搜索
砂岩油藏稳油控水技术2012年11月中亚俄罗斯研究所2一、国内外砂岩油藏稳油控水技术二、砂岩油藏稳油控水开发实例三、KumkolSouth油田稳油控水对策提纲3（一）国内外砂岩油藏稳油控水开发技术1.注水油田后期开发模式提液开发模式开发政策：增加开发井数、改善渗流条件、扩大生产压差、提高生产时率等开发特点：采油速度不高于2%，稳产年限7-12年，稳产期末含水不超过80%，以后年产油急剧降低开发实例：杜玛兹油田、罗马什金油田稳液开发模式开发政策：边外注水高速开发开发特点：采油速度高，稳产期短（6-8年）开发实例：帕宾那油田（加拿大）、新德米特里耶夫金油田稳油控水开发模式开发政策：注采井网调整、分层开采和三次采油等技术开发特点：采油速度保持平稳、含水率上升慢开发实例：大庆油田4（一）国内外砂岩油藏稳油控水开发技术2.稳油控水技术分层开采技术分层开采技术是以合理组合开发层系为基础，同层系井网以同井分层注水为主，多层系井网以层系间产液、注水结构调整为主，分层监测、分层改造、分层实施堵水工艺技术相结合的一整套综合调整技术。同井分层注水技术5（一）国内外砂岩油藏稳油控水开发技术2.稳油控水技术周期注水技术利用压力波在不同渗滤特性介质中的传递速度不同，通过周期性的提高和降低注水量的办法使得油层内部产生不稳定的压力场和在不同渗透率小层之间产生相应的液体不稳定交渗流动升压半周期：部分注入水由于压力升高直接进入低渗层和高渗层内低渗段，驱替剩余油，改善吸水剖面；由于注入量的增大，部分在大孔道中流动的水克服毛细管力的作用沿高低渗段的交界面进入低渗段，使低渗段的部分油被驱替降压半周期：由于高、低渗段压力传导速度不同，高渗段压力下降快，低渗段压力下降慢，高、低渗段间形成一反向的压力梯度，同时由于毛细管力和弹性力的作用，在两段交界面出现低渗段中的部分水和油缓慢向高渗段的大孔道流动，并在生产压差作用下随后来的驱替水流向生产井，高渗层段能量下降越快，越有利于低渗层段较早地发挥其储备能层间自动轮换周期注水技术6（一）国内外砂岩油藏稳油控水开发技术2.稳油控水技术三次采油技术水驱与聚驱效果对比图聚合物驱不仅可以扩大波及体积，还能够降低了残余油饱和度，提高驱油效率7（一）国内外砂岩油藏稳油控水开发技术2.稳油控水技术水平井及侧钻水平井开采技术水平井技术优势：泄油面积大，可采储量控制程度高，大幅度提高采收率；生产压差小，单井产能高，能避免底水的快速锥进；水平井技术适用油藏：薄层油藏天然裂缝油藏存在气锥和水锥问题的油藏存在底水锥进的气藏水平井的长度及完井参数优化延缓水脊均匀上升，缓解见水时间水平井井型图参数优化后水脊上升对比示意图8（一）国内外砂岩油藏稳油控水开发技术2.稳油控水技术调剖堵水技术堵水调剖通过改善油藏非均质性，扩大注入流体波及体积，达到控水稳油的目的，提高注水开发效果调剖：从注水井上封堵高渗透层，来调整注水井的吸水剖面，提高注入水的波及系数。减少注入水沿高渗透层突入油井，充分发挥中、低渗透层的作用，从而改善注水开发效果，提高油井产量。堵水：机械堵水：主要是利用封隔器将出水层位在井筒内卡开，阻止地层水流入井内以达到堵水的目的化学堵水：利用化学作用对水层造成堵塞，高强度复合堵剂和封窜堵漏剂。近年来整体调剖堵水技术和深部调剖堵水技术发展较快深部调剖改变液流方向图堵水调剖工艺方法9（一）国内外砂岩油藏稳油控水开发技术2.稳油控水技术多层砂岩油藏井网重组技术打破原有的从上到下按顺序划分层系的组合方式，将储层物性、原油性质、水淹程度、开采状况和井段相近的小层重新组合成开发层系(形成非主力油层和主力油层各自独立的开发层系)，并根据各层系的特点，建立各自的油藏－工艺－地面一体化开发系统，提高储量动用程度井网重组的技术政策界限研究渗透率级差：控制在3以下原油粘度：差异小于1倍同一组合层系的油层厚度：控制在12m以内注采井距：主力层组合采取稀井网大井距，非主力采取密井网小井距地层压力保持水平：保持在原始压力0.75倍左右采液强度：非主力层系采取提液生产层系井网调整示意图10一、国内外砂岩油藏稳油控水技术二、砂岩油藏稳油控水开发实例三、KumkolSouth油田稳油控水对策提纲11“八五”期间，使用9项技术保证了稳油控水目标的实现：以细分沉积相微重点的精细地质描述技术以可采储量为重点的“稳油控水”指标预测及优化技术以注采结构调整为重点的高含水综合调整技术以薄层为重点的水淹层测井技术以提高薄层固井质量为重点的防窜封窜技术以高产液量机采井为重点的找水堵水技术以薄差层改造挖潜为重点的压裂技术以提高油水井利用率为重点的套管防护及大修技术以注入水质深度处理和注采系统节能为重点的工程技术大庆油田提液稳油开发效果预测图“八五”期间稳油控水开发效果图（二）砂岩油藏稳油控水开发实例1.大庆油田稳油控水开发12“九五”期间，使用如下关键技术：河流相储层内部非均质性描述技术二、三次井网加密调整技术聚合物驱三次采油开发技术无效循环场堵水、调剖技术大庆油田“九五”、“十五”期间稳油控水开发效果图大庆油田三次采油产量曲线（二）砂岩油藏稳油控水开发实例1.大庆油田稳油控水开发13喇萨杏油田井网加密调整技术1991-2000年新增二次加密井17000口提高采收率6.0个百分点喇萨杏油田水驱井网演变图（二）砂岩油藏稳油控水开发实例1.大庆油田稳油控水开发14喇南聚合物驱工业性试验聚合物溶液高粘度，能降低水相流度，扩大波及体积每吨聚合物增油126t提高采收率14.23%中心井聚合物驱开采曲线聚驱前后水洗状况对比图（二）砂岩油藏稳油控水开发实例1.大庆油田稳油控水开发15萨北区氮气泡沫调剖井组试验措施后启动压力有所提高调剖后吸水剖面得到改善中心井有效期长达12个月以上井组增油明显，投入产出比在1:2.08以上氮气泡沫驱油示意图调剖前后吸入对比图（二）砂岩油藏稳油控水开发实例1.大庆油田稳油控水开发16克-三叠系存水率-R曲线稳油控水对策：多种方式优化注水，提高水驱效率改善吸水剖面，缓解层间、层内矛盾，提高波及效率优化注水结构，合理配置平、剖面能量针对优化注水，开展油井增产措施开发效果：注水利用率提高，水驱状况改善含水率下降10%水驱动态储量增加，水驱采收率提高2.7%克-三叠系含水率-R曲线控水控水（二）砂岩油藏稳油控水开发实例2.克拉玛依油田三叠系油藏稳油控水开发17细分韵律层技术对三角洲反韵律厚油层沉积油藏同一层内高渗段已严重水淹、而低渗透潜力韵律段因干扰难以有效动用的开发矛盾，构建韵律层地质模型，细分韵律层并完善井网注水，挖掘层内潜力开发效果：水驱控制程度提高：由65.8％上升到81.6％含水降低：含水上升率-1.05％可采储量增加47万吨，提高采收率3.0％胜二区潜力韵律层调整后井网图（二）砂岩油藏稳油控水开发实例3.胜利油田稳油控水开发18多层砂岩油藏井网重组技术针对多层砂岩油藏一套开发层系内主力层、非主力层动用差异大(加密井网和层系细分效果差)的矛盾，在开展储层精细研究、深化剩余油分布规律认识、重构储层模型的基础上，开展井网重组，提高非主力层的水驱动用程度主力油层完善平面潜力井区、挖掘平面及层内潜力非主力层主要通过钻新井完善潜力油砂体井网、提高储量控制程度开发效果：东辛辛23、辛47等22个开发单元进行了细分层系，取得了较好的开发效果可采储量增加574万吨，提高采收率3.9％油藏特高含水期细分层井网重组效果表（二）砂岩油藏稳油控水开发实例3.胜利油田稳油控水开发19可动凝胶调驱技术可动凝胶在宏观上可以增加水驱优势层或优势方向的水驱沿程阻力，使驱替相的驱替方向改变，增大波及体积；在微观上对水流通道（孔喉）通过暂堵－突破－再暂堵－再突破的过程，改变固有的水流通道，增加微观波及体积，提高注入水利用效率开发效果：对应油井含水率最大降低10%单井增油3.3吨（二）砂岩油藏稳油控水开发实例4.大港油田稳油控水开发板北油田板836井区调驱前水驱方向示踪剂结果对比图20稳油控水对策：水井细分注水、调剖和油井堵水相结合，改善注入和产出剖面，减缓含水上升速度开展周期注水，提高注水波及体积优化清蜡方式，使油井在平稳的生产压差下工作应用新工艺，延长油井的检泵周期开发效果：水驱控制程度由58%提高到69%注水利用率由0.76提高到0.83含水上升率由7.1%下降到3.4%自然递减由33%下降到16.4%（二）砂岩油藏稳油控水开发实例5.辽河油田海南3块稳油控水开发21罗马什金油田原油产量构成稳油控水对策：井网调整周期注水三次采油开发效果：水2003年罗马什金油田采油新方法提高采收率效果2005年罗马什金油田储量及开发预测（二）砂岩油藏稳油控水开发实例6.罗马什金油田(俄罗斯）稳油控水开发22Handil主力油藏产油曲线Handil油藏注气开发3年后气顶位置图Handil油藏注气开始时气顶位置图油层底部1/3处射孔生产,注气初期产量先降后升气驱三年后，气顶面积大幅增加，油气界面下移气驱累油是水驱的两倍，提高采出程度1.2%顶部注天然气技术（二）砂岩油藏稳油控水开发实例7.Handil油田(印尼)稳油控水开发23一、国内外砂岩油藏稳油控水技术二、砂岩油藏稳油控水开发实例三、KumkolSouth油田稳油控水对策提纲24（二）Kumkol油田稳油控水技术对策1.KumkolSouth油田概况Kumkol油藏剖面图层系油藏类型生产层位油层厚度（m）孔隙度（%）地层原油粘度（mpa.s）渗透率（mD）原油密度，（g/cm3）白垩系边底水未饱和油藏Obj-115.2322.8911320.821侏罗系带气顶边水饱和油藏Obj-211.49241.075290.819Obj-34.9230.993310.821Obj-42.4250.872310.814KumkolSouth油藏各层系参数表25（二）Kumkol油田稳油控水技术对策1.KumkolSouth油田概况KumkolSouth油田开采曲线图KumkolSouth油油田目前油井开井194（合采6口），注水井开井79口，日产油1435t/d，日产液38466m3/d、日注水50328m3/d，综合含水率95.6%主力油层Object-1、Object-2目前含水分别为97.6%、92.1%非主力油层Object-3、Object-4目前含水分别为88.5%、88.3%对该油田实施稳油控水技术是十分必要的26（二）Kumkol油田稳油控水技术对策2.KumkolSouth油田稳油控水技术分类控水技术边底水水淹井：对于底水锥进及边水推进造成水淹井采用机械卡水降低单井含水单向注水水淹井：对来水方向封堵或控制，其他方向强化注水，对井内未动用层段采取压裂措施多向注水水淹井：卡堵高含水层，控制无效或低效注采循环井网调整技术优化注采井网方式，充分利用停产井及现有设备进行老井转注，改变液流方向达到稳油控水的目的，提高水驱动用程度结合细分储层沉积相描述技术、水淹层测井解释技术进行新井加密周期注水技术优选井组进行周期注水试验三次采油技术优选井组进行聚合物驱油试验27（二）Kumkol油田稳油控水技术对策4.周期注水试验KS-201井组概况及开发现状KS-201井组位于Obect-1层，油藏强边底水，中高孔渗，渗透率变化区间为355-3000mD目前油井开井8口，注水井3口,换层及停关井3口，累产油150.6万吨，产水812.4万方，累注水513.2万方，目前单井日产11.1t/d,含水95%,单井日注水535m3/d,平均地层压力4.6MPa采油井均生产M1层，注水井334井注水M1~M2，201和232均注水M2~M5层，注采不对应KS-231-334-232-335连井剖面图KS-201井组注采现状图井组开发现状表井别井号注采层位含水率GOR日产油，t/d日产液，m3/d累产油，104t%m3/