文档介绍：提高水驱采收率对策探究【摘要】现代油藏工程技术的发展趋势是最大限度地提高油藏的最终采收率。从1990年海1块转注水开发时起,便注重分析研究影响其注水开发采收率的因素,并采取相应的措施,%的采油速度髙速、高效开发15年,%%的效果。本文在前人工作的基础上,总结分析了影响海1块注水开发采收率的因素,对海1块及类似油田在“双高”期进一步提高采收率有一定的指导与借鉴意义。【关键词】采收率影响因素常规稠油非均质油藏注水开发1油藏概况1地质特征海1块位于大洼断层的上升盘,,石油地质储量1227X104t,、d3ll,发育有水下分流河道、河口砂坝、分流间湾和前缘薄层砂等沉积微相。%,平均空气渗透率633X10-311m2;%、%、%%;变异系数级差最大1340倍,;,饱和压力16Mpa,计算油层破裂压力37Mpa;50°,经历了天然能量开发、早期边部温和注水开发和全面注水开发等三个阶段。%%o截至2005年12月,海1块共有油井105口,开井101口,,,%,,%,%;共有注水井41口,开井35口,平均单井日注水38m3,,、河口砂坝、分流间湾和前缘薄层砂等微相在平面上相间分布,因各微相物性的差异,使海1块平面上有较强非均质性,注入水平面舌进,造成个别油井过早水淹,降低面积波及系数。〜&8之间,〜;各油层组内部渗透率级差在2〜400之间不等,〜,使海1块层间、层内均有较强非均质性,注入水沿高渗透层或高渗透带,单层突进或层内指进,降低注入水波及厚度,从而降低纵向波及系数。。从图中可以看出,当M=1时,油水前缘推进均匀,面积波及系数可达60%;当Ml时,油水前缘不规则,出现粘性指进,注入水面积波及系数大大降低,当M=,面积波及系数只有20%;故把MW1时称为有利流度比。式中:AX为指进长度,m;t为时间,s;k为试验模型渗透率,um2;AP为注水压差,MPa;M—流度比,f;4>D为试验模型孔隙度,f;nW为水的粘度,mPa•s;L为试验模型长度,m;X为油水前缘推进距离,m。从指进长度计算公式中可以看出,当M>1时,AP越大,指进长度随时间呈指数增长的幅度也越大。因此,注水压差越大,粘性指进越明显。,促使地层原油粘度小幅度增加海1块1989年7月投入开发,1990年6月试注,由于采取了早期注水、适时增加注水的措施,确保了地层压力始终保持在饱和压力以上开发。2006年对海12-K23