特高含水油田提高采收率

内容

1、概述

2、高含水期油田开发动态特征

3、剩余油潜力及分布

4、优势渗流通道极其对策——我国河流相储层的主要特征三角洲或冲积扇—扇三角洲的碎屑岩沉积。这类储层的油田储量约占已开发储量的90%,其地质特征为:

1)由于内陆盆地面积相对较小,物源近,相变频繁,因此砂体规模小,分布零散,平面上连通差,而且颗粒分选差,孔隙结构复杂,非均质严重。

2)由于湖盆内频繁的水进水退,使河流—三角洲沉积呈明显的多旋回性,油田纵向上油层多,有的多达数十层甚至百余层,层间差异很大。

3)油层内部纵向上非均质也很严重,各层段间物性相差很大。尤其是储层呈正韵律分布特征,注入水易从下部发生窜流,影响水驱效果。1、概述——我国水驱开发油田的现状：注水技术是我国油田开发的主体技术。采用注水开发的储量和产量所占的比重都在80%以上。已开发油田都已进入高含水、高采出阶段,主力老油田产量递减。含水高于80%的老油田,可采储量占总量的73.1%,可采储量已采出60%以上的老油田,其可采储量更占到总量的86.5%——进一步提高高含水油田的原油采收率高含水油田虽已进入了开发后期,但其产量仍在全国占70%以上。1、概述1、上产阶段（1995-1996）：实施方案井38口，建产能170万吨；2、注水及井网层系调整阶段（1997-2001）：主力区块TZ402CⅢ底部注水开发，实施注水井6口；TZ401区块CⅠ、CⅢ层系实施井网调整；3、递减阶段（2002-2004）：水平井见水，进入快速递减阶段；4、综合治理阶段（2005年-）：精细油藏描述、实施调整井，补孔改层。上产阶段相对稳产阶段递减阶段治理阶段塔中4油田产量变化1、概述-5/40-东河1CⅢ油藏1、概述2、高含水期油田开发动态特征——滨南油田利7块为例利7区块位于利津油田东北部，是一个被断层复杂化的中高渗透、低粘度、低饱和度、强亲水的层状砂岩构造断块油藏。利7区块——利7北、利7南。利7北：利49块和利11-16块，利7南：利21块和利25块。至2011年6月，正常生产井数（含已关井）97口。其中油井62口，水井35口。油藏地层与沉积相特征含油层系沙二段，目的层埋深2000-2400m，地层厚度320m左右，岩性为砂泥岩互层，夹灰质砂岩。5个砂层组17个小层，其中含油小层：11、12、21、22、23、32、33、34、35、41、42共11个，主力含油小层：23、34、35、41、42共5个小层。1砂组2砂组3砂组4砂组5砂组2、高含水期油田开发动态特征1）油井含水构成状况

全区含水大于80%油井占总井数的74%；高含水也伴随着高产液。2）水井注入量构成状况区块平均单井日注量50m3左右利21单井日注量>70m3井数比例>47%；高注入量伴随着高吸水。2、高含水期油田开发动态特征1）油井含水构成状况

全区含水大于80%油井占总井数的74%；高含水也伴随着高产液。2）水井注入量构成状况区块平均单井日注量50m3左右利21单井日注量>70m3井数比例>47%；高注入量伴随着高吸水。2、高含水期油田开发动态特征3）水井窜流特征大部分水井的比视吸水指数小于1，吸水能力极大增加；同时，部分主力水井累积注入量都很高，容易形成窜流条件。比视吸水指数=初期视吸水指数/目前视吸水指数2、高含水期油田开发动态特征通过对产液指数和累积产液量的分析可以看出，大部分油井的的产液指数上升，说明产液能力不断上升；同时，各油井的累积产液量非常高，长期的高速开采，容易产生优势通道。4）油井窜流特征2、高含水期油田开发动态特征地质储量（万吨）累计产油（万吨）剩余储量（万吨）采出程度（%）利7块全区小层动用状况2、高含水期油田开发动态特征区块指标地质储量采出油量采出程度剩余储量采收率（新丙型）砂组

(104t)(104t)(%)(104t)（%）L7北S219.062.5527.06.51S2229.3910.0433.019.35S23242.3184.8434.0157.47S24119.8638.231.081.66S2543.649.9721.033.68总计450143.632.0306.440.5L21S2133.356.1218.027.23S22150.6574.9650.075.69S23292.94146.8450.1146.10S2411164.1658.046.84总计562.52292.0851.9270.4458.4L25S212.230.9442.11.29S2285.4537.2643.648.20S23101.4956.6555.844.84S2410.830.353.310.47总计200.0095.2047.6104.8054.6利7块全区小层动用状况2、高含水期油田开发动态特征示踪剂产出曲线呈单峰值变化急骤

例如1151井在对应水井投放示踪剂30天后即达到浓度波峰，最高达0.97ng/ml，波峰区仅保持了10天就急剧下降到0.1ng/ml，推断存在窜流,比较严重。

1151井示踪剂产出曲线（B13-1-1层段）

优势通道的动态表现特征2、高含水期油田开发动态特征底部水淹严重

研究区洪积相正韵律厚油层在长期的注水开发过程中，形成明显的底部水淹型。正韵律厚油层的水淹特征图（1137井百一段）

2、高含水期油田开发动态特征①粘土颗粒迁移注水开发过程中，高岭石长期受注入水浸泡、冲刷，晶格易遭破坏，形成细小微粒发生迁移，使孔喉增大，是形成优势通道的原因之一。

T1169井2268.73m粒间蠕虫状高岭石

B12砂组粘土矿物相对含量表

储层微观性质变化粘土颗粒迁移颗粒接触关系变化孔喉特征变化2、高含水期油田开发动态特征颗粒接触关系变化初、中含水期变化不明显,高含水期骨架颗粒明显由点、线接触演变为游离状态，连通性增强，有利于形成优势通道。

储层微观性质变化高含水期高含水阶段1159井B12-1-1单层2184m高含水阶段1159井B13-1-1单层2211m高含水阶段1159井B13-3-1单层2227m高含水阶段T1169井B13-1-1单层2305m初期中含水期中含水阶段1137井B13-1-2单层2117m中含水阶段1137井B13-1-1单层2114m原始阶段1027井B13-1-1单层2243m原始阶段B22井B13-2-1单层2345m2、高含水期油田开发动态特征③孔喉特征变化

储层微观性质变化

据铸体薄片资料,中含水期B12砂层组的孔径均值较大，但孔喉分选和均匀程度较低，高含水期，B12砂层组孔径均值变小，但孔喉分选和均匀程度变好。表明孔喉网络的连通性变好，可为优势通道的形成提供有利条件。2、高含水期油田开发动态特征精细化剩余油分布及规律研究：（三个层次）（1）微观分布研究（基础研究）

高含水期剩余油微观分布特征（2）规律性认识（不同地质条件机理研究）（3）精细化模拟（应用研究）

精细模型时变模型3、剩余油潜力及分布高温高压核磁共振岩心分析装置耐温（℃）100耐压（MPa）35二维谱序列PFGFFG梯度强度三维梯度（500mT/m）最短回波间隔60μs(高Q-开关)最大样品250mm*250mm分辨率0.6nm8mm5mm高温高压CT扫描驱替装置耐温（℃）100耐压（MPa）50分辨率2μm岩样直径5mm，8mm测试装置CT扫描装置CT扫描配套3、剩余油潜力及分布定量分类标准传统认识与定量划分结合，解决了微观剩余油分类的定量描述微观形态动用难易程度难易簇状多孔状柱状滴状膜状3、剩余油潜力及分布CT扫描识别结果（1）微观剩余油定量表征技术3、剩余油潜力及分布构型控制下的剩余油分布规律板-槽状构型注水开发（最小阻力效应）3、剩余油潜力及分布（2）规律性认识边水能量开发◆剩余油潜力：板状构型<槽状构型<组合构型◆油水流动阻力：板状构型<槽状构型<组合构型（最小阻力效应）构型控制下的剩余油分布规律3、剩余油潜力及分布（2）规律性认识——精细地质模型（时变＋窜流）

◆孔隙度变化◆渗透率的变化◆相对渗透率的变化◆地层流体粘度变化◆窜流通道的存在和发育精细化油藏数值模拟3、剩余油潜力及分布（2）规律性认识含水率94%含油饱和度分布图不考虑综合的作用考虑综合的作用注水井生产井生产井注水井精细化油藏数值模拟3、剩余油潜力及分布（2）规律性认识不考虑综合作用考虑综合作用含水率94%含油饱和度垂向分布图注水井精细化油藏数值模拟3、剩余油潜力及分布（2）规律性认识剩余油饱和度剖面线1HD4-40HHD4-43HD4-53边水沿下部层系缓慢推进，中部区域板状-槽/楔状组合构型分布控制，形成剩余油富集；在构造高部位，注入水受板状构型控制，注采对应层位水驱波及效果较好，上部剩余油富集；2003.9剩余油2008.9剩余油2011.11剩余油HD4-53HD4-43HD4-40HHD4-53HD4-43HD4-40H直井射孔位置水平井射孔位置HD4-43井区3、剩余油潜力及分布（3）精细化模拟剩余油饱和度剩余油丰度剩余油潜力评价指标：含油饱和度——单位孔隙体积中所含原油的体积量。剩余油丰度——Ng533、剩余油潜力及分布（3）精细化模拟4、优势渗流通道极其对策T7-8存水率与采出程度关系曲线评价4、优势渗流通道极其对策（形成非活塞式驱替，正常出水）4、优势渗流通道极其对策出水原因及对策1、油田出水原因

—油藏地层的非均质

—油藏流体的非均质

—完井方式缺陷（如水层误射）

—生产方式缺陷（如强注强采）

—作业措施缺陷等（如压裂酸化连通水层）4、优势渗流通道极其对策控制含水上升规律的因素——对策

●两相流体流度比

（形成非活塞式驱替，正常出水）

●储层的非均质性

（形成水窜，非正常出水）

●油田开发方法

（人为因素，恶化/改善出水）改变水的流度——注聚合物提高决策的科学性调剖堵水技术4、优势渗流通道极其对策优势通道、高渗条带、窜流通道、大孔道的概念1、窜流通道（大孔道）有一个定量的概念

由于非均质性，当大孔道规模大到足于影响驱替效果时的值——技术界限2、窜流通道（大孔道）是一个相对的概念

大孔道规模的技术界限与不同的驱替剂、被驱替流体有关。——不同油藏、不同驱替方式，有不同定量值的大孔道界限。所以，大孔道的描述是个复杂的问题。4、优势渗流通道极其对策改善水驱效果的水动力学方法：

周期注水（不稳定注水）

改变液流方向

强化注采系统的变形井网

补充点状和完善排状注水系统

提高排液量

堵水与调剖技术

各种调整方法的结合4、优势渗流通道极其对策控制出水（产水）——油井？注水井？面积注水特点：一口油井受多口注水井作用；一口水井影响多口油井。调剖——在注水井上控制：调整吸水剖面堵水——在采油井上控制：封堵出水层位调整产液剖面4、优势渗流通道极其对策

更65井堵水前后吸水剖面曲线调剖前第一次调剖后第二次调剖后4、优势渗流通道极其对策区块调剖堵水技术发展概要：

40－50‘s,油井单井堵水（机械、化学）技术；

70’s－80’s水井单井调剖技术；

80‘s后期，区块整体调剖技术；

90’s以调剖为中心的综合治理技术、封堵大孔道技术；

90‘s中后期，2＋3技术、深部调剖技术（凝胶类、

泡沫胶类）、多轮次调剖技术……；

21世纪前后，如何发展？

总之，堵剂与工艺的研究活跃，油藏工程研究薄弱。4、优势渗流通道极其对策◆动态识别方法多因素综合评判识别方法基于产能方程（达西公式）井和井间测试方法模糊评判方法层次分析法支持向量机方法静态资料、动态资料、监测资料——主次评价与甄别4、优势渗流通道极其对策◆动态识别方法多因素综合评判识别方法基于产能方程（达西公式）井和井间测试方法试井分析方法示踪剂识别技术概率模型法（吸水剖面识别）4、优势渗流通道极其对策井间示踪原理

4、优势渗流通道极其对策优势通道的存在性优势通道的模式优势通道的参数优势通道的分布大孔道形成后的动态表现大孔道形成的规模形态大孔道大小,即地质参数大孔道的纵向层位平面展布4、优势渗流通道极其对策上世纪30年代，美国经济统计学家穆尔采用多指标综合方法来构建美国宏观经济预警系统。从逻辑上讲，分析经济预警的基本步骤有以下几个阶段：

◆明确警义(或确定警情)：就是明确监测预警的对象。

◆寻找警源：警情产生的根源，是“火种”

◆分析警兆：也叫先导指标。找出警限的警兆区间

◆预报警度：预报警度是预警的目的。

◆对策措施：采取相应的防范措施。

4、优势渗流通道极其对策趋势预测决策系统预报警度分析警兆寻找警源生产动态资料地质静态资料监测资料指标筛选与组合急需调剖支持向量机聚类分析模糊评判有待观察正常生产预警指标体系4、优势渗流通道极其对策水驱(聚窜)全指标体系利用一些现场较为容易获取到的指标，指标包括：

影响因素和表现特征影响因素孔隙度、渗透率、泥质含量、胶结程度、原油粘度、储层岩性、油层厚度、非均质性、沉积韵律、隔夹层分布、静态连通性注采强度、累积