严重非均质油藏注水开发后期提高采收率技术研究

严重非均质油藏注水开发后期提高采收率技术研究主要内容1、前言2、层系细分重组技术

3、改变液流方向—河道注水、边部采油

4、水动力方法--周期注水

5、空气泡沫调驱技术中原油田严重非均质油藏主要是胡状集油田的主力区块：胡7南断块、胡12断块、胡5断块和胡2断块。由于近物源快速沉积，储层层间非均质十分严重，层内存在特高渗条带，同时，因储层普遍弱胶结，岩石疏松，注水后出现“大孔道”现象，导致油井含水上升快，注入水沿特高渗透带短路循环，水驱波及体积小，水驱动用程度低。前言开发中存在如下主要问题：①受储层的严重非均质性影响，水驱动用程度低。②目前工艺技术水平还不能适应一类层特高含水期提高采收率的需要。③依靠油井机械卡堵水、注水井分注难以改善二、三类层动用状况。前言针对胡状集油田注水开发后呈现出的高含水低采出问题，以解决注入水短路循环、提高最终采收率为主要目的，近年来主要开展了层系细分重组、改变液流方向、分层注水等技术的研究和应用，虽然取得了一定的效果，但是随着开发的逐渐深入，综合含水的逐渐升高，尤其是优势渗流通道的存在，这些技术在解决严重非均质油藏的平面和层间矛盾方面显得无能为力，必须寻找更有效解决优势渗流通道存在问题的方法，因此，进行了周期注水及空气泡沫调驱技术的先导试验，以下分别对这些技术加以介绍。前言层系细分重组技术室内长岩心多层水驱油试验分析油藏储层水驱油实验模拟层渗透率分布区间类别ⅠⅡⅢⅣⅤ渗透率(md)区间＜5050～100100～200200～1000＞1000选用值32.1474.02151.83447.081487.2选用五组不同渗透率岩心，进行了不同渗透率组合条件下的水驱油试验。层系细分重组技术室内长岩心多层水驱油试验分析单层水驱油试验结果层系细分重组技术室内长岩心多层水驱油试验分析级差：2.3级差：4.7级差：13.9级差：46.9

1号层在不同组合下采出程度与注采压差变化关系（注入孔隙体积倍数1.0时）采出程度%驱替压差直接受级差的影响。低渗层在小级差下可以建立起较高的注采压差，使差层充分动用；级差达到一定程度后，低渗层难以水驱动用层系细分重组技术现场应用效果在室内试验的基础上，近年来做了细分调整开发层系的试验，将II、III类层中分离出来形成独立的开发层系进行开采，取得了显著效果。以胡12块为例，将原S3中6-8层系细分为S3中6、S3中71-85、S3中86-8三套层系，实现以多套井网分别开采不同的油层，有效提高II、III类层水驱波及体积。改变液流方向—河道注水、边部采油主河道注水，河道间采油的不规则式井网部署形式主要解决储层的平面非均质矛盾。在胡七南块实施了抽稀井网，主河道注水，河道间采油的先导试验方案：关掉主河道内高含水油井6口，转注2口，方案实施后该区日增油20t，含水由90.6%下降到85.3%，下降了5.3个百分点。93胡七南沙三中6-8河道注水试验期主要生产指标变化曲线对于扇三角洲朵状砂体在纵向上重合迭加分布一致的情况下，该种井网部署方式显然是有利的。胡状集储层的多物源，多扇体组合，且在纵向上重合迭加较少的条件下，该种井网部署方式是非常局限的。改变液流方向—河道注水、边部采油水动力方法--周期注水周期注水室内试验分别采用单管模型、三管模型及人造韵律平板模型，对于周期注水工作方式、转周期注水时机、波动幅度等进行研究，对比周期注水与常规注水的开发效果。水动力方法--周期注水周期注水室内试验分别采用单管模型、三管模型及人造韵律平板模型，对于周期注水工作方式、转周期注水时机、波动幅度等进行研究，对比周期注水与常规注水的开发效果。水动力方法--周期注水周期注水室内试验分别采用单管模型、三管模型及人造韵律平板模型，对于周期注水工作方式、转周期注水时机、波动幅度等进行研究，对比周期注水与常规注水的开发效果。1、单管模型实验结果2、三管模型实验结果水动力方法--周期注水周期注水数值模拟研究

依据严重非均质区块胡七南沙三下的油层特征，建立地质模型。采用正交试验设计方法设计了多套周期注水方案。影响周期注水的主要因素是：半周期的长短；注水波动幅度，注水井/采油井工作方式。注水波动幅度B=1，对称型周期注水含水率达60％-80％转周期注水，周期时间2－6个月效果最优水动力方法--周期注水结论（1）周期注水作为改善高含水期开发效果的一种水动力学方法，在不同工作制度和工作方式下能够一定程度上提高采出程度，改善开发效果，但其改善程度应该视具体条件而定。（2）周期注水适用于非均质性严重、层间连通程度较好、地层原油粘度较小、油层亲水的油藏，且要求注水工艺能够满足注水量提高的要求。（3）周期注水的效果决定于许多参数，主要包括储层地质物理特性参数（储层非均质性、各小层水动力学连通程度、油水粘度比等）和不稳定注水参数（注水量波动幅度、注水时间、周期持续时间等）两类。（4）在注水参数中，注水量波动幅度是影响周期注水开发效果的一个重要因素，周期注水效果随周期注水压力波动幅度的增大而变好，随着周期次数的增加而变差。空气泡沫调驱技术胡状集油田空气泡沫调驱室内研究

泡沫段塞注入量与采收率关系针对胡12块油藏特点，在20、23、26、30MPa等四个压力点、温度90℃条件下，进行了18组空气泡沫驱室内模拟实验研究，评价了泡沫段塞对采收率的影响，以及不同泡沫注入量对采收率的影响。空气泡沫调驱技术胡状集油田空气泡沫调驱室内研究

泡沫段塞与采收率关系注入空气泡沫能够提高采收率，且随着注入起泡剂/空气的孔隙体积倍数的增加采收率明显增加，当注入起泡剂/空气的孔隙体积倍数为0.1PV时，采收率提高26个百分点。空气泡沫调驱技术确定空气泡沫调驱先导试验区胡状集油田胡12块沙三中86-8层系由于优势渗流通道发育，拉大井距后开发效果改善不大，目前仍处于高含水低采出的状态，剩余油挖潜难度大。由于该区内部构造简单，地层西高东低，地层倾角5°，原油性质好，油质轻，易形成混相；而且储层发育比较稳定，油层具有一定的厚度，连通性好；再加上大孔道发育，水驱波及体积小，采出程度低，剩余油分布广泛，有较合理的注采井距，注采井网完善。所以，选择胡12块沙三中86-8作为试验区进行空气泡沫调驱先导试验。

空气泡沫调驱技术试验区地质特征

胡12断块是由石家集断层和胡7-7断层所夹持的地层平缓东南倾的鼻状构造，平面形态为弧形长条状，构造相对简单。沙三中86-8层系含油面积1.1Km2，地层厚度7m，地质储量112×104t，可采储量30×104t，标定采收率26.8%。平均油层中深2150m，原始地层压力23MPa，饱和压力7.69MPa。单井渗透率范围在10～2000×10-3

m2，单井层间级差2-201倍，非均质性严重。储层分布稳定，连通关系较好，主要含油部位连通率高达90%以上。经过20多年的注水开发，储层宏观及微观非均质性均有增强的趋势。

空气泡沫调驱技术试验区开发简况

该层系共有油井9口，开井8口，日产液361.8m3，日产油8.9t，综合含水97.54%，采油速度0.29%，采出程度24.8%，自然递减29.56%，综合递减24.75%。水井6口，开井6口，注采井数比1：1.5，水驱控制程度90.4%，水驱动用程度68.1%。

空气泡沫调驱技术试验井组选择选择处于油藏中部的胡12-152井组进行先导试验，该井组由于断层的遮挡有部分剩余油，同时由于优势渗流通道的存在，平面上有相当数量的剩余油分布。选择该井组既可以验证泡沫驱对提高采收率的作用的大小，又可以验证泡沫驱对大孔道的封堵提高波及面积的作用，同时可验证地层高差对泡沫驱的影响。

空气泡沫调驱技术空气泡沫调驱实施效果胡12-83井采油曲线胡12-152井注入曲线空气泡沫调驱技术空气泡沫调驱实施效果胡12-153井采油曲线胡12-152井注入曲线空气泡沫调驱技术空气泡沫调驱实施效果胡12-152井组见效较明显的油井胡12-153井，在注入空气泡沫1个月后日产油量由注入前的0.7t上升至2.6t，综合含水由99％降至96％。另外一口见效明显的油井胡12-83井，在注入空气泡沫1个月后日产油量由注入前的3.6t上升至7.3t，综合含水由92％降至85.5％。空气泡沫调驱技术结论（1）空气泡沫调驱采油技术适合高温、高盐、高二价离子、油层非均质严重、高含水期油田开发。在试验井组中,大部分油井都见到了一