多层非均质稠油油藏中、高含水期稳油控水技术研究与应用-石油英才网.DOC

大港南部多层非均质低流度油藏中、高含水期稳油控水技术研究与应用 王学立 （大港油田第三采油厂地质所） 摘要 南部油田是大港油田典型的多层非均质低流度油藏，具有层系多、断快小、原油物性差等特征，经过近三十年的开发油田已进入高含水开发阶段，处于不同开发期的各类型油藏在开发过程中呈现出各异的开发矛盾。中含水低流度油藏微细孔隙多，两相共渗区窄，进入注水提高二次采收率开发阶段，常常由于油水粘度比的差异，造成单层突进、含水上升快、而整体油层动用程度低的不利开发局面；进入“双高”开发阶段油藏，地下剩余油分布高度分散，复杂的构造和储层状况及独特的流体性质形成油藏水驱方向性强，水淹层形成大孔道，平面矛盾突出，使得稳定开发难度越来越大。通过精细油藏地质研究和对微观渗流特征及剩余油分布规律分析、论证。对该类型油藏研究并实践以水治水，提量注水；以水促油，兼治层间；平稳注水，调整油井；平面调配，变向注水等稳油控水技术，在王官屯油田王44、官80和小集油田官938以及段六拨等油田实施后，油田水驱开发效果得到了明显改善，并总结出该项稳产技术所适宜的油藏类型、开发阶段，对于多层段低流度油藏减缓层间及平面矛盾的重要作用，为低流度复杂断块油藏注水开发提供了一种经济有效的方法。同时该项稳油控水技术的实施为我国东部低流度复杂断块油藏控制产量急剧递减，延长稳产期，改善开发效果开拓了一条捷径。 图4表4参13 关键词 非均质 低流度油藏 以水治水 提量注水 以水促油 高效注水 调整油井 平面调配 变向注水 稳油控水技术 1、稳油控水技术应用现状 控水稳油及综合治理技术是大庆油田在上世纪八十年代末期提出的一项技术，主要是针对进入开发中后期油藏开展各类型治理工作，以实现控递减、保稳产的目的。该项技术在大庆油田实施后，经过十多年的不断完善，现已发展成为一套成熟的技术，已被国内许多油田所接受并开始大规模推广实施。 近几年南部油田控水稳油基本思路是：深化老油田地下再认识，开展精细油藏描述，重建地质模型，认清井间剩余油分布；在此基础上，应用控水稳油及综合治理等稳产技术，通过完善注采井网、相控注水、层间治理、油层改造、长停井大修侧钻以及层系外挖潜等工作来加强油田有效注水作用，控制油田递减，改善油田注水开发效果，增加油藏可采储量，提高油田最终采收率。重点是针对不同类型区块油藏特征和开发规律，形成了南部油田不同类型油藏控递减的系列配套技术，为南部油田下步稳定发展提供了依据。中含水阶段在开展产能建设工作的同时，实施超前注水或早期注水，保证产能建设效果；中高含水阶段（开发中期），依据油藏描述成果，突出沉积微相及注采动态关系研究，采用相控注水，即依据沉积相和水驱方向对开发井网进行调整，建立符合水驱规律的注采井网；高—特高含水阶段（开发后期），利用油藏数值模拟成果和各种监测资料，在搞清水驱后储层物性变化和含油性变化的基础上，开展调剖、调驱等提高水驱采收率工作。 但是，随着油田开发的逐步深入，各种新型的开发矛盾不断突出，如中含水低渗油藏低采液（油）速度、高含水油藏低地层压力等，致使常规的控水稳油技术适应性越来越差，因此，很有必要突破部分油藏传统开发技术的思想禁锢，开辟南部油田控水稳油技术新天地，以实现油田开发的持续、稳定发展。 2、南部油田概况 2.1 油田概述 黄骅油田共发现沙一、沙二、沙三、孔一、孔二和中生界6套含油层系，自北向南由自来屯、风化店、沈家铺、王官屯、舍女寺、小集、段六拨和乌马营八个含油构造组成。油层埋深1510—3504m，其中孔店组中的孔一段和孔二段是油田主力油层。截止到2005年，石油地质储量24621.96×104t，油藏平均孔隙度21．0％，平均渗透率176×10-3(m2，有效渗透率23×10-3(m2，地下原油粘度13mpa.s，地面原油密度0.8722-0.8972g/cm3，凝固点31-39℃，含蜡量20.16-29.7％，胶质沥青含量25.6-32％，以高含蜡、高凝固点为特征，地层水型为CaCl2和NaHC03两种类型。 2.2 开发历程 南部油田开发已26年，其开发过程可归纳为4个阶段。 第一阶段：投产---实践探索阶段（1975-1982年）。从1975年开始王官屯油田官1、官3、官29区块以及枣北孔一段相继投入开发，初步暴露出油田开发方案和工艺技术的不适应性，油田生产特征表现为产量递减、停产井多、油井时率低、注水效果差等特点。 第二阶段：全面开发，增储上产阶段（1983-1988年）。随新区块的相继发现，开发规模进一步扩大，1988年开发储量达到了11357×104t，年产油达到129.6×104t。此阶段的开发特征表现为：油田开展的大规模产能建设使油田产量实现了快速增长，同时一部分油田开发效果不理想的矛盾进一步暴露，如枣园油田采油速度仅0.7%，