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1、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——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
2、正韵律分布特征,注入水易从下部发生窜流,影响水驱效果。1、概述——我国水驱开发油田的现状：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。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。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%——进一步提高高含水油田的原油采收率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。1、概述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（1997-200
3、1）：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塔中4油田产量变化-6/40-东河1CⅢ油藏1、概述1）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。2）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。2、高含水期油田开发动态特征3）水井窜流特征大
4、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2、高含水期油田开发动态特征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
5、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中，形成明显的底部水淹型。正韵律厚油层的水淹特征图（1137井百一段）2、高含水期油田开发动态特征①粘土颗粒迁移注水开发过程中，高岭石长期受注入水浸泡、冲刷，晶格易遭破坏，形成细小微粒发生迁移，使孔喉增大，是形成优势通道的原因之一。T1169井2268.73m粒间蠕虫状高岭石B12砂组粘土矿物相对含量表储层微观性
6、质变化粘土颗粒迁移颗粒接触关系变化孔喉特征变化2、高含水期油田开发动态特征颗粒接触关系变化初、中含水期变化不明显,高含水期骨架颗粒明显由点、线接触演变为游离状态，连通性增强，有利于形成优势通道。储层微观性质变化高含水期高含水阶段1159井B12-1-1单层2184m高含水阶段1159井B13-1-1单层2211m高含水阶段1159井B13-3-1单层2227m高含水阶段T1169井B13-1-1单层2305m初期中含水期中含水阶段1137井B13-1-2单层2117m中含水阶段1137井B13-1-1单层2114m原始阶段1027井B13-1-1单层2243m原始
7、阶段B22井B13-2-1单层2345m2、高含水期油田开发动态特征③孔喉特征变化储层微观性质变化据铸体薄片资料,中含水期B12砂层组的孔径均值较大，但孔喉分选和均匀程度较低，高含水期，B12砂层组孔径均值变小，但孔喉分选和均匀程度变好。表明孔喉网络的连通性变好，可为优势通道的形成提供有利条件。2、高含水期油田开发动态特征精细化剩余油分布及规律研究二个层次：（1）规律性认识（机理研究）（2）精细化模拟（应用研究）精细模型时变模型3、剩余油潜力及分布剩余油与残余油？采出程度与采收率？构型控制下的剩余油分布规律板-槽状构型注水开发3、剩余油潜力及分布——精细地质模型（
8、时变＋窜流
