1、精選優質文檔-傾情為你奉上勝坨油田特高含水期影響提高水驅采收率的因素及水動力學調整措施分析李兆敏 呂翔慧（石油大學（華東）石油工程學院，山東東營）摘要分析特高含水期油田采收率的影響因素，是油田注水開發后期分析工作的重要一步，也是進一步提高原油采收率的基礎工作。本文根據勝坨油田的實際情況，結合礦場分析資料，分析了該油田的地質條件、原油物性隨注水開發進程的變化規律以及處于特高含水期的勝坨油田出現的一些顯著特點，得出了影響采收率的主要因素為原油粘度、油藏巖石潤濕性、油藏非均質性、注入水質等；文中還總結了特高含水期油田為提高含水采收率而采取的水動力學調整方法，如改變液流方向、周期注水、堵水調剖、強注強

2、采等，并且分析了勝坨油田經調整后的開發效果，對同類油田的開發有一定的參考價值。關鍵詞勝坨油田；采收率；特高含水期；堵水調剖；周期注水；強注強采前 言 最終采收率是油田地下資源利用程度的標志，是油田開發決策的重要依據，其高低也是油田開發水平的重要體現。影響采收率的因素通常有三個方面，即油田的地質條件、開發方法、投入產出的經濟效益，其中，地質條件是基礎，開發方法是手段，經濟效益是前提。這三個因素的組合和相互制約決定了油田的采收率。但是，隨著油田注水開發的進行，油田的地質條件及原油物性等都會發生不同程度的變化，因而，各種影響因素對水驅采收率的影響程度也會發生不同的變化，對油田開發的調整措施也要適應新

3、的條件，采取相應的措施。本文結合勝坨油田特高含水期的實際情況，從地質條件及開發特點出發，分析了采收率的影響因素，提出了特高含水期油田的水動力學調整方法，并對該油田的調整效果進行評價。1 勝坨油田概況勝利油田的勝坨油田位于山東省墾利縣境內，是一個被斷層復雜化的逆牽引背斜構造油氣藏，也有少量由透鏡體砂巖組成的巖性構造油藏。勝坨油田是一套完整的河流三角洲沉積，主要的沉積體包括辮狀河砂體、濁流相河砂體、三角洲前緣相砂體等，各種沉積體的砂巖體，由于所處的沉積部位不同，儲層的巖性、結構、沉積構造不同，巖石的孔隙度、滲透性和含油性也存在差異。這種差異直接影響油水運移規律，從而影響開發效果。勝坨油田從1965

4、年6月開始投產,1967年7月開始投入注水開發以來，已經歷了低含水、中含水、高含水采油階段，現在已經進入特高含水期。綜合含水率已上升到90%以上，綜合開發程度已相當高，但仍有剩余油存在，尚有開發潛力。處于特高含水期的勝坨油田，隨含水量的增加，油層普遍被水淹，厚油層的水淹程度加劇，對巖石和儲層有極大的影響。水的侵入使巖石的孔隙結構、潤濕性和強度都發生巨大的變化。經水的沖洗，砂巖巖石顆粒表面的粘土礦物被沖走，巖石的孔隙直徑增加。粘土膠結物吸水膨脹，引起膠結強度的下降，也使巖石的整體強度有所下降。在液流沖刷下，砂粒脫離巖石母體，形成出砂。由于在特高含水期出現的這些新特點，使勝坨油田的進一步開發遇到了

5、新的困難，因此有必要對這些新出現的問題進行分析，采取相應的對策，以進一步提高水驅效率。 勝坨油田特高含水期的特點及對水驅開發的影響勝坨油田在進入特高含水期后，其總的特點是綜合含水的上升十分緩慢，或有停止或略有下降，油藏的采出程度不斷上升，但產油量繼續降低。這主要是由于勝坨油田的注水開發引起了儲層物性參數、原油物性等的變化。2.1儲層物性參數變化規律及對開發效果的影響以勝坨油田兩類典型的油藏沙二33+4+5小層和沙二83層為例進行研究，其中，沙二33+4+5小層是以河流相沉積為主的正韻律油層，而沙二83層主要是以三角洲相為主的反韻律油層。沙二33+4+5層的儲層物性在注水開發過程中，滲透率增大了

6、12倍，而粒度中值增大了約3倍左右；泥質含量降低到開發初期的1/5-1/6；孔隙度變化不明顯，一直保持在31左右。該層物性參數變化的原因是沙二33+4+5層為砂巖儲層，泥質膠結為主。在注水開發過程中，隨著注水倍數的增加，砂巖中的膠結物不斷被沖刷帶出，膠結物逐漸隨之減少。由于長期注水沖刷，高嶺石的晶形破碎，隨油水采出地面，改善了巖石的孔隙結構，泥質含量減少，孔喉半徑增大，導致滲透率升高。沙二83層不同時間單元各含水階段儲層物性參數變化規律為：滲透率降低，孔隙度、粒度中值、泥質含量基本不變產生這種變化的原因主要是：83層粒度細，孔喉細小，隨著油田注水開發，由于蒙脫石膨脹，高嶺石被打碎等原因，其中一

7、部分堵塞喉道，使得孔喉半徑變小，導致了儲層滲透率降低產生這種變化會對開發效果造成一定的影響：正韻律油層的滲透率增大，會使開發效果略變差，最終采收率降低，這是因為，正韻律油層，當滲透率增大時，注入水向高滲透層分配的水量有所增加，加劇了水的竄流，降低了油藏采收率；反韻律油層的滲透率減小對開發效果影響甚微，這是因為，反韻律油層的滲透率變化不大，因此采出程度相差很小。2.2儲層潤濕性變化規律及對開發效果的影響勝二區沙二段油層的原始潤濕特性，沙二13砂層組，表現出明顯的親油性，相反，8砂層組潤濕特性為親水性。注水開發過程中，從初期開始，親油油層的親油性開始減弱，到中含水期時，已開始由親油性向親水性轉變，

8、到高含水期，親水性得到加強；親水油層的變化趨勢是親水性不斷加強。這是因為：由于注入水的長期沖洗，砂巖層顆粒之間或巖石表面上的極性物質、粘土物質、鹽類物質等在機械沖刷和分散溶解等物理化學作用下，使其極性物質（非烴和瀝青質）明顯下降，含氧化合物含量增高，大部分粘土礦物被沖走或沖散，巖石表面吸附能力減弱而恢復原來的親水性。所以，勝坨油田巖石表面潤濕性由偏親油性向親水性轉變。親水性的增強使毛管力逐漸轉變為驅油動力，注入水更易進入小孔隙中，對于小孔隙中剩余油的驅替較為有利。而對于以油滴的形式分布的大孔隙中的剩余油，由于注入水此時是非活塞式驅油，即沿孔隙表面“爬行”驅油，無法顧及孔隙中部，因而對大孔隙中剩

9、余油的驅替不利。2.3原油粘度變化規律及對水驅油的影響原油粘度隨含水、注水倍數增加而逐漸變差，當含水從零上升到95時，沙二3的原油粘度增加了1.17倍，沙二83的原油粘度增加了1.53倍。主要原因是：由于注水時受水的沖刷和水洗，把原油中粘度較低、密度較小、易于流動的輕質組份帶走，殘留下重質組份，導致原油物性變差；注水過程中攜帶進入油藏的氧，氧化原油，使輕質組份變為重質組份；構造邊部粘度較高、密度較大的原油向構造頂部方向運移也導致原油物性變差。注入水驅動不同粘度的原油，粘滯阻力不同，驅替效果也不同。原油粘度越大，油水粘度比越大，水驅油的阻力越大，非活塞性也越嚴重，即注入水的粘性指進也愈加嚴重，因

10、此原油粘度越大，最終采收率越小。2.4注入水對水驅開發效果的影響勝坨油田沙二段的油田水有三種類型，即氯化鈣型、氯化鎂型和碳酸氫鈣型，礦化度為910052200mg/L，其性質縱向變化不大。其中，Mg2+、Ca2+都是易成垢離子；此外，其它地層的地層水中還含有 Sr2+、Ba2+等成垢離子，可與硫酸根離子形成很難清除的 BaSO4、SrSO4沉淀 ,堵塞油層。因此，如果注入水與地層水的配伍性不好，兩種水發生化學作用，將產生沉淀堵塞油氣層從而降低注水井的吸水能力。另外，油層堵塞程度與注水水質的好壞以及注入水對地層的適應性也有直接關系。目前，勝坨油田因注水水質不合格而被污染的油層的占了相當大的比例。

11、注入水的腐蝕、結垢、細菌以及由此造成的懸浮物及其它懸浮物的增加 ,終將引起注水井吸水能力的下降 ,導致注水井堵塞。2.5儲層非均質性的變化及對開發效果的影響在特高含水期 ,滲透率變異系數、突進系數、級差等 3個非均質參數的值明顯偏低 ,變異系數均在0.35以下。說明此時期層間非均質性減弱 ,但滲透率級差都在5.0以上。這種層間滲透性的差異對本區儲層注水開發影響很大。主要表現在層間干擾十分明顯 ,比如細分層系后主力油層 81小層干擾 74小層 ,82 小層干擾 83 小層。其結果在油層間出現水沿高滲透層突進的現象 ,在較低滲透層內可能形成剩余油的分布 ,從而影響總體開發效果。本區的滲透率在平面上

12、的變化主要受砂體微相和砂體形態控制，不同微相、同一微相的不同部位以及不同砂體形態滲透率均有較大差異。因此，高含水期儲層的平面非均質性仍然較強。該區的層內非均質性有所減弱，7砂層組的層內非均質性強于8砂層組，這是因為7砂組儲層毛細管力作用方向多呈正韻律 ,毛細管力的上滲吸作用抵消了部分重力作用 ,因此儲層上部水洗加強 ,上、下部位滲透性差異變小。3 勝坨油田的水動力學調整措施3.1改變液流方向改變液流方向就是通過改變注入水在有層中原來穩定注水時形成的固定的水流方向，把高含油飽和度區的原油驅出，或在微觀上改變滲流方向引起水相滲透率的變化來提高可動油飽和度，最終達到改善水驅油效果的目的。對一個穩定的

13、注采系統 ,在正常注水下液流流線分布如圖3-1所示 ,在注水井與油井連線的主流線上嚴重水淹 ,油井之間形成滯流區。當實施不穩定注水 ,水井1注水 ,水井2停注 ,則滯流區內剩余油將向水井2處移動 ,這部分儲量將得到動用 ,改善了水驅效果。 圖3-1 正常注水液流分布3.2周期注水周期注水就是周期性的改變注入量和采出量，在地層中造成不穩定的壓力場，使流體在地層中不斷的重新分布，從而使注入水在層間壓力差的作用下發生層間滲流，促使毛細管吸滲作用，增大注入水波及系數及洗油效率，提高采收率。 勝坨油田沙二段 1 2砂組為三角洲河流相沉積 ,經斷層遮擋形成一中高滲透斷塊油藏, 含油面積3.3km2 ,動用

14、地質儲量 522×104t，精細研究油藏后認識到平面上潛力主要在構造高部位、斷層遮擋部位、注水分流線和河道邊部的低滲透相帶；縱向上潛力位于主力層內的低滲透韻律段和低滲透非主力層。對該斷塊采取周期注水和改變液流方向相結合，采用短注長停、油井持續生產的不對稱工作方式，一個周期內注水工程方案設計如下 :1)全區停注30d;2)注水井隔排注水 ,一排注水 ,另排停注 ,波幅 75%,天數15d；3)所有水井恢復注水 ,水量波動幅度 75%,天數10d；4)所有水井停注30d；5)另一排注水井恢復注水，波幅75%,天數15d；6)所有水井恢復強注 ,波動幅度75%,天數10d。方案實施后 ,取

15、得了顯著的效果。單元見效高峰期日產油增加38t,綜合含水由95.5%降至93.9%。4年內累計增油2.04×104t,少產水45.3×104m3 ?？刹蓛α吭黾?2×10 4t,采收率提高了2.3 %。3.3堵水調剖對于各種不同類型的砂巖油藏，堵水調剖一個最基本的機理就是封堵高滲透層，增加高滲透層的流動阻力，降低其吸水指數，使注入流體流向低滲透層，提高低滲透層的吸水量，使層間矛盾得到調整、差油層動用程度得到提高，從而達到調整吸水剖面的目的。勝坨油田采用多段塞雙液法注入堵劑施工程序對勝二區沙二3單元封堵大孔道，現場使用的配方為：A液：57鈉土（或粘土）溶液隔離液：污

16、水26m3B液：0.060.1HPAM（部分水解聚丙烯酰胺）用鈉土雙液法注堵劑封堵大孔道后，大大改善了吸水剖面，封堵了34層底部水竄通道，抑制堵塞了高滲透高含水層，啟動了32、33低滲透地含水層，改善了水驅效果，使對應油井增油降水效果明顯。3.4強注強采強化注水就是通過完善注水系統，向油層注好水、注夠水，以便提高油層的壓力水平，維持油層能量，為提液創造條件。強化采油是通過提高排液量來實現的，而提高排液量主要是通過降低油井井底壓力，增大生產壓差來實現的。降低井底壓力，使一些油層壓力較低且由于層間干擾不產液的小層開始生產，解放了低壓油層和小孔隙中的殘余油，在剖面上增加了出油層段，擴大了出油厚度，在

17、平面上增大了供油半徑，提高了注入水的波及程度，同時，由于降低井底流壓，增加了油層中的壓力梯度，不僅增加了地下液流的流速，而且使一些位于低滲透小層和區段中啟動壓力較高的原油克服毛管力開始流動，從而可以充分發揮注入水的沖刷洗油作用，提高采收率。勝坨油田一區24層含油面積2.27km2，地質儲量112.8×104t，是一個北部為斷層遮擋，西部尖滅，東南部臨邊水的單一油砂體，屬河流相沉積，正韻律親油油層。該層于1980年開始強注強采試驗，試驗期間，平均注水強度由27m3/(d·m)上升到42.4m3/(d·m)，平均采液強度最高時可達50.7 m3/(d·m)，

18、經過試驗，取得了很好的開發效果，強注強采不僅提高了采油速度，日產油由8.8t/d上升到28.5td，而且減緩了含水上升速度，由試驗前的4.38下降為1.4。綜合上述分析，勝坨油田采用的調整措施對改善該油田特高含水期的開發效果有一定的促進作用，但它們都有各自的適用范圍和優缺點，應根據不同區塊的特點采用相應的措施。結論與建議根據勝坨油田開發的實際情況，分析了特高含水期影響該油田水驅采收率的主要因素，分別為原油粘度、儲層潤濕性、儲層非均質性、注水水質等，隨著注水開發過程的進行，這些因素對油田開發的影響程度也不斷發生著變化，所以，應加強對影響采收率的各種因素的機理研究，并結合本油田實際，找到主要因素，以便確定油田調整的主要方向，并采取相應的措施。文中對勝坨油田采取的水動力學調整措施進行了分析，這些措施都取得了一定的效果，但是他們都一定的適用范圍和優缺點，應根據實際情況采用相應的方法，并注意多種調整方法的相互結合。參考文獻1 陳永生油田非均質對策論石油工業出版社，1993.2 段昌旭，馮永泉等編著勝坨沙二段多層斷塊砂巖油藏石油工業出版社，1997年2月3 中國石油天然氣