特高含水期油田提高采收率技术.pptx

特高含水期油田提高(tí gāo)采收率技术——调剖与堵水; 内 容1、概 述2、高含水期油田开发动态特征(tèzhēng)3、剩余油潜力及分布4、优势渗流通道极其对策;——我国河流相储层的主要特征 三角洲或冲积扇—扇三角洲的碎屑岩沉积。这类储层的油田储量约占已开发储量的90 % ,其地质特征为: 1)由于内陆盆地面积相对较小,物源近,相变频繁,因此砂体规模小,分布(fēnbù)零散,平面上连通差,而且颗粒分选差,孔隙结构复杂,非均质严重。 2)由于湖盆内频繁的水进水退,使河流—三角洲沉积呈明显的多旋回性,油田纵向上油层多,有的多达数十层甚至百余层,层间差异很大。 3)油层内部纵向上非均质也很严重,各层段间物性相差很大。尤其是储层呈正韵律分布(fēnbù)特征,注入水易从下部发生窜流,影响水驱效果。;——我国水驱开发油田的现状： 注水技术是我国油田开发的主体(zhǔtǐ)技术。采用注水开发的储量和产量所占的比重都在80%以上。 已开发油田都已进入高含水、高采出阶段,主力老油田产量递减。 含水高于80%的老油田,可采储量占总量的73.1% ,可采储量已采出60%以上的老油田,其可采储量更占到总量的86.5% ——进一步提高高含水油田的原油采收率 高含水油田虽已进入了开发后期,但其产量仍在全国占70%以上。;1、上产阶段（1995-1996）：实施方案井38口，建产能170万吨； 2、注水及井网层系调整阶段（1997-2001）：主力区块TZ402CⅢ底部注水开发(kāifā)，实施注水井6口；TZ401区块CⅠ、CⅢ层系实施井网调整； 3、递减阶段（2002-2004）：水平井见水，进入快速递减阶段； 4、综合治理阶段（2005年-）：精细油藏描述、实施调整井，补孔改层。;;1）油井含水构成(gòuchéng)状况 全区含水大于80%油井占总井数的74%； 高含水也伴随着高产液。;3）水井(shuǐjǐng)窜流特征;通过对产液指数和累积产液量的分析可以看出，大部分油井的产液指数上升，说明产液能力不断上升；同时，各油井的累积产液量非常高，长期的高速开采，容易产生(chǎnshēng)优势通道。;地质储量（万吨）;示踪剂产出曲线呈单峰值变化急骤 例如1151井在对应水???投放示踪剂30天后即达到(dá dào)浓度波峰，最高达0.97ng/ml，波峰区仅保持了10天就急剧下降到0.1ng/ml，推断存在窜流,比较严重。 ;底部水淹严重 研究区洪积相正韵律厚油层(yóucéng)在长期的注水开发过程中，形成明显的底部水淹型。;①粘土颗粒迁移;颗粒接触关系(guān xì)变化;③孔喉特征(tèzhēng)变化　;精细(jīngxì)化剩余油分布及规律研究 二个层次： （1）规律性认识（机理研究） （2）精细(jīngxì)化模拟（应用研究） 精细(jīngxì)模型 时变模型;构型控制(kòngzhì)下的剩余油分布规律;——精细(jīngxì)地质模型（时变＋窜流） ;含水率94%含油饱和度分布图;不考虑(kǎolǜ)综合作用 ;4、优势渗流通道极其(jíqí)对策;T7-8 存水率与采出程度关系(guān xì)曲线评价;;出水原因(yuányīn)及对策;控制含水上升规律的因素——对策 ●两相流体流度比 （形成非活塞式驱替，正常出水(chū shuǐ)） ●储层的非均质性 （形成水窜，非正常出水(chū shuǐ)） ●油田开发方法 （人为因素，恶化/改善出水(chū shuǐ)）;优势通道、高渗条带、窜流通道、大孔道(kǒngdào)的概念;优势通道的微观(wēiguān)特征;改善水驱效果(xiàoguǒ)的水动力学方法： 周期注水（不稳定注水） 改变液流方向 强化注采系统的变形井网 补充点状和完善排状注水系统 提高排液量 堵水与调剖技术 各种调整方法的结合;控制出水（产水）——油井？注水井？ 面积注水特点： 一口(yīkǒu)油井受多口注水井作用； 一口(yīkǒu)水井影响多口油井。;区块调剖堵水技术发展概要： 40－50‘s, 油井单井堵水（机