储量2638×104t，天然气地质储量63.74×108m3。其中，古生界含油面积11.8km2，石油地质储量813×104t，占总储量的30.8%；太古宇含油面积18.2km2，石油地质储量1825×104t，占总储量的69.2%。
裂缝系统石油地质储量1193×104t，占总储量的45.2%；岩块系统石油地质储量1445×104t，占总储量的54.8%。其中，古生界裂缝系统石油地质储量374×104t，岩块系统石油地质储量439×104t；太古宇裂缝系统石油地质储量819×104t，岩块系统石油地质储量1006×104t。
挥发油含油面积5.9km2，石油地质储量346×104t，占总储量的13.1%；黑油含油面积18.2km2，石油地质储量2292×104t，占总储量的86.9%。
6.建立油藏三维地质模型
应用Earthvision三维可视化地质建模软件，根据地质、测井、储集层预测等综合研究取得的成果及认识，建立了太古宇油藏的三维地质模型。
根据太古界顶面构造解释结果及地震储集层预测描述的储集层顶面埋深图，建立了太古界储集层构造模型。
根据探井实钻资料和地震储集层预测结果，建立储集层厚度模型。
按裂缝系统和岩块系统分别建立了裂缝系统孔隙度模型和岩块系统孔隙度模型；按储渗体系的划分，分别建立裂缝系统X轴、Y轴、Z轴三个方向和岩块系统渗透率模型。
按挥发油和黑油两种原油性质建立流体模型。
根据“一套油水系统，油水界面深度4400m，水体体积是油藏体积的5倍左右，常压偏高温系统”建立了油藏模型。
三、油藏工程研究
1.双重介质储集层岩石压缩系数
岩块系统和裂缝系统的储集空间结构差异较大，因此，分别研究它们的岩石压缩系数是十分有意义的。仅靠常规试验分析方法无法实现这一目的，而将岩石压缩系数分析仪与计算机层析仪（CT）联合应用则可实现研究双重介质压缩系数的目的。首先，利用计算机层析（CT）分析仪，对岩石横断面进行扫描，描述岩石样品的空间结构，研究样品的储集空间类型，确定样品是属于岩块还是裂缝系统；然后应用岩石压缩系数分析仪测定样品的压缩系数；最后将上述两方面的研究结果相结合，可分别确定岩块和裂缝系统的压缩系数。
应用卜述技术分别确定了埕北30油藏岩块和裂缝系统的岩石压缩系数，前者为8.8×10-4MPa-1，后者为90×10-4MPa-1。
2.油藏产能
双重介质油藏储集层非均质性严重，不同储集层、不同井区油藏产能相差比较大。根据油藏已有的4口探井取得的试油成果，分别对古生界和太古宇分不同井区、不同层位、不同储集层类型（Ⅰ类、II类储集层）进行了产能研究。
（1）古生界
埕北30油藏目前试油的4口探井钻遇古生界层位不一致，因此试油时的产能也存在一定差异。埕北30井试油层位为古生界的冶里—亮甲山组，采油指数为0.9t/(d·MPa·m）；埕北301井试油层位为古生界府君山组，每米采油指数为0.62t/(d·MPa·m）；埕北302井古生界的试油层位为冶里—亮甲山组和马家沟组，每米采油指数为0.7t/(d·MPa·m）。
根据古生界储集层在平面分布规律及试油时产能的差异，将古生界储集层按6个井区分别确定了每米采油指数。
（2）太古宇
根据埕北302井对太古宇试油结果，采油指数为0.15t/(d·MPa·m）。根据地质研究储集层预测、相干分析结果，埕北302井位于Ⅱ类区，采油指数取值为0.15t/(d·MPa·m）。在此基础上，根据储集层物性差异Ⅰ类区采油指数取值0.2t/(d·MPa·m），Ⅲ类区采油指数取值0.1t/(d·MPa·m）。
3.相似油藏类比
通过对国内外已投入开发的15个相似油藏实例进行了类比分析，取得了如下认识：①保持地层压力高于饱和压力是挥发油油藏取得较好开发效果的必要条件；②国内已开发的6个相似油藏开发实践表明，裂缝性潜山油藏注水开发采出程度一般为16%～30%。
4.油藏数值模拟
针对埕北30潜山油藏储集层和流体特征，应用三维三相黑油双重介质数模软件SimbesetⅡ进行了数值模拟研究，共计算了24个方案，研究、优选了合理的开发技术政策。
1）挥发油区开采的可行性
数模结果表明（表2），在相同井距条件下，避采挥发油区比开采挥发油区采出程度略高0.3%～0.5%，但由于避采挥发油区比开采挥发油区要少打1～4口井，故在相同井距条件下，避采挥发油区比开采挥发油区平均单井累积产油量提高（2～4.8）×104t。因此，避采挥发油区开发效果要好于开采挥发油区。
表2开采/避采挥发油数模研究数据表
2）开发方式
（1）天然能量开发
采用750m井距、避采挥发油的布井方案对天然能量开发进行了数模研究。结果表明，天然能量开发初期采油速度2.2%，开发15年末采出程度可以达到20.2%。
（2）注水开发
注水方式 分别研究了内部注水、边缘注水、内部＋边缘注水三种注水方式。数值模拟结果表明（表3）：三种注水方式的初期采油速度和开发15年末采出程度比较接近，但由于采用内部注水方式总井数比其他两种注水方式要少打6口井，故开发15年末内部注水方式的平均单井累积产油量比其他两种注水方式要高4.2万吨，因此，埕北30油藏适合采用内部注水的开发方式。
表3不同注水方式数值模拟研究数据表
注水时机及压力保持水平 研究了两种注水时机，即原始地层压力和0.75倍原始地层压力（即平均地层压力降至30MPa）。数值模拟结果表明，开发15年末，原始地层压力注水采出程度24%,0.75倍地层压力注水采出程度22%，比原始地层压力注水只降低了2%。因此，原始地层压力注水和0.75倍原始地层压力注水对开发效果影响不太大。考虑到采油工艺的要求，确定埕北30油藏注水时机为稍高于0.75倍原始地层压力，取值32MPa，即压力降至32MPa时注水保持该压力。
注采比 研究了三种注采比（0.2、0.5、0.6）的注水方案。三种方案的计算结果对比表明，初期采油速度比较接近，在2.3%～2.4%；开发15年末采出程度随注采比的不同而变化，当注采比从0.2增加到0.5时，采出程度由22.2%增加到24.1%，当注采比从0.5增加到0.6时，采出程度不再增加。因此，埕北30潜山注水开发时合理注采比为0.5～0.6。
（3）注气开发
采用750m井距的均匀布井方案，以位于油藏顶部的三口井为注气井，进行注气非混相驱开发数值模拟研究。计算结果表明，注气开发初期采油速度2.4%，开发15年末采出程度为24.6%。
（4）开发方式的确定
受数值模拟计算软件本身的限制，在进行天然能量、注水、注气开发数值模拟研究时有些因素未考虑或考虑不够，对计算结果将产生如下影响。
第一，天然能量开发数值模拟研究中，没有考虑因地层压力下降而使部分开启缝不同程度闭合，导致储集层渗透率下降的影响，这使数值模拟开发计算结果比实际情况要好，预计要高3%～4%；另外边底水能量严重不足也将影响其采出程度，预计要影响2%～3%左右。
第二，注水开发数值模拟研究中，对受含水上升而使无因次采液（油）指数下降的影响因素考虑不够，使注水效果比实际要偏好，预计采出程度要高3%左右。
第三，数值模拟中，没有考虑具有充足气源条件下的非混相驱及混相驱，仅是考虑将采出气回注并按照非混相驱来计算，其采出程度比注水略高。从国外油田注气开发的实际效果来看，非混相驱采收率一般在20%～30%左右，混相驱一般在30%～40%左右。因此，埕北30潜山油藏若注气量充足并实现混相驱，则其采出程度有望达到30%以上。
综上分析，天然能量开发采出程度可能在14%左右，注水开发采出程度在21%左右，注气开发尚需进行深入研究。因此，埕北30潜山油藏的开发方式应立足于补充能量开发。在目前没有注气开发研究的可靠成果之前，能量补充方式暂按注水开发方式考虑，地层压力保持水平为32MPa左右，注采比为0.5～0.6。
3）布井方式及井距
（1）布井方式
为了研究油藏非均质性对开发效果的影响，设计了均匀和不均匀布井两种布井方案。数模计算结果表明，不均匀布井方案开发效果好于均匀布井方案。在相同的生产井数下，不均匀布井方案初期采油速度比均匀布井方案可提高0.2%，开发15年末采出程度提高2%，平均单井累积产油量可以提高5×104t。
（2）井距
研究了750、900、1200m三种井距。计算结果表明，随着井距的增加，单井控制储量增加，初期采油速度降低，开采末期原油采出程度降低。750m井距和900m井距方案，平均单井控制储量分别为91×104t和152×104t，采油速度分别为1.8%和2.2%，说明这两个方案既有较好的单井控制储量，又有较高的初期采油速度；当井距增加到1200m时，虽然单井控制储量比较高，达到了228×104t，但初期采油速度比较低，只有 1.5%。因此，埕北30油藏合理井距应控制在750～900m。
依据上述研究所确定的开发技术政策，在埕北30潜山共部署17口井，其中利用已有探井3口，新井14口，动用含油面积18.2km2，石油地质储量2638×104t，建成年产油能力33×104t。
致谢在研究过程中，得到了王端平副院长的指导；周英杰、王军、隋淑玲、张秉政等高级工程师参加了该项目的部分研究；滩海室范崇海、郑舰、王玉芹、宋美虹、姜书荣、王峰、崔映坤等同志参加了研究工作，在此一并表示感谢。
主要参考文献
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I. 急求石油工程采油毕业论文
提高油田采收率的实践与认识
摘要：油田经过长时间的开发，形成了固定的注采模式和对应关系，最终含水上升，产油量下降。由于油层的非均质性和多层开采，导致油层动用不均，降低了油田的采收率。通过实施调整注采井网、强化注水、封卡等措施，充分挖掘老油田的潜力，达到最终提高采收率的目的。
关键词：地层压力：注采井网；提高采收率：断层遮挡；地层能量
滨南油田历经四十多年的开发，主力区块、优质储量已得到充分动用，多数主力油藏已进入高含水、高采出程度、高剩余采油速度和高开发成本的四高阶段。如何实现老区稳产?滨南油田从保持合理地层压力入手，通过实施井网完善、调整注采对应关系、强化注水等一系列工作，有效提高了油田采收率，实现了连续稳产16年的佳绩。
1所属油田概况
滨南油田属于多油层复杂断块中、低渗透油藏，分为滨一区、滨二区、滨三区，所管单元油层埋藏深，低产、低效，低渗单元居多。从上到下发现沙二段、沙三段、沙四段三套含油层系，共探明含油面积66.27km2，石油地质储量8157.4×104t，注水储量7181.6万吨，可采储量2010.8×104t，标定采收率24.65％。目前累计产油1562.1499万t，地质储量采出程度19.15％，地质储量采油速度0.40％。该油田投入开发以来，经历水力泵、电泵、抽油机等多种方式的强度开采，地下油水关系复杂，非均质严重，平面层间矛盾突出。
2提高采收率的开发思路
以“产量硬稳定、管理上水平”为目标，立足老区，进行井网完善，调整注采对应关系，夯实老油田的稳产基础，减缓递减，确保提高老油田的采收率。主要以砂体治理和平面挖潜为重点，实施“增”、“提”、“补”措施，即增加注水井点和有效注水量，提高注采对应率和开井数、补孔小砂体挖潜等，提高储量动用程度。
3提高采收率的做法和效果
3.1井网完善是前提
针对油水井井况明显变差，导致注采井网不完善，地层能量下降严重，部分油井因能量不足停产，油田开发形势变差的现状，自2006年以来，我们从长远利益出发，通过精细油藏描述，进行剩余油饱和度测井等措施，加强了对地质构造和剩余油分布的再认识，分别对滨35-64块、杨集沙三和毕家沙三等多个单元的24口油井实施了转注完善注采井网，初期日增注1060m3/d，累计增注23.0723m3，对应油井76口，见效油井35口，初增油44.6t/d，累计增油34963t/d。油井的多项受效率增加了12.4％，使个别油井死灰复燃。如滨35—64块的油井滨35—13井，因高含水产能低停井多年，该井的对应水井滨35-9井与其单项对应，通过转注油井滨35—41井，使该井成为双向受效油井，对该井下螺杆泵提液扶停后，由于水驱方向的改变，扶停后日油4.0t/d，含水91％，到目前已经累计生产原油1654吨见到较好的增油效果。单18块主力水井S18—7井因套破多处错断，导致报废停注，于是2007年9月油井转注S18—X10井替代，S18-X10井转注后，日增水量53m3/d，累积注水1.7190万m3，对应油井S13、S18-X8两口井注水见效明显，日增油量6.8t/d，累计增油895t。
3.2强化注水是关键
制约滨南低渗透油田开发的主要问题是欠注井、欠注层多。欠注的主要原因是回注污水，造成地层堵塞。我们深入研究注水水质和堵塞机理，以滨649块为先导，进行酸前储层评估、敏感性评价、水井伤害机理研究、酸化工艺模拟试验及酸化工艺参数优选、酸液体系及添加剂的优选等5项技术系列室内试验的基础上，有针对性的实施水井深部酸化、压裂、冲击波解堵、增压注水等多种措施达到攻欠增注的目的。我们根据注水的实际情况，对水井实施攻欠增注19口，日增注水758m3/d，累计增注81703m3，对应42口油井均有受效显示，日增油26.8t/d，动态注采对应率提高0.2％。如滨二区的滨644块，该块平均孔隙度为17.8％，渗透率仅8.77×10-3um2，碳酸盐含量为16.4％，通过深入研究注水水质和堵塞机理，对该块的3口水井实施了酸化解堵措施，注水井的油压下降至12MPa，注水量由40m3/d上升至120m3/d，对应油井8口，有6口井见到了效果，井组日液由40.3t上升至86.6t，日油由24.6t上升至52.5t，动液面由1038m回升至858m，稳产基础得到了有效的夯实。3.3注采调配是根本
随着注采井网的日益完善，注采开发的三大矛盾进一步凸显，为了控制水淹程度，实现控水稳油，我们在及时掌握油水井生产动态的同时，对水井及时进行测调，改变小层的吸水状况，通过下智能水嘴严格调配小层的注水，使水井根据动态需要注水，达到了控水稳油的目的。共对27口水井30个层进行了上调注水量，注水量由781m3/d上调到1241m3/d，对16口水井18个层进行了下调注水量，注水量由534m3/d下调到329m3/d，对应油井79口，受效28口，日增油33.2t/d，累计增油3934t。如滨三区单16块的S16-10井组，该井对应油井4口，因封隔器失效导致对应油井S16-23井含水上升，控制注水后又严重影响了对应油井S16-19的生产，使其供液下降，地层供液不足，平面矛盾突出，为了充分发挥每口井的潜力，提高每口井的有效利用率，对水井S16-10井实施换封调配， 5个月后，对应油井明显受效，井组日油由0.7t/d上升到4.3t/d，日增油3.6t，累增油770t，地层能量稳中有升，有5个小层开始动用，取的了较好的调配效果。
3.4增加产量是目的
通过精细微构造和沉积微相的研究，发现在断层的遮挡处以及注入水的非主流线上，有剩余油潜力，在转注完善的基础上，对其适时扶停提液，达到增加产量的目的。如杨集沙三井区位于滨三区中北部，为一构造岩性油藏，该井区沙三下四砂组，属高孔高渗储层。油藏为常压常温系统，天然能量不足，注水开发易水淹，依靠天然能最开发的油井却又供液不足。井区11口油井因高含水、供液不足而停产的有7口，仅有的2口水井均动态停注，属典型的只采不注单元。通过对滨三区的杨集沙三井区滨3—6—9、滨3—7—11进行剩余油饱和度测井，综合评价结果表明：该块平均剩余油饱和度达41.5％。沙三下43平均剩余油饱和度40.3％。地质储量占总储量的68.8％，采出程度低，仅为11.3％，剩余油富集区仍是主力层沙三下的43，单井控制剩余可采储量高达4.4×104t/we11，平面、层间上仍然具有一定的调整完善潜力。在此测井解释结果的基础上，结合井区沙三下43砂体展布情况，对该单元扶停产井5口，日增油33.5t/d，转注完善3口井，日增水量135m2/d，下大泵提液4口，日增油14.5t/d，恢复油井控制储量50万t，增加储量23万吨，区块恢复年产油能力1.5万吨，采油速度提高0.6％，自然递减明显减缓，大大改善了该井区的开发效果。
4结论和认识
虽然部分油田经过长时间的开发，但通过加强对地质构造和剩余油分布规律的认识，强化管理，实行分层注水和单层开采等有效措施，增加水驱储量的动用，仍然能够提高采收率。
J. 什么是注水采油
注水采油，简单说就是向油藏中注入一定水，来将石油换取出来，以水换油。
油田注水开发的原理就是通过打注水井向油层注入水，在整个油层内建立起水压驱动方式，恢复和保持油层压力，从而达到：抽稀井网，减少钻井口数；提高采油速度，缩短油田开发的年限；延长油井自喷期；提高油田最终采收率。由于注水工艺容易掌握，水源也比较容易得到，因此油田注水开发的方式迅速推广，成为一种应用最广泛的方法。习惯上将利用天然能量开发油田称为一次采油法，注水开发油田称为二次采油法。
研究注水采油技术，需要关注注入水水质及水源选择、水质处理及污水处理、注水工艺流程等。用石油人通俗的说法，叫做“注好水”、“注准水”、“注够水”。
注水地面系统是由水源采水系统、注水站、注水管网、配水间、注水泵和注水井等基本单元组成（图5.5）。
图5.5注水开发示意图