《特高含水油田提高采收率》由会员分享，可在线阅读，更多相关《特高含水油田提高采收率（53页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、 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
2、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TZ402C底部注水开发 ，实施注水井
3、6口；TZ401区块C、C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1C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
4、）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 u 全区含水大于80%油井占 总井数的74%； u 高含水也伴随着高产液。 2）水井注入量构成状况 n区块平均单井日注量50m3左右 n利21单井日注量
5、70m3井数比 例47%； n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 u 全区含水大于80%油井占 总井数的74%； u 高含水也伴随着高产液。 2）水井注入量构成状况 n区块平均单井日注量50m3左右 n利21单井日注量70m3井数比 例47%； n高注入量伴随着高吸水。 2、高含水期油田开发动态特征 3 3）水井窜流特征）水井窜流特征 u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 u通过对产液指数和累积 产液量的分
6、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 4）油井窜流特征）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（%） 利利7 7块全区小层动用状况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S219.062.55 27.0 6.51 S2229.3910.04 33.0 19.35 S23242.318
7、4.84 34.0 157.47 S24119.8638.2 31.0 81.66 S2543.649.97 21.0 33.68 总计450143.632.0 306.440.5 L21S2133.356.12 18.0 27.23 S22150.6574.96 50.0 75.69 S23292.94146.84 50.1 146.10 S2411164.16 58.0 46.84 总计562.52292.08 51.9 270.44 58.4 L25S212.23 0.94 42.1 1.29 S2285.45 37.26 43.6 48.20 S23101.49 56.65 55.8
8、44.84 S2410.83 0.35 3.3 10.47 总计200.00 95.20 47.6 104.80 54.6 利利7 7块全区小层动用状况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
9、的水淹特征图（1137井百一段） 2、高含水期油田开发动态特征 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B1
10、3-1-1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2345m 2、高含水期油田开发动态特征 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。
11、 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PFG FFG 梯度强度 三维梯度（500mT/m ） 最短回波间隔60s (高Q-开关) 最大样品250mm*250mm 分辨率0.6nm 8mm 5mm 高温高压CT扫描驱替装置 耐温（）100 耐压（MPa）50 分辨率2m 岩样直径5mm，8mm 测试装置 CT扫描
12、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
13、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1 HD4-40H HD4-43 HD4-53 u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
14、； u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 HD4-53 HD4-43 HD4-40H HD4-53 HD4-43 HD4-40H 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 Ng5Ng5 3 3 3、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
15、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
