华北油田复杂断块技术政策论文教程.docVIP

高含水期复杂断块油田开发井网调整技术政策研究 杨延辉 蒋明 王晓芬 王红梅 夏欣 中国石油华北油田分公司勘探开发研究院 前言 2004年底华北已开发油田中复杂断块油藏地质储量22362×104t，占华北已开发砂岩油藏的51.0％，其产油量占华北已开发砂岩油藏的60.7％，占华北全区的46.8％，达到207.9×104t，其剩余可采储量占华北已开发砂岩油藏的56.5％。可见，复杂断块油藏已成为华北已开发油田产量的主体。 但是，近年来，部分主力砂岩油藏先后进入高含水开发阶段。进入这一阶段以后，油藏储层特征发生变化、剩余油分布复杂多样，油藏开发的主要矛盾是如何解决含水上升问题、充分挖掘剩余油、延长油田的开发期，最终提高油田的采收率。本文就从华北复杂断块油田的地质特点出发，针对具体的研究目标－不同形式的剩余油，充分应用油藏精细描述、数值模拟、现场开发试验、密闭取心剩余油研究等技术，论述相关开发技术政策研究的方法和手段，并对其研究成果进行分析，最后，提出对同类油田的开发具有指导性的工作程序和工作方法，并明确不同阶段复杂断块油田的主要开发技术政策。 1 华北复杂断块油田地质特点 ⑴受沉积环境影响，油藏沉积规模小，断层发育、构造复杂 华北复杂断块油藏受沉积环境的影响，储层在不同构造部位物性差异较大，且油砂体连片性较差，规模较小。统计结果表明，冀中复杂断块油藏油砂体面积一般都小于0.2km2，其中面积小于0.1km2的油砂体占地质储量的30%以上；面积大于0.5km2、储量大于10×104t的油砂体只占油砂体总个数的5%，储量占15%左右。二连油区油砂体品质相对较好，面积小于0.1km2的油砂体占油砂体总个数的57%，储量占10%左右。 ⑵沉积相变快，砂体纵横向物性变化大，非均质性严重 冀中注水砂岩油藏主要是远岸滩砂、弯曲型分流河道砂、萎缩期曲流河道砂三种微相，二连阿南、哈南主要为湖泊相水下扇。其中远岸滩砂为薄层砂泥间互、储层有效厚度小；弯曲型分流河道砂平面相变快，连续性差；河道砂规模小而分散，非均质严重；水下扇岩性混杂，砂层厚度薄。 ⑶油藏储层物性差，纵向上含油井段长，层间差异大，油水关系复杂 冀中地区的注水砂岩油藏储层埋深一般在2500～3300m左右，二连注水砂岩油田储层埋深在1500m左右。大部分油田都是油水层间互，没有统一的油水界面，纵向上油层分布零散，含油井段长，一般在300～600米之间，但主要含油井段大都集中在100～300米之间，含油层数一般在20～40层。砂层的充油系数较低，一般在15%左右，最低的只有5%。由于压实作用的影响，储层物性较差，且层间差异较大，一般渗透率级差在10倍以上。 ⑷多数油藏油水粘度比中等，天然能量较弱 多数油藏地面原油相对密度小于0.9，粘度低于50mPa.s，地下粘度小于10 mPa.s，地层水粘度在0.3～0.6mPa.s之间，油水粘度比约20。受构造破碎和砂体规模小双重影响，油藏孤立封闭，边底水能量较弱；综和压缩系数较低，弹性能量较弱。二连油区气油比只有20m3/t左右，压力系数低于0.9，溶解气驱能量较弱。 ⑸储层粘土矿物含量高，存在不同程度的储层潜在伤害 冀中油区粘土矿物含量呈北高南低的趋势，浅层以高岭石为主，深层以绿泥石为主。粘土矿物含量一般都大于10%，粘土矿物中的蒙脱石、伊利石、绿泥石、高岭石等造成油藏在开发过程中水敏、速敏、酸敏严重。其中北部油藏主要是粘土矿物膨胀和颗粒运移堵塞，南部油藏则以颗粒运移堵塞为主。二连油区储层粘土矿物含量较高，而且以绿泥石、伊利石、伊/蒙混层为主，开发中普遍存在粘土膨胀和颗粒运移的堵塞现象。 2 复杂断块油田高含水期剩余油分布研究 剩余油研究是油藏开发调整的基础。考虑到长期水驱后储层的物理特征将发生变化，通过使用分阶段数值模拟方法，并结合密闭取心、水淹层测井等剩余油监测方法，对华北进入高含水期砂岩油藏的剩余油分布规律进行了研究，认为高含水期的剩余油主要有以下三种类型：一种是构造形成的剩余油，包括油藏中的断层附近、裂缝两侧和构造高部位；另一种是储层非均质形成的剩余油，主要分布在岩性变化大的地区、隔夹层的边缘、低孔低渗的差油层；第三种是井网特征形成的剩余油，主要分布在注采井网不完善的地区、非主流线的滞留区（油井之间的死油区）等区域（图1～图3为数值模拟研究各种形式的剩余油分布研究结果）。 图1.构造高部位控制剩余油分布－留楚油田 图2.断层控制型剩余油分布－阿11断块AⅠ油组10小层 图3.沉积微相、井网不完善区、非主流线滞留区剩余油分布 可见，注水砂岩油藏高含水期地下剩余油分布具有普遍性、多样性和复杂性的特点。普遍性表现在不同层组，不同沉积成因的储层都普遍存在着剩余油；多样性一方面表现其存在形式既包含水淹层，又包括水淹层内的未水淹区、段的低含水