水驱老油田分层开发探索和探究

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1、水驱老油田分层开发探索和探究【摘要】辽河油区水驱老油田包括中高渗油藏、低渗油藏、复杂断块油藏、特殊岩性油藏等多种油藏类型。经过40多年的注水开发，目前不同类型油藏，不同开发技术的不适应性逐渐凸显，亟需开展分层开发，确保水驱老油田上产稳产。本文以辽河油田J99块为例，在单砂体精细刻画的基础上，采用直井+水平井综合运用技术，预计可以提高采收率3%左右。【关键词】水驱老油田1水驱老油田分层开发的必要性一是水驱老油田地质条件复杂，单一开发方式不能满足精细开发需求水驱老油田含油井段长，砂体规模小、连续性差，非均质性严重。

2、渗透率在12〜4200mD之间，层间变异系数在0.49〜1.45之间。二是开发层系粗放、注釆井网不完善，分注级别低，储量动用程度差异大据统计一套层系开发储量占80.3%,水井分注级别低，二级三段以下占72.9%；受井况影响，油水井利用率低（65%〜70%）,储量损失大。三是长期水驱非均质程度恶化，四大矛盾加剧长期水驱后“平面、层间、层内、流体”四大矛盾突出,平面各向异性明显，纵向上单砂体动用差异大，单层突进现象严重，水流优势通道明显发育，制约了油田开发水平的持续提高。2油藏基本特征及开发现状该块储层主要为扇三角

3、洲前缘与近岸浅水水下扇沉积，岩性为一套中细砂岩、砂砾岩与泥岩交互层。油层埋深1200〜1570m,杜I、II油层组平均油层厚度21.5m,油层平面厚度变化大，连通状况差，油藏类型为层状边底水油藏。J99块杜家台油层原油性质较差。在地层条件下，原油密度为0.954g/cm3,原油粘度229mPa•so在50°C条件下脱气原油粘度为333mPa・s,属普通稠油。该块分层开发前共有油井77口，日产油58t,综合含水95.3%,采油速度0.15%,可采储量采出程度89.8%o3水驱开发油水运动规律及剩余油分布规律研究3

4、.1平面上注入水主要沿河道主流线方向推进J99块杜家台油层沉积类型为扇三角洲前缘亚相，沉积微相以扇三角洲前缘河道、河口砂坝为主，条带状沉积特征明显。水下分流河道中心、河口砂坝中心部位的物性好于边部。平面上的这种强非均质性，决定了水驱油过程中油层平面上水淹程度的不均匀。大量监测资料表明，主河道中心线水淹最快，中心线两侧主河道水淹速度稍微慢一些，而分流间和前缘薄层砂水淹速度最慢。3.2纵向上注入水主要沿油层厚度大、高渗层单层突进J99块杜家台油层纵向上非均质性严重，决定了在注水开发过程中层间矛盾尖锐，单层突进现象严

5、重，注入水主要沿厚度大、渗透率高的单层突进。3.3层内受渗流屏障影响，不同部位水淹程度存在差异夹层是指分散在单砂体内、横向不稳定的相对低渗透层或非渗透层。作为渗流屏障，夹层影响着砂体内垂向和（或）侧向的流体渗流。渗流屏障越交织且越连续，采出油气就越难，采收率也就越低。夹层几何配置方式一般划分为二类，即：平行的渗透屏障和交织的渗流屏障。J99块杜家台油层的夹层在砂体中多平行于砂层层面分布，属于平行的渗流屏障。按照层内的韵律特征，夹层的稳定程度，J99块层内水淹特征主要表现为厚油层上部水淹型、厚油层下部水淹型。厚油

6、层上部水淹型：产生此类剩余油分布模式的条件是,夹层界面分隔的上下两个砂体渗透率级差均较大，渗透率级差＞5,夹层分布稳定，自然电位曲线呈明显的漏斗形，底部渗透率较低，最高渗透率位于韵律顶部，注入水沿上部的高渗条带突进，形成强水洗带，中下部储量动用较差，水洗程度低，剩余油富集。厚油层下部水淹型：产生此类剩余油分布模式的条件是,夹层界面分隔的上下两个砂体储层相对均质，渗透率级差均较小，小于2,夹层较厚，分布稳定，自然电位曲线呈箱形。注入水在运动过程中，受到重力作用的影响，可向下渗流，注水波及系数较大，中下部动用程度高

7、，剩余油在韵律层的顶部富集。3.4无夹层的厚层，受重力作用层内注入水主要沿底部快速推进产生此类剩余油分布模式的储层反韵律特征不明显，渗透率级差10m）.含油性好、未水淹，但实钻水平段储层物性差，产能不落实，导致该井产量较低。中东块J99井区部署的J99-杜H7井，初期有一定的产能,但是产量递减较快，含水上升速度较快，该井的实施让我们充分认识到高含水老区部署水平井风险大。长期注水开发后，老油田内部油水关系进一步复杂化，尽管单井点水淹状况认识清楚（老井及导眼井），但水平井段只要局部水淹，导致水平井高含水。