大港南部多层非均质低流度油藏中高含水期稳油控水技术研究与应用.docx

1、大港南部多层非均质低流度油藏中高含水期稳油控水技术研究与应用大港南部多层非均质低流度油藏中、高含水期稳油控水技术研究与应用王学立（大港油田第三采油厂地质所）摘要 南部油田是大港油田典型的多层非均质低流度油藏，具有层系多、断快小、原油物性差等特征，经过近三十年的开发油田已进入高含水开发阶段，处于不同开发期的各类型油藏在开发过程中呈现出各异的开发矛盾。中含水低流度油藏微细孔隙多，两相共渗区窄，进入注水提高二次采收率开发阶段，常常由于油水粘度比的差异，造成单层突进、含水上升快、而整体油层动用程度低的不利开发局面；进入“双高”开发阶段油藏，地下剩余油分布高度分散，复杂的构造和储层状况及独特的流体性质形

2、成油藏水驱方向性强，水淹层形成大孔道，平面矛盾突出，使得稳定开发难度越来越大。通过精细油藏地质研究和对微观渗流特征及剩余油分布规律分析、论证。对该类型油藏研究并实践以水治水，提量注水；以水促油，兼治层间；平稳注水，调整油井；平面调配，变向注水等稳油控水技术，在王官屯油田王44、官80和小集油田官938以及段六拨等油田实施后，油田水驱开发效果得到了明显改善，并总结出该项稳产技术所适宜的油藏类型、开发阶段，对于多层段低流度油藏减缓层间及平面矛盾的重要作用，为低流度复杂断块油藏注水开发提供了一种经济有效的方法。同时该项稳油控水技术的实施为我国东部低流度复杂断块油藏控制产量急剧递减，延长稳产期，改善开

3、发效果开拓了一条捷径。 图4表4参13关键词 非均质 低流度油藏 以水治水 提量注水 以水促油 高效注水 调整油井 平面调配 变向注水 稳油控水技术1、稳油控水技术应用现状控水稳油及综合治理技术是大庆油田在上世纪八十年代末期提出的一项技术，主要是针对进入开发中后期油藏开展各类型治理工作，以实现控递减、保稳产的目的。该项技术在大庆油田实施后，经过十多年的不断完善，现已发展成为一套成熟的技术，已被国内许多油田所接受并开始大规模推广实施。近几年南部油田控水稳油基本思路是：深化老油田地下再认识，开展精细油藏描述，重建地质模型，认清井间剩余油分布；在此基础上，应用控水稳油及综合治理等稳产技术，通过完善注

4、采井网、相控注水、层间治理、油层改造、长停井大修侧钻以及层系外挖潜等工作来加强油田有效注水作用，控制油田递减，改善油田注水开发效果，增加油藏可采储量，提高油田最终采收率。重点是针对不同类型区块油藏特征和开发规律，形成了南部油田不同类型油藏控递减的系列配套技术，为南部油田下步稳定发展提供了依据。中含水阶段在开展产能建设工作的同时，实施超前注水或早期注水，保证产能建设效果；中高含水阶段（开发中期），依据油藏描述成果，突出沉积微相及注采动态关系研究，采用相控注水，即依据沉积相和水驱方向对开发井网进行调整，建立符合水驱规律的注采井网；高特高含水阶段（开发后期），利用油藏数值模拟成果和各种监测资料，在搞

5、清水驱后储层物性变化和含油性变化的基础上，开展调剖、调驱等提高水驱采收率工作。但是，随着油田开发的逐步深入，各种新型的开发矛盾不断突出，如中含水低渗油藏低采液（油）速度、高含水油藏低地层压力等，致使常规的控水稳油技术适应性越来越差，因此，很有必要突破部分油藏传统开发技术的思想禁锢，开辟南部油田控水稳油技术新天地，以实现油田开发的持续、稳定发展。2、南部油田概况2.1 油田概述黄骅油田共发现沙一、沙二、沙三、孔一、孔二和中生界6套含油层系，自北向南由自来屯、风化店、沈家铺、王官屯、舍女寺、小集、段六拨和乌马营八个含油构造组成。油层埋深15103504m，其中孔店组中的孔一段和孔二段是油田主力油层

6、。截止到2005年，石油地质储量24621.96104t，油藏平均孔隙度210，平均渗透率17610-3m2，有效渗透率2310-3m2，地下原油粘度13mpa.s，地面原油密度0.8722-0.8972g/cm3，凝固点31-39，含蜡量20.16-29.7，胶质沥青含量25.6-32，以高含蜡、高凝固点为特征，地层水型为CaCl2和NaHC03两种类型。2.2 开发历程南部油田开发已26年，其开发过程可归纳为4个阶段。第一阶段：投产-实践探索阶段（1975-1982年）。从1975年开始王官屯油田官1、官3、官29区块以及枣北孔一段相继投入开发，初步暴露出油田开发方案和工艺技术的不适应性，

7、油田生产特征表现为产量递减、停产井多、油井时率低、注水效果差等特点。第二阶段：全面开发，增储上产阶段（1983-1988年）。随新区块的相继发现，开发规模进一步扩大，1988年开发储量达到了11357104t，年产油达到129.6104t。此阶段的开发特征表现为：油田开展的大规模产能建设使油田产量实现了快速增长，同时一部分油田开发效果不理想的矛盾进一步暴露，如枣园油田采油速度仅0.7%，停产井多，油井利用率低，注水效果差，水驱控制程度低。第三阶段：开展科技攻关并实施油田井网层系综合调整阶段（1989-1997年）。针对油田开发过程中存在的问题，组织开展了“改善枣园油田开发效果”等联合科技攻关，

8、在孔一、孔二段主力油藏开辟了层系、井网调整先导试验区，取得显著成效。主要特点为油田保持持续增产上产势头，1997年年产油达到了182.9104t，采油速度1.01%，年注水1008104m3。第四阶段：综合治理、控水稳油，提高水驱采收率阶段（1998以后）。此阶段油田含水达到80%，通过油藏描述等手段进行剩余油分布、沉积微相等研究，提出了层系重组、变换注水井点等调整挖潜、控水稳油多项措施，基本保持了相对稳产形势，年产油保持在160104t左右。但是，目前油藏开发整体进入“双高”阶段（综合含水81.6%，可采储量采出程度65.8%），稳定开发难度越来越大。主要表现为：中含水低渗油藏采液（油）速度

9、低、开发水平低和含水上升速度快；高含水油藏地层压力低、水驱开发效果逐渐变差。3、南部油田稳油控水技术通过精细油藏地质研究和对微观渗流特征及剩余油分布规律分析、论证。对南部多层非均质低流度油藏研究并实践“以水治水，提速开采；平稳注水，调整油井；以水促油，兼治层间；隔井脉冲，变向注水”等稳油控水技术。3.1 以水治水 提速开采（中含水油藏）3.1.1 基本思路和理论依据基本思路是：以提高注水量和提升地层压力为核心的注水井治理，同时在采油端采取提高采油（液）速度、增加油井生产能力的开发方式，快速度过低含水、低液量、低产能的低效开发阶段，从而也打破了为控制含水上升等开发指标，而使油藏保持在一种开发指标

10、相对较好的低水平、低产能下开发方式。此种开发思路主要是针对中含水油藏含水上升率大、部分低渗透储层层间动用差异大的开发矛盾，通过提升地层压力、增加驱动压力梯度，来启动部分低渗透的弱动用层，达到降低油藏综合含水、提高原油产量和增加采油速度的目的，重点在中含水开发阶段稠油油藏上实施。假设油层系统由不同渗透率K1、K2的两个低渗透率层段组成1。容易证明，全井综合含水率取决于两个层段的产液比例。较低渗透率层段含水率相对较低，所以其产液比例越高，动用程度越好，全井综合含水率越低。由径向非达西渗流公式可得到两个层段的产液比例为r=c(p1-pf-1re)/(p2-pf-2re)进而有式中,c为与两个层段渗透

11、率比值有关的参数；re为供油半径；p1，p2，pf分别为两个层段地层压力和流压。一般情况下，p1p2, 21，所以两个层段的产液比例与流动压力的微分比小于0，说明随地层压力和驱替速度增大，相对低渗透层段产液比例加大，综合含水率下降，有利于提高采收率。3.1.3 实际应用及效果以王44区块为例，该断块位于孔东断裂王1井断层的下降盘，王官屯油田官东地区官104断块的西南部。主要含油目的层为孔一段枣二、三油组油藏埋深2655-2755m，含油面积1.6Km2，地质储量180104t。地面粘度25.77mpa.s，凝固点37，地层压力20.85Mpa，压力系数0.777，孔隙度19.22%，渗透率22

12、810-3m2。王44断块2002年整体投产投注，经过半年的注水开发便出现含水快速上升，供液能力下降的矛盾，区块注水开发效果逐渐变差。通过调整注采井网、层间治理等工作均未见到好转，日产油量由最高240t降至2005年3月的59t，区块综合含水69.2%。 该块压力系数为0.77，属低压油藏，过去的注采平衡建立在保持原始低压下的平衡，这种平衡不能满足油藏渗流的要求。通过重新认识低压油藏的渗流规律后，采取了提高注水量、建立新的注采平衡、提升地层压力、增加驱动压力梯度，同时油井提液启动部分低渗透弱动用层的开发思路。针对王44区块特殊渗流规律，2005年转变注水开发思路，探索从“低注水低压力低排液”的

13、“三低”向“高注水高压力高排液”的“三高”的开发模式转变，分阶段实施了“先期提高注水量，提升油藏地层压力，优化举升工艺，提高排液量”。从2005年3月份起区块注水量由390m3/d升至690m3/d，水井平均注水强度由2.29 m3/ m.d 升至4.05 m3/ m.d，月度注采比由1.8提高到3.4，随着注水量的大幅度上调，地层压力逐渐恢复，油井供液状况明显改善，油井流压由5.6 Mpa升至11.28 Mpa，平均动液面由2140m上升到1572m。2005年5月-8月逐步对7口油井实施泵升级提液，区块产液量由2005年3月份的190m3/d上升到8月份的425m3/d，产油量由59t/d

14、上升到101t/d，日增油42t，采油速度由1.2%上升到2.2%，并呈持续上升的趋势。区块产液量提高后，月注采比由2005年3月份的3.4逐步回落到2005年8月份的1.3，油藏在“三高”上建立了新的注采平衡。区块综合含水逐渐稳定并呈小幅下降。区块自然递减率持续下降，2005年10月与上年同期相比，由31.65下降到13.90。“三高”的注采平衡解决了区块含水上升、能量下降的矛盾，注水开发效果显著改善。3.2 平稳注水 调整油井3.2.1 基本思路和理论依据基本思路是：在油藏平稳注水和地层压力保持良好的前提下，以采油井生产方式的调整为核心，通过在采油端加深泵挂、增大生产压差的开发方式，启动相

15、对低渗透性的弱动用储层，达到启动新层、降低含水、改善水驱开发效果的目的。此种开发思路主要是针对中含水低渗油藏含水上升率大、层间差异的而造成的部分低渗透储层难以动用的开发矛盾，重点是通过油井的提高排液量、降低井底流压、放大生产压差，来启动部分低渗透的弱动用层，达到降低油藏综合含水、提高原油产量和增加采油速度的目的，重点在中含水开发阶段油藏低渗透油藏上实施。常规注水开发的稠油油藏，其可采储量主要是在高含水期采出，中、低含水期时间很短，根据渗流力学裘比公式2：Q=2Kh(p。Pw)/(ln(Re/Rw) (1)式中:Q为油井产量，m3/d；K为渗透率，m2；h为油层厚度，m；P。为地层压力，MPa；

16、Pw为井底压力，MPa；为原油粘度，mPa.s；R。为供油半径，m；Rw为井筒半径，m。由上可以看出，提高油井排液量有3种途径:一是提高地层压力；二是提高地层流动系数；三是降低井底流压。所谓放大压差就是采用第3种降低井底流压的办法来提高排液量。油井提高排液量主要是通过降低油井井底压力，增大生产压差来实现的。因此，在中高含水期油藏应尽量降低油井井底流压，使原先因油层压力较低、层间干扰大而出液能力差甚至不出液的小层开始出液，达到增加出油厚度，提高产量的目的。许多油田的生产实践证明:由于层间的非均质性，单井层间的压力差最大可以达到几个兆帕，对于低压层，只有井底压力降到一定程度才能有效工作。由于降低了

17、井底流压，增加了油层中的压力梯度，一些位于低渗透小层和区段中启动压力较高的原油克服毛管力的作用开始流动，同时可以削弱重力的不利影响，从而改善开发效果，提高油藏采收率2。3.2.2 实际应用及效果以段六拨油田为例。该油田位于黄骅坳陷孔店构造带与乌马营构造带之间，为一由断层夹持的东西向断块。主要含油层位为下第三系沙河街组沙三段、孔店组孔一段枣0和枣、油组，油藏埋藏较深（2900m-3500m），含油面积6.5km2，地质储量1017104t，可采储量278104t，储层平均孔隙度为15.9%，渗透率31.310-3m2，为中丰度低渗透油藏。 段六拨油田的相渗曲线有以下几个特点：油水两相渗流带相对较

18、窄，为33%；两相等渗点的含水饱和度为67%，亲水性较强；随含水饱和度升高，油相渗透率大幅度下降，水相渗透率却不上升。根据相渗曲线反映的段六拨油田渗流特征和油藏开发规律，无因次产液指数曲线在低含水（小于20%）期下降很快，中、高含水（20%-60%）期呈较缓的上升趋势，进入特高含水期后上翘明显3。因此，中、低含水期靠提高排液量来增加产量是困难的，因此，必须通过相应的技术手段控制含水上升幅度，保持含水稳定，从而确保段六拨油田进入中、低含水期在产液量变化不大的情况下，保证产量的基本稳定。为此，在对该类型油藏渗流特征充分论证的前提下，采取了平稳注水、调整油井的开发方式，即在油藏平稳注水的前提下，通过

19、油井提高排液量、降低油井井底压力、增大生产压差来实现新层动用，保证产量的稳升。具体做法是采取泵升级、加深泵挂深度、提高生产压差。段六拨低渗透油藏开发需要大压差，除了通过保持油层压力外，还将泵的下入深度由调整前的1600m加深到1830m，最深的下到2474m，使生产压差提高了4-5Mpa。段36-54、段42-46、段41-46这三口井达到了很好的增有效果。措施后日产油由33.5t升至52.7t，取得一定的增产效果。如段42-46井于2004年12月进行泵升级（由44mm到57.15mm），实施后该井含水从38.5%降低到33.4%，日产油从12.41t上升到13.29t，流压由17.05Mp

20、a降低到13.73Mpa，增加生产压差4Mpa。同时在注水端增加注水速度（注水井段41-45日注从55-75-100m3），取得了一定效果。3.3 以水促油 高效注水3.3.1 基本思路和理论依据以水促油，高效注水重点是针对高含水后期及特高含水油藏采取的一种新兴的开发方式。其基本思路是：对于地层压力保持良好的高、特高含水油藏应用以提液为主、注水调整为附的开发原则，即在对注水井调剖层间治理、平面调配平衡平面及纵向压力场的基础上所进行的提液和“接近零流量法”稳产策略；对于地层压力保持状况较差、地层压降大接近饱和压力的高、特高含水油藏以改变注采强度、建立高效的注水开发方式为原则，即对此类型油藏建立不

21、稳定注水、逐步降压、降液开采的基本思路4，在注入方式上采用高、低压周期性波动注水方法。实施中随着含水率的增长，注入压力周期的峰、谷差值逐渐增大，直至过渡到周期性停注。保持低周期时的压力，应考虑使地层压力低于饱和压力10%-25%，充分利用弹性和溶解气能量实施有效驱动4。特高含水油藏不同的驱动压力梯度，水驱效果不同，高强度注水形成的高压力梯度，使注入水可以更多的进入低渗储层，提高了水洗油的能力，有利于改善低渗潜力层的水驱效果，提高采收率。根据岩心室内试验5，不同注采压差采收率不同，不同压力梯度下的采收率可相差1.7倍。压力梯度的提高有2个途径，一是加密井网减小井距，二是通过油水井工作制度的调整来

22、实现，由于该类型油藏井网密度已经接近极限，基本上已经不具备进一步加密调整的基础，主要是通过放大油井的生产压差来实现驱替压差的提高（见图1）。 图1 压力梯度与驱油效率和流量关系曲线3.3.2 实际应用及效果3.2.2.1小集油田-地层压力保持良好的特高含水油藏提液和“接近零流量”开采特高含水油藏提液：小集油田主要含有目的层位是下第三系孔店组一段的枣二三四油组，沉积上具有多旋回的特点，形成为多层层状砂岩油藏，油层层数多（13-25）油层厚度大(平均有效厚度63.3m)，渗透率变异系数0.75-0.88，目前进入双高阶段开发后期（含水90.61%，采出程度32.13%）。小集油田高含水后期提液有利

23、于层间动用程度的改善。由于油藏纵向上具有多旋回、多韵律的特点，形成了主要产液层与弱动及未动用层交错分布，油井提液后进一步降低了井底流压，缓解了层间干扰现象，有利于中低渗透油层的动用。小集油田近几年提液井提液前后含水基本保持稳定，产油量大幅度上升。2003年小集油田可对比性强的9口提液井对比，生产能力由81t上升到168t，含水由91.2%下降到90.6%，增油倍数0. 95（见表1）。表1 小集油田提液井效果对比表井号实施时间措施前措施后对比评价泵径/泵深液量油量含水液面泵径/泵深液量油量含水液面小10-102003.06电70/173437.47.5579.81208电150/2488114

24、16.785.317179.15有效小12-152003.12电100/21061469.9993.11294电200/237519617.69114537.6有效小14-222003.06电150/177113815.688.71357电250/22112852890.2157112.4有效小10-5-32003.06电150/17651409.793.11215电250/221722119.591.118169.8有效小12-6-2K2003.11电70/250383.26.4692.21138电150/24941441390.911336.57有效小7-1-22003.11电100/20

25、3757.95.7390.11426电150/239212211.790.414715.97有效小7-2-32003.06电100/199213910.492.51334电250/221327624.391.2180113.8有效小9-2-32003.06电100/220574.15.8192.21400电150/251515310.593.216564.7有效小9-2-42003.06电100/182110010901319电200/231327326.790.2180316.7有效特高含水油藏“接近零流量”：就是让强淹层保存很小的生产压差，人为降低强淹层出液量。一般采取关井后让强淹层“续流

26、”后再回收、油井换小泵、强淹层限流开采、间歇生产等手段。“接近零流量”稳油控水机理具有以下几个方面：降低层内干扰、减少强淹段对弱淹段剩余油出液的“屏蔽”效应；有效发挥毛细管力作用，使剩余油在水压和毛细管力的双重作用下达到井底；有效发挥重力分异作用，当渗流速度降到“接近零流量法”时，重力分异作用明显，剩余处于能量较高的不稳定状态，优先渗流到达采油井底；剩余油“后期运移”并在井筒内“再次成藏”6。 从小集油田所实施的10口井生产情况分析：接近零流量后采取电转抽后初期获得了较好效果，产量虽然少量上升，但含水呈现出大幅度下降；而接近零流量后生产方式不变或增大排量和生产压差，则效果均较差，含水变化幅度基

27、本未发生变化。总之，由于统计井数较少，还不具有普遍性，还需要研究与认识的进一步提高和扩展（见表2）。表2 小集油田“接近零流量法”开采效果分析表井号恢复方式停产时间范围 停前正常情况恢复后情况日增油含水变化液量油量含水液量油量含水小12-19转变生产方式(电转抽)1998.12-2001.538.2 9.2 76.0 9.7 7.0 27.9 -2.18-48.1小15-9-31997.7-2002.752.3 2.1 96.1 8.3 3.7 55.9 1.59-40.2小H11998.10-2005.19.24.452.69.76.4533.72.05-18.93口99.7 15.6 84

28、.427.7 17.1 38.31.46-46.1小10-4-3转变生产方式(抽转电)2000.1-2002.832.2 2.1 93.6 145.0 7.5 94.8 5.4 1.2小13-8-22002.9-2003.739.8 2.4 94.1 138.0 7.7 94.5 5.3 0.4小13-182002.1-2004.126.90.3698.7178597.24.6 -1.53口98.9 4.8 95.1461.0 20.1 95.615.3 0.5小14-6-2生产方式不变(均为电泵)2000.11-2005.422.2 0.4 98.0 37.8 1.5 96.1 1.1 -1

29、.9小13-151999.11-2005.522.3 2.6 88.2 68.5 2.7 96.1 0.1 7.9小14-8-32000.9-2005.462.22.7595.6159.7 5.1 96.8 2.4 1.2小14-8-21998.12-2003.1230.5 2.0 93.3 66.1 6.2 90.6 4.2 -2.74口137.2 7.9 94.2332.1 15.5 95.37.7 1.13.2.2.2地层压力保持较差的特高含水油藏（官80）降压开采-临界气饱和度降压开采基本原理： 在水淹油层中，当地层压力下降到饱和压力附近时，气体将会从溶液中释放出来，最初总是形成孤立的

30、气泡，它们能增长发育，但不能移动，当各孤立气泡增大到能与其它气泡相连结时，这种气体才能开始流动。即要使气体能够充分流动，必须达到临界气饱和度值，这是有足够的相邻气泡相连结使气体流动的必要条件7。 现场依据：英国Brent油田依此降压方式开采，通过降低油藏压力到1000Psi，将产出剩余溶解气的大部分并增产1.5Tscf。此外，由于延长了油田开发期，与连续进行水驱相比：油和凝析油量将增产30MMstb。现场实例：官80断块该区块含油目的层为下第三系孔一段的枣、油组，油层埋深1728.6-2026m，平均一类有效厚度37.3m，原始地层压力18.21Mpa，饱和压力8.73Mpa。该断块于1984年9月投入开发至今经历了17年，已进入高含水后期开发阶段（含水93.5%，采出程度33.0%）。检查井测井资料表明：纵向上水淹程度高，剩余油高度分散。如官检1井电测油层75.3m/17层，水淹层为62.2m/16层，水淹厚度占总厚度的82.6%；2000年11月开始实施降压开采（降低至饱和压力以下，达