1、特高含水期油田提高采收率技術特高含水期油田提高采收率技術調剖與堵水調剖與堵水 內內 容容1 1、概概 述述2 2、高含水期油田開發動態特征高含水期油田開發動態特征3 3、剩余油潛力及分布、剩余油潛力及分布4 4、優勢滲流通道極其對策、優勢滲流通道極其對策我國河流相儲層的主要特征 三角洲或沖積扇扇三角洲的碎屑巖沉積。這類儲層的油田儲量約占已開發儲量的90 % ,其地質特征為: 1)由于內陸盆地面積相對較小,物源近,相變頻繁,因此砂體規模小,分布零散,平面上連通差,而且顆粒分選差,孔隙結構復雜,非均質嚴重。 2)由于湖盆內頻繁的水進水退,使河流三角洲沉積呈明顯的多旋回性,油田縱向上油層多,有的多達

2、數十層甚至百余層,層間差異很大。 3)油層內部縱向上非均質也很嚴重,各層段間物性相差很大。尤其是儲層呈正韻律分布特征,注入水易從下部發生竄流,影響水驅效果。1、概述我國水驅開發油田的現狀： 注水技術是我國油田開發的主體技術。采用注水開發的儲量和產量所占的比重都在80%以上。已開發油田都已進入高含水、高采出階段,主力老油田產量遞減。 含水高于80%的老油田,可采儲量占總量的73.1% ,可采儲量已采出60%以上的老油田,其可采儲量更占到總量的86.5%進一步提高高含水油田的原油采收率 高含水油田雖已進入了開發后期,但其產量仍在全國占70%以上。1、概述1 1、上產階段（上產階段（1995-199

3、61995-1996）：實施方案井：實施方案井3838口，建產能口，建產能170170萬噸；萬噸；2 2、注水及井網層系調整階段（注水及井網層系調整階段（1997-20011997-2001）：主力區塊：主力區塊TZ402CTZ402C底部注水開發，底部注水開發，實施注水井實施注水井6 6口；口；TZ401TZ401區塊區塊CC、C C層系實施井網調整；層系實施井網調整；3 3、遞減階段（遞減階段（2002-20042002-2004）：水平井見水，進入快速遞減階段；：水平井見水，進入快速遞減階段；4 4、綜合治理階段（綜合治理階段（20052005年年- -）：精細油藏描述、實施調整井，補孔

4、改層。：精細油藏描述、實施調整井，補孔改層。上產階段上產階段相對穩產階段相對穩產階段遞減階段遞減階段治理階段治理階段塔中塔中4油田產量變化油田產量變化- - 6 6/ /4040- -東河1C油藏1、概述1）油井含水構成狀況 u 全區含水大于80%油井占總井數的74%；u 高含水也伴隨著高產液。2）水井注入量構成狀況n區塊平均單井日注量50m3左右n利21單井日注量70m3井數比例47%；n高注入量伴隨著高吸水。2、高含水期油田開發動態特征高含水期油田開發動態特征u大部分水井的比視吸水指數小于大部分水井的比視吸水指數小于1 1，吸水能力極大增加；同時，吸水能力極大增加；同時，部分主力水井累積注

5、入量都很高，容易形成竄流條件。部分主力水井累積注入量都很高，容易形成竄流條件。比視吸水指數= 初期視吸水指數/目前視吸水指數2、高含水期油田開發動態特征高含水期油田開發動態特征u通過對產液指數和累積通過對產液指數和累積產液量的分析可以看出，產液量的分析可以看出，大部分油井的產液指數上大部分油井的產液指數上升，說明產液能力不斷上升，說明產液能力不斷上升；同時，各油井的累積升；同時，各油井的累積產液量非常高，長期的高產液量非常高，長期的高速開采，容易產生速開采，容易產生優勢通優勢通道道。2、高含水期油田開發動態特征高含水期油田開發動態特征地質儲量（萬噸）累計產油（萬噸）剩余儲量（萬噸）采出程度（%

6、）利利7 7塊全區小層動用狀況塊全區小層動用狀況2、高含水期油田開發動態特征高含水期油田開發動態特征示蹤劑產出曲線呈單峰值變化急驟示蹤劑產出曲線呈單峰值變化急驟 例如例如11511151井在對應水井投放示蹤劑井在對應水井投放示蹤劑3030天后即達到濃度天后即達到濃度波峰，最高達波峰，最高達0.97ng/ml0.97ng/ml，波峰區僅保持了，波峰區僅保持了1010天就急劇下降到天就急劇下降到0.1ng/ml0.1ng/ml，推斷存在，推斷存在竄流竄流, ,比較嚴重。比較嚴重。 0.000.200.400.600.801.001.20012335080時間(d)濃度(ng/ml)11511151

7、井示蹤劑產出曲線（井示蹤劑產出曲線（B B1 13-1-13-1-1層段）層段） 優勢通道的動態表現特征 2、高含水期油田開發動態特征高含水期油田開發動態特征底部水淹嚴重底部水淹嚴重 研究區洪積相正韻律厚油層在長期的注水開發過程中，研究區洪積相正韻律厚油層在長期的注水開發過程中，形成明顯的底部水淹型。形成明顯的底部水淹型。正韻律厚油層的水淹特征圖（正韻律厚油層的水淹特征圖（11371137井百一段）井百一段） 2、高含水期油田開發動態特征高含水期油田開發動態特征粘土顆粒遷移粘土顆粒遷移 注水開發過程中，高嶺石長期受注入水浸泡、沖刷，注水開發過程中，高嶺石長期受注入水浸泡、沖刷，晶格易遭破壞，形

8、成細小微粒發生遷移，使孔喉增大，是晶格易遭破壞，形成細小微粒發生遷移，使孔喉增大，是形成優勢通道的原因之一。形成優勢通道的原因之一。 T1169井2268.73m粒間蠕蟲狀高嶺石 B12砂組粘土礦物相對含量表砂組粘土礦物相對含量表 儲層微觀性質變化儲層微觀性質變化粘土顆粒遷移顆粒接觸關系變化孔喉特征變化2、高含水期油田開發動態特征高含水期油田開發動態特征顆粒接觸關系變化顆粒接觸關系變化 初、中含水期變化不明顯初、中含水期變化不明顯, ,高含水期骨架顆粒明顯高含水期骨架顆粒明顯由點、線由點、線接觸演變為游離狀態接觸演變為游離狀態，連通性增強，有利于形成優勢通道。，連通性增強，有利于形成優勢通道。

9、 儲層微觀性質變化儲層微觀性質變化高含水期高含水期高含水階段1159井B12-1-1單層2184m高含水階段1159井B13-1-1單層2211m高含水階段1159井B13-3-1單層2227m高含水階段T1169井B13-1-1單層2305m初期初期中含水期中含水期中含水階段1137井B13-1-2單層2117m中含水階段1137井B13-1-1單層2114m原始階段1027井B13-1-1單層2243m原始階段B22井B13-2-1單層2345m2、高含水期油田開發動態特征高含水期油田開發動態特征孔喉特征變化孔喉特征變化儲層微觀性質變化儲層微觀性質變化據鑄體薄片資料,中含水期B12砂層組的

10、孔徑均值較大，但孔喉分選和均勻程度較低，高含水期，B12砂層組孔徑均值變小，但孔喉分選和均勻程度變好。表明孔喉網絡的連通性變好，可為優勢通道的形成提供有利條件。2、高含水期油田開發動態特征高含水期油田開發動態特征精細化剩余油分布及規律研究 二個層次： （1）規律性認識（機理研究） （2）精細化模擬（應用研究） 精細模型 時變模型3 3、剩余油潛力及分布、剩余油潛力及分布剩余油與殘余油？采出程度與采收率？構型控制下的剩余油分布規律構型控制下的剩余油分布規律板板- -槽狀構型槽狀構型注水開發注水開發3 3、剩余油潛力及分布、剩余油潛力及分布精細地質模型（時變竄流）精細地質模型（時變竄流） 孔隙度變

11、化孔隙度變化滲透率的變化滲透率的變化相對滲透率的變化相對滲透率的變化竄流通道的存在和發育竄流通道的存在和發育精細化油藏數值模擬精細化油藏數值模擬3 3、剩余油潛力及分布、剩余油潛力及分布含水率94%含油飽和度分布圖不考慮綜合的作用 考慮綜合的作用 精細化油藏數值模擬精細化油藏數值模擬3 3、剩余油潛力及分布、剩余油潛力及分布不考慮綜合作用 考慮綜合作用含水率94%含油飽和度垂向分布圖注水井精細化油藏數值模擬精細化油藏數值模擬3 3、剩余油潛力及分布、剩余油潛力及分布9-103含水率與采出程度關系曲線00.20.40.60.81010203040采出程度 R（%）含水率 fw（小數）理論實際4

12、4、優勢滲流通道極其對策、優勢滲流通道極其對策T7-8 T7-8 存水率與采出程度關系曲線評價存水率與采出程度關系曲線評價7-8存水率與采出程度關系曲線00.20.40.60.810102030405060采出程度 R（%）存水率 C（小數）理論實際4 4、優勢滲流通道極其對策、優勢滲流通道極其對策 （形成非活塞式驅替，正常出水）（形成非活塞式驅替，正常出水）4 4、優勢滲流通道極其對策、優勢滲流通道極其對策出水原因及對策出水原因及對策1 1、油田出水原因、油田出水原因 油藏地層的非均質油藏地層的非均質 油藏流體的非均質油藏流體的非均質 完井方式缺陷（如水層誤射）完井方式缺陷（如水層誤射） 生

13、產方式缺陷（如強注強采）生產方式缺陷（如強注強采） 作業措施缺陷等（如壓裂酸化連通水層）作業措施缺陷等（如壓裂酸化連通水層）4 4、優勢滲流通道極其對策、優勢滲流通道極其對策控制含水上升規律的因素對策 兩相流體流度比兩相流體流度比 （形成非活塞式驅替，正常出水）（形成非活塞式驅替，正常出水） 儲層的非均質性儲層的非均質性 （形成水竄，非正常出水）（形成水竄，非正常出水） 油田開發方法油田開發方法 （人為因素，惡化（人為因素，惡化/ /改善出水）改善出水）改變水的流度注聚合物提高決策的提高決策的科學性科學性調剖堵水調剖堵水技術技術4 4、優勢滲流通道極其對策、優勢滲流通道極其對策優勢通道優勢通道

14、、高滲條帶高滲條帶、竄流通道竄流通道、大孔道大孔道的概念的概念1、竄流通道（大孔道）有一個定量的概念 由于非均質性，當大孔道規模大到足以影響驅替效果由于非均質性，當大孔道規模大到足以影響驅替效果時的值時的值技術界限技術界限2、竄流通道（大孔道）是一個相對的概念 大孔道規模的技術界限與不同的驅替劑、被驅替流體大孔道規模的技術界限與不同的驅替劑、被驅替流體有關。有關。不同油藏、不同驅替方式，有不同定量值的大孔道不同油藏、不同驅替方式，有不同定量值的大孔道界限。界限。所以，大孔道的描述是個復雜的問題。所以，大孔道的描述是個復雜的問題。4 4、優勢滲流通道極其對策、優勢滲流通道極其對策優勢通道的微觀特

15、征優勢通道的微觀特征4 4、優勢滲流通道極其對策、優勢滲流通道極其對策改善水驅效果的水動力學方法：改善水驅效果的水動力學方法： 周期注水（不穩定注水） 改變液流方向 強化注采系統的變形井網 補充點狀和完善排狀注水系統 提高排液量 堵水與調剖技術 各種調整方法的結合4 4、優勢滲流通道極其對策、優勢滲流通道極其對策控制出水（產水）控制出水（產水）油井？注水井？油井？注水井？面積注水特點：面積注水特點： 一口油井受多口注水井作用；一口油井受多口注水井作用； 一口水井影響多口油井。一口水井影響多口油井。在注水井上控制：調整吸水剖面在注水井上控制：調整吸水剖面在生產井上控制：封堵出水層位在生產井上控制

16、：封堵出水層位 調整產液剖面調整產液剖面4 4、優勢滲流通道極其對策、優勢滲流通道極其對策區塊調剖堵水技術發展概要：區塊調剖堵水技術發展概要： 4050s, 油井單井堵水（機械、化學）技術； 70s80s 水井單井調剖技術； 80s 后期，區塊整體調剖技術； 90s 以調剖為中心的綜合治理技術、封堵大孔道技術； 90s 中后期，23技術、深部調剖技術（凝膠類、 泡沫膠類）、多輪次調剖技術； 21世紀前后，如何發展？總之，堵劑與工藝的研究活躍，油藏工程研究薄弱。總之，堵劑與工藝的研究活躍，油藏工程研究薄弱。4 4、優勢滲流通道極其對策、優勢滲流通道極其對策動態識別方法多因素綜合評判識別方法基于產

17、能方程（達西公式）井和井間測試方法模糊評判方法模糊評判方法層次分析法層次分析法支持向量機方法支持向量機方法靜態資料、動態資料、監測資料靜態資料、動態資料、監測資料主次評價與甄別主次評價與甄別注水量和注水壓力、采注水量和注水壓力、采液指數、吸水指數液指數、吸水指數 2lnwwlewwK h Pqrr局限性：局限性：1 1、縱向多油層；、縱向多油層； 2 2、邊界不確定性；、邊界不確定性； 3 3、大孔道非達西、大孔道非達西復合流動復合流動4 4、優勢滲流通道極其對策、優勢滲流通道極其對策動態識別方法多因素綜合評判識別方法基于產能方程（達西公式）井和井間測試方法試井分析方法示蹤劑識別技術概率模型法

18、（吸水剖面識別）連續性方程中運動方程連續性方程中運動方程 達西公式達西公式大孔道介質中非達西流大孔道介質中非達西流 耦合滲流理論耦合滲流理論解釋模型：解釋模型：忽略吸附項忽略吸附項22xCKxCutCiiii4 4、優勢滲流通道極其對策、優勢滲流通道極其對策井間示蹤原理井間示蹤原理 4 4、優勢滲流通道極其對策、優勢滲流通道極其對策油藏深部封竄決策技術油藏深部封竄決策技術 大孔道描述油藏深部封竄調剖的決策基礎特殊的油藏條件（大孔道）竄流通道識別及模式建立深部封竄深部封竄方案優化方案優化研發新型研發新型深部封竄劑深部封竄劑匹配性評價實際油藏物化條件調剖劑調剖劑類型篩選類型篩選調剖劑調剖劑配方優化

19、配方優化注入注入工藝技術工藝技術堵劑用量堵劑用量施工參數施工參數效果預測效果預測4 4、優勢滲流通道極其對策、優勢滲流通道極其對策扶余油田試驗區 深部調剖試驗 12+13層層 井號測試時間層段小層號射開厚度配注水量(m3)吸水厚度吸水面積相對吸水量(%)吸水量(m3)吸水強度(m3/m)3+47.458.20233.306.392.600.326+77.476.00408.4011.184.600.778+9、96.679.601055.9628.9211.901.24102.6不吸水112.883.80582.2415.946.501.71135.275.80874.6323.959.801

20、.69A36.076.00497.3513.625.600.93全井38.04139.43652100412003.12.4+1-9.2井號測試時間層段小層號射開厚度配注水量(m3)吸水厚度吸水面積相對吸水量(%)吸水量(m3)吸水強度(m3/m)5+6+79.476.00770.7119.758.101.358+9877.00439.3511.264.620.66115.876.00710.3218.207.461.2412+13.138.81011.00442.7511.354.650.42A3（解10.11.12）9.656.50305.247.823.210.49A3（解14.15）3

21、.654.201234.1631.6212.963.09全井45.24140.73902.5310041+5-8.22004.3.16井號測試時間層段小層號射開厚度配注水量(m3)吸水厚度吸水面積相對吸水量(%)吸水量(m3)吸水強度(m3/m)3.46.67.09.4483.4418.767.130.766+7.75.210.05.0326.1412.654.810.9693.06.8209.288.123.090.45116.610.02.4270.4510.493.991.6612+132.66.05.0529.5120.547.811.56解11-123.65.08.3758.5429.4411.191.35全井27.638.036.92577.36100.0038.003-9.12003.11.7扶余油田試驗區 深部調剖試驗 吉林扶余油田的油藏特點：(1)天然裂縫發育：平均線密度平均線密度0.2820.282條