（油气田开发工程专业论文）砂岩油藏高含水后期降压开采研究.pdf

abs tract wh e n m e d i u m o r h i g h p e r m e a b i l i t y s a n d s t o n e r e s e r v o i r s a r e p r o d u c e d d u r i n g t h e u p p e r h i g h w a t e r - c u t s t a g e , o n e o f t h e s w i t c h e x p l o i t a t i o n m o d e m e t h o d t h a t i m p l e m e n t i n g t h e p l a n s o f d e p r e s s u r i s a t i o n i s a i m p o r t a n t w a y t o i n c r e a s e t h e o i l r e c o v e r y f a c t o r d e g r e e o f w a t e r d r i v e . i n o r d e r t o g e t t h e t o p o i l r e c o v e ry f a c t o r d e g r e e o f w a t e r d r i v e ， t h e k e y i s h o w t o m a k e s u r e t h e o p p o r t u n i t y o f d e p r e s s u r i s a t i o n ， t h e d e g r e e o f d e p r e s s u r i s a t i o n a n d t h e w a t e r c u t w i t h r e l a t i o n t o o i l r e c o v e r y f a c t o r d e g r e e b y n u m b e r b y u s i n g t h e r e s e r v o i r s s t a t i c a n d d y n a m i c c o n d i t i o n s a n d s t a t u s . t h e p a p e r u s e s a l o t o f p r o d u c t i o n h i s t o ry d a t a a n d t h e r e s e a r c h o f s i m u l a t i o n i n o r d e r t o d r a w s o m e c o n c l u s i o n a b o u t i t ， a n d m a k e s s o m e c o n c l u s i o n a b o u t t h e o p p o r t u n i t y a n d r e q u i r e m e n t s o f d e p r e s s u r i s a t i o n . t h e m a i n w o r k o f t h i s p a p e r i s p r e s e n t e d h e r e i n a f t e r: 1 ) t h e p a p e r m a k e s f u l l a n a l y s i s a n d s y n t h e s i s c o m p a r i n g r e s e a r c h a b o u t n i n e t y p i c a l s a n d s t o n e r e s e r v o i r m o d e l s i n c h i n a a n d a b r o a d p r o d u c e d b y w a t e r d r i v e w h e n t h e y a r e p r o d u c e d d u r i n g t h e u p p e r h i g h w a t e r - c u t s t a g e ; 2 ) f o r l u c u b r a t i n g ， t h e p a p e r m a k e s b l o c k j i n 4 5 i n h u a b e i j i n g q i u t h e m o s t i m p o r t a n t m o d e l ， a n a l y s e s t h e f i e l d w o r k a n d u s e s i m e x， t h e b l a c k o i l s i m u l a t o r o f c mg， t o d e s i g n a n d c a l c u l a t e 2 6 s i m u l a t i o n p l a n s ; 3 ) o n b a s e o f s y n t h e t i c a l l y a n a l y z i n g d a t a， t h e p a p e r b u i l d s 3 g e o l o g i c a l m o d e l s o f p o s i t i v e r h y t h m , i n v e rt e d r h y t h m , a n d c o m p o s i t e r h y t h m ， d e s i g n s a n d c a l c u l a t e s 4 2 s i m u l a t i o n p l a n s，a n d g e t s s o m e r e s e a r c h p r o d u c t i o n s ; 4 ) c o m p a r i n g th e r e s u l t s o f s i m u l a t i o n p l a n s o f b l o c k j i n 4 5 i n h u a b e i j i n g q i u w i t h t h e r e s u l t s o f t h e c a l c u l a t i o n m o d e l ， w e c a n s e e t h e y a r e c o m p a r a b l e w e l l . t h e c o n c l u s i o n s o f t h i s p a p e r a r e : 1 ) t h e r e s e a r c h w a y a n d t h e c a l c u l a t i n g m o d e l i n g a r e r i g h t i n th e o ry a n d m e t h o d o l o g y ; 2 ) m e d i u m o r h i g h p e r m e a b i l i t y s a n d s t o n e r es e r voi r ss t i l l h a v e p o t e n t i a l o f i n c r e a s i n g t h e o i l r e c o v e r y f a c t o r d e g r e e o f w a t e rd u r i n g t h e u p p e r h i g h w a t e r - c u t s t a g e wh e n ; 3 ) i f t h e d e p r e s s u r i s a t i o n p l a n s b e g i n t o b e i m p l e m e n t e d a t t h e t i m e t h e r es e r voi r s w a t e r c u t i s 9 0 %， t h e f i n a l o i l r e c o v e ry f a c t o r i s t h e h i g h e s t i f t h e ， p r e s s u r e i s r e d u c e d f r o m o r i g i n a l f o r m a t i o n p r e s s u r e t o 8 0 % o f o r i g i n a l f o r m a t i o n p r e s s u r e ， p l a n s . c o mp a r ingt o o t h e r r e s u l t s o f d e p r e s s u r i s a t i o n k e y w o r d s : s a n d s t o n e r e s e r v o i rt h e u p p e r h i g h w a t e r - c u t s t a g e d e p r e s s u r i s a t i o n 独 创 性 声 明 本人声明所呈交的论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究成 果。 尽我所知， 除了文中 特别加以 标注和致谢的地方外， 论文中不包含其他人已 经发 表或撰写过的研究成果， 也不包含为获得中国石油勘探开发研究院或其它教育机构的 学位或证书而使用过的材料。 与我一同工作的同志对本研究所做的任何贡献均已 在论 文中作了明确的说明并表示了谢意。 签名 : 喃4 才 日 期 : y o v , b 匕 关于论文使用授权的说明 本人完全了 解在中国 石油 勘探开发研究院 有关保留、 使用学位论文的 规定，即: 中国石油勘探开发研究院有权保留 送交论文的复印件， 允许论文被查阅和借阅; 学校 可以公布论文的全部或部分内容， 可以 采用影印、缩印 或其他复制手段保存论文。 ( 保密的论文在解密后应遵守此规定) 签 名 : v 丝 - 导师签名: 鱼兰 主 -日 期: 2 刁 . 0 . o 厂 引言 我国主要油田己 进入高含水期开发阶段。 到2 0 0 4 年3 月底， 中 石油所属1 3 个油 气田 综合含水达到8 3 . 8 4 % ， 可采储量 采出 程度7 3 . 2 6 % 0因此，高 含水期开发 将是我 国 重要的油田 开发阶段。高 含水期采油面临着油井产水量大幅度增加、 产油量递减、 生产成本上升， 钻调整井和作 业措施效果逐步变差的问 题， 油田 开发技术难度越来越 大， 实现以 经济效益为中心的矛盾更加突出。 所以 尽可能发挥注水作用， 改 善我国 高 含水期注水油田 开发效果，己 成为十分迫切的问 题。 早在“ 八五” 期间， 原中国石油天然气总公司科技发展局、 开发生产局组织科研 院所、 油田对改善高含水期水驱开发效果机理及新方法进行了专题研究， 重点研究了 强化注采系统、改变液流方向、 周期注水、降压开采、调剖及封堵出水大孔道、 水气 交替注入、强注强采等方法，并进行了2 2 个矿场试验，取得了显著的成果，为老油 田 挖潜提供了 新技术、 新方法， 为“ 稳定东部” 作出了 贡献。 其中降压开采试验是在 华北油田 完成的。 在室内实验和数值模拟研究的基础上， 在任丘油田 雾迷山 组和莫州 油田 采出可采储量的7 4 . 6 1 % 和8 7 . 4 % 的情况下， 采取了降压开采方式， 累积增产原油 7 7 . 5 6 万吨， 减少注水量 1 4 8 1 万吨， 少产水 6 8 . 2 1 万吨， 增加可采储量 1 7 7 . 5 6 万吨， 总经济效益达2 . 9 亿元，极大缓解了油田的递减。 国外油田 有很多油藏是天然能量方式开发的， 本身就是降压开采。 北海油田的一 些油藏在实施降 压开 采。 国内 油藏主要以 注水补充能量开发的， 一般压力保持在原始 地层压力附近，实施降压开采有充足的能量保证。 为了研究砂岩油藏实施降压开采的时机、 压力降低的程度和注水恢复的时间， 本 文用大量油田生产历史数据与数模研究对此做出了相关结论并提出实施该措施的时 机与要求。 以 油田 实例的参数为依据， 分正韵律， 反韵律， 复合韵律， 建立三个计算 地质剖面模型， 并 应用加拿大c m g 公司的黑油 模拟器i m e x 对其进行了 数值模拟预测. 其中 共设计并计算了计算模型数值模拟方案4 2 个。 从计算模型的数值模拟计算结果 来看，砂岩油藏在含水率8 5 % 后实施降压开采的效果较好;如果在含水 9 0 % 时实施降 压开采， 压力降到原始地层压力的8 0 % 后， 再恢复注水的开采效果最好 ( 与压力降到 原始地层压力的7 0 % 、压力降到原始地层压力的6 0 % ,压力降到原始地层压力的5 0 % 相比) 。 为了 验证并对比计算模型数值模拟的结论， 本文对华北荆丘油田 晋4 5 断块进行 了详细研究，以华北荆丘油田所建的地质模型为基础，设计了2 6 个数值模拟计算方 案进行计算， 并与计算模型的数值模拟计算结果相比 较。 从比较中再次验证了计算模 型的数值模拟计算的结论。 现今国内大多数注水开发砂岩油藏在高含水后期并未采取降 压开采措施。 在本文 经过对计算模型和华北荆丘油田晋4 5 断块实施降压开采数值模拟预测计算研究后， 初步总结了 砂岩油藏在高含水后期实施降 压开采的时 机， 压力降 低的 程度以 及注水恢 复的时间， 这对预测高含水砂岩油田实施降压开采措施后的可行性及效果有着重要的 现实意义。 中国 石油勘探开发研究院硕士学位论文 第一章适合砂岩油藏高含水阶段注水开发的转换方式国内调研 适合砂岩油藏高含水阶段注水开发的转换方式主要有层系互换、强化注采系统、 降压开采、 强注强采、水气交注、周期注水、调剖以及封堵出水大孔道。 本章主要对 周期注水、水气交注、强注强采在砂岩油藏高含水阶段的应用情况做了调研。 1 . 1 国内 适合砂岩油藏高含水阶段注水开发的转换方式实例 1 . 1 . 1 大庆喇嘛甸油田 利用周期注水方法改善非均质砂岩油田开发效果实例 1 . 1 . 1 . 1 油田概况 喇嘛甸油田是河流一三角洲相沉积的、 以厚油层发育为主的非均质多油层砂岩油 田。 含油面积1 0 0 k m 2 ，地质储量8 . 1 5 x 1 0 8 t ，标定可采储量3 . 2 5 x 1 0 8 t ，标定采收 率3 9 . 9 4 % ， 气顶面积3 2 . 3 k m 2 ，天然气储量9 9 . 6 x 1 0 8 m 3 0 储层是以 砂岩和泥质粉沙 岩组成的一套湖相一河流三角洲相沉积体。纵向上发育9 7 个小层，平均砂岩厚度 1 1 2 . l m ， 有效厚度7 2 . o m a 储层纵向 和平面上的非均质性很严重， 萨尔图、葡萄花和 高一组上部油层的主体是分流河道砂体和曲流河道砂体。 以厚度大于4 m的砂体为主， 平均空气渗透率0 . 4 6 4 - - 2 . 2 0 3 u 解， 纵向渗透率级差可达5 - 8 倍。 砂体内部以多段 多韵律为主， 其次为正韵律。 高一组下部， 高二、 高三组油层由 三角洲前缘席状砂体 和水下分流河道组成。 水下分流河道砂体一般呈断续窄条带状， 厚度以2 -4 m 居多数。 席状砂集中在高二组和高三组呈大面积连续分布，厚度一般在2 m 以 下。分层平均空 气渗透 率。 . 3 5 0 u 解左右。 砂体内 部以 复合韵 律和均 匀层为主， 个别为正韵 律。 平面、 纵向 渗透率级差仍可达2 - 3 倍。地下原油平均粘度1 0 . 3 m p a . s ， 井深l l o o m以 下为 稠油段， 地下原油粘度1 7 -1 8 m p a . s 。 原始溶解油气比4 8 m 3 八。 原始地层压1 1 . 2 1 m p a , 原油饱和压力1 0 . 6 9 m p a e 1 9 7 3 年采用反九点法面积注水方式投入开发，截止2 0 0 1 年底， 已 采出 地质储量的3 2 . 9 9 % ， 采出可采储量的8 2 . 5 9 % ， 油田 水驱综合含水9 3 . 0 4 % , 由 国 五 迪 丝 翅暨竺壑迹全塑竺主一 1 , 1 . 1 . 2 试验区的选取 通过注水井的 交替开关周期注水， 在地层中产生一定的压力扰动， 使得死油区的 形状、 位置和大小发生一系列变化。 剩余油带随注水井周期性的开关而缩小， 使剩余 油被逐步驱出， 达到扩大波及体积， 减小层间矛盾， 使油层动用状况得到改善， 控制 原油含水上升， 提高原油采收 率的目 的。 为研究喇嘛甸油田 周期注水的可行性， 确定 周期注水的合理参数和组合方式，选择喇嘛甸油田北 块有代表性的7 -8 排，1 6 -1 8 列之间为数模区块 ( 面积1 . 4 k m 2 ,油水井2 4 口 ) ， 根据油田 地质、开发特点，设计 了1 2 种方案进行数值模拟研究。 1 . 1 . 1 . 3 数值模拟预测效果 1 ，周期注水比常规注水最终开发效果好。喇嘛甸油田 特高含水期实施周期注水比常 规注水提高采收率1 -2 %. 2 周期注水初期能提高采油速度。周期注水效果主要体现在初期，前 5 年可提高采 出程度0 . 0 2 % -0 . 2 8 % ，平均提高0 . 1 7 % e 3 ，半周期为2 , 3 个月效果较好。 喇嘛甸油田 饱和压力高、 地饱压差小， 根据数值模 拟结果， 采用等时、 半周期为2 , 3 个月效果较好。 半周期过短， 形成的层间压差 小， 采收率提高幅度值低;半周期过长，在停注半周期地层压力下降幅度大，油 井脱气半径大，开采效果差。 4 .异步周期注水效果好。同 步周期注水是指全井所有油层同时停注;异步周期注水 是指将物性相同或相近的油层组合在一起分组交替注水。 分组异步周期注水更有利 于缓解层间矛盾， 其采收率增值和前 5 年采出 程度增值分别比同步周期注水高 0 . 5 5 和0 . 6 个百分点。 1 . 1 . 1 . 4 周期注水实施效果 1 .油层动用程度提高 中国石油勘探开发研究院硕士学位论文 实施周期注水后， 层间、 层内 和平面矛盾均得到不同程度的减缓，一部分在常规 注水时不吸水的油层开始吸水。统计 1 9口井同位素吸水剖面资料，有8口 井新 增加吸水层1 3 个，砂岩厚度3 7 . 2 m ， 有效厚度3 0 . 4 m . 2 .产量递减和含水上升速度减缓。 周期注水一年半自 然递减率减缓2 . 6 4 % ，比同 层 系其它井低2 . 6 1 % . 3 .可采储量增 加， 水驱最 终 采收率 提高。 可 采储量 增加2 4 x 1 0 4 t 水驱采收率 提高 1 . 7 8 % 周期注水经济效益明显，以周期注水试验区为例，周期注水采油投入产出 比可达 1 : 5 . 9 9 0 1 . 1 . 1 . 5 结论 1 . 周期注水采油是改善非均质多油层砂岩油田 特高含水期开发效果的一种有效方法。 2 ，分组异步周期注水具有提高采收率幅度值大、油水井生产运行平稳、生产管理方 便的特点。 3 . 喇嘛甸油田 这样的高 饱和压力油田， 停注周期不宜过长， 否则， 在注水井停注半周 期油层压力下降幅度大，油井脱气半径大，影响油井开采效果。 4 .周期注水投资少、效益高、 操作简便， 适合于特高含水期调整挖潜。 1 . 1 . 2 大庆油田萨中开发区南一区丙块高含水后期利用周期注水方法开采实例 1 . 1 . 2 . 1 油田概况 大庆油田 萨中开发区南一区丙块高台子油层于 1 9 8 8年投入开发， 投产初期采用 反九点法2 5 0 x 2 5 0 m 面积井网 开采， 1 9 9 8 年9 月进行了 注采系统调整， 在原井网 基础 上采取隔 排转注边井， 形成了 不规则的五点法面积井网。 截止到2 0 0 0 年1 2 月 底， 共 有油水井4 6 0口， 其中注水并1 7 8口，开并1 5 9口; 采油井2 8 2口，开井2 5 2 口， 注 采井数比1 : 1 . 5 8 。已累 积采油1 5 0 3 . 6 8 x 1 0 4 t ， 采出 地质储量的3 2 . 5 7 % , 采油速度 1 . 4 6 % 0 累 积 注 水5 7 3 5 . 2 7 x 1 0 场 3 ， 年 注 采比1 . 0 7 , 累 积 注 采比1 . 0 9 ， 油田 综 合 含 水8 7 . 7 % ，含水上升率1 . 2 7 % ，地层压力1 1 . 1 3 m p a a 中国石油勘探开发研究院硕士学位论文 1 . 1 . 2 . 2 实施周期注水的效果 1 .周期注水基本实现了 “ 三个控制”。 统计试验区采油井2 2 c - , 周期注水前后相隔7 个月对比日 产液量由9 2 2 t 下降到 7 5 0 t ， 下降1 7 2 t , 综合含水由9 0 . 7 % 下降到8 9 . 9 % ， 下降。 . 8 个百分点，日 产油量由 8 6 t 下降到7 6 t 。 其中高1 5 1 - 5 2 井完成一个周期后，日 产油量由6 t 增加到8 t ， 含水 由9 2 . 5 % 下降到8 8 . 8 % ， 下降3 . 7 个百分点， 月增油1 2 6 t ， 取得了 较好的增油效果。 试验区自 然递减率由 试验前的2 3 . 5 6 % 下降到3 . 7 0 % ， 下降1 9 . 8 6 个百分点。 整体效果 达到方案设计要求，实现了“ 三个控制”即控制了 产量递减;控制了含水上升速度; 同时 套损 井数没有新的增加， 套损速度得到了明 显控制。 2 .周期注水后区内 地层压力下降 执 行完 一 个 周 期 注 水 方 案 后， 试验 区内 少 注 水2 . 9 8 x 1 0 4 m 3 ， 注采比 保 持 在0 . 6 8 0 平均流压下降0 . 3 8 m p a ，平均沉没度下降4 0 . 5 m 。停注一个周期后相同井数对比，平 均地层压力下降1 . 3 1 m p a ，总压差为0 . 1 7 m p a 。高压区已得到治理，缓解了南一区丙 块高台 子油层的平面矛盾。 3 周期注水后水驱动用状况得到改善产出液矿化度增加 在执行周期注水过程中， 对周围采油井采出液进行了跟踪化验分析，8 2 . 4 % 的井 矿化度有所增加，比较典型的是高 1 5 1 - 5 2井，矿化度由 4 8 4 7 . 6 9 m g / l增加到 5 2 9 6 . 5 4 m g / l 增幅较明 显， 说明 滞留区内的原油开始被采出。 注水井吸水厚 度增加统 计4 口 注水井吸水剖面资 料，前后对比 新增吸水层段1 1 个，吸水厚度由5 1 . 7 。 增加 到6 6 . 9 m ,增幅达2 9 . 4 % 。 说明 注入水波及到了 滞留区内的 剩余油， 水驱动用状况得 到改善。 4 . 采油井产出 厚度增加、综合含水下降 高1 5 4 - 5 6 井环空产出 剖面资料， 周期注水前后对比 结果: 产液层段由9 个增加 到2 1 个， 增加1 2 个:砂岩厚度由8 . 1 m 增加到2 6 . l m ，增加1 8 m 。有效厚度由4 . 9 m 中国石油勘探开发研究院硕士学位论文 增加到8 . 6 m ， 增加3 . 7 m ; 产液含水率由8 7 . 9 % 下降到8 6 . 1 % ， 下降1 . 8 个百分点。 再 一次充分证明油层动用状况得到明显改善。 才 . 1 . 2 . 3 结论 1 ，对高含水后期多油层、非均质油藏选择 “ 三高”井区进行周期注水， 在注水井排 之间， 可以产生交替驱油效果，减小平面矛盾， 使高压区得到治理， 有利于保护 套管。 2 .合理采用周期注水采油， 可以有效的挖潜滞留区内的剩余油， 提高油层动用程度， 改善油田开发效果。 3 .周期注水对于高台子油层高压高渗透区， 可以 有效控制高含水层， 减缓含水上升 速度。 川 . 3 大庆北二区 东部水气交替注入提高采收率矿场试验 1 . 1 . 3 . 1 试验区概况 1 .北二东水气交替注入提高采收率矿场试验区 试验区位于大庆油田东北部的北2 - 5 - 9 4 井附近。 试验目 的层为萨1 1 1 3 - 7 层， 为偏 亲油的砂岩储层，属三角洲水上分流沉积，大致可分为两个沉积单元 ( 萨m3 + 4 ,萨 1 1 1 5 - 7 ) 。 各沉积单元的下部以中 细砂为主， 上部则以 粉细砂岩、 粉砂岩为主， 顶部则 是泥质粉砂、 粉砂质泥岩， 属正韵律沉积。 在两个沉积单元中，以萨11 1 5 - 7 单元河道 砂岩比 较发育， 砂体呈条带状分布，东西宽5 0 0 - 1 0 0 0 m ， 砂岩厚度为4 . 7 m ， 有效厚度 4 . o m ， 平 均 有 效 渗 透 率 为3 7 o x 1 0 v 扩 ， 萨 h 1 3 + 4 单 元 除 在 北 部 发 育 了 河 道 砂 岩 之 外 ， 多为河漫滩沉积，油层条件较差，砂岩厚度3 . o m ， 有效厚度 1 . 5 m ， 平均有效渗透率 为2 2 6 x 1 0 u 扩 。 试 验区内 的 检7 6 2 井岩心 分析资 料指出， 该 层为非 均质 严重的 正韵 律厚油层， 渗透率变异系数为0 . 7 6 0 试验区内新钻井1 5口，为2 5 0 m 井距的反九点法井网，其中注入井6口，生产井 9口( 称作单采井) ，新钻井只射开试验层。为在油层中造成一定的捕集气条件，在 生产井上只射开试验层的底部 ( 为油层有效厚度的 6 3 . 6 % ) 。新钻井区域内及周围原 里互迪塑堡茎叁堑窒堡堡圭堂堡笙苎一 增加到8 6 m ，增加3 7 m ；产液含水率由8 7 9 1 - 降n8 6 1 ，t n 1 8 个百分点。再 一次充分证明油层动用状况得到明显改善。 t 1 2 3 结论 1 ，对高含水后期多油层、非均质油藏选择“三高”并区进行周期注水，在注水并排 之间，可以产生交替驱油效果，减4 、平面矛盾，使高压区得到治理，有利于保护 套管。 2 合理采用周期注水采油，可以有效的挖潜滞留区内的剩余油，提高油层动用程度， 改善油田开发效果。 3 周期注水对于高台子油层高压高渗透区，可以有效控制高含水层，减缓含水上升 速度。 1 1 3 大庆北二区东部水气交替注入提高采收率矿场试验 1 1 3 1 试验区概况 1 北二东水气交替注入提高采收率矿场试验区 试验区位于大庆油田东北部的北2 5 9 4 井附近。试验目的层为萨i i l 3 7 层，为偏 亲油的砂岩储层，属三角洲水上分流沉积，大致可分为两个沉积单元( 萨i i l 3 + 4 、萨 i i l 5 7 ) 。各沉积单元的下部以中细砂为主，上部则以粉细砂岩、粉砂岩为主，顶部则 是泥质耪砂、粉砂质泥岩，属正韵律沉积。在两个沉积单元中，以萨1 1 1 5 - 7 单元河道 砂岩比较发育，砂体呈条带状分布，东西宽5 0 0 - 1 0 0 0 m ，砂岩厚度为4 7 m ，有效厚度 4 0 瑚，平均有效渗透率为3 7 0 x1 0 秆，萨i i l 3 + 4 单元除在北部发育了河道砂岩之外， 多为河漫潍沉积，油层条件较差，砂岩厚度3 o m ，有效厚度1 5 m ，平均有效渗透率 为2 2 6 x 1 0 - 3 um 2 。试验区内的检7 6 2 井岩心分析资料指出，该层为非均质严重的正韵 律厚油层，渗透率变异系数为0 7 6 。 试验区内新钻井1 5e l ，为2 5 0 m 井距的反九点法并网，其中注入井6 口，生产井 9 口( 称作单采井) ，新钻井只射开试验层。为在油层中造成一定的捕集气条件，在 生产井上只射开试验层的底部( 为油层有效厚度的6 3 6 ) 。新钻井区域内及周围原 里互垫墅堡墅垄塑壅堕堡圭塑丝塞一 井网中有1 2 口井除射开其它层之外，也射开了试验目的层，作为辅助观察井使用( 称 作合采井) ，如图1 1 所示。试验区面积1 o l k m 2 ，地质储量8 5 7 9 ( 1 0 4 t 。 图1 1 北二区东部水气交替注入提商采收率矿场试验区井位图 北二区东部子1 9 6 5 年投入水驱开采，试验区叉经历了近3 年的水驱试验，在水 气交替注入之前，试验层采出程度已达3 0 。o ，年采油速度为1 6 5 。试验区内平均 单井日产液7 0 o t ，日产油5 3 t ，综合含水9 2 5 。生产井的相对产液厚度仅为5 2 3 。 北一区断东水气交替注入提高采收率矿场试验区。 试验区位于北卜6 6 3 井附近。试验目的层为葡】2 层，通过对试验区内1 1 0 口井 葡i2 油层的测井资料地质研究表明：该试验区葡i2 油层是属于大面积分布的复合 型高弯曲河道砂体，曲流河道以侧蚀为主，河床不断侧移，形成连续分布的点坝砂体； 中国石油勘探开发研究院硕士学位论文 单一河道砂体较宽，横向分布较稳定：河道砂体的厚度多为4 6 m ，砂体底界较平整， 层位相对稳定，厚度变化较小；单一砂体的宽度大部分地区在1 0 0 0 2 5 0 0 m 之间，砂 体之间仅残存零散分布的小片河间沉积。在2 0 0 3 0 0 m 井距条件下，进行细分沉积相 研究结果表明，河道砂体呈太片稳定分布。垂向上为完整的点坝沉积层序，砂体内部 一般呈明显的正韵律，层内夹层主要呈侧积体间的薄夹层。总之，葡i2 油层具有典 型的弯曲河流点状沙坝沉积的特点。这类油层其底部渗透率高、连通好，顶部渗透率 低、连通差。因而，油层底部产液量大，强水洗，含水率高；顶部产液量小，弱水洗 或未水洗，含水率低或不含水。葡i2 油层平均砂岩厚度7 5 m ，有效厚度5 7 m ，平 均有效渗透率为0 6 0 9pi , b 2 。 图1 2 北一区断东水气交替注入提高采收率矿场试验区井位图 试验区利用了原葡i 组点状注水井网，套管补贴封堵其它层后单采葡i2 层，部 分井封堵了油层的上部，开采厚度占全层有效厚度的5 3 9 。试验区内共有1 9 口井， 其中注入井3 口，生产井1 6 口，井距为5 0 0 m 。试验区面积2 6 1 k i n 2 , 孔隙体积4 2 1 1 0 4 m 3 ，地质储量2 7 7 0 5 xl o t 。 中国石油勘探开发研究院硕士学位论文 北一区断东于1 9 6 3 年6 月投产，中间井排( 北一区六排) 于1 9 7 0 年9 月投产。 1 9 7 3 年转为点状注水。水气交替注入试验区采出程度已达2 9 1 5 ，采油速度0 6 4 ， 综合含水为9 0 2 ，水淹厚度为开采厚度的8 0 o ，底部强水洗厚度占洗厚度的7 3 8 。 1 1 3 2 矿场试验结果 水气交替注入试验不久，油井就见到了效果，采液指数、采油指数均呈上升趋势， 未发现气窜现象，生产气油比至今保持在4 0 0 - 5 0 0 m 3 t ，大量的注入气储存在地下， 约占注入气量的4 2 - 4 8 。北二东萨1 1 1 3 7 层呈游离状态存在的注入气为孔隙体积的 8 ，北一区断东葡i2 层为7 7 ，它为改善试验区的开发效果提供了重要基础。 1 。油井生产能力提高，至今生产能力仍高于试验前水平 由两个试验区观察到不同的生产特征。由正韵律油层的北二东试验区观察到，水 气交替注入后，油井很快见效，采液指数上升5 7 ，7 ，采油指数上升6 1 o ，月产油 量上升1 5 5 ，综合含水平均下降最大值为5 9 ，个别井( 7 6 3 井) 下降了1 0 2 。 表1 1 示出了水气交替前后生产能力的比较。它指出，在5 年之后，其生产能力 仍高于试验前水平，含水基本稳定在初期水平。 ! 璺互塑塑堡墅垄堑塞堕堡主堂堡堡塞 一 表1 1 北二东试验区水气交替注入前后生产能力对比表 水气交替注入前 目前 q lq a| q lq o q 。 轴 t dt dt 月 t dt dt 月 单采井 6 3 83 18 4 19 5 16 6 73 38 8 59 5 ：0 合采井 7 4 5 6 ，9 2 5 2 29 0 71 0 1 69 o3 0 1 7 9 1 2 全区 7 0 o5 33 3 6 39 2 58 6 56 53 9 0 29 2 7 北一区断东试验区则显示了见效晚、含水上升速度明显减慢、产油量增加的特征。 见效晚是其点坝砂体夹层遮挡作用的结果。至1 9 9 4 年其含水由注气前的9 0 2 到 9 3 1 ，仅上升2 9 。其含水上升率由注气前的每采出1 地质储量含水上升2 9 ， 显著下降至0 7 9 。相应的产油量也有较大幅度的提高，见效初期( 1 9 9 0 2 ) 平均单 井日产油量由注气前的1 1 i t 上升至1 2 8 t 效果最佳时( 1 9 9 2 。2 ) 增加到1 4 4 t ， 提高了2 9 7 。目前北二东试验区已增产原油7 5 1 0 4 t ，北一区断东增产1 2 o x l 0 4 t 。 事实证明，水气交替注入是油田保持持续稳产的有效措施。 2 大部分油井见到了水气交替注入效果 北二东2 1 口观察井中，有1 8 口井见到了水气交替注入效果，占总井数的8 5 7 ， 其中效果明显井1 0 口，占4 7 6 。效果好井占1 9 1 ，效果一般井占1 9 o ，未见效 果井占1 4 3 ( 分类标准是：目前月产油量较试验前增加5 0 9 6 以上者为明显见效井，增 加1 0 一5 0 者为效果较好井，增加1 0 9 6 者为一般井，下降1 0 以上者为未见效果井) 。 到目前为止，含水仍保持稳定和下降井占总井数的4 7 6 。效果明显井至今月产油量 仍较试验前高1 0 4 倍，含水仅上升0 4 ，而且仍有4 0 的井含水低于试验前水平。 北一区断东有1 3 口见到了水气交替注入效果，占总井数8 1 3 ，其中明显见效 井5 口，占3 1 3 。效果明显井均位于有废弃河道封闭，以及沿着侧积夹层走向方向 主里至迪塑堡茎垄堑塞堕堡主堂垡堡塞 _ 一 注入和厚度较大的部位。如北卜6 - 6 1 井，它的左侧有废弃的河道起着遮挡作用，有 良好的捕集气体条件，北卜6 5 3 井沿侧积增值层的走向注气，因而获得了很好的效 果，其单井日产油量至今仍保持在17 t ，仍较注气前高6 t ，而含水仍保持在注气前的 水平。 3 较大幅度地提高了试验层的采收率 北二东试验区单采井、合采井产油量递减曲线计算机结果表明，在经历5 年水气 交替注入试验之后，目前已增产油量7 5 x 1 0 4 t ，试验层目前采出程度已较水驱最终 采收率提高3 3 5 。 试验层驱替特征曲线也指出了同样的结果，目前采出程度已较水驱最终采收率提 高3 3 5 。 用产量递减曲线、驱替特征曲线和数值模拟( 历史拟台) 方法预测了水气交替注 入最终采收率提高值，结果列于表1 2 。它们的最终采收率提高值为7 6 7 - 9 6 6 ， 平均值为8 6 。 表i 2 北二东试验区最终采收率预测结果 水气交替注入后最终采 采收率提高值 水驱最终采收率 项目收率 ( )( ) ( ) 单采井 9 1 4 递减曲线法 全区 9 1 2 驱替特征曲线 3 4 44 4 0 69 6 6 数值模拟 3 5 3 64 3 0 37 6 7 主里互迪塾堡墨塑堑窒堕堡主堂篁堡茎 一一 北一区断东试验区水气交替注入效果好于北二东试验区。应用递减曲线计算，目 前已累积增产原油1 2 o x l 0 4 t ，试验层目前采出程度已较水驱提高2 2 4 。 用上述同样的方法预测了水气交替最终采收率，结果列于表1 3 ，采收率提高值 介于7 3 9 - 8 3 9 ，平均提高值为7 8 9 。 表1 3 北一区断东试验最终采收率预测结果 水气交替最终采最终采收率提高 项目水驱最终采收率 范围收率值 力弦 驱替特征曲线法 全区 3 9 3 54 6 7 4 7 3 9 ( 1 9 6 3 6 一含水9 8 ) 数值模拟计算法井组 1 0 8 31 9 2 28 3 9 ( 1 9 6 3 卜含水9 8 )( 6 一- 6 3 ) ( 阶段)( 阶段)( 阶段) 总之，通过水气交替注入试验证实：在非均质正韵律厚油层中，应用非混相的水 气交替注入能够较大幅度地提高这类油层的最终采收率及采油速度，而且采取的完井 措施有效地减缓了气窜的发生，气油比缓慢上升，并在油层内聚集了大量气体。如果 能够按方案要求水气比为1 ：1 执行，预计可获得更好的效果。同时它也证明了水气交 替注入是油田保持稳产的有效措施。 1 1 4 胜利孤岛中二中馆3 - 4 强注强采试验 孤岛油田为高渗稠油疏松砂岩油藏，高含水后期，随着含水上升，采渡指数大幅 度上升，油层供液能力不断增强，“七五”末至“八五”前三年，主要依靠在强化完 善注采系统的基础上大幅度提液，保持了孤岛油田高含水后期的持续高产稳产。平均 单井日产液量提高到了l l o t ，主力单元达1 4 0 t 。“八五”末及“九五”期间，由于油 主垦互塑塑塑墅蕉堡窒堕堡圭兰鱼堡皇一 田层系井网密度大，已接近经济合理极限，层系井网调整基本结束，因此能否继续稳 产及减缓产量递减，主要在于能否继续有效提液。 1 1 4 1 试验区油藏地质特征 根据中二中馆3 - 4 层系油层发育、油水井况及注采井网完善状况等，选择位于中 二中中部的中2 6 1 6 、中2 6 2 0 及中2 8 - 1 8 三个七点式注采井组为强注强采试验区( 试 验区地质参数贬表1 4 ) 。 表1 4 孤岛油田中二中n , 3 4 试验区油藏基本数据表 项目数据 项目数据 含油面积，k 2 0 4 2 1 地层中深，i l l 1 2 2 8 0 有效厚度，m 1 9 7 地层温度， 6 6 地质储量，1 0 4 t1 3 9 6原始地层压力，m p a 1 2 2 8 孔隙度，3 0 3 3原始饱和压力，m p a 9 8 8 空气渗透率，1 0 。3 pm 2 9 9 8 5 4 1 6 原始地饱压差，m p a 2 4 原始含油饱和度， 6 0 一6 5 原始气油比，m s t 3 0 渗透率变异系数 0 5 8 2 7 地面原油粘度，n p a s 4 5 9 1 6 3 6 粒度中值，m 0 i - 0 1 4 地面原油密度，g c m 3 0 9 5 5 8 - 0 9 8 3 分选系数i 5 - 1 8 l地下原油粘度，m p a s5 2 8 8 平均孔隙半径，1 1 m3 - 9原油体积系数1 0 8 主要流动孔隙半径，um 6 。3 - 2 5 束缚水饱和度， 3 2 泥质含量， 1 0 i - 1 0 3 油水两相等渗点s ”6 6 7 3 碳酸盐含量， 1 3 1 - 2 3 5 油层润湿性亲水 中国石油勘探开发研究院硕士学位论文 试验区主要地质特点为： 1 构造简单平缓：区内无断层，构造简单平缓，基本为一南高北低的单斜构造， 高差约8 m ，倾角小于1 。 2 储层为河流相沉积，物性好，非均质性强，胶结疏松，出砂严重。 3 主为层发育，储量集中、油层强亲水。 4 油稠，地下油水粘度比大，饱和压力高，地饱压差小。 1 1 42 试验前开采状况及方案 1 试验前开采状况 试验区1 9 7 2 年投产，1 9 7 5 年采用2 2 5 m 四点法注采井网投注，1 9 8 8 年进行井网 调整，改为七点法封闭式注采井网，并在中心老油井附近钻一口新油井分采n 。3 ，n 。4 ， 形成目前的强注强采井网( 图1 3 ) 。 图t 3 中二中n 。3 - 4 强注强采试验井组并网图 ! 里互垫塑塑墅垄堑窒堕堡主堂篁笙壅一 至试验前( 1 9 9 3 年2 月) ，试验区有油井8 口，其中中心井6 口，观察井2 口， 其余情况见表1 5 。 表1 5 中二中m 3 4 强注强采试验区试验前开采状况( 1 9 9 3 年2 月) 单井日液水 面积，k 2 o 4 2 11 5 0 8采出程度，3 8 9 7井组注采比1 1 0 平，t 地质储量，单井日油水 1 3 9 69 7采油速度， 2 0 2 平均动液面，m1 2 6 3 1 0 4 t平，t 注水 可采储量，单元日油水总 1 4 地层总压降， 5 6 47 7 4井1 2 2 1 0 4 t平，t开1 4 m p a 口 日注水平， 采收率， 4 0 4 含水， 9 3 62 9 3 3 油井， 总 8累产油， 单井日注， 5 4 4 0 4 42 1 0 口 开 81 0 tm 2 试验方案设计 1 6 主里互迪塑堡茎垄婴塞堕堡主堂堡垒壅一 在液量增长速度小于2 0 、注采比1 0 、地层总压降1 5 m p a 、最大单井液量 2 5 0 2 6 0 t d 、不采用调剖堵水等工艺措施的原则下，方案设计分三人阶段不断提高单 井日产液量，第一阶段达到1 8 0 t ，第二阶段达到2 2 0 t ，最后达到2 6 0 t ，相应的注水 井单并臼注水量提高到3 0 0m 3 。最终使试验区日产液量由1 9 9 3 年4 月的1 0 6 0 t 增加 到1 6 6 0 t ，日注水量由2 5 4 01 1 1 3 增加到4 1 9 3m 3 ，注采比1 0 7 一1 0 9 。 1 1 4 3 试验动态分析及效果评价 1 注采能力分析 试验区储层渗透性好，胶结疏松，生产中出砂严重，经二十多年的注水开发，储 层内不同程度地形成了大孔道，大大增加了其对流体的导流能力，中2 7 5 1 4 井6 次 压力恢复测井均反映油层目前平均有效渗透率高达5 0 i lm 2 左右，采液指数高达 5