复杂断块普通稠油油藏制约注水开发效果因素分析.doc

复杂断块普通稠油油藏制约注水开发效果因素分析张海萍王素青李云 扈中 (河南油田分公司第二采油厂地质研究所，河南唐河)摘要：复杂断块普通稠油油藏，受断层发育、构造破碎、储层非均质性严重、原油粘度高等油藏地质特征的影响，注水开发层间、平面矛盾突出，严重制约了注水开发效果。精细油藏研究，调整完善注采井网，优化注采结构，进一步提高注水开发效果。关键词：复杂断块、普通稠油、注水开发、非均质严重、注采井网、细分注水、技术改造。1油藏地质特征1.1构造破碎，断层发育 古城油田泌123、124断块构造总体形态为鼻状构造，分别被9条断层切割成支离破碎的次级小断块。123断块依据其发育规模，切割关系，断层可以划分为三级。一级断层两条，走向近东西或北东东向。北掉正断层，断距大于50米，平面延伸大于3000米，与鼻状构造近于垂直，对油气聚集起着重要的控制作用。二级断层3条，走向东北，掉向各异，断距一般30-50米，延伸长度1000-2000米，对油气水的分布有明显的分隔作用。三级断层4条，走向各异，断距小于30米，延伸长度小于300米，只在局部对油层起到分割破坏作用。124断块发育3条主断层，断层落差大，一般在100米以上，延伸长度大于1000米，对油气聚集起着重要作用；次级断层6条，断层落差小，一般小于100米，延伸长度小于600米。 1.2油层多，面积小，含油井段长，油水界面参差不齐。 泌123断块共有26个含油气小层，35个含油气砂体，其中油砂体26个，气顶油砂体7个，气砂体2个。在33个油砂体和气顶油砂体中，含有面积最大的0.8 Km2，最小的仅为0.1 Km2，含油面积0.5Km2的油砂体比例只有35.3%。，泌124断块共有含油气层40层，其中气层3层，气顶油层7层，纯油层30层，含有面积最大的0.55 Km2，最小的仅为0.02 Km2。 泌123断块据钻遇油气层的26口统计，含油气井段大于100米的18口，大于300米的4口。泌124断块据统计下层系单井含油井段平均为167米，其中150以上的有24口井，占77.4%。单井钻遇油层10层以上的有23口井，占74.2%。 由于构造复杂，断层较多，导致纵向上油水界面参差不齐，基本上每一个油层都为独立的油水系统，有各自的油水界面。据两个断块主力油层油水界面统计，上下两层油水界面平面上位移一般在20米以上，最高的在100米以上。油水界面海拔高度也不一致，低的为-985米，高的为-640米。1.3储层非均质性严重 古城油田核三段是在斜坡背景下发展起来的三角洲沉积体系，沉积物源近，油层厚度变化大，物性差异大，非均质性严重。据统计泌123断块(层间)渗透率非均质系数2.6，渗透率极差15.0，变异系数0.8；泌124断块渗透率非均质系数1.33-5.44，平均2.62，渗透率极差2.27-122.21，平均31.23，变异系数0.13-0.89，平均0.65。泌124断块较泌123断块非均质性严重。1.4原油粘度高，驱油效率低。泌123、124断块地面原油密度分别为0.197g/cm3和0.928 g/cm3，50时脱气原油粘度分别为224mPa.s这和475mPa.s；地下原油密度分别为0.843 g/cm3和0.875 g/cm3；地层原油粘度分别为59.1mPa.s和88.2mPa.s，属普通稠油I-1类。注水开发无水期短，见水早，而且见水后含水上升速度快。2制约稠油注水开发效果因素分析 2.1由于断块小，断层发育，采用不规则三角形井网开采，油层连通性差，井网控制程度低。无注水对应和单向对应井层多，三向对应井层少。泌123断块据31口井油井统计，油井射开116层，总有效厚度385米，无注水对应层43层，占总层数的37.1%，占有效厚度的25.6%；单向对应层23层，占总层数的19.8%，占有效厚度的23.1%，双向对应层50层，占总层数的43.1%，占有效厚度的51.4%，三向对应无。其中无注水对应和单向对应层占总层数45.4%，占总有效厚度的48.7%。泌124断块统计井数37口，油井射开110层，总有效厚度363米，无注水对应层33层，占总层数的30%，占有效厚度的20%；单向对应层14层，占总层数的12.7%，占有效厚度的13.2%；双向对应层52层，占总层数的47.3%，占有效厚度的56.4%；三向对应层11层，占总层数的10%，占有效厚度的10.4%。其中无注水对应和单向对应层47层，占总层数 42.7%，占有效厚度的33.2%。2.2储层非均质严重，注水开发中平剖面矛盾突出由于油层非均质性严重，注水井剖面上吸水差异大，高渗透层吸水量大，低渗透层吸水量小或根本不吸水，注水后水线沿高渗透层或高渗透带突进，平面上沿高渗透带指进，含水上升快，低渗透层或低渗透带见不到注水效果。为了解注水井平面上注入水波及方向和波及范围、水驱前缘展布状况以及对应油井受效情况。2004年8月在泌123、124区优选了8口注水井进行了水驱前缘动态监测。泌123区安排了5口井（G2304、G2406、G2506、G2305、B1233），泌124区安排了3口井（G31022、G3006、F3406）。通过8口井的监测成果分析，注入水在平面上波及均匀程度差，形状不规则，沿着高渗带舌进。泌124区G3006井分两段实施监测，第一段：82、9，第二段：V2131-2 。从第一段测试成果看，注入水平面上波及主要沿东西方向呈条带状舌进，使处在主方向上的G332和G336井液量上升，含水上升。而G334、G328、B124、G3507四口井注入水波及不到，见不到注水效果。从第二段测试成果看，注入水主要沿G3407井方向指进，使G3407井含水明显上升。而B124、G3507井注入水波及不到，受效差。G334、G328、B124、G3507因内部注水井G3006注水受效差，而导致边水内浸高含水。据两个断块 25口注水井吸水剖面资料统计，统计注水层数158层，砂厚304.8米，吸水差和不吸水77层，占总层数48.7%；砂厚244.7米，占总砂厚的49.1%。泌123断块下层系（IV9）东部主力井区，内部注水井5口，边缘注水井1口。除内部G2406笼统注水外，其它5口井分层注水。从吸水剖面及分层测试结果分析，在纵向上IV8小层和IV9小层上部吸水好，而IV9小层下部和IV10小层吸水差或不吸水。从而造成注入水沿主力层IV9层突进。2003年新投加密井G225、G254两口井，投产层位IV9、10，IV9层电测解释水淹，一投产即高含水，G254井含水在97%以上，225含水在90%以上。泌124断块 F3406井于2003年1月8日投注，层间吸水差异大，上部V21.2.3、32.3层吸水好，下部V42、V8不吸水，注入压力只有0.4MPa，无法分层注水，注入水在纵向上沿高渗层突进，在平面上沿高渗带3004井指井，使G3004井含水上升了25%，动液面上升了37米，日产油水平下降。3402井自2003年4月份以来，含水由64%上升到目前的84%，液量上升3.3吨，液面稳定，该井为三向受效井，分析认为该井含水上升主要是受注水井3300井注水影响，3402井的V22层的渗透率为1.174达西，渗透性比较好，而3300井的V22层吸水好，从而导致注入水沿V22层向G3402井方向突进。2.3流体性质的差异是影响普通稠油注水开发的另一重要因素从总的情况来看，河南油田普通稠油地层脱气原油粘度泌123断块在59.1425.46mpa.s，124区在64.61490mpa.s之间，由于油稠，油水流度比大，注水过程中易发生粘性指进，据数模研究表明，在相同的累积采出比（即耗水量）条件下，油越稠可采出程度越低，即要达到相同可采出程度，则需要增加一定量的耗水量。对于不同原油性质的油田，在相同的采出程度下，油越稠其存水率越小。泌123、124断块纵向上的原油性质自下而上逐渐变稠，平面上表现出构造高部位油质好，而构造边部油质差的变化特点。如124区处于构造较高部位的G31022井，60时原油脱气粘度140.36mpa.s，而处在断层附近的G3202井60时粘度高达318.61mpa.s，由于流体性质的差异，注水开发过程中水窜严重，造成油层在平面、剖面上动用不均衡，油井含水上升快。2.4开发层系划分较粗，合采合注井比例高，层间干扰严重，动用状况差异大。泌123断块目前划分三套层系开发，下层系内13个小层， 两个主力层IV53和IV9动用程度高，水淹严重。泌124断块划分为两套层系开发，上层系内9个小层，下层系内20个小层。古3402井射开12层，砂厚35.8m， 有效厚度21m。投产初期产能高，含水低，由于层间干扰，生产一段时间后，含水很快上升，产能下降。古31022井是泌124断块下层系的一口注水井，共分两级三段投注层位10层，厚度47.9米，投注井段长达120米。由于井段长，剖面上吸水差异大，分层注水满足不了地质需要。3.下步提高注水开发效果对策针对普通稠油注水开发中存在的问题，以精细油藏描述、剩余油精细研究为基础，通过细分开发层系、调整完善注采井网，进一步提高水驱井网控制程度。以分层注水为核心，依靠细分注水、调剖调驱、降压增注、酸化压裂等手段改善注水开发效果。1、 精细油藏描述，通过新钻井，油井转注调整、完善注采井网，提高水驱井网控制程度。2、细分开发层系，通过油水井分采分注，减缓层间干扰，提高油层动用程度。3、以技术改