21专题八_稳油控水系统工程

,第一节 “稳油控水”系统工程的内涵,注水开发的油田，进入高含水期开采之后，产油量递减加快，如果主要用提高产液量的办法来保持产量不降或少降，则液油比增长速度急剧加快，产水量大幅度增加。如果此时一定要求产油量不降，则面临的困难是很大的。然而当时的国家计划又不允许产量下降，这就要求我们在困难中求发展，通过努力实践，大胆探索，发展科技研究和科学试验，努力寻找一个相对来说投资少、效益高、步子稳、风险小、稳产时间长的办法，努力使原油年产量保持稳定，同时把产水量增长幅度，控制到最低水平。这就是“稳油控水”系统工程的目标。,第一节 “稳油控水”系统工程的内涵,一、油田概况和开采历史1.地质概况 大庆油田是中国目前最大的油田，也是世界上十几个特大油田之一。大庆油田位于松辽盆地的中央部分，松辽盆地是中、新生代时期亚洲古陆上最大的内陆湖沉积盆地之一，有很好的生油、储油和盖层组合。但是储油层在纵向上互相穿插、交织在一起，平面上不同相带频繁变化，构成了十分复杂的储集层沉积体系，非均质性十分严重。,第一节 “稳油控水”系统工程的内涵,2.开采简史 目前统称的大庆油田，包括大庆长垣内的喇嘛甸、萨尔图、杏树岗、太平屯、高台子、葡萄花、敖包塔油田以及大庆长垣外围的升平、龙虎泡、杏西、齐家、金腾、敖古拉、朝阳沟、宋芳屯、榆树林、模范屯、头台等油田。,二、实现“稳油控水”目标的工作重点和效果坚持注够水、注好水，搞好注水结构调整，是实现“稳油控水”目标的基础；充分利用油田多层非均质特点，搞好产液和储采结构调整；提高二次加密调整方案水平，不断改善二次加密井的开发效果；发展低渗透油田开发技术，不断提高外围油田的产量接替能力；开展了聚合物驱油工业性试验，使聚合物驱油技术步入了大面积推广应用的新阶段；油田各项开发指标均取得较好的效果。,第一节 “稳油控水”系统工程的内涵,三、油田开发技术获得新的进展在实施“稳油控水”系统工程的过程中，加强了对油田开发技术的研究，在许多学科均取得新的进展。发展了油藏开发地质技术，丰富了油藏开发地质学；建立非均质多层大油田多次认识分阶段开发理论，扩展了油藏工程学研究内容；提出“稳油控水”结构调整技术，建立高含水期油田开发新模式；总结出了一套适合于大庆长垣外围低渗透复杂油田开发的注水开发技术；完成了聚合物驱配套技术研究，技术水平达到了世界领先地位。,第一节 “稳油控水”系统工程的内涵,四、实施好“稳油控水”系统工程的经验要坚持正确的油田开发方针，制定出符合油田开发实际的合理技术政策、技术界限；工作起点要高，奋斗目标明确，始终瞄准世界油田开发先进水平；要坚持调查研究，取全取准第一性资料，为油田“稳油控水”开发提供扎实可靠依据；要有很强的超前意识，做到超前研究、超前试验，为下阶段开发提前做好技术准备；要按系统工程方法进行科学管理，各工种、各学科、各技术业务部门协调作战，组织油田生产科技攻关；要群策群力，坚持决策科学化、民主化。,第一节 “稳油控水”系统工程的内涵,一、高含水期新增地质储量潜力 大庆油田的沉积环境，决定了油层的严重非均质性，同时也决定了对油田储量潜力的研究和认识的多次性。油田主体部位喇、萨、杏油田自投入开发以来，已进行过三次储量计算和复算。 通过大量的岩心、测井、试油和开发试验研究，同时由于开发技术和开采工艺水平的提高，计算储量的参数一再变化，油田储量数值一再修改提高。到目前为止，还有一部分经现场开发试验证明能够出油的油层，未被正式计算储量。对这些储量潜力的深入认识和开发，为油田的高含水后期的稳产，提供了物质基础。,第二节 高含水期“稳油控水”储量潜力研究,二、精细地质研究的发展和应用 油田进入高含水期后，地下油水分布十分复杂，未含水部位与含水部位犬牙交错，含水部分的水洗程度也高低悬殊，剩余油在空间上呈高度分散状态。寻找剩余油相对富集部位是高含水期调整挖潜工作中的主要目标。过去一般性的地质研究工作，已不能满足高含水期调整挖潜的需要。 随着沉积学的发展和现代沉积资料的日益丰富，对各类砂体的沉积模式有了更深入的了解，为沉积微相的进一步细分提供了理论依据。多年的油田细分沉积相研究成果和研究经验，为精细地质研究工作做好了技术准备。,第二节 高含水期“稳油控水”储量潜力研究,根据油田调整挖潜工作的需要，精细地质研究的主要内容包括以下五个方面。 （1）垂向上将油层细分成单层 （2）平面上细分出沉积微相 （3）详细解剖出单砂体的内部建筑结构 （4）研究微幅度构造 （5）识别出小断距断层,第二节 高含水期“稳油控水”储量潜力研究,通过近几年的精细地质研究，主要取得了以下四方面的研究成果。 （1）垂向上细分出了单层，平面上进一步细分了微相。 （2）提高了砂体边界及井间砂体连续性的预测精度。 （3）对河道砂体内部厚度和渗透率平面分布的预测更符合实际情况。 （4）绘制微幅度构造。,第二节 高含水期“稳油控水”储量潜力研究,第二节 高含水期“稳油控水”储量潜力研究,3.精细地质研究的应用 1991年以来，精细地质的研究成果在加密调整和三次采油技术中得到了广泛应用。（1）用于加密调整对象的确定（2）用于高效井和高效层的寻找（3）用于三次采油方案的制定和效果分析（4）精细数值模拟计算,第二节 高含水期“稳油控水”储量潜力研究,三、表外储层潜力研究 大庆油田的表外储油层（以下简称表外层）是指1984年全油田储量复算以后，尚未进行储量计算以油斑产状为主的泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和含钙粉砂岩，多年以来被认为是没有开采价值的油层而被当做隔层使用。 大庆油田在“八五”期间，能否继续延长油田稳产期，立足于油田内部挖潜这是一个重要的方面，因而把目标进一步投向未计算储量的薄砂层即表外层。如果使这类储层（或部分）能够出油，对增加油田可采储量，延长油田稳产期具有很大的意义。,1.表外储层的分布状况及物性特征表外层的平面分布模式 按表外层的平面几何形态、分布面积的大小以及与表内层组合关系，结合其沉积成因主要可概括为四种沉积模式。 1）决口泛滥型表外层 2）局部变差型表外层 3）充填连片型表外层 4）稳定砂席型表外层,第二节 高含水期“稳油控水”储量潜力研究,2.表外层的开采条件及产油吸水能力（1）表外层的潜力 估算表外层的地质储量对基础井网的老井是采用横向测井系列，对调整井网的新井是采用水淹层测井系列，来区分表外层中含油与不含油界限。 应用上述表外层的电性标准确定出表外层及其厚度以后，再采用容积法来估算表外层的地质储量。但由于表外层岩心含油面积、孔隙度、含油饱和度与纯油砂岩不同，其值均低于纯油砂岩，在分区对表外层进行估算时，均首先确定出分区表外层的储量换算系数后，才进行表外层的储量估算。,第二节 高含水期“稳油控水”储量潜力研究,（2）表外层的开采条件和产油、吸水能力 根据表外层的地质特征及分布状况，为了研究不同地质特征的表外层开采条件、生产能力、注水效果、开采特点和可采储量等，决定对其开展开发试验。通过开发试验取得了以下的认识。 1）三角洲河流和波浪作用形成的决口泛滥型和局部变差表外层。 2）三角洲内外前缘相形成充填连片型表外层。 3）三角洲外前缘相形成稳定砂席型表外层。,第二节 高含水期“稳油控水”储量潜力研究,3.表外层的挖潜技术 开发大庆油田的表外层，应用现有的开采技术，已基本可以适应。但是对于那些分布不集中，与表内薄油层相间分布或与高含水层之间的隔层厚度较薄（或隔层厚度大但固井质量不好）的表外层，目前的开采技术还难以进行较有效地开采。还需要完善和发展以下的技术。 （1）发展高质量的固井技术及固井质量检测技术 （2）发展防窜、封窜技术 （3）研制薄油层水淹层测井技术 （4）发展薄层压裂技术,第二节 高含水期“稳油控水”储量潜力研究,4.表外层在开发中的作用 大庆油田的表外层由于纵向上层多，平面分布广，储量潜力大，而且表外层与表内层又相互联系，因此开采表外层的意义是极其重大的。归纳起来开采表外层有三个作用。 （1）完善表内层的注采关系，提高表内层的储量动用程度 （2）通过表外层挖掘厚油层中的部分难采储量，改善厚油层的开发效果,第二节 高含水期“稳油控水”储量潜力研究,四、厚油层剩余油研究 对厚油层的见水状况，大庆油田已经有一套比较完善的解释方法，给寻找水淹区厚油层的剩余油富集区提供了重要手段 .,第二节 高含水期“稳油控水”储量潜力研究,五、高含水期油田可采储量 油田可采储量，是评价油田开发效果、研究调整挖潜方案和确定投资规模的重要依据，也是油田保持一定年产油量的物质基础。 油田可采储量在整个开发过程中是可变的，因为开采工艺技术和经济条件在开发过程中是变化的。采取了一些开发调整措施（如加密等）后，可采储量要相应增加，油价调整或各种费用变化后，可采储量也要改变。因此油田在采取重大调整措施后，要重新进行可采储量的计算。,第二节 高含水期“稳油控水”储量潜力研究,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,一、高含水期剩余油分布形态 在已探明的储量中，已经投入开发的储量为动用储量，但动用储量中的动用状态，受井网密度、层系组合因素的影响，并不是完全都能全部动用起来，用反映油田储量动用状况的综合动用系统计算（采用谢尔卡乔夫公式Ef=eb/f求得），结果看出，在喇、萨、杏油田一次加密调整后，油田北部储量动用系数80左右，而南部为85左右。高含水期油层动用状况，剩余油分布形态与非均质特性，紧密相关。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,1.已动用储量的剩余油分布状况（1）不同类型储层的水淹状况 1）大中型河道砂岩水淹厚度虽已达到80左右，但水淹层驱油效率仅为40左右。 2）主体薄层砂水淹厚度比例已达80以上，非主体薄层砂水淹厚度比例也已达50以上。 3）独立表外储层已有1/3以上见水。 另外从中区西部，北二区东部及喇嘛甸油田北块综合分析及测试资料的统计结果看，喇嘛甸油田表外层的动用状况相对高一些，大体在50以上，北二区东部在40左右，中区西部在1/3左右，说明油田北部表外层已有1/3以上见水。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,（2）剩余油在不同沉积类型油层中的分布 根据对油田北部不同区块，不同沉积类型油层的精细地质解剖，结合各种动态资料，逐井逐层落实剩余油的结果表明：不同沉积类型的油层，剩余油的类型及比例各不相同，且同一类型油层不同井网形式下其剩余油也存在差异。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,（3）剩余油宏观分布类型和特征 通过动静态综合分析判断，现按油层形态受油田开发方式影响的宏观剩余油状态归纳为9种类型： 1）井网控制不住型。2）成片分布差油层型。 3）注采不完善型。 4）二线受效型。 5）单向受效型。 6）滞留区型。 7）层间干扰型。 8）层内未水淹型。 9）隔层损失型。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,2.水驱剩余油的微观分布形式 水驱剩余油在这里指的是当水驱过程终了时，在宏观上已注入水所波及驱扫的孔隙中所剩的原油。 第一类微观剩余油是由于注入水的微观指进与绕流而形成的微观团块状剩余油。因为这部分原油在微观上也没有被注入水波及到，所以仍然保持着原来的状态。 第二类微观剩余油是滞留于微观水淹区内的水驱区内的水驱区残余油。这部分微观剩余油与前面所讲的微观团块状剩余油相比，在孔隙空间上更为分散，形状也更为复杂多样。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,二、层系细分和井网加密调整 喇、萨、杏这类非均质严重的多油层油藏，对于各个油层本来面貌及其属性的了解，不可能在开发初期一次完成，必须在开发实践中，通过逐步研究不断加深认识。特别是对砂岩组内部渗透率很低的那部分薄油层，要充分发挥它们的作用，不仅需要有认识过程，而且还要不断地提高工艺技术水平，才能为它们的开采和动用创造条件。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,1.开发层系细分技术 油层层间渗透性的差异是影响多油层油田开发效果的根本原因，所以，在划分与组合开发层系时，要严格控制一套层系内油层层间渗透率的差异程度。但是，在油田开发初期认为，一些低渗透率油层单独作为一套层系，会大大增加油田开发的工作量和降低油田初期的经济效益。所以就把它们并入其它层中一并射开开采了。 但是通过这几年来对油田的大量调整工作说明，这些低渗透油层，虽然射开了，但由于层间干扰，一般动用状况都很差，或者根本不出油，而以后调整起来，受原有井网注采系统的限制很大，使调整井网很不规则，给调整工作增加了很大的复杂性。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,2.井网加密调整技术 大庆油田面积大、油层多，是分区逐步投入开发的。在萨、喇、杏油田，开发初期的基础井网是以渗透率比较高的油层为主的层系，很大的一部分采用了行列注水方式开发；对分布不够稳定，渗透率较低的油层和断层比较多的地区，一般采用了面积注水方式开发。 原油饱和压力和粘度也基本呈南北向变化。断层除个别延伸长度较长外，一般比较短，只有13km。根据这些特点，行列注水方式采用了横切割注水。切割注水井排与南北向呈10426角。,在油田高含水期，井网加密调整在作法上要注意以下几点： （1）以小层为单元，针对平面上分散分布的剩余油，加密井网，完善注采关系解决平面矛盾； （2）井网加密调整主要方法是均匀布井，不均匀射孔； （3）二次开发调整时要表内、外层结合； （4）注水方式要整体部署，逐步向块状注水转化； （5）二次开发调整要采用高技术完井工艺。 另外，开发中各个环节都要注意保护油层。特别是必须先地面建设，后地下射孔、压裂，完井后立即投产，不得较长时间浸泡油层，伤害油层生产能力。因此，必须形成一套二次开发调整的科学油藏管理方法。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,三、强化注水与细分注水技术 注水开发的油田，随油田开采程度的增加，综合含水不断上升，采出液体量越来越大，尤其进入高含水期开采之后，采出水油比的数值增大很快，保持压力，所需要的注入量亦相应很快增加，使油田注采关系失调。为此，必须采用强化注水和细分注水技术。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,1.调整注采系统，强化注水技术 油田在注水开发过程中，注采关系是否协调取决于油层吸水指数和采液指数及相应的注采压差。在油田开发初期，含水较低，较少的注水井就能够实现注采平衡，这时靠不断调整注水井的工作制度就能够实现注水量与采液量的同步增长，起主要作用的是注水井的注水压力，随着含水上升，采液指数增长的幅度越来越大，产液量大幅度增加，对注水量需要越来越大。由于油水井数比高，注水井负担过重，如注水压力已接近油层破裂压力，只靠调整注水井工作制度提高注水量已经不够，必需增加注水井的比例。随着含水上升，在产液量不断提高的状况下，根据吸水指数与采液指数的对应关系决定开发过程中注采关系是否协调，油水井的井数比是否合理。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,2.细分层注水技术 对一个多油层油田来讲，研究井网部署。不仅要看每个层系的井网本身的合理性，而且要看一个区层系和井网组合在总体上的合理性。不同的层系和井网组合对油田的各不同油层动用状况有很大的影响，特别是对渗透率相对较低的小单层影响更大。细分层注水，可以为层系组合注水，进行分层，改善开发效果作补充。 （1）分层注水工艺的发展 为解决油层非均质问题，大庆油田于60年代就发明和应用了水力糖胡芦式封隔器，并大面积实施分层注水，取得了很好效果。进入高含水期开采后，油田细分沉积相研究更加深入，挖潜难度进一步提高，要求注水井分层更加细微，因此，要求在原工艺技术上，进一步向细分方面发展。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,（2）分注水对开发效果的影响 从细分注水试验区看出，开发效果是明显的，主要反映以下几个方面： 1）提高了注水井的吸水厚度，改善了非主力油层的动用状况。 2）进一步调整了层间注水强度，提高了低渗透率油层吸水量。 3）提高了油田总体开发效果。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,（3）细分注水的条件 大庆油田的油层非均质性是十分严重的，就主观愿望而言，细分注水当然是越细越好，但受工艺和经济效益的限制，还要有一些约束条件，即受油层隔层厚度的限制（封隔器卡点厚度不得小于2m）、受层段数限制（从测试及配准率考虑，一般单井不超过四级五段为宜）、受油层破裂压力的限制（注水压力要低于油层破裂压力），因此在层段的组合上，需要进行最佳的组织方案优选。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,3.水质精细处理技术 低渗透或特低渗透油层，渗透率很低，孔喉半径小，因此对注入水水质要求比较高。为了满足低渗透油层注水的需要，近几年对注水普遍采用了深度处理，除大站进行二次精细过滤外，在注水井井口安装了精细过滤器和磁增注器，井下管柱应用渡镍油管，减少了水质二次污染，提高了注水质量。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,4.增压注水技术 增压注水技术，就是在注水干线或单井管线上安装增压泵，使常压来水经过增压泵增压后再注入到井中，达到提高注水压力增加吸水量的目的。 增压注水技术有两种，一种是在注水干线或单井管线上安装柱塞泵进行增压注水；另一种是在注水干线或单井管线上安装潜油电泵进行增压注水。现场应用效果证明，不论是柱塞泵还是潜油电泵都能达到提高注水压力，增加吸水量的目的。柱塞泵增压注水是靠柱塞泵串联来实现增压，而更改潜油泵既可代替注水泵，又可增压注水，是一项新注水技术，现场应用后取得了较好的增注效果和经济效益。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,5.注水剖面调整技术 为了探索注水井分注的新途径，降低分注工艺投资，提高分注效果。开展了压裂调剖和射孔调剖分注工艺的试验研究，并取得了初步成效。 （1）压裂调剖技术 压裂调剖工艺技术的原理是根据注水井各油层的渗透率，油层厚度及孔隙度等物性参数的具体情况，根据各油层配注方案的要求，进行不同规模的压裂改造，通过合理控制水力压裂裂缝的几何参数（缝长、导流能力）来控制压裂后目的层的吸水量，从而在不下或少下分层注水管柱的情况下，也能进行分层注水，并满足配注方案要求。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,（2）射孔调剖技术 常规的分层注水工艺是通过封隔器和水嘴来实现分层配注要求的。这种传统方法在油田生产中表现出较强的适应性。为了发展分层注水工艺，减少注水井生产投资，开展了射孔调剖分注技术的研究。该技术的基本思路是在各油层条件下，通过调节孔眼密度、孔径、孔深等来解决层间矛盾，实现不下或少下分层注水管柱，达到分层注水的目的。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,四、提高油井产能新技术 注水开发油田，常规的提高油井产能的措施有放大压差抽油、压裂增产、清防蜡措施等，对一般的抽油、压裂工艺，这里不再赘述，这里只介绍几种压裂，抽油新工艺技术。1.油层改造新技术 对于储层物性差，自然产能较低的油层，为了提高单井产能，油井必须通过压裂投产。压裂工艺对提高低渗透油田的开发效果，确保经济开发有着举足轻重的地位。为此，以经济有效地提高单井产能为目的，就低渗透油田油层改造工艺，开展了多方面的研究，取得了较大成果，形成了以高砂比压裂、复合压裂等为主的新型压裂工艺并开发应用了XDZ型新型压裂液。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,五、高含水后期油田控水技术 油田进入高含水后期分层注水是控制油田含水上升速度，实现油田稳产的主要开发技术。调整好油田的注水结构，是改善各类油层的动用状况，严格限制特高含水层的注水强度，减少注入水的低效循环，加强中低含水层的注水强度，为油井挖潜，进行产液结构调整打下基础。 搞好分层注水，协调好注、堵、采的关系是实现“稳油控水”方针的关键。在高含水后期要全面控制含水上升速度，必须把分层注水、油井分层堵水，分层采油综合分析，协调研究注、堵、采的相互关系，使它的综合效应反映在实现稳油控水的各项指标上来。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,1.特高含水油层测试技术 堵水首先找准特高含水层，这几年对机采井的找水已形成直接测试、模拟测试和综合判断三种找水技术。对排量小于100m3/d的机械采油井，采用常规机泵与偏心井口配套的环空直接测试找水；对日产液量在100250m3的抽油机井，研制了6种类型的长冲程抽油机，与70mm的整筒泵和偏心井121配套，基本上解决了这类井的环空测试通道，同时研制应用了排量250m3/d小直径找水仪，实现了环空直接测试找水；对于日产液大于200m3以上的电泵井，采用地层测试器直接找水，也可以采用车载机模拟测试找水。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,2.机械堵水工艺技术 这几年发展形成的整体式、平衡式、卡瓦式、可钻式4大类32种机械堵水管柱。在实践中，对机械堵水不动管柱无法调整堵水层位的问题，近几年又研制了新型的不动管柱即可调整堵水层位的机械堵水管柱，使机械堵水工艺向经济、实用、多功能方向发展。一是滑套式测试、堵水联作管柱，在正常生产情况下，在地面测得已被井下封隔器分开的单个层或几个层的产液和含水情况；二是机械采油井找水、堵水联作管柱，可根据油井生产情况，对井下各封堵层位的开关进行任意调整，实现了下一次管柱把找水、堵水一次解决，减少了管柱的作业次数；,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,3.化学剂堵水技术 单液法化学堵水工艺技术，这是根据机械采油井生产压差大，对特高含水层使用高强度化学堵剂堵水。针对过去化学堵水，堵剂用量大，两种堵剂交替挤入油层，施工工艺复杂，施工成本高，冬季又不易施工。近年来开展了单液法化学堵水技术攻关：水玻璃单液法堵水技术和高聚物单液法化堵技术。 对特高含水的堵水工艺，经联合组织科技攻关，使机械堵水工艺，化学堵水工艺形成配套技术，对“八五”期间大幅度降低产水量，减缓含水升起了重要作用。每年封堵特高含水井层500口左右。每口井平均日降水60m3以上，每年日降水都在3104m3以上。使堵水井的产油量稳定或略有上升，封堵后单井的含水一般都要下降67。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,六、聚合物驱油技术的准备和应用 从我国油田的实际情况看，平均注水采收率仅33.3，其余剩余储量按目前工艺技术，很难开采，对这部分剩余油，除了在高含水期继续采取各种措施增加注水波及体积，再多采出一些原油外，其中大多数要依靠各种三次采油方法如聚合物驱、化学复合驱、气体混相驱、甚至微生物采油等方法才能进一步提高采收率。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,从理论讲，水驱所不能采出的剩余油，可以分成两大部分。一部是常规注水所波及不到的地方，可以靠注入聚合物溶液改善流度比的办法，进一步扩大波及体积而提高采收率，从我国的情况来看，大体可提高采收率810；另一部分是微观孔隙内以不连续油膜或油滴状态残留在油层里的原油，要采出这些残余油就要提高驱油效率，只有用能够消除或大幅度降低油水界面张力的化学复合驱或混相驱才能真正地提高驱油效率，以更大的幅度提高采收率。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,1.聚合物油先导性试验和工业化试验 大庆油田自1972年以来，已先后开展了井距南井组萨7+8层特高含水期注聚合物试验，厚层试验区特高含水期（中心井含水99）聚合物戏油试验、中区西部单层和双层聚合物驱油试验，以及正在进行的北一区断西和喇嘛甸油田南块的工业性聚合物试验，都取得了比较好的效果。在工业化应用前，开展的试验区很多， 这里只简要介绍中区西部的试验。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,2.聚合物驱配套技术研究 （1）聚合物驱油藏精细地质模型研究 为了搞好精细油藏描述，在试验区专门钻了7口取心井，其中有5口为密闭取心井；测井系列除用斯仑贝谢测两口井外，确定选用油层和水淹层精细解释测井新系列为：微球高分辨率深浅三侧向的径向电阻率变化系列；高分辨率声波、补偿密度、无铀自然伽马的孔隙度、岩性、渗透率系列；微电极、自然电位、2.5m梯度的小层对比，微相划分系列。同时为提高垂向上的分辨率，对各油井曲线选用了不同的高分辨率处理方法：即正则反褶积法、匹配滤波非线性拟合和处理法。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,（2）聚合物性能研究 在选择聚合物时，考虑油层条件和聚合物溶液的注入能力、阻力系数、驱油效率、调剖能力、聚合物的稳定性以及价格等，确定用人工合成的部分水解聚丙烯酰胺聚合物。聚合物溶液注入油层后，形成的阻力和残余阻力对聚合物驱油效果影响很大，研究表明当地下阻力系数在1.2时，聚合物采收率增加值4.14；吨聚合物增油63.11t，而阻力系数为3.0时，采收率提高10.16，吨聚合物增油154.35t，即阻力系数增加1.5倍，采收率亦增加1.5倍。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,3）聚合物驱井网井距研究 与水驱相比，聚合物驱对井网、井距的要求有很多不同，聚合物溶液的粘度比水高几十倍，合理的井网、井距，必须考虑注入能力，能满足一定的采液速度，又不能超过油层的破裂压力，同时还要注意与老井衔接及后期上返问题。 几年来，在总结聚合物驱矿场试验的基础上，进行综合研究及数值模拟理论计算，结果认为聚合物驱以斜对行列和五点法井网最好，至于注采井距的确定，已经开展的试验区，注采井距最大最小距离相差4倍，井网密度相差16倍。井网密度越大，虽可获高速度，但钻井数就越多，聚合物驱效益就会降低。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,（4）聚合物溶液的配制、输送和注入工艺研究 1）注入溶液配剂用干粉配制聚合物溶液一：主要是分散均匀。在试验初期，因怕产生鱼眼污染堵塞油层，对分散装置和聚合物表观都提出严格要求。通过几年摸索，试用了国外及自制的分散装置，在分散时采用喷嘴型、水漫型、射流型等，均可满足要求，技术问题已经全部解决，目前油田自己制造的简单设备或较复杂的分散、熟化装置，已能适应不同规模配制的需要。,（5）其它 此外，在聚合物驱的采油工艺，分层测试技术以及动态分析和综合调整方面都有一套初步的办法，为大规模聚合物驱提供了可靠的技术保证。 聚合物驱目前已在油田上大而积开展应用，已成为大庆油田今后实现油田稳产的重要措施之一，应该说，聚合物驱油技术的应用，是“稳油控水”技术的重要发展，它的应用使大庆油田的开发水平，又上一个新的台阶。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,七、外围油田开发 “八五”以来，针对外围低渗透和特低渗透油藏的复杂地质特点，开展技术攻关，形成了独具特色的适合于外围油田的开发技术，即以“储层横向预测”的重点的油藏描述技术，以采用小井距、高注采井数比，早注水、分层注水、高注采比注水、高水质标准注水，对于储层裂缝发育的要沿裂缝注水为内容的提高外围油田开发效益的注水开发技术。这项技术的发展和应用，为加快外围油田开发，提高经济效益提供了技术保证。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,1.低和特低渗透油藏描述技术 大庆长垣外围的低和特低渗透油藏，地质情况比较复杂，油层条件也比较差，通过近年连续攻关及现场验证，创出了适合于葡萄花油层的油藏描述方法： （1）通过对古、今构造与含油富集条件研究，圈出油柱高度较大的含油富集区块。 （2）通过对地震Tl反射波组波形畸变与砂岩发育程度研究，以便在找出的砂岩发育带上部署开发井位。 （3）应用在地震剖面上识别小断层的模式，解释出断距小至10m以下的小断层，以避免开发井在油层断失。 （4）做好开发钻井过程中的地质再认识和井位调整工作，以便最大限度减少低效井比例。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,2.开发地震技术的应用发展 随着外围油田开发难度的加大，要解决的地质开发问题更加复杂，开发地震采集、资料处理和解释技术现状已经不能适应复杂油田开发的需要。所以要经济有效地开发外围复杂油田，必须进一步提高开发地震技术水平和解决油田开发问题的能力。在开发地震管理方式上，通过建立开发地震技术管理队伍进行有效的技术监督，强化地震队伍的质量意识，采用适应油田开发要求标准，应用先进的仪器设备和施工方法提高采集技术水平，加强资料处理和解释方法研究。已初步形成了一套规范化的开发地震项目管理办法。,第三节 “稳油控水”技术的操作和应用,3.提高外围油田开发效益的注水开发技术 大庆外围已全面投入或部分投入开发的油田，动用石油地质储量在2108t以上，形成相当大的生产规模。但是，由于它们大多数属于低渗透和特低渗透油藏，储量丰度低，油层导流能力差，油井投入开采后产量递减快。为了扭转这种不利的局面，我们通过总结几年来的开发实践，感到要改善和提高外围油田开发的整体水平，就必须坚持做到：采用小井距、高注采井数比，早注水、分层注水、高注采比注水、高水质注水，对于储层裂缝发育的要沿裂缝注水。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,“稳油控水”结构调整技术是根据大庆油田的开发实践和理论研究结果提出的一套适合于非均质多层水驱大油田高含水期开发的科学有效技术。它的实质是，通过开发试验和理论研究，力争在严格的分层注水的基础上注够水，在控制或减缓含水上升速度的基础上进行提液。通过注水产液和储采结构的优化调整，力争当年新增可采储量与采油量保持平衡。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,一、“稳油控水”是非均质油田高含水后期开发的新模式 注水开发油田后期阶段的油田开采区分为三种开发模式：即提液开发模式、稳液开发模式和稳油控水开发模式。 1.提液开发模式 采用这种模式开发的水驱油田初期开采速度一般不太高，在开采过程中随着含水上升，采用各种措施逐步提高产液量，以弥补油田产量可能出现的递减，保证油田实现较长时期的稳产。提液措施主要包括增加开发井数、改善渗流条件、扩大采油压差、提高生产时率等。 采用这种开发模式的油田采油速度一般不高于2.0；稳产年限一般可达712年；稳产期末综合含水一般不超过80，以后年产油量急剧下降。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,2.稳液开发模式 采用该模式开发的油田，初期开采强度大，采油速度高，开采过程中，油田产液量和采液速度变化不大，稳产时间较短。一般不超过68年。但由于地面设施改造及井下措施工作量较少，因而原油成本增长比较缓慢，经济效益相对较好。3.稳油控水开发模式 大庆喇、萨、杏油田，在高含水中、后期开采阶段，为避免上述两种开发模式的弊端，利用本油田油层多，层间差异大的具体情况和开发井数多，各类井开采不平衡的特点，有计划地优选各种调整措施实现各类井的产液和含水结构的调整，以达到在控制产水量增长的条件下实现较长时间的油田稳产。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,二、“稳油控水”技术的理论依据 “稳油控水”技术，是从大庆油田开发实践中总结出来的高含水期油田高效开发调整技术。这套技术的提出，立足于本油田非均质多油层的地质条件和油田上井数多，各类井开采不平衡的开发现状。理论研究结果表明：对水驱开发非均质多油层油田，适时采用这套开发技术，不仅可以经济有效地处长油田高含水中、后期的稳产产年限，而且有利改善油田的最终水驱开发效果。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,1.“稳油控水”的时机及必要性 国内外注水开发油田的生产实践和大庆油田小井距矿场单层注水开发试验结果一致表明：随着油田采出程度的提高，含水将逐渐增加。而油田含水的增高又直接决定了产出液油比的增大，及产液产油能力的变化，在中、低含水阶段。随着油田含水上升，产出液油比和采液、采油指数变化均比较平缓，进入高含水期之后，产出液油比和采液指数增长明显加快，采油指数则明显下降。特别是进入高含水中、后期以后，变化幅度进一步加大。含水90时增值加大到19倍。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,2.储层非均质性对水驱开发效果的影响 非均质多油层油田，层间、平面和层内非均质性是造成注入水不均匀推进，使开发效果变差的根本原因。其影响主要表现在两方面：一是见水早，含水上升快；二是最终采收率低。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,3.“稳油控水”结构调整措施的作用和开发指标变化规律及预测方法（1）结构调整后产液量及注水量影响因素计算公式 1）井底脱气条件下油井产量化规律 运用赫氏方程和裘比公式，推出了产油量计算公式为 式中 Jb泡点压力下的采油指数； pe边界压力； pf井底流压； c系数； pb泡点压力（饱和压力）。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,2）含水、压裂及堵水对产液量的影响含水的影响。式中 fw含水。压裂的影响。式中 Kp压裂减小渗流阻力倍数，可由水动力学计算或矿场统计得到。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,3）分层注水后注水量变化 分层注水是通过水嘴压力损失控制高渗透层的注水井井底压力和提高低渗透层的注水井井底压力。因此，分注井单井层吸水量可表示为式中 Io初期吸水指数； ph分注后注水井井底压力； pw注水井油层压力。对于整个层段，如果分层注水井井数为nd，则全层吸水量为式中 ph分注前注水井井底流压。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,（2）层间注采结构调整数学模型 假定油层在纵向上由一系列性质不同，含水不同的层段组成。分层注水、堵水、压裂等措施改变了高低渗透层段的渗流条件，从而加速低含水差油层的开采，取得好的开发效果。上述控制措施和开发指标动态之间的联系，各层段之间的相互影响可由下列微分方程组来描述。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,1）压力方程 对于注水开发油田，油水井各层压力间可能存在较大的差别，所以将油水井区域分开考虑，根据物质平衡原理和两区域间存在的窜流作用，可推导出如下压力变化微分方程式中i=1，2，n，表示层段数；Poi第i层段油井油层压力； Pwi第i层段水井油层压力；Swi束缚水饱和度； Ct综合弹性压缩系数；Qli，Qif层段产液量和吸水量； 第i层段油水井区域传导率；no，nw油、水井数。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,2）含水方程 喇、萨、杏油田大量的相对渗透率曲线回归分析表明，采出程度与含水的关系可运用下式较好的描述 式中 R采出程度； fw含水； A，B有关常数。 这一规律，实践证明对于相对均质油藏也是适用的，因此，可作为单层的采出程度与含水变化的关系。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,从上式(3-10)不难推出含水变化微分方程,由式(3-8)、式(3-9)、式(3-11)所组成的3n个非线性方程组可使用一种有效的数值方法求解出给定的地质和工艺措施条件下的基本开发指标变化，并从而求出其它开发指标变化规律。 以上诸式中Qli可由式(5)计算。对于给定全区液量条件下，流压求解由下列方程得到,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,（3）平面结构调整模型 平面结构调整模型可假设为1口注水井区域和n口不同油层性质和含水的油井区域组成，运用与层间结构调整相类似的方法，忽略油井之间可能存在的窜流作用，可以推导出油水井区压力方程分别为 式中pw注水井区油层压力；qw注水量；ni总井数； 注水井区域传导率；i第i油井区域传导率。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,（4）“稳油控水”结构调整措施的作用分析1）结构调整措施对产油量的影响 与无措施相比较，各种工艺调整措施后初期产油量增加，但后期却随着含水上升率的逐步变大，递减加快，产油量变低，措施时机越早，前期增油效果越明显，但后期下降幅度增大。差油层储量比例越大，措施增油效果前期越明显，但后期下降幅度也较大。 结构调整措施的实施，可以有效地提高油田的产油能力，延长油田稳产期。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,2）结构调整措施对含水率及产液量变化趋势的影响 与无措施相比，结构调整后，初期含水稳定下降，后期上升速度略有增加，而且含水上升率的峰值有所降低。由调整前后水驱特征曲线可以看出（图3-27）。 调整初期水驱曲线明显向产油量轴偏转，后期出现上翘现象，但相同含水或产水阶段，累积产油量均高于无措施方案。表明措施不论从近期或远期看，均有增油控水作用。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,3）“稳油控水”结构调整措施的作用 模型计算结果表明：采取分层注水、差油层压裂以及高含水层堵水等措施与无措施开采相比，差油层开采速度提高，产液比例加大，高含水层得到一定限制，整体水驱效果变好，达到含水极限（98）后的最终采收率均有不程度的提高。从而说明结构调整不是一个短期行为，而是一种改善最终水驱效果的有效手段。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,4.“稳油控水”结构调整后开发指标变化规律及预测方法 （1）结构调整后开发指标变化规律 1）水驱曲线先缓后陡，呈反S型变化，但最终采收率增加 2）产油量与产量递减率变化 3）含水及水上升率变化,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,（2）结构调整中最佳产液量、产油量比例变化趋势 1）追求最高采收率目标的最佳产液量比例界限确定原则 大量计算研究表明，初期最佳产液比例受到各类油层储量比例、目前采出程度的控制，可以动用优化方法确定，但结构调整后期，当产液比例m与储量比例N相等时，最终采收率最高。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,2）追求阶段含水量最低目标下产油量比例变化趋势 以含水式（10）为基础，推出了阶段未含水表达式与产液比例的关系为式中 B1，B2分别为低、高油层初始水油比； q产油量； N地质储量； m产油比例； N差油层储量比例。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,3）注水产液结构调整后开发指标预测方法 二元非均质结构模型。 模型预测步骤： a.参数预处理，根据油层静态参数，统计出各类井油层参数，以此为基础估算出初始参数。 b.历史拟合修正参数。 c.开发指标预测 适用范围及特点：与传统的经验方法相比较，我们建立的预测模型能够考虑油层非均质特点，能够考虑调整措施作用，机理明确，更能充分反映油田开发实际。与传统的数值模拟方法相比，我们构造的模型则更适合多井大规模油田的宏观开发指标预测和决策，更适用于油田开发规划工作。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,分类井产液结构调整模型 建模思想：以分类井为基本单元，含水与产液量关系由(3-9)式描述。通过给定全区产液量和各类井产液比例，即可预测出各类井及全区的产油、含水等指标。这个模型还可以根据各类井的地质开发条件，流压界限计算出逐年最大产液量Qlmax和产油量Qomax。年最大产液量年最大产油量,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,5.“稳油控水”结构调整的发展趋势（1）稳产条件 油田开发采过程中，以某一较高产量水平稳定生产的时间称为“稳产期”，稳产期的长短及稳产期采出程度的高低与储层和流体的特性、开采方式、采油速度水平及人们采取的调整、改造措施效果、工作量大小等多种因素有关。研究影响油田稳产的主要因素认为：注水开发油田稳产期末可采储量采出程度与可采储量采油速度有关，与油田剩余可采储量采油速度有关。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,（2）控水余地 多套层系井网合采的注水开发油田，利用分类井层含水差异合理调整其产液比例，是减缓油田综合含水率上升速度，实现稳油控水目标的主要途径。依据现阶段油田实际开采状况，把油田上的生产井分为两类：一类是含水较高的基础井网井，另一类是含水相对较低的调整井。两类井有含水差异愈大，通过产液结构调整，控制含水上升速度的余地就愈大。 除了两类井含水差异之外，另外，油田的控水余地还与调整井的产量比例有关。如果调整井井数少、产量比例小，则通过各种调整措施，控制含水上升作用就较小，反之如果调整井井数多，产量高，措施控水的余地就比较大。,第四节 高含水期“稳油控水”模式和科学管理,（3）“稳油控水”能力的综合评价 对于一个开发区来说，稳油能力和控水余地是既有区别又密切相关的一个问题的两个侧面。为了全面分析评价油田各区块的稳油控水能力，建立了稳油控水能力综合评价图。（4）今后油田“稳油控水”趋势及对策 大庆油田实施“稳油控水”方针以来实现了原油产量稳中有升、油田含水和产液量增长速度明显减缓的良好开发形势，达到了预期目的。然而由于年产油量大于年新增可采储量，使油田储采比连年下降。另一方面由于一次加密井含水不断上升，以及二次加密井储层条件差，控制储量少，含水上升快等情况，使油田稳油控水条件逐渐变差。因而，油田今后仍需贯彻“稳油控水”方