特地渗透油藏控制分析

卫 81块特低渗油藏开发状况分析 及控制含水治理对策 目 录 一、油藏概况 1、地质概况 2、开发特点 3、开发简史及现状 二、开发状况及存在问题分析 1、开发形势分析 2、开发指标分析 3、分层系开发状况及问题分析 三、潜力分析 四、下步对策 一、油藏概况 卫 81北井位构造图 卫 81南井位构造图 卫 81块沙四段油藏是由北东走向东倾的卫 2、卫 35断层与西倾的卫 32、卫 34断层形成的地垒构造，南部又被北东向次级断层切割成多个断块。构造南北长约 10西宽 1层呈单斜形，走向北东，倾向东南，地层倾角 20，为北窄南宽、北部较简单、南部较复杂的断块油藏。 1、地质概况 一是油层埋藏深26003000m 二是储层物性差，属低 特低孔渗油藏，平均孔隙度 平均渗透率 10 ，有效渗透率仅有 10 。 三是油层富集，分五个砂层组，18个含油小层，平均有效厚度23.6 m， 总体来看 ， 卫 81块属低 特低渗透 、 多层砂岩断块油藏 。 地质特点 （ 1）油井必须经压裂改造后才有产能。 2、开发特点 试油成果井数 井号试油方式折算产油( 吨)单井日产油( 吨)1气流 2 汲 8口井， 198个井层， 中只有 7口井 22个层 82部分井层无生产能力。 31 40 81 121 134 331 132 39 25 74 35 30 11507 油井 卫城油田沙四段 1982187 126 111 29 61 50 105 111 压裂试验： 1984年选择卫121井首次进行深井大型压裂试验取得成功，卫 121井从压裂前的 增产 日产油量( t )0102030401 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12动液面( m )040080012001600压裂 压裂 84年 月 卫 121压裂前后采油曲线 2、开发特点 81 121 331 132 35 30 11507 油井 卫城油田沙四段试采期压裂井位图 129 61 142 141 148 149 150 其后，对 18口试采井进行 24井次油套混合压裂， 沙四 1日产油(t）动液面（m ）日产油(t）动液面（m ）1 3 0 243 34 6 12T 082 1 5 298 59 50 0 277 43 5 9 0 360 0 油花 73 0 0 144 377 1 0 372 2 3 479 38 07 9 8 724 446 1 2 0 246 8 08 口 21 7 312 29 6 265 0 570 31 7 297 140 32 0 2 229 81 8 油花 185 41 8 124 33 42 1 5 87 48 5 油花 491 0 189 49 无 13 492 口 50 4 7 518 025 234 36 t ）加砂量（号合计施工日期( 年. 号压裂层位厚度（m ）/层数破裂压力（M p a ）压裂前 压裂后动液面100014001800日产油07141 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 卫 129井 卫 149井 卫 150井 卫 3 5 6 7 8 9 10 11 12 动液面040080012001600 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12压裂 压裂 压裂 压裂 2、开发特点 （ 2） 水井地层有一定吸水能力，但启动压力高，需采取高压增注措施。 所测 5口井的吸水剖面看，沙四 1启动压力较高，达 着注水时间的延长，吸水能力下降。日 吸水层厚度占射开总厚度的75%以上。 81 121 331 132 35 30 11507 油井 卫城油田沙四段试采期压裂井位图 129 61 142 141 148 149 150 146 74 147 211 214 注水压力5101520日注水量30901501 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12卫 60井 日 期 8 7 . 7 . 2 7注 水 压 力 ( M P a ) 1 2日 注 水 量 ( m ) 3 4 03%0 10 20 30S 四 1 S 四 2 S 四 3 日 期 8 7 . 7 . 2 8注 水 压 力 ( M P a ) 9日 注 水 量 ( m ) 9 53%0 10 20 30S 四 3 日 期 8 4 . 1 0 . 2 8注 水 压 力 ( M P a ) 1 1 . 4日 注 水 量 ( m ) 1 3 03%0 10 20 30S 四 日 期 8 7 . 7 . 2 5注 水 压 力 ( M P a ) 1 3日 注 水 量 ( m ) 5 4 03%0 10 20S 四 3 S 四 4 日 期 8 7 . 7 . 2 8注 水 压 力 ( M P a ) 7日 注 水 量 ( m ) 2 4 03%0 10 20 30S 三 下 1 0 S 四 2 S 四 3 卫 32、开发特点 （ 3）多期压裂导致储层人工裂缝发育，注水方向性强，裂缝方向上油井见水加快，含水上升快，水驱油效率低。 日产液 日产油 含水 日产液 日产油 含水卫2 1 6 6 2 33 裂缝方向卫1 0 7 2 0 2 85 438 非主裂缝方向卫2 1 5 5 9 89 主裂缝方向卫1 0 7 2 1 81 6 16 裂缝方向卫2 1 6 9 4 142 主裂缝方向卫235井组转注时间卫146 1990备注1989见效周期（天）见水周期（天）月含水上升速度（%/月）增油能力见效前 见效后对应油井卫城沙四段不同裂缝方向井组见效情况表 2、开发特点 卫 216井采油曲线 卫 146井注水曲线 转注 见水 卫 146井 16井注采反应曲线 40 10 247 247 247 247 247 260 260 247 70 0 50 90 130 170 210 250 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 0 40 年注水 年均 含水 自然 递减 年产油 采油 速度 年产液 可采储量 试采试注 建产上产 产量下降 产量稳定 井况损坏 ,产量下降 调整治理 ,产量上升 卫 81块开发历程曲线 2001过实施更新调整（ 27口）、大修（ 13口）、转注（ 13口）、压裂（ 16口）等手段恢复完善和优化沙四 2通过在 、 类油层富集区部署差层井，应用高压分注、压裂为主的分层改造技术改善层间、层内动用状况。扭转了开发形势多年持续恶化的趋势，年产油增加 驱控制、动用程度分别增加 采储量增加 32 104t，老井自然递减控制在 20%左右，注采井网基本完善。 2004年下半年，由于分层调控工作滞后，区块含水上升，开发形势恶化。 3、开发简历 建成油水井 80口 ， 油井 49口 ， 开井 46口； 注水井总井数 31口 ， 开井 27口 ， 注采井数比 1: 日产液量 日产油量 综合含水 单井平均日产油 累计产油 104t， 采出程度 采油速度 ； 油田综合递减 自然递减 日注水平 1592 单井平均日注水量 59m3/d； 月度注采比 计注采比 截止到 2005年 6月： 4、开发现状 目 录 一、油藏概况 1、地质概况 2、开发特点 3、开发简史及现状 二、开发状况及存在问题分析 1、开发形势分析 2、开发指标分析 3、分层系开发状况及问题分析 三、潜力分析 四、下步对策 二、开发状况及存在问题分析 2005年 6月与 2004年 12月开发指标对比 年 综合 采油日产液 日产油 年产油 含水 速度 综合 自然月 ( 口) (t) (t) (10 4 t) 新井 措施 自然 (%) (%) (%) (%)200412 50 1027 168 6 1750 9 958 148 7 1592 1 期产量 同期递减水井开井( 口)日注水平（m 3 ）构成( 1 0 4 t)油井开井二、开发状况及存在问题分析 1、开发形势分析 2005年上半年以来，区块开发形势呈现“四降一升两加大”的趋势，即日注水量、地层压力、日产液、日产油下降，综合含水上升，自然和综合递减加大，开发形势恶化。 （ 1）日注水量及地层能量 分析 进入 2005年，为控制油井含水上升，在分层调控措施实施较少的基础上，部分水井被动下调配注，加上动停以及待作业停注影响，造成区块日注水平比去年底下降 158注采比仍保持在 期对比，年注水量下降 104t，导致油藏能量有所下降。 笼统对比，区块动液面由 1186260m，下降74m；地层压力由 （ 2）日产液、日产油分析 2005年 6月与 2004年 12月对比： 减产部分 1、含水上升井 9口，日产液量上升 产油量下降 2、能量下降井 5口， 日产液量下降 产油量下降 3、作业占产井 5口， 日产液量下降 产油量下降 4、泵效下降及其它井 5口， 日产液量下降 （ 2）日产液、日产油分析 2005年 6月与 2004年 12月对比： 增产部分 5、新投井 1口， 日产液量上升 产油量上升 6、措施效果井 3口， 日产液量上升 产油量上升 7、新增见效井 5口， 日产液量上升 产油量上升 8、时率上升及其它井 4口， 日产液量上升 合计日产液下降 产油下降 此看出，区块产量下降的主要因素是含水上升。 （ 3）综合含水分析 2005年 6月与 2004年 12月对比，区块综合含水由 升至 上升 水上升率 析主要原因如下： 1、区块沙四 2水方向性强，油井见水快，含水上升难以有效控制。 统计区块含水上升 9口井，均在沙四 2中 7口为 2003注水井沿裂缝方向水窜影响，含水上升速度快且难以有效控制，日降产 区块降产主要因素。 2、沙四 2水上升速度过快。 2005年 6月区块注采比 计注采比 注采强度过大造成水线推进过快，而水井分层调控措施实施过少，调剖仅实施 2口，导致区块含水上升。 典型井：卫 11卫 266井 卫 111层系注入水沿裂缝水窜影响，上半年日降产 卫 266井主要受水井卫 263、 208沙四 2水上升 1166 （ 4）递减分析 2005年上半年，由于含水上升等因素，同期对比，区块老井自然产量下降 104t，104t，导致区块自然递减、 其中含水上升导致自然递减加大 能量下降导致自然递减加大 作业占产导致自然递减加大 泵效下降及其它因素导致自然递减加大 由此看出：含水上升是导致区块自然递减加大的主要因素。 （ 1）井网控制状况 二、开发状况及存在问题分析 2、开发指标分析 区块实施三年整体技术改造后，除南部构造复杂带以外，基本恢复和完善了注采井网。截至 2005年 6月，由于南部不受控井卫 290、293井的上返采油，井网控制状况较好，其中单向受控井 18口，双向受控井 18口，占 多向受控井 11口，占 而受控见效差 1口，目前不受控 1口，井网控制率 注采井数 井 受控率比 数井数 井号井数 井号井数 井号井数 井号 （ % ）井数 井号49 31 8 18 142 F 8 9 1 0 0 4 2. N 11 - . N 14 9. N 23 2 40 . 28 9. 294. 28 8. 26 118 20 5. 20 7. 21 7. 22 . 25 3. 26 6. 27 5 9 0 7. 25 9. C 25 0. 257 0 6 8 1 411 21 4. 23 0. 25 5. 265 7 8 8. N 16 . C 5 6. N 220. 28 4. 25 649 98 N 25 7暂无法完善单向双向 多向 受控不见效油井水井总井数 非受控井受 控 993 1995 1997 1999 2001 2003 200506水驱控制 水驱动用（ 2）水驱控制、动用储量分析 二、开发状况及存在问题分析 2、开发指标分析 水驱控制储量 104t，水驱控制程度达到 达到 水驱动用储量 104t，水驱动用程度 达到 （ 2）水驱控制储量、水驱动用储量分析 二、开发状况及存在问题分析 2、开发指标分析 2005年上半年，区块实施完善井网及改善剖面措施 15井次，增加水驱控制储量 104t，控制程度 水驱动用储量 104t，动用程度 区块累计 水驱控制储量 104t， 104t，主要是受事故井影响，造成水驱控制和水驱动用储量分别减少 104104t。 报废油井： 报废水井： 正常水井： 正常油井： 带病油井： 带病水井： 图 例 卫 81块事故井分布图 卫 81块事故井分布图 报废油井： 报废水井： 正常水井： 正常油井： 带病油井： 带病水井： 图 例 卫 81块水驱规律特征曲线 10万 吨 )3 49 95 1 4 1 1 8 7累 积 产 油 ( 万 吨 )8 5 1 28 6 1 28 7 1 28 8 1 28 9 1 29 0 1 29 1 1 29 2 1 29 3 1 29 4 1 29 5 1 29 6 1 29 7 1 29 8 1 29 9 1 20 0 1 20 1 1 20 2 1 20 3 1 20 4 1 2卫 8 1 块 水 驱 规 律 特 征 曲 线卫 81块含水与采出程度关系曲线 01020304050607080901 0 0综合含水(%)0 10 20 30 40 50采 出 程 度 ( % )卫 8 1 块 含 水 与 采 出 程 度 关 系 曲 线25% 30% 35% 40% 45%2004年以来 ,远远大于三年技术改造期 。 含水上升使采收率下降 ， 区块开发形势恶化 ， 下步的主要工作是利用各种手段控制区块含水上升 ， 改善区块开发效果 。 根据卫 81块油藏 2005年 6月的水驱控制状况、水驱动用状况、水驱油状况、递减率、含水上升率等指标，依据低渗透油藏开发分类标准（石油天然气总公司 行开发效果分类评价。 （ 3）开发效果评价 地质储量104)评价水驱动用储量104)评价含水(%)采出程度(%)采收率( % )评价综合递减(%)自然递减( % )评价含水上升率评价总体评价725 548 412 I I I 1块开发效果分类评价 从总体评价来看，卫 81块的开发水平只达到 类，仍存在着许多问题需要继续实施调整治理。 水井： 油井： 图 例 卫 81块沙四 1（ 1）沙四 1二、开发状况及存在问题分析 3、分层系开发状况及存在问题分析 沙四 1层包括沙四 1质储量 104t。2004年起开始建立，目前形成“七注十采”的井网，其中油井单采井5口，合采井 5口，井均为分注。 目前该层系主要因能量下降造成降产，统计 3口井日降产 步应进一步加强该层系动用，补充能量，同时控制注采强度，保持该层系产能的稳定。 （ 1）沙四 1二、开发状况及存在问题分析 3、分层系开发状况及存在问题分析 其中卫 284于 2004年 5月实施压裂沙四 1增油 沙四 111月，该井含水上升，对应水井分注、调配后能量下降，目前日产油 液面1590m。 分析认为：该井沙四 1井过早见水水淹，控制注水后能量下降。 下步应转换注采方向，保持合理注采强度，保持沙四 1 水井： 油井： 图 例 卫 81块沙四 1284 （ 2）沙四 2二、开发状况及存在问题分析 3、分层系开发状况及存在问题分析 沙四 2体均有发育，储层包括沙四 23质储量 104t。 目前该层系动用程度较高，主要因裂缝方向性影响，注入水窜造成油井含水上升而降产。统计 9口井日降产 时该层系井况损坏比较严重，影响区块正常开发，下步主要通过油井转注、水井回采差层来 转换注采井别、转换注采方向、转换注采强度 ，调整优化井网，改善该层系开发效果。 卫 81块沙四 2报废油井： 报废水井： 正常水井： 正常油井： 带病油井： 带病水井： 图 例 （ 2）沙四 2二、开发状况及存在问题分析 3、分层系开发状况及存在问题分析 其中卫 285井生产层位沙四 3005年上半年在日产液量变化不大的情况下，含水由 55上升到 降产 040801201产油0501001卫 285井组 2005年上半年注采曲线 （ 3）沙四 4二、开发状况及存在问题分析 3、分层系状况及存在问题分析 沙四 4油物性较差，地质储量 99 104t，储层综合评价结果为 类储层，属于难动用储量。 目前该层系形成“五注七采”，水井吸水较差，油井除侧卫 250和侧卫 214投产该层系产能较高单采外，其余 5口井该层系均低产低能，与沙四 2步维持现状井网开发，确保该层系储量的动用。 2 5 52 5 22 - 3 51 5 322 3 11 4 4N 2 1 3C 2 5 02 8 52 1 6N 2 1 21 4 62 5 02 6 8N 1 62 1 42 5 - 1392 7 02 6 02 6 52 6 72 6 92 3 02 3 32 3 52 3 6N 3 9N 2 3 550N 1 0 72 1 22 1 51 1 - 2 61 1 - 2 72 - 3 61 5 11 5 22 - 1 32 - 1 71 0 7 71 2 11 4 51 4 82 4 92 3 4N 2 5 - 157581 2 9101 0 - 7N 2 5 02 1 30 - 1沙四41 2 311 0 0 M 00 0 0 0 0214 289 92 卫 81块沙四 4二、开发状况及存在问题分析 3、分层系状况及存在问题分析 总体来看，区块层系不同，存在问题不同，治理调整方法不同。 沙四 1用较晚，目前能量不足，下步应进一步加强动用，以合理注采强度来补充该层系能量； 沙四 2区块主产层系，动用程度较高，目前因人工裂缝影响而含水上升，下步应转换注采井别、转换注采方向来调整优化井网； 沙四 4于难动用储量，下步维持目前状况开发。 目 录 一、油藏概况 1、地质概况 2、开发特点 3、开发简史及现状 二、开发状况及存在问题分析 1、开发形势分析 2、开发指标分析 3、分层系开发状况及问题分析 三、潜力分析 四、下步对策 三、潜力分析 根据沙四段的沉积特征与沉积环境分析，储层层间非均质性较强，渗透率级差均大于 10，最大可达 73以上；突进系数一般大于 均为 异系数一般大于 面上，物性变化大，纵向上，层间矛盾突出，层间动用状况差异大。 1、 层间动用状况分析： 三、潜力分析 最大值 最小值 平均值 变异系数 突进系数 级差孔隙度 1 5 . 8 2 1 2 . 5 7 1 4 . 5 0 . 2 2 1 . 5 7 3 . 2 3渗透率 1 3 . 5 5 3 . 2 5 7 . 8 2 0 . 8 7 1 0 . 2 9 3 5 0 . 4 0含油饱和度 4 9 . 5 2 2 8 . 3 6 4 2 . 2 0 . 2 1 1 . 4 9 2 . 2 8泥质含量 2 9 . 9 1 1 9 . 5 3 2 3 . 3 0 . 4 8 2 . 3 1 1 0 . 9 5储层物性参数数值 非均质系数沙四段储层物性参数数值统计表 从卫 81块近年测试的吸水剖面资料看，小层的吸水状况差异很大，反映了纵向非均质严重的特点，说明整个沙四段分层动用都存在较大差异。 分层来看，其中沙四 2 416小层）的吸水量占到了总吸水量的 动用程度高，为主产层；而沙四 1 11水的水井只有 2口，吸水量仅占总吸水量的 其余 7口井的沙四 1说明沙四1 （ 1）、吸水剖面资料分析： 从近年卫 81块产液剖面资料看，各砂组中沙四 3砂组各小层动用程度最高，其次为沙四 2、 4砂组，沙四 1、5砂组最差。与储层物性好坏基本一致，在砂组内部，各小层的采出状况差异甚大，层间储量动用极不均衡。 （ 2）、产出剖面资料分析研究： 卫8 1 四4 沙四5采出程度 总体来看，各小层的采出状况差异甚大，层间储量动用极不均衡，总体是 : 沙四 2用程度及水淹程度高，为区块主产层系，下步实施水井调剖、分注和油井堵水相结合改善层间动用状况； 沙四 1用程度较低，下步实施水井分注、增注和油井补孔、压裂等措施相结合，进一步加强动用，提高体积波及系数和水驱动用程度。 通过计算小层水驱动用状况和采出程度等开发指标 ， 结合区块储层评价的结果 ， 对 I、 （ 3）、 I、 控制储量104用储量104类层 25、32267 41 9 9 . 6 7 4 . 7 08 1 31、 33 53 8 6 . 4 5 6 . 3 14 1 44、 45127 4 6 . 1 2 0 . 6 25 100 548 6 . 8 60 层号地质储量104驱状况累积采油104采储量104余可采储量104类储层： 地质储量267 104t，占 累计水驱控制、动用程度较好，104t，这类层动用充分，仅在断层边角存在剩余油，下步可通过水井调剖、油井及时提液等措施进一步挖掘剩余油。 （ 3）、 I、 11 油 田 卫 8 1 块 水 淹 图沙 四 2 - 5图 例80 6008 0 6 0 - 8 0 4 0 - 6 0 8 0 6 0 - 8 0 4 0 - 6 0 8 0 6 0 - 8 0 4 0 - 6 0 8 0 6 0 - 8 0 4 0 - 6 0 8 0 6 0 - 8 0 4 0 - 6 0 8 0 6 0 - 8 0 4 0 - 6 0 80 6000 60040油 井 水 井80604080806040808060408060408060406080408060804060608080604080604080604080604080604040608080604080604080604080608040图 4 - 5 - 8根据储层分层动用状况及剩余油研究认识到： 沙四 2沙四 1层系具有地质储量 沙四 1沙四 2系 目 录 一、油藏概况 1、地质概况 2、开发特点 3、开发简史及现状 二、开发状况及存在问题分析 1、开发形势分析 2、开发指标分析 3、分层系开发状况及问题分析 三、潜力分析 四、下步对策 四、下步对策 1、针对特低渗透油藏注采井网现状，避开主要裂缝方向，进一步调整优化注采井网。 在储层裂缝方向监测基础上，实施以主要裂缝方向上的油井转注、主力层系堵水，水井回采差层、分层调剖等措施为主的 “ 转换注采井别、转换注采方向、转换注采强度 ” 的三个转换战略，避开储层主要裂缝方向，调整优化注采井网，调整注采方向和注采强度，控制油藏含水上升，使注入水以合理的驱油速度和接近垂直裂缝走向向采油井方向驱油，最大限度地提高基质孔隙的波及体积，提