长垣油田特高含水期开发技术对策.pdf

2 0 0 9 年第3 期 内蒙古石 油化 工 1 长垣油田特高含水期开发技术对策 胡丹丹 ， 常毓 文 ， 杨 菊兰 ( 中国石油勘 探开发 研究院 ， 北京1 0 0 0 8 3 ) 摘 要 ： 以喇萨杏油田为主 的长垣 油田， 已开发 了近 5 0年， 油田 已经进入特 高含水阶段 ， 目前新增 储量减少， 储采失衡严重， 剩余油分散 ， 挖潜难度加大 ， 调整挖潜品位 变差， 产量接替难度加大， 三次采油 开发技术 ， 尤其是三元复合驱技术尚需不断完善针对长垣油田在开发 中存在的主要矛盾 ， 利用综合资 料 分析和油藏工程方法评价 了长垣 油田水驱、 三次采油提高采收率 目标 ， 预计最终采收率在 6 O 左右 为确保增加可采储量， 改善储 采平衡状况， 最大限度提 高油田采收率和开发效益 ， 提 出了确保采收率 目 标的技术对策 ， 为科学编制长垣油田中长期规划提供依据 关键词 ： 长垣油田； 特高含水 ； 剩余油挖潜 ； 技术对策 引言 长垣油田在大庆油田的开发中占有主体地位 截止2 0 0 7 年底， 长垣油田已开发储量4 4 ． 7 9 亿t ， 可 采储量 2 2 ． 5 5 亿 t ， 年产原油 3 6 4 8万 t ， 累计产油 1 8 ． 8 3 亿t ， 剩余可采储量3 ． 7亿t ， 以上各项指标均 占大 庆油田总量的 8 5 以上 。

该油田在开发过程中取得 了连续 2 4 年稳产 5 0 0 0万 t 以上的高水平 ， 但经过几 十年的开发 ， 已经整体进入高含水、 高采出程度和产 量递减的开发 阶段因此 ， 对长垣油 田原油生产潜 力、 技术对策的研究， 将为合理制定大庆油田可持续 发展的技术经济政策 ， 科学编制中长期规划提供 依 据 1 油藏地 质特征及开发现状 长垣油 田主要包括喇嘛甸 、 萨尔图、 杏树岗等三 个不对称的短轴背斜构造 ， 具有统一的油 、 水界面 ， 属同一水动力系统， 为典型的构造油藏 油田为大型 陆相浅水湖盆河流三角洲沉积体系 ， 发育有萨、 葡、 高三套油层 ， 9个油层组 ， 4 1 个砂岩组， 1 3 6个小层 油层多 ， 非均质性严重 ， 层 间、 平面及层 内矛盾非常 突出单层有效厚度从0 ． 2 m～l O m以上； 渗透率从 0 ． O 2 m ～5 m 高渗透油层与低渗透油层、 厚油层 和薄油层交互分布 从油田北部的喇嘛甸到南部的 杏树岗， 储层层数减少， 厚度变薄， 渗透率变低， 原油 粘度从 i l mP a ． s ～6 mP a ． s ， 油层润湿性 由偏亲油到 偏亲水 。

油 田北部厚油层 比较发育， 厚油层 以正韵律 和多段多韵律油层为主， 渗透率变异系数一般在0 ． 6 t O． 8 截止2 0 0 7 年底， 长垣油田有采油井3 2 5 3 3口， 开 井2 7 4 7 5口， 注水井 1 9 4 5 4 E l ， 开井 1 7 5 2 3口， 年产油 3 6 4 8 ． 3 8万 t ， 采 油速度 0 ． 8 1 ％， 采出程度 4 2 ． 0 4 ， 综合含 水 9 1 ． 6 5 ， 年 产液 4 3 7 0 4 ． 1 1万 t ， 年 注水 5 1 6 4 7 ． 7 2万方 ， 年注采比 1 ． 1 7 ， 自然递减 4 ． 3 8 ， 综 合递减2 ． 7 8 长垣油田目前主要有水驱和三次采 油两种开发方式， 其中水驱动用地质储量 3 7 ． 9 9 亿 t ， 年产油量2 7 8 6 ． 4 万t ， 三次采油动用地质储量6 ． 3 亿 t ， 年产油量 8 6 2万t 2 油田开发中存在的主要矛盾 经过四十多年的开发， 大庆长垣的主体 已进入 特高含水开发阶段， 面临着剩余可采储量下降、 产量 持 续 递 减、 储 采 接 替 困 难 、 挖 潜 难 度 增 大 的 局 面n ， 导致 1 9 9 9年以来油田产量 出现总递减 ， “ 十 五” 期间原油年产量下降了8 ．9 3 万t ， 年均递减1 7 9 万 t。

2 ． 1 新增可采储量逐年减少， 储 采失衡 日趋严重 喇萨杏油田“ 八五” 期间共新增可采储量 1 9 4 9 5 万t ， “ 九五” 期间为 1 2 7 0 6 万 t ， 比“ 八五” 减少6 7 8 9万 t ， 年均减少1 3 5 8万t 储采平衡系数由“ 八五” 期 间的 0 ． 7 6 下 降到“ 九五” 期间的0 ． 5 2 ( 水驱只有0 ． 3 6 ) 进 入“ 十五” 以后， 由于措施对象变差， 各项增储措施效 果也逐渐变小， 年增可采储量逐渐减少， “ 十五” 年均 新增可采储量 1 6 0 1 万t ， 储采平衡系数只有0 ． 3 2 ． 2剩余 油高度分散 ， 挖潜难度很大 喇萨杏油田大于 l m的主力油层1 0 0 见水， 剩 余油主要分布在水洗层内， 其中3 o 的有效厚度为 未水洗， 1 O ～1 5 的有效厚度为弱水洗， 4 O 的有 效厚度为中水洗， 层内未水洗剩余油夹杂在水洗层 中， 分布十分复杂 目前厚油层剩余油主要分布在厚 油层的顶部或多段韵律的变差部位 ， 无论水驱开发 还是三次采油难度都很大。

薄油层剩余油在平面上 呈高度零散分布 ， 纵向上与见水层交互分布 ， 现有工 艺挖潜成本高、 难度大 2 ． 3 调 整挖潜对象品位变差， 产量接替难度加大 喇萨杏油 田加密调整完全 由二次加密转向三次 加密 ， 开发对象 由有效厚度 1 ～0 ． 5 m 的薄差层转向 0 ． 5 m 以下的表外储层 表 外储层 中， 厚度相对较 大、 含油相对较为饱满 、 连通性较好 的层基本 已动 收稿日期： 2 O O 8 —1 O —l 2 基金项目： 大庆油田有限责任公司攻关项目“ 大庆长垣开发趋势与技术对策研究” ( 1 2 0 1 0 0 2 2 0 0 5 1 0 0 0 0 1 ) ff - ~i'gC t“ ： 胡丹丹( 1 9 8 O 一) ， 女， 湖北黄网人， 工程师， 2 0 0 6年毕业于中国石油勘探开发研究院 ， 在读博士研究生， 从事油 气田开发研究和油藏数值模拟 工作 2 内蒙古石油化 工 2 0 0 9 年第3 期 用 ， 剩余未动用的表外储层厚度都相对薄 ， 大多处于 0 ． 5 ～0 ． 2 m， 含油性差 ， 与水淹层间的隔层较小 ， 开 发难度大。

加密调整后， 单井 日产、 单井增加可采储 量是二次加密井的三分之一 ， 难以弥补产量的递减 2 ． 4 三次采油开发技术 ， 尤其是三元复合驱技术尚 需 不断 完善 三元复合驱主要面临着驱替体系、 油层和井筒 结垢、 产出液的处理三个方面的问题 ， 仍需进一步加 强研究表面活性剂 的研制与性能改进、 三元复合驱 配方优 化、 层系组合及井网井距、 综合调整配套技 术、 举升工艺及地面工艺技术等方面 由于三元复合 驱可 比聚合物驱提高采收率幅度大大增加， 继续推 进聚合物驱将减少三元复合驱的适宜储量， 需要加 快三元复合驱替代聚合物驱的应用步伐 3 长垣油田采收率 目标分析 依据长垣油藏地质特征及开采特点， 考虑长垣 油田水驱开发以及三次采油的潜力 ， 结合国内的经 验数字进行预测 ， 采收率再提高 8 ～1 1个百分点是 可能的， 其中水驱采收率可在 目前基础上再提高3 ～ 5个百分点 ， 三次采油可在 目前的基础上继续提高 5 ～6 个百分点 3 ． 1 水驱开发提高采收率分析 ] I H 长垣油 田从北到南划分为喇嘛甸、 萨北、 萨中、 萨南、 杏北、 杏南等六个开发单元， 并且分基础井网、 一次加密井 、 二次加密井、 三次加密井、 高台子井五 套开发井网， 受储层条件和开发阶段影响 ， 开发效果 有一定差异。

根据水驱经验图版， 六个开发单元采收 率主要在 5 0 “ - “ 6 0 之 间， 其中喇嘛甸和萨 尔图采收 率大于 5 O ％， 杏树岗在 4 5 9 ／ 5 左右， 见表 1 表 1 水驱采收率统计表 根据长垣油 田岩心驱油实验结果， 当注水达到 孔隙体积 的 2 ． 5 ～3倍 时， 水驱油效率可达 4 8 ～ 6 O 取心井大多数强水洗段驱油效率都大于6 0 ， 有些可达7 0 ～8 0 因此 ， 充分水洗的驱油效率可 达 6 0 以上 以充分水洗的驱油效率作为长垣油 田 水驱采收率的最大理论值， 即 极限采收率：标定采收率+剩余可动油饱和度 ／ 原始含油饱和度 考虑到极 限驱 油效率是 生产中的 目标驱 油效 率 ， 波及系数也不可能达到 1 0 0 ％， 波及系数分别取 9 0 、 6 O 作为生产中的 目标波及系数上限和下限， 计算油田采收率期望值以平均残余油饱和度3 O ％ 为界限， 水洗层中含油饱和度大于 4 O ％的层段作为 具有提高采收率的潜力区域， 采收率 目标值公式为： 采收率目标上限值一标定采收率+剩余可动油 饱和度／ 原始含油饱和度 x目标波及系数上限 采收率 目标下限值一标定采收率+剩余可动油 饱和度／ 原始含油饱和度 ×目标波及系数下限 剩余可动油饱和度的计算方法是扣除三次采油 安排动用地质储量 ， 考虑不同水洗级别 的剩余可动 油储量比例， 计算时需碾平剩余可动油 ， 即水驱剩余 可动油储量除以油 田原始地质储量。

根据长垣油田 2 0 0多 口检查井资料 ， 不同水洗 级别、 不同含油饱和度 区间所 占剩余可动油 比例见 表2 长垣油田标定采收率为5 O ． 3 ％， 计算长垣油田 水 驱碾平剩余可动油饱和度为 5 ． 3 5 ， 潜力碾平剩 余 可动 油饱和度为 3 ． 7 6 ， 采收率 目标上 限值为 5 3 ， 采收率 目标下限值为5 2 依据 目前长垣油 田水驱动态看 ， 通过进一步加 密井网和综合治理 ， 不断完善注采系统， 提高水驱波 及体积， 在充分水洗的条件下 ， 预计长垣采收率可达 到 目标值 5 2 “ - - 5 3 表 2 长垣油 田不 同水洗程度剩余油分布比例 戆 瑟 蘑 低饱和度 中饱和度 高饱和度 3o ≤so<帕 4O，；≤ 503《 So≤5Oj《 3 ． 2 三 次 采油提 高采收 率分析 油藏条件 ， 尤其是连通状况是决定聚合物驱效 果好坏的重要因素 ， 聚驱控制程度高 ， 提高采收率幅 度高不同地 区聚驱效果差异较大 ， 油 田南、 北部聚 合物驱效果不同， 如杏十三 区含水降幅 9 ． 3个百分 点， 采收率提高 5 ． 8 5个百分点， 而断西和喇南 ， 含水 降幅2 O个百分点， 采收率提高1 2个百分点。

此外同 一地区不同区块聚合物驱效果不同 ， 如北一 区断东 中块含水降幅 1 6个百分点， 采收率提高 9 ． 8个百分 点， 北一区1 ， 2 排西块含水降幅1 8 个百分点， 采收率 提高1 O ． 3个百分点 从早期投入聚驱的区块实施效 果看 ， 提高采收率 的幅度可达到 9 ． 5 ～1 6 ． 1个百分 点， 见表 3 表 3 聚合物驱 区块提高采收率值统计 区块名称 提高 采收率值 ( ％) 注聚时 间 方案设计实际 差值( 年、 月) 北二 区西部东块 北三 区西部西块 北北块 北 东块 北二 区西部西块 北一区中块 l2 ． 04 11 ．2 4 1 O ． 7 2 l2 ．1 3 l2 ．1 O。