第四讲 油田注水开发3-改善油田开发效果的方法精选.doc

第七章 改善油田开发效果的方法 油田进入高含水期，地下油水分布出现了重大变化，反映在油田开发动态上表现为含水量很高，单井产油量下降，调整井效果明显变差，井下作业措施效果降低，导致油田产量递减加快。根据现有资料分析，剩余油的分布主要有以下几种类型：①不规则大型砂体的边角地区，或砂体被各种泥质遮挡物分割所形成的滞油区；②岩性变化剧烈，主砂体已被大面积水淹，其周围呈镶边或搭桥形态存在的低渗透差储层或表外层；③现有井网控制不住的砂体；④断层附近井网难以控制的部位；⑤断块的高部们，微构造起伏的高部位，以及切叠型油层的上部砂体；⑥井间的分流线部位；⑦正韵律厚油层的上部；⑧注采系统本身不完善，如有注无采、有采无注或单向受效等而遗留的剩余油。 在高含水期，开发挖潜的主要研究对象是高度分散而局部相对富集的、不再大片连续分布的剩余油，目的是增加可采储量、提高水驱采收率，这就需要更深入、更精细的地质和油藏工程研究。为了充分动用中、低渗透油层，减少层间干扰，必须进行层系的细分；为了调节平面差异性的影响，采出呈高度分散状态的剩余油，必须进行注采井网的调整完善。两者一般同时进行，互相结合。 第一节 开发层系调整技术 在中低含水期，对开发初期的基础井网未作较大的调整，层系的划分是比较粗的。进入高含水期以后，层间干扰现象加剧，层间干扰现象加剧，高渗透主力层已基本水淹，中、低渗透的非主力油层很少动用或基本没有动用，油田产量开始出现递减。进行细分开发层系的调整，可能把大量的中、低渗透层的储量动用起来，这是细分开发层系的必要性；另外一方面，油井水淹虽然已很严重，但从地下油水分布情况来看，水淹的主要还是主力油层，大量的中、低渗透层进水很少或者根本没有进水，其中还能看到大片甚至整层的剩余油，具备把中、低渗透层细分出来单独组成一套层系的可能性。因此，进行开发层系细分调整是改善储层动用状况、保持油田稳产、增产、减缓递减的一项主要措施（多层砂岩油藏开发模式）。 一、合理划分和组合开发系的基本原则 划分和组合开发层系，总的原则是一套开发层系内小层数不能太多，层间差异不能太大，并且开发层系具有一定的物质基础，达到一定的生产能力。具体来说，大体可以考虑以下原则。 发层系内的小层数 国内外实践经验都表明，一套开发层系内的小层数越多，则实际能动用的层数所占的比例就越少，并且考虑到分层注水的实际能力有一定的限度，一套开发层内主力小层数一般不超过3 个，小层总数为8~10层左右，在细分调整时可以更少一些。 存岩性和特征 储层物性中，渗透率级差的大小是划分开发层系最重要的参数之一。一套开发层系内的各小层渗透率之间的级差过大将导致不出油层数与厚度显著增加。根据胜利油区的胜坨、孤岛、大庆的剌萨杏等油田资料的分析，一套开发层系内渗透率级差大体控制在3-5以内较为合适。 还需要注意的是，由于沉积条件的不同，其水淹特点也不同。例如，反韵律储层的水驱油情况比正韵律储层要均匀得多。因此，在合理组合层系时，还应考虑各小层沉积类型尽可能相近，层内韵律性相近。其他岩石的特性如孔隙结构、润湿性等水驱油渗流特 征参数，最好也能相近。 3、原油性质的差异程度 我国油田各小层间原油性质有较大的差异。如在胜坨油田的开发过程中发展，当一套开发层系内原油粘度相关1-2倍时，在开发初期常发生稀油高渗透层干扰渗透率稍低的稠油层的情况；而当前者压力大幅度下降以后，则又返来可能受压力较高的后者的干扰。因此在组合开发层系时各小层原油性质应该尽量相近，粘度的差异不要超过1-2倍。 4、油藏的压力系统 在一套开发层系内各小层应属于同一个压力系统，不然层间干扰非常强烈。 5、储量和产能 每套开发层系都是一个独立的开发单元，必须具有一定的物质基础，单井控制的可采储量必须达到一定的数值，要具有一定的单井产能，而且深度越大，所需的单井可采储量及产能也要相应增大。因此每套层系必须要有一定的有效厚度，以保证这套层系的开发昌有经济效益的。因此从这一点上同样可以看出，任何一套开发层系的合理划分必然是和该层系的合理井网相联系、相配合的。具体的单井可采储量、有效厚度及产量的界限应根据具体的油藏情况由经济评价确定。 6、隔层 两套相邻的开发层系之间必须有分布稳定的不渗透隔层将两者完全隔开，以免两套开发层系之间发生窜流，造成开发上的复杂性。在没有垂直裂缝的条件下，3m厚的稳定泥岩已是比较好的隔层，若油层太多隔层又不太稳定，那也只有从中选相对比较稳定的泥岩层作为隔层。 实际工作中也会碰到无区域稳定隔层的情况，这时1m以上较稳定的泥岩层或厚度大的渗透率极低的砂层也可以在局部起到隔层的作用。 开发层系间的相互串流应尽量避免，但在局部地区实在避免不了时，应了解清楚串流的具体情况，采取相应措施进行调整。 正确估计目前的分层采油工艺、钻井工艺和完井工艺的技术水平，对层系划