块状普通稠油油藏开发特征及开发技术对策1.docx

厚层普通稠油油藏开发特征及多元化开发技术对策摘要：厚层普通稠油油藏由于隔层不发育及油水粘度比大，导致在注水开发上表现为注入水受重力作用向底部突进及粘性指进，降低水驱油效率，在蒸汽吞吐开发时易于与注入水串通，降低热利用效率。本文根据油藏及油品特征深入分析注水开发效果和剩余油分布规律，提出制约开发效果的主要矛盾，提出了分区域的多元化开发对策，对于同类型油藏的开发具有重要的借鉴意义。关键词：普通稠油；剩余油；多元化开发；技术对策引言冷43块构造上位于辽河西部凹陷冷家断裂背斜构造带北部，为一厚层普通稠油油藏，断块1992年以141m井距正方形井网投入开发，经历了常规开发、蒸汽吞吐开发，1993年开展注水先导试验，2002年转入全面注水开发。参照石油天然气行业标准 SY/T 5367—1998 《石油可采储量计算方法》，选用多种方法对冷43断块S32油层目前可采储量进行了评价，预测采收率为20.7%，较标定采收率仅提高3.8%。目前该块开发表现为“一高两低”，即综合含水高（82%），采油速度低（0.3%），采出程度低（14.7%）。因此加强开发特征及技术对策研究，提高可采储量，具有较大潜力空间。1 地质概况冷43块S32油层为储量丰度大（789.1×104t/km2）、油层埋藏深（大于1700m）、油层巨厚（平均有效厚度89m）、原油性质差异大（平面上北东稀、南西稠，纵向上上稀下稠，地同脱气原油粘度一般为327-37860mPa.s）的普通稠油油藏。该套油层为近岸陡坡快速堆积体，岩性粗、分选差，平均孔隙度16.8% ，空气渗透率429×10-3um2，属于中孔中渗储层，平面、纵向非均质性强，垂直渗透率与水平渗透率的比值平均为0.83，为注水开发带来较大困难。2 开发特征断块1992年以141m井距正方形井网投入开发，经历了常规开发、蒸汽吞吐开发，1993年开展注水先导试验，2002年转入全面注水开发。主要特征表现为：2.1油井压裂后常规投产，初期产量高，产量下降快。S32油层在开发初期采用压裂方式投产，初期日产油在30t以上，但由于原油粘度较稠和地层能量未得到及时补充等原因，产量下降快，低产期生产时间长。2.2 蒸汽吞吐初期有效提高了油井产能，但仅依靠吞吐开发潜力小。通过蒸汽吞吐对油层起到了解堵作用，投产初期部分不出井通过吞吐使月产油上升为96-120t ,但随着吞吐轮次的增加，周期产油及汽油比下降，低于同类型油藏，且该块油井为非热采完井，不适应热采开发方式。2.3 注水开发后，油井普遍见到注水效果。1996年在该块南部开展注水先导试验，2002年实现全面注水，油井见效比例达到80.4% ，有效减缓了产量递减。但受油水粘度比大注入水指进及油层厚度大注入水受重力影响底部突进，导致注入水利用率低，水驱油效率低，目前区块已处于高含水阶段。3 存在问题及潜力分析3.1水淹形式表现复杂，主在表现为底水锥进、上注下窜、平面单向水窜等普通稠油由于油水粘度比较大，冷43块S32段油层厚度大、净总厚度比为0.72，连通系数达98%以上，油层组之间的隔层及砂岩组之间的泥岩隔层均不发育，且纵向渗透率与水平渗透率比值一般为0.8-0.86，差别较小，因此注入水受重力作用沿底部突进，导致油层底部水淹较重；另一方面该油藏边底水活跃，随着生产井泄压，底水锥进导致底部水淹严重。受底水锥进、上注下窜、平面单向水窜的影响，区块水淹严重，含水大于80%的井已占总井数的44%。3.2纵向上和平面上油藏动用程度不均，顶部、边部水驱动用程度低。该油藏储层非常发育，连通系数为98%以上，但根据该块目前注采现状统计，上层系水驱储量控制程度81.3%，下层系仅为30.9%，全块水驱储量控制程度63.2%。统计历年吸水剖面资料可知，吸水厚度占射开厚度的比例为70%。而且平面上受边底水及注入水的影响，边部区域水淹严重构造高部位及油藏顶部水淹程度低，剩余油较富集。3.3受纵向原油性质差异影响，下层系未得到充分动用下层系底水较活跃，油水接触面大，油藏下部原油受细菌降解作用，原油粘度较高，总体表现为上稀下稠的油品特征。受油稠影响采出程度较低仅10%，目前下层系井多数已经上返。随着工艺技术的改进，下层系具有较大潜力。4 剩余油研究4.1 水驱特征曲线法由水驱特征曲线计算剩余油饱和度关系式[1][2]：BorSo = —— ·Soi·（1-R）Boi 式中：So为剩余油饱和度，%；Soi为原始含油饱和度，%；R为目前采出程度，%； Bor为目前地层原油体积系数；Boi为原始地层原油体积系数计算出该块的剩余油饱和度为52.9%。3.2.2 物质平衡法由容积法计算剩余油饱和度关系式[3]： N-Np BoiS。=Soi ·———— ·—— N Bor式中：So为剩余