优化注采井段,提高非均质油藏水驱采收率

优化注采井段，提高非均质油藏水驱采收率编写人：李良华参加人：周雪峰彭代中王全红解连彬刘延飞初审：唐志明审定：贾云超采油三厂地质研究所二零一五年一月目录一、项目概况...............................................1（一）立项背景.............................................1（二）油藏地质概况.........................................1（三）开发中存在问题........................................5二、项目完成内容...........................................6（一）储层非均质物性研究....................................6（二）渗流特征对注水开发的影响.............................15（三）合理注水层段研究.....................................19三、创新点................................................23四、现场应用情况..........................................24五、认识及体会............................................261一、项目概况（一）立项背景采油三厂油区位于东濮凹陷北端，横跨中央隆起带和西部斜坡带两大构造单元，断裂构造极其发育。管辖着文明寨、卫城、马寨和古云集四个油田共46个开发单元，包括中渗极复杂、中渗复杂、常压低渗及裂缝砂岩四类油藏。目前全厂共探明石油地质储量9698×104t，动用含油面积57.5km2，石油地质储量9324×104t，标定采收率34.01%，含水%，已进入高含水后期。油藏大部分区块储层非均质性严重，层间级差达20倍左右，渗透率变异系数0.7－0.85，现层系网井条件下，层间干扰严重，储量动用不均匀，吸水厚度一般50%左右,吸水状况逐年变差，平面剩余油分布零散，通过常规工艺技术难以改善其开发状况，如何优化井段，最大发挥小层的潜力，实现注水效益的最大化。本项目重点研究了储层非均质物性、合理注水层段组合研究，研究出适应了分类油藏的注采层段组合，从而改善非均质油藏的剖面，提高层间非均质水驱采收率。（二）油藏地质概况1、油藏地质特征采油三厂油区位于山东、河南两省三县交界处，区域构造位于东濮凹陷北端，横跨中央隆起带和西部斜坡带两大构造单元，断裂构造极其发育，文明寨、卫城地区以三角洲沉积为主，马寨地区以辫状三角洲沉积为主。我厂管辖着文明寨、卫城、马寨和古云集四个油田，分为中渗极复杂断块油藏、中渗复杂断块油藏、低渗复杂断块油藏以及砂岩裂缝油藏四种类型，共46个油藏开发单元。目前全厂动用含油面积39.8km2，动用石油地质储量8684×104t，储量动用率96.31%，现井网标定可采储量2865×104t，标定采收率32.99%。资源量2.09×108t，探明石油地质储量9017×104t，储量探明率43.14%。油藏特点为断层多，断块小,小于0.3km2的复杂断块油藏占59.2%；埋藏浅，埋深小于2500米的储量占72.3%；含油井段长，含油井段600～800米；小层多，含油小层一般为60个左右；储层变化大：300米井距连通率一般260%～70%；原油物性好，原油密度小，地层原油密度0.66～0.76g/cm3；粘度低，地层原油粘度0.5～5mPa·s。中渗极复杂断块油藏：主要是文明寨油田的8个开发单元，是一个在穹隆背景下被断层复杂化的极复杂断块油田，含油面积10.7km2，石油地质储量2735×104t，占全厂储量的31.5%。主要地质特征：一是断层多、断块小、构造极复杂，93.6%的地质储量集中在小于0.3km2的断块内；二是含油层位多，沙一下—沙四共7套含油层系24个含油砂组85个含油小层，油藏中深1400-2250m；三是储层物性好，平均孔隙度24.8～27.8%，平均渗透率411.3～726.6×10-3μm2，属中高渗透储层，平面、层间非均质严重。中渗复杂断块油藏：以马寨油田的卫95块为主，包括卫城浅层油藏（沙一下--沙三上）共13个开发单元，石油地质储量1672×104t，占全厂的19.3%。主要地质特征：一是层系较单一，储层物性变化大，层间渗透率级差15倍；二是原油性质差，地面原油密度0.88～0.93g/cm3，地面原油粘度240～1200mPa·s，油水粘度比30左右。低渗复杂断块油藏：以卫城油田沙三中—沙四段油藏为主，包括马寨油田的卫305块及古云集油田的云3块等共22个开发单元，地质储量4093×104t，占全厂的47.1%。主要地质特征：一是含油层位多，沙三中～沙四发育24个砂层组，构造被众多次级断层复杂化；二是储层物性较差，非均质性严重，平均孔隙度在12.5%～19.8%之间，平均空气渗透率11.9～64.8×10-3µm3，变异系数0.66～0.8，层间渗透率级差可达20倍以上；三是不同单元有不同的油水关系，有边水但不活跃，局部构造高点存在气顶。2、开发简历文卫马古油田开发是一个典型的滚动增储上产稳产过程，大体上可划分为四个阶段：1）、产能建设阶段（1982～1984年）经过详探评价和分类准备，首先投入开发了文明寨和卫城油田卫58、卫18、卫4、卫11、卫22等埋藏浅、认识程度高和油层物性相对较好的优质储量，动用石油地质储量3529×104t，建成产能90×104t，年产油从16.16×104t上升到75.71×104t，采油速度达到32.15%。2）、滚动增储上产、及时注采完善高速高效开发阶段（1985～1993年）本阶段不断扩大勘探开发战场，大打滚动增储和科技攻坚仗，所辖油田区块全面投入注水开发，动用石油地质储量从3615×104t上升到5803×104t、增加2188×104t，可采储量从1150×104t上升到1824×104t、增加674×104t，年产油上升到最高的108×104t，阶段储采比1.09。本阶段五项主导措施：一是块间储量和产量接替，陆续投入了卫城油田卫37、卫229、卫20、卫56、卫49、明9和卫22东等小断块，以及马寨油田卫95块、卫305块，古云油田投入试采。二是开展低渗油藏试采试注和压裂改造先导试验，完成了低渗油藏的开发动用技术准备，1988—1990年卫城油田卫10、卫2、卫81等低—特低渗油藏采用水力压裂、高压注水和气顶避射技术（30m），相继投入注水开发，采油速度提高到2%以上。卫城油田动用储量由1401×104t上升到2834×104t，可采储量由430×104t上升到831×104t，增加可采储量401×104t，被评为全国“八五增加可采储量优秀项目”。三是针对马寨油田储层中低渗透且砂体平面变化大的特点，采用密井网、小井距（150～200m）、分开发层系（注采井数比1∶1.6），水驱控制程度达到75%，1990—1994五年采油速度均在3%以上。四是针对文明寨油田构造复杂、断块小、油层多、基础井网控制程度低、油层连通率低的情况，对实施加密完善调整，井距由350～400m缩小到200～300m，极复杂的明六块缩小到100～200m，并对调整井全部加测RFT，动静结合提高油藏分层认识，同时分注分采与分注合采相结合，使注采对应连通率提高到60%，见效油井达到68%；实施中坚持“整体监测、整体认识、整体部署、整体实施”，通过建立整体监测系统、动静结合不断落实修改油田内部构造，增加近断层附近死油区储量210×104t，占油田总储量的9.4%；应用油藏工程方法深化分层认识，明确差油层剩余油是调整动用的主要对象；通过实施强化注采结构调整，关停、限制高渗水淹井层，加强接替层的注采，实现了油田的“八五”高效开发。五是针对卫城油田卫22块、卫58块储层物性相对较好、层间差异大、层间矛盾突出的4状况，实施加密完善调整；卫22块建成了分层系开发井网，有效的缓解了层间、层内矛盾，使卫城油田年产油保持在30×104t左右、采油速度达到2%以上。3）、高效调整挖潜阶段（1994～2003年）1994—1995年由于没有新区块投入、井况损坏严重（两年出现事故井135口，卫城油田占56.3%）、层间矛盾加剧，阶段含水上升率达3.15%；老井自然递减达到27.99%，开发形势明显变差。一是通过滚动增储，陆续发现新油藏投入开发，本阶段共发现新区块9个，增加动用地质储量1346×104t，增加可采储量348×104t，建成产能15×104t。二是重建地质模型、高效挖潜，文明寨以构造研究为重点，卫城以剩余油分布研究为重点，应用大斜度定向井技术、开窗侧钻技术进行高效挖潜，年调整井由25口上升到60口，单井日产能力达到7t。三是开展调剖与分注相结合，平均每年实施调剖井100～120口，实施分注40-50口，分注率由37.7%上升到48.9%，层间剖面得到改善，吸水厚度、层数分别增加6.1个百分点和7.6个百分点。4）、老区调整恢复阶段（2004年～目前）针对储量接替不足，井况差、层系井网遭严重破坏，高含水期精细调整技术不配套，稳产基础薄弱，水驱动用程度下降到58.2%，自然递减加大到24.4%。一是加大老区分类调整治理力度，对井网进行恢复和优化重组，实现开发对象的转移，精细注采调整，增强老油田的稳产基础，水驱动用程度由58.2%上升到63.4%、上升5.2个百分点，综合含水基本稳定在89%，自然递减由24.4%下降到14.3%。二是扩大新区产能建设规模，新动用储量768.2×104t，新建产能10.2×104t，尤其是2007年发现卫北三叠系砂岩裂缝油藏，开辟了勘探开发新领域。3、开发现状到2013年12月，全厂共建成油水井总数1184口，其中油井699口，开井649口，开井率92.8%，日产液13978t，日产油1966t，综合含水85.9%，采油速度0.83%，采出程度26.04%。注水井5485口，开井396口，日注水量16656m3，月注采比1.20，累积注采比1.08。（三）开发中存在问题层间差异差，水驱效率低文、卫、马油田储层多属于扇三角洲前缘亚相水下扇沉积，具有重力流和牵引流两种沉积作用，储层平面、层间、层内及微观非均质均较严重。对储量的水驱动用、采收率的提高及剩余油的分布均有较大影响，其中文明寨油田层间非均质尤为严重。文明寨油田纵向上由不同沉积微相砂体叠加，物性差异大，渗透率变异系数一般在0.45-0.85，大多大于0.7，突进系数2.0-5.0，渗透率级差15-120。组合的开发层系内渗透率变异系数0.73-0.87，突进系数3.5-8.4，层间矛盾突出。同一小层平面上由不同沉积微相组成，平面级差主要分布范围10～60，大于10的占78.2%；突进系数主要分布范围2～6，大于2的占97.9%；变异系数主要分布范围0.6～1.2，大于0.6的占84.4%。层内矛盾突出并多样化，存在着正韵律、反韵律和复合韵律等层内非均质特征。层内渗透率变异系数0.35～0.99，渗透率级差7.5～1780倍。经长期注水冲刷，油层的孔喉结构和渗流特征发生了很大变化，出现大孔道和高渗条带，严重影响层内水驱波及厚度，造成注水利用率低、注采短路循环。储层孔隙类型主要为原生粒间孔隙，粒间溶孔，粒内孔隙等，孔隙直径一般为40～80μm，面孔率平均12.54%，喉道半径一般为10～15μm，喉道分选系数2.6～3.7，分选性较差。从历年吸水剖面资料看，吸水厚度百分数只有40-50%左右，其中强吸水层厚度只占8-26%，其吸水量占36.6-63.3%，注入水主要进入高渗层中。6文明寨油田历年吸水剖面统计表年度统计井数（井次）吸水厚度百分数（%）强吸水层厚度百分数（%）强吸水层相对吸水量百分数（%）20064752.513.146.9120073