特高含水期油田提高采收率技术.pptVIP

0140－50‘s,油井单井堵水（机械、化学）技术；0270’s－80’s水井单井调剖技术；0380‘s后期，区块整体调剖技术；0490’s以调剖为中心的综合治理技术、封堵大孔道技术；0590‘s中后期，2＋3技术、深部调剖技术（凝胶类、06泡沫胶类）、多轮次调剖技术……；0721世纪前后，如何发展？08总之，堵剂与工艺的研究活跃，油藏工程研究薄弱。区块调剖堵水技术发展概要：优势渗流通道极其对策4、优势渗流通道极其对策◆动态识别方法多因素综合评判识别方法基于产能方程（达西公式）井和井间测试方法模糊评判方法层次分析法支持向量机方法静态资料、动态资料、监测资料——主次评价与甄别注水量和注水压力、采液指数、吸水指数局限性：1、纵向多油层；2、边界不确定性；3、大孔道非达西——复合流动4、优势渗流通道极其对策◆动态识别方法多因素综合评判识别方法基于产能方程（达西公式）井和井间测试方法试井分析方法示踪剂识别技术概率模型法（吸水剖面识别）连续性方程中运动方程——达西公式大孔道介质中非达西流——耦合渗流理论解释模型：忽略吸附项根据目前资料，综合利用产吸剖面劈分法、KH劈分法对利7区块17个小层进行了产量和注入量劈分。特高含水期油田提高采收率技术

——调剖与堵水内容1概述2高含水期油田开发动态特征3剩余油潜力及分布4优势渗流通道极其对策5概述——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特征,注入水易从下部发生窜流,影响水驱效果。01020304注水技术是我国油田开发的主体技术。采用注水开发的储量和产量所占的比重都在80%以上。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%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。——进一步提高高含水油田的原油采收率05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。——我国水驱开发油田的现状：概述塔中4油田产量变化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，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。上产阶段相对稳产阶段递减阶段治理阶段概述-*/40-东河1CⅢ油藏高含水期油田开发动态特征油井含水构成状况全区含水大于80%油井占总井数的74%；高含水也伴随着高产液。水井注入量构成状况区块平均单井日注量50m3左右利21单井日注量70m3井数比例47%；高注入量伴随着高吸水。01022、高含水期油田开发动态特征3）水井窜流特征大部分水井的比视吸水指数小于1，吸水能力极大增加；同时，部分主力水井累积注入量都很高，容易形成窜流条件。比视吸水指数=初期视吸水指数/目前视吸水指数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，容易产生优势通道。4）油井窜流特征2、高含水期油田开发动态特征2、高含水期油田开发动态特征地质储量（万吨）累计产油（万吨）剩余储量（万吨）采出程度（%）利7块全区小层动用状况2、高含水期油田开发动态特征示踪剂产出曲线呈单峰值变化急骤例如1151井在对应水井投放示踪剂30天后即达到浓度波峰，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。1151井示踪剂产出曲线（B13-1-1层段）优势通道的动态表现特征2、高含水期油田开发动态特征底部水淹严重研究区洪积相正韵律厚油层在长期的注水开发过程