砂岩油藏稳油控水技术-1201-new

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U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U开发特点采油速度不高于2，稳产年限712年，稳产期末含水不超过80，以后年产油急剧降低U开发实例杜玛兹油田、罗马什金油田稳液开发模式U开发政策边外注水高速开发U开发特点采油速度高，稳产期短（68年）U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U开发政策注采井网调整、分层开采和三次采油等技术U开发特点采油速度保持平稳、含水率上升慢U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U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U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U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U泄油面积大，可采储量控制程度高，大幅度提高采收率；U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U薄层油藏U天然裂缝油藏U存在气锥和水锥问题的油藏U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U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U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U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U渗透率级差控制在3以下U原油粘度差异小于1倍U同一组合层系的油层厚度控制在12M以内U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U地层压力保持水平保持在原始压力075倍左右U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U以细分沉积相微重点的精细地质描述技术U以可采储量为重点的“稳油控水”指标预测及优化技术U以注采结构调整为重点的高含水综合调整技术U以薄层为重点的水淹层测井技术U以提高薄层固井质量为重点的防窜封窜技术U以高产液量机采井为重点的找水堵水技术U以薄差层改造挖潜为重点的压裂技术U以提高油水井利用率为重点的套管防护及大修技术U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U河流相储层内部非均质性描述技术U二、三次井网加密调整技术U聚合物驱三次采油开发技术U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U19912000年新增二次加密井17000口U提高采收率60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U聚合物溶液高粘度，能降低水相流度，扩大波及体积U每吨聚合物增油126TU提高采收率1423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U措施后启动压力有所提高U调剖后吸水剖面得到改善U中心井有效期长达12个月以上U井组增油明显，投入产出比在1208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U多种方式优化注水，提高水驱效率U改善吸水剖面，缓解层间、层内矛盾，提高波及效率U优化注水结构，合理配置平、剖面能量U针对优化注水，开展油井增产措施开发效果U注水利用率提高，水驱状况改善U含水率下降10U水驱动态储量增加，水驱采收率提高27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U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U水驱控制程度提高由658上升到816U含水降低含水上升率105U可采储量增加47万吨，提高采收率30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U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U主力油层完善平面潜力井区、挖掘平面及层内潜力U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U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U可采储量增加574万吨，提高采收率39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U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U对应油井含水率最大降低10U单井增油33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U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U开展周期注水，提高注水波及体积U优化清蜡方式，使油井在平稳的生产压差下工作U应用新工艺，延长油井的检泵周期开发效果U水驱控制程度由58提高到69U注水利用率由076提高到083U含水上升率由71下降到34U自然递减由33下降到164（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U井网调整U周期注水U三次采油开发效果U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U油层底部1/3处射孔生产,注气初期产量先降后升U气驱三年后，气顶面积大幅增加，油气界面下移U气驱累油是水驱的两倍，提高采出程度12顶部注天然气技术（二）砂岩油藏稳油控水开发实例7HANDIL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1KUMKOLSOUTH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（MPAS）渗透率（MD）原油密度，（G/CM3）白垩系边底水未饱和油藏OBJ11523228911320821侏罗系带气顶边水饱和油藏OBJ21149241075290819OBJ349230993310821OBJ424250872310814KUMKOLSOUTH油藏各层系参数表25（二）KUMKOL油田稳油控水技术对策1KUMKOLSOUTH油田概况KUMKOLSOUTH油田开采曲线图UKUMKOLSOUTH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956U主力油层OBJECT1、OBJECT2目前含水分别为976、921U非主力油层OBJECT3、OBJECT4目前含水分别为885、883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2KUMKOLSOUTH油田稳油控水技术分类控水技术U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U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U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U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U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U优选井组进行周期注水试验三次采油技术U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KS201井组概况及开发现状UKS201井组位于OBECT1层，油藏强边底水，中高孔渗，渗透率变化区间为3553000MDU目前油井开井8口，注水井3口,换层及停关井3口，累产油1506万吨，产水8124万方，累注水5132万方，目前单井日产111T/D,含水95,单井日注水535M3/D,平均地层压力46MPAU采油井均生产M1层，注水井334井注水M1M2，201和232均注水M2M5层，注采不对应KS231334232335连井剖面图KS201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，104TM3/M3日注水，M3/D累注水，104M3油井135M1984652/403239138M19734189/839489143M1984185/638178231M1938861/12101302M1947792/21321335M19651162/21910338M19451252/560954016M1869295/8910144M1324134M148水井201M2M5480769232M2M5325950334M1M28001529102M1188328（二）KUMKOL油田稳油控水技术对策4周期注水试验周期注水半周期计算参数及结果表周期注水方案调整思路U利用储层纵向差异，周期性改变井组内部注水量，形成波动的压力场，提高采出程度U结合现场实际，采用同步增减周期注水周期注水合理周期确定U注水半周期计算公式U结合油藏参数，计算出在OBJECT1注水半周期为3058天周期注水配注方案U注水井201、232射开M1层段注水，注水半周期45天U增注周期井组注采比为2，单井配注2001200M3/D，考虑现场严寒气候减注周期单井配注降至30M3/D井距粘度综合压缩系数渗透率半周期MMPAS104MPA1MDD25028919492000303502891949200058注水井增注周期配注量减注周期配注量DM3/DDM3/D20145100045302324512004530334452004530注水井配注方案29（二）KUMKOL油田稳油控水技术对策5分层注水试验KS344井组OBJ2/3注采现状图KS344井组概况及开发现状UKS344井组在OBECT2层共油井开井4口，目前单井日产56T/D,含水93,累油626万吨，累水147万方，无注水井，井组受外部注水影响，地层压力61MPAUKS344井组在OBECT3层共油井开井2口，目前单井日产106T/D,含水813,累产油341万吨，累水697万方，仅344井注水，日注1040M3/D，地层压力55MPA井组开发现状表KS30252080344237井连井剖面图井别井号生产层位含水率GOR日产油，T/D日产液，M3/D累产油，104TM3/M3日注水，M3/D累注水，104M3油井237OBJ297062163/259285328OBJ295217266/16818402OBJ281822688/59162080OBJ298081407/423073025OBJ395079592/2253114032OBJ3676677120/4515148OBJ2/316水井344OBJ3104031230（二）KUMKOL油田稳油控水技术对策调整方案UKS344井补孔OBJECT2层U井组内OBJECT2和OBJECT3层间隔层发育稳定，故分层注水OBJECT2/3，提高波及程度U注水量按照注采比15设计以维持井组地层压力，OBJECT2层配注250M3/D，OBJECT3层配注100M3/D井组分层注水调整示意图5分层注水试验31（二）KUMKOL油田稳油控水技术对策5分层注水试验KS3041井组OBJ2/3注采现状图KS3041井组概况及开发现状UKS3041井组在OBECT2层共油井开井5口（两口井合采），目前单井日产134T/D,含水69,累产油51万吨，累产水135万方，无注水井，井组受外部注水影响，地层压力63MPAUKS3041井组在OBECT3层共油井开井4口（两口井合采），目前单井日产39T/D,含水50,累产油61万吨，累产水73万方，无注水井，地层压力68MPA井组开发现状表KS305323213041井连井剖面图井号生产层位含水率GOR日产油，T/D累产油M3/M3日产液，M3/D104T2105OBJ2977843/2001802106OBJ29724648/1962512321OBJ21272434/60093041OBJ29932802/28654038OBJ24293142/30023040OBJ3897848/55643054OBJ32424647/75382105OBJ35820525/73672106OBJ32917635/6543053OBJ338932（二）KUMKOL油田稳油控水技术对策调整方案U低产井KS3041井转注，停产井KS3053井补射OBJE2/3层U井组内OBJECT2与OBJECT3层间隔层发育稳定，故分层注水OBJECT2/3U井组按照注采比15实施配注，KS3041井OBJE2/3层配注200、200M3/D，KS3053井OBJE2/3层配注200、200M3/D3041井组分层注水调整示意图5分层注水试验304033（二）KUMKOL油田稳油控水技术对策6细分层注水试验KS50井组注采现状图KS50井组概况及开发现状UKS50井组在OBECT1层共油井开井4口，目前单井日产8T/D,含水983，累产油86万吨，累产水500万方U注水井两口，其中KS1021井注水423万方后停注，目前仅KS50井注水，日注1570M3/D，累注159万方，地层压力56MPA井组开发现状表KS301950132井连井剖面图井别井号注采层位含水率GOR日产油，T/D累产油，104T日产液，M3/DM3/M3日注水，M3/D累注水，104M3油井131M1984295/708201132M19861229/2483761024M19832119/8342083019M1978579/44075水井50M115701591021M142334（二）KUMKOL油田稳油控水技术对策细分层注水依据U注采井均注采M11和