重组细分提高严重非均质油藏开发水平

主 要 内 容 一 油田基本地质特征及开发历程 二 油田开发中存在的主要问题 三 前期地质研究与矿场实践相结合 ，探索适宜的特色挖潜技术 四 油田潜力分析 五 全面提高严重非均质油藏开发水平技术对策 一 油田基本地质特征及开发历程 胡庆油田位于河南省濮阳县境内 ， 区域构造位于东濮凹陷西斜坡带中部 ， 构造南北长约 45西宽约 明 地 质 储 量5443万吨 ， 动用地质储量 4217万吨 ， 文 马地区 黄河南地区 胡状 探明储量万吨 刘庄 探明储量万吨 文东斜坡带 濮卫环洼带 凸 赵庄 探明储量万吨 1、油田地质特征 主要地质特征 （ 1）断层发育，构造复杂 主控断层断距 100 最小断层 5 平均单井钻遇 平面上 每平方千米 在 0米以上的控油断层 35条，形成的独立断块 46个。 最小的含油断块含油面积只有 积 扇 冲 积 扇扇三角洲前缘湖泊湖底扇湖底扇冲积扇相扇三角洲前缘相 盆地扇相半深湖g)粉砂质泥岩（平纹理砂岩相(状交错层理砂岩相(状交错层理砂岩相(状层理砂岩相（岩相（平纹理砂岩相(状层理砂岩相（道间湾（ 2）沉积环境多，砂体变化大，储层渗透率差异大，非均质严重 单元 孔隙度 /% 渗透率 /10透 率级差 变异系 数 胡 5块 22 145 43 7南块 23 00 12块 20 355 150 状集油田主力储层物性参数表 )单井层间级差小层平面级差胡 1 2 块 突 进 系 数 直 方 图1 1 . 35 1 . 53 0 . 94 . 12 . 104 6 . 23 0 . 82 3 . 1002 04 06 08突 进 系 数所占百分数(%)单 井 层 间 突 进 系 数小 层 平 面 突 进 系 数储层宏观非均质性 单井层间突进系数 小层平面突进系数 储层宏观非均质性 rw、（ 3）储层岩石性质和流体性质决定了油藏的大部分储量必须在高含水阶段采出。 根据胡 12块 24块、胡 5块 9块岩样测定的相对渗透率曲线资料统计： 胡 12块 胡 5块 油驱水 水驱油效率 残余油 据标准化处理后，块岩样的平均相渗曲线如上图所示。 两块岩样的水敏性指数 属于较强水敏。 胡五块注水是采用污水回注，注入污水的矿化度为 110000当于图中 1： 1盐水段。由实验资料求得，对渗透率的损害率为 即在目前的注水状况下，由于注水的矿化度低于原始地层水的矿化度，由于水敏，渗透率将降低 。 胡5 4 6 8 10 12注入孔隙体积倍数渗透率比值39盐水淡水反向岩石具有 较强 的 水敏性 2 油田开发历程及开发现状 胡 - 庆油田综合开发曲线7 4 . 9 16 0 . 0 03 3 . 7 4 3 1 . 7 63 6 . 9 705010015020025030035040045050019861987198819891990199119921993199419951996199719981999200020012002年产油、液，年注水(万吨）0102030405060708090100含水(%)年产液年注水年产油含水油田开发历程 产能建设阶段 综合治理初步实现稳产阶段 注水开发阶段 96年至今的高含水期，通过地质基础研究，利用特色的剩余油挖潜技术和区块的综合调整治理，采油速度上的稳产，目前采出程度 综合含水 94、 95年油田累积发现 42%的井况有问题，局部注采系统遭到严重破坏，产量大幅下滑，年产油从 94年的 045年的 04t，采油速度降至 采出程度 综合含水 主力区块进入高含水生产，水淹严重、两个递减呈直线上升。 先后动用了胡 7南块、胡 12块、胡 5块、胡 10块等主力区块，钻井 467口，共动用探明储量 3391104t，幵在 右的采油速度上生产 3年，采出程度 综合含水 含水上升产量递减阶段 重点对三大主力单元注采完善，各层系大面积转注实现注采平衡， 转注200口完善主力区块注采系统，增加水驱动用储量 1200104t，依靠老井补孔和大幅度提液，以及胡 23块、胡 19块新区投入开发等，在 油速度上稳产 4年，采出程度 综合含水上升到 051015202530354045501994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002新井产量措施产量自然产量胡 9941994年 以来对胡 12块 6 5块 5 2块、胡 7北块胡 23井区等 4个单元的 1195万吨储量 进行了重组细分。 水驱动用程度提高了 日产水平提高 106吨 ，含水下降 从开发油田历程可以得出两结论 : 一是早期油田依靠大量的储量投入 ,使产量迅速上升 ,但由于对储层非均质的认识不足 ,在层系划分上不能适应储层物性特点 ,注水开发后单层突进严重 ,含水上升快 ,真正发挥作用的只有一类层 ,产量迅速递减 . 二是通过细分开发可以发挥二、三类油层的作用 ,实现油田的稳产 . 油井开井 397口 日产液水平 9305产油水平 1033t 综合含水 平均单井日产油 油速度 采出程度 剩余可采储量速度 油田开发现状 注水井开井 201口 注采井数比为 10601井日注 61计注采比 田自然递减 综合递减 2002年 10月份油田开发状况 主 要 内 容 一 油田基本地质特征及开发历程 二 油田开发中存在的主要问题 三 前期地质研究与矿场实践相结合 ，探索适宜的特色挖潜技术 四 油田潜力分析 五 全面提高严重非均质油藏开发水平技术对策 油田开发中存在的主要问题 复杂小断块储量的开发水平仍然较低 储层的严重非均质性始终是水驱动用程度一直较低的主要原因 注采井网与剩余油分布状况的适应性差 油田的递减仍然较大 1、复杂小断块储量的开发水平仍然较低 主要有以下几种： 一是极复杂小断块油藏 二是胡 5块沙三下低孔低渗油藏 三是胡 12块沙三上高粘度油藏 整个油田此类储量 705万吨，占油田储量的 目前井网极不完善，采出程度只有7%，采油速度仅为 2、 储层的严重非均质性始终是水驱动用程度较低的主要原因 三大主力区块水驱动用状况表 水驱控制 水驱动用 单元 地质储量 ( * 1 04t) 储量 ( * 1 04t) 程度 ( % ) 储量 ( * 1 04t) 程度 ( % ) 胡 12 块 1 049 772 7 3 . 6 431 4 1 . 1 胡 5 块 786 371 4 7 . 2 238 3 0 . 3 胡 7 南块 715 430 60 184 2 5 . 7 合计 25 50 1573 61 853 3 3 . 5 胡 7井况损坏严重，部分单元已形不成注采井网 随着微构造研究的深入，局部地区注采对应较差 老区周边滚动落实的新的储量急待完善 3、注采井网与剩余油分布状况的适应性差 井况损坏形不成注采井网单元 井况损坏严重，部分单元已形不成注采井网 地质/10404口水井/ 口日产油 / %自然递减 / %油井 /口水井 /口日产油 / %自然递减/ %胡五块 06 32 13 12 5 38 0 9 3 25 1胡五块 25 40 14 22 11 56 0 16 5 32 5胡七南 1 20 5 5 6 24 3 2 3 7 8胡十二块55 33 3 7 6 27 7 5 4 17 9合计 4 457 125 35 46 28 143 9 32 15 81 8损坏前开发指标 损坏后开发指标区块 层系储量损坏井数 /口10 917352712 13861351575051015202530胡5 胡7南 胡1298年 99年 2000年2001年 2002年单位 :井次 三大主力区块油水井损坏情况柱状图 三大主力区块 1998年至今由于水井的损坏共减少水驱控制储量 430 104t，减少水驱动用储量 265 104t。 影响自然递减 3%以上 ： ： 2440 目前状况 区块 储量(*104t) 油井（口） 水井（口） 日产液（ t) 日产油 (t) 含水 (%) 动液面 (m) 目前压力系数 ) 区上升盘 58 1 0 25 1808 胡 5 、 2 块结合部 88 4 2 76 1547 胡 12 块与庆 85 块结合部 45 2 2 28 10 64 1642 胡 19 东块 33 1 0 47 1583 胡 21 块 43 2 1 55 74 1700 合计 267 10 5 70 1486 老区新滚动储量急待完善区块 平均单井控制储量 72 5 - 19 - 852300220024001700160019001800200021009845677384中 1293246上上储量 58万吨 胡 5块胡 18井区 沙三中7 顶构造线胡十二块南区构造井位图（S 3 中7 顶）12- 1611 2 - 1 3 51 2 - 8 51 2 - 2 41 2 - 5 51 2 - 5 61 2 - 1 3 41 2 - 5 41 2 - 1 0 11 2 - 1 2 81 2 - 1 5 21 2 - 8 11 2 - 8 21 2 - 1 0 21 2 - 1 2 91 2 - 8 41 2 - 1 0 81 2 - 81 2 - 8 31 2 - 1 41 2 - 1 0 3Q 8 5 - 1 11 2 - 1 0 91 2 - 1 2 01 2 - 1 6 9Q 8 5 - 1 0 40- 2 2 5 0 近年来，在复杂构造单元新发现各种正向微构造、小断块、小断鼻的储量647 万吨 随着微构造研究的深入，局部地区注采对应较差 5 - 9 45 - 6 45 - 1 1 65 - 2 95 - 1 72 2 3 05 - 9 35 - 8 722405 - 4 5沙三中4底5 - 1 1 75 - 6 85 - 6 95 - 8 65 - 9 25 - 3 45 - 1 1 05 - 1 1C 5 - 2 25 7 15 - 9 15 - 2 2C 5 - 1 1 221605 - 1 95 - 1 1 25 - 3 55 - 9 05 1 1 35 - 7 2 8 55 - 1 1 15 - 3 621405 8 9N 5 - 2 1 3 75 - 2 15 - 7 45 - 2 05 - 8 85 - - 85 - 1 1 5认识前 认识后 - 2 2 3 0- 2180- 2200- 2200- 2175- 2160- 2120- 2140- 2 100- 2 05 0- 2 150沙三中4底构 造线5 现状井网图5识后 4、 含水上升仍然是影响油田递减的主要因素 991 1994 1997 2000年自然递减（%）三大主力区块自然递减影响因素柱状图 况影响 液量下降 %2%4%6%8%10%12%14%含水上升 井况影响 液量下降 措施降产1999年2000年2001年2002年主 要 内 容 一 油田基本地质特征及开发历程 二 油田开发中存在的主要问题 三 前期地质研究与矿场实践相结合 ，探索适宜的特色挖潜技术 四 油田潜力分析 五 全面提高严重非均质油藏开发水平技术对策 前期地质研究与矿场实践相结合，探索适宜的特色挖潜技术 单层突进研究 层间干扰研究 平面矛盾研究 针对开发暴露的问题开展前期研究 井组单采 油层开发试验 重组细分开发试验 动态监测的筛选与应用 针对性的矿场试验 水驱油过程中储层非均质性变化特征表 渗透率渗透率变异系数渗透率突进系数渗透率级差渗透率渗透率变异系数渗透率突进系数渗透率级差95234 80 51 7 53 50 25122234 38 99河口坝远砂坝分流河道微相 小层号胡12检1井针对开发暴露的问题开展前期研究 1、单层突进研究 胡 7南块沙三中 75个油层，单层突进系数 差 658倍 . 400 600渗透率2002018 22孔隙度2624 28电解层号电解油油油油油油油中 7 （ 1 ）层位 成果油中 8 （ 6 ）中 8 （ 3 ）中 8 （ 5 ）中 8 （ 4 ）油油油中 8 （ 6 ）中 8 （ 6 ）中 8 （ 7 ）中 8 （ 7 ）中 8 （ 7 ）中 8 （ 2 ）45中 7 （ 5 ）中 7 （ 6 ）油油油油231中 7 （ 4 ）中 7 （ 4 ） 油油油9678101511121314胡7 - 1 2 2 井油层物性成果图 胡 7 - 1 6 9 产 液 剖 面 对 比 示 意 图剖 厚 测 井 日 期 : 9 6 . 1 1 . 1砂 电 解 流 压 : 7 . 9 7 M P a 日 产 液 : 4 0 . 4 9 流 压 : 4 . 4 2 M P a 日 产 液 : 3 7 . 0 7层组 层 号 日 产 液 量 （ m3/d ） 日 产 液 量 （ m3/d ）面 度 1 0 2 0 3 0 4 0 1 0 2 0 3 0 4 01 5 . 01 5 . 1 5 8 . 1 53 7 . 0 72 . 3 78 2 . 34 0 . 4 21 . 11 . 3 71 0 3 . 6 2 . 6 4 2 . 7 81 12 . 7 44 . 4 42 1 . 7 472 1 . 3测 井 日 期 : 9 6 . 4 . 1 9 1 . 2 223 6 4 . 7681 291 . 31 . 42 . 60 . 8生 产 压 差 : 7 . 1 1 M P 压 差 : 4 . 4 2 M P a 动 液 面 : 1 2 2 0 面 : 8 0 0 9 10 11 12 13 14 15 19 20 21 22 23 26 27 28 3中 6 33% 砂层组 电解序号 射孔标志 射孔厚度 测井日期： 压： 注： 720井日期： 压： 6注： 144井日期： 压： 注： 430 122、层间干扰现象 胡 12 注水井由于层间渗透率级差大，在合注条件下提高注水压力，吸水剖面基本上没有改变 m)100 0 0.3(2150新钻采油井注水井采油井采油井转注水井123中71122 12块构造井位图 注水井射开渗透率级差小于 6倍的层注水，层间储量动用程度比较高 t)222222 122胡 12 胡 12 度 孔 标志 层 组 138 2100 2150 %4 相对吸水量 30. 9 渗透率级差 4 65 66 75 76 81 86 吸水厚度百分数为 94% 吸水厚度百分数为 分流河道远砂坝图例水下河道前缘砂7 - 2 6 27 - 1 27 - 8 17 - 1 3 17 - 1 1 1 2 97 - 1 9 17 - 1 3 97 - 1 3 87 - 1 6 97 - 1 9 37 - 67 - 1 3 77 - 1 9 07 - 3 67 - 1 6 87 - 1 6 2 1 2 5 5 1 6 17 - 1 7 8 2 97 - 5 2 1 1 9 1 9 3 1 3 67 - 1 6 5 1 2 7 1 3 03 中 7 （ 4 ）岩相分区图 1 3 37 - 1 6 0 1 8 0Q7 - 1 5 4 1 2 87 - 1 8 2Q 1 1 8 1 1 7 1 5 5 1 1 3 1 1 2 6 4 2 0 57 - 1 5 1 1 8 17 - 1 1 4 1 2 0 1 7 6 1 1 17 - 1 0 8 1 1 0 1 6 1 0 97 - 1 7 4 2 1Q 97 - 5 47 - 1 0 7 1 0 6 1 7平面矛盾研究 100050010025050010010010005002501000500100025010050010002500100100500250100050050250500100074 号砂体)胡七南块沙三中7 渗透率等值图7构 造 井 位 图中 9 顶构造线7 - 1 8 67 - 1 9 27 - 1 8 87 - 1 6 37 - 1 5 87 - 1 6 57 - 1 3 37 - 1 5 37 - 1 6 07 - 1 5 57 - 1 8 17 - 1 5 17 - 1 5 2井距 120米突破时间 1天 井距 130米突破时间 1天 井距 170米突破时间 1天 井距 110米突破时间 1天 井距 110米突破时间 3天 井距 220米突破时间 3天 井距 150米突破时间 2天 井距 170米突破时间 1天 在平面矛盾研究中，大范围运用示踪剂资料，全油田示踪剂监测 68口。 胡 7南块 从胡 7 7 7井距150米的情况下，最早见示踪剂的井只有 1天，计算该层的波及宽度只有 水波及率只有 吸水厚度 井距 注水波及率m 时间 注水量 m %7- 151 2 118 140 707- 153 1 59 200 2007- 155 1 59 150 1507- 181 3 177 120 407- 186 10 590 370 377- 160 1 52 160 1607- 181 13 676 190 157- 155 2 104 120 607- 186 3 156 120 407- 151 3 156 350 1177- 153 3 156 130 437- 160 1 71 170 1707- 133 10 710 130 137- 188 1 71 100 1007- 134 3 213 100 337- 165 1 71 120 1207- 192 2 142 110 d/ 58 63 52 I、 油层开发试验 重组细分开发试验 针对性动态监测筛选及应用 2、针对性的矿场先导试验： 矿场试验 1） 井组单采 利用封堵 （ 水泥挤封 、 化堵等 ） 和下 4 套后 ，重新射孔单采 取得较好的试验效果 。 97年底开始引进 4 套延迟固井技术，胡状油田共下 4 套管井 33口，油井累计增油 104t。水井下 4 套后根据吸水剖面及连通状况选层射孔注水，挖掘 应油井累计增油 104t。 C 1 2 - 2 4 3 中9 ）( M ) 1 0 0 0 0 . 3 K - 1 0 1采油井下4“套管井注水井胡十二块构造井位图7 - 1 2 3 - 1 2 5 - 1 5 6H C 1 2 - 4 1N H 1 2 - 8 612 1 2 - 2 9122 5012 - 1 0 612 2 - 1 41 2 - 1 0 9 - 1 6 31 2 - 1 6 2N 1 2 - 7 31 2 - 1 2 27 - 1 0 4N 1 2 - 1 3 112吋套管 5口 应用 4“ 套技术开发 下 4 前 6 - 1 2 2 1 2 9 - 2 3 8 7 5 1 . 4 / 2 0 7下 4 后 9 - 1 0 2 2 4 1 - 2 2 9 7 8 . 4 / 6 41 2 下 4 前后对比表日产液日产油含水时间 层位 井段厚度 /层数该井于 “ 套，至目前已累增油 5658吨 胡 12 1 8 9 10 11 12 4 15 16 29 30 31 32 33 34 35 37 38 39 1 43 44 45 9 50 513中 66 47 48 8 19 213 24 3中 9胡 射开层示意图下中2 19 93 21 535 24 2 5 6 9326 27 6 1529 7 53738 5 53 12 下 4? 套 前、后 吸 水 剖 面 对 比 图砂层组小层号电解序号射孔标志厚度测井日期： 工条件 : 正注 测井日期： 正注日注水量 :162压 :注水量 :110压 :15 相对吸水 %0 20 40 60 80 100 0 60 2 9%2块 456489602554526610551448543439581620742700681651 6526816546806196276486316846606516336216167107125084674744655965236526326406727477487695863626560595450615749434850535862656267636258555146 4644454042415650 50464544685743445255585454485056 5 5 7 5 7 5 7 5 7 930405060708090100110120日产液( t )日产油( t )含水( % )时间 ( 月 )水驱动用程度提高 19个百分点 ，见到比较好的增油效果， 日增油 25t,采油速度由 提高到 综合含水由 下降 下 4” 套管 5口 比例 1 ： 10000 2 2 2 2 1 1 1 1 10 10 10 10 7 7 7 7 5 5 5 5 9 9 9 9 6 6 6 6 7 7 7 7 4 4 4 4 8 8 8 8 3 3 3 3 2 2 2 2 11 11 11 11 8 8 8 8 庆 25 块构造井位现状图 （ 6 - 9 ） 下 4 套井 2543 庆 2542 3 下 4”套后射孔层 28423下 5 3级水淹 2843324142312930剩余油饱和度碳氧比 硅钙比自然伽玛庆2 5 - 5 井碳氧比测井曲线27702700278026902680自然电位3级水淹 1级水淹 2000年 3月下 4吋套后射孔 28424层。累增油 5200t。 下4 前 S 3 下3 - 7 5 9 井口下4 后 S 3 下6 - 7 5 1420庆25 4 套前后产状对比表时间 层位 井段 厚度/层数 日产 液 日产 油 含水 动液 面庆 25矿场试验 2）重组细分开发试验 重组细分开发层系原则： 纵向上 : 单井控制可采储量 04 层系内渗透率级差小于 6倍； 单井油层厚度 15产井段小于 40 两套开发层系之间应具有稳定的隔层条件 ; 平面上 : 考虑沉积微相的特点及河道注水 ,漫滩采油 ; 高含水部位注水 ,低含水部位采油。 阻（阻(3中 6细分前 9， 细分治理后 （ 1 6) ， 胡 12块 平均渗透率级差/突进系数渗透率 级差 突进系数平均渗透率级差/突进系数层系 储量物性参数水驱控制/动用程度单井物性参数均值单井控制储量层系 储量物性参数水驱控制/动用程度单井控制储量43 0 6