1、,中国石油,辽河油田勘探开发研究院2015年1月,辽河油田复杂断块油藏 多元化注水技术,辽河油田1970年投入开发，1974年开始注水，经历整装砂岩油藏分层系注水、高凝油伴热采油注水、砂岩油藏周期注水/潜山油藏底部注水开发以及多元注水四个阶段。多元化注水技术的研究与应用有效控制了稀油高凝油产量持续递减的局面。,辽河油区稀油高凝油历年产量变化曲线,一、注水油田基本情况 二、多元化注水技术研究与应用 三、多元化注水阶段效果,汇 报 提 纲,（一）油田概况,注水开发油田分布图,注水开发油田动用石油地质储量11.0亿吨,稠油8.8亿吨,稀油高凝油10.7亿吨,稠油599万吨,（一）油田概况,注水开发油
2、田动用石油地质储量11.0亿吨,注水开发油田动用储量比例图（按油品类型）,注水开发油田动用储量比例图（按油藏类型）,其中稠油注水开发储量1.5亿吨，稀油、高凝油注水储量9.5亿吨。,注水开发油田平均采收率25.1%,（一）油田概况,不同类型油藏注水储量分类图,不同油品注水储量采收率柱状图,（二）注水油田地质特征,水驱油藏地质条件复杂，具有“五多”的特点,断层多，构造破碎,以兴隆台油田为例：四级断层54条； 四级断块55个；平均每个断块面积：0.86平方公里；平均每个断块地质储量：150万吨；,发育四级断层800多条、四级断块1000余个,断层对油气具封隔性；四级断块形成独立油气藏开发单元；难以
3、形成完善的注采系统,（二）注水油田地质特征,含油层系多、油藏类型复杂多样,注水油田含油层系多、井段长。共发现19套含油层系，油藏埋深13504500米，油藏类型复杂多样。,（二）注水油田地质特征,圈闭成因划分,含油层系多、油藏类型复杂多样,（二）注水油田地质特征,含油井段长1200m;12个油层组;40个砂岩组;93个小层。,沈84-安12块油藏剖面图,油气水分布特征划分,沉积体系类型多、相变快,辽河西部凹陷沉积类型砂体分布模式,（二）注水油田地质特征,扇三角洲及三角洲沉积体系陆上冲积扇-泛滥平原河流体系水下湖底扇和湖相沉积体系,辽河盆地沉积类型统计,砂体规模小 连续性差 频繁交错 叠合分布,
4、储层岩性、储集类型多样、非均质性严重,（二）注水油田地质特征,孔隙,裂缝,孔隙度：3%-35%； 渗透率变异系数：0.6-3； 平面突进系数4-26；,储集空间,层间矛盾导致纵向水驱动用程度差异大,级差3.0-1011，突进系数3.64，变异系数1.23,层内矛盾导致韵律段动用差异较大,级差108-337，非均质系数2.3-4.8，变异系数0.78-1.49,平面矛盾导致水驱过程中各向异性明显,级差121-1270，突进系数5.35-6.4,长期注水冲刷，微观孔隙结构、储层物性发生变化,锦检1井铸体薄片,孔隙度对比图,渗透率对比图,注水初期,注水后期,（二）注水油田地质特征,储层岩性、储集类型
5、多样、非均质性严重,油品类型多，油水粘度比大,部分主力注水区块地层流体粘度统计表,（二）注水油田地质特征,以、类开发水平为主,1.注水油田开发状况基本正常,（三）注水开发总体形势,注水油田以I、II类开发水平为主，储量占总量的82%，整体注水开发水平较高。,水驱采收率处于股份公司平均水平,国内不同油区水驱采收率对比图,1.注水油田开发状况基本正常,（三）注水开发总体形势,整装注水主力区块采收率平均为47.8,锦16、兴隆台、海1等整装注水主力区块采收率34.4%51.2%,1.注水油田开发状况基本正常,（三）注水开发总体形势,目前可采储量采出程度已高达79.8%，综合含水率到达85.2%，总体
6、已进入“双高”开发阶段。,辽河油田开发模式图,（三）注水开发总体形势,2.注水油田进入开发中后期,特殊岩性、潜山油藏：裂缝发育，水窜严重，水驱波及体积小。,低渗透油藏：启动压力高、泥质含量高、难以建立有效驱替系统,复杂断块油藏：断层发育，储量动用极不均衡，57%68%，难以建立均匀面积注采井网,中高渗整装砂岩油藏：进入“双高”期，注水优势通道发育，单一介质注水波及体积难以扩大,3. 不同类型油藏开发效果差异大,（三）注水开发总体形势,水处理工艺现状：主要有四种水处理工艺，基本能够满足目前辽河水质处理需要。,中高渗透油藏,含油、悬浮物20 mg/l,含油5mg/l悬浮物1mg/l粒径1m,斜板除
7、油罐,（四）注水工艺及测试现状,低渗透油藏,微滤膜过滤,DAF浮选机,含油、悬浮物10mg/l,硅藻土过滤器,含油8mg/l悬浮物3 mg/l粒径2m,地面工艺现状,全油田现有污水处理站27座，稀油、高凝油污水处理站13座，稠油污水处理站14座；注水站52座，注水管线2100千米。污水处理总设计规模23.3 万方/天，油田注水总设计规模20.53万方/天，目前实际污水处理量19.97万方/天，日注水7.6万方/天。,（四）注水工艺及测试现状,全公司专门从事测试工作人员383人。,测试现状,测井专用车9台，车载数控测井系统15套； 测调联动车28台，钢丝试井车32台； 测井井下仪器78支：多臂井
8、径仪5支，声幅变密度测井仪24支，多参数组合仪35支，产液剖面测试仪10支，其它4支； 各类试井仪器248支。,具备分注测调、工程测井、井间监测、试井、部分产出剖面等测试能力，其余饱和度、注入剖面、部分产出剖面等主要依靠长城测井公司实施。,（四）注水工艺及测试现状,一、注水油田基本情况 二、多元化注水技术研究与应用 三、多元化注水阶段效果,汇 报 提 纲,多元化注水的提出,基本 含义,丰富多元化注水内涵，完善多元化注水技术体系，阶段实施306个井组，累计349个井组。,水平井组合注水、不稳定注水、改向注水、大剂量调剖等注水试验，取得一定效果。,首次提出多元化注水理念，阐明了技术思路、确定了攻关
9、关键技术，开展43个井组现场试验。,根据辽河复杂油藏实际，遵循因块制宜、因井制宜、因层制宜原则，以传统注水技术为基础，以解决复杂地质开发条件下地层能量补充问题为主要目标，逐步创新发展了多元化注水技术。,针对断块油田油藏类型、油品性质、储层类型、开发井型、开发阶段的多样而采取的以多类注水方式、多种注入介质、多重调控方法、多样注采关系、多期注水时机为主要内容的不同注水开发技术。,精细地质 体刻画,开发规律 驱油机理,优化设计 方案部署,跟踪调控 配套工艺,针对水驱油藏地质特征、开发难点，确定精细地质体刻画、驱油机理研究等四类22项研究工作，开展直平组合注水、深部调驱等十项矿场试验，与传统直井注采面
10、积注水相比，形成五项技术创新。,多元化注水,基础,核心,重点,关键,多元化注水的提出,针对裂缝性潜山油藏和薄层砂岩油藏采用直井面积注采井网水驱控制程度低、动用状况差的问题，在潜山内幕刻画、砂岩油藏单砂体描述、高分辨储层追踪等基础上，重点攻关了注采井型筛选与配置关系。,一是发展完善了多元方式注水技术，最大限度提高水驱储量动用程度,平平组合注采空间配置关系研究,重建水平井立体井网,裂缝与井网夹角0,裂缝与井网夹角45,裂缝与井网夹角90,水平井注采井网与裂缝方向关系优化,水平井斜对成30时，无水采油期更长，含水率上升的速度更慢，波及体积更大，开发效果更好。,0（平行）,90（垂直）,与水平面成15
11、,与水平面成30,直注直采,注采井型组合优化,直注平采,不同井型注采组合采出程度对比曲线,直平组合注采配置关系研究,平注平采,高分辨率储层反演追踪技术,水平井脚尖与直井斜对成45位置最优，水驱波及体积最大，累积产油最高。,直注平采平面位置关系示意图,一是发展完善了多元方式注水技术，最大限度提高水驱储量动用程度,先后在杜28块、欧50等20个油藏实施75个井组，累计增油13.2万吨。,一是发展完善了多元方式注水技术，最大限度提高水驱储量动用程度,杜28块注采井别图,沈625潜山注采井别图,多元注水方式,二是探索形成了多元介质组合注水技术，进一步提高水驱采收率,针对高含水砂岩油藏水流优势通道发育、
12、潜山油藏注水沿裂缝水窜严重、低渗油藏难以建立有效驱替系统等问题，在潜山裂缝预测、单砂体动用状况评价、多级水流优势通道识别及盖层及断层封闭性评价等研究基础上，重点攻关了不同驱替介质驱油机理、应用技术界限研究。,突出不同驱替介质驱油机理研究,层间：中渗层采收率增幅最大,改善流度比：原油粘度高效果好,平面：增加高渗通道渗流阻力，实现深部液流转向,揭示了深部液流转向调驱机理,探索了高压注空气驱油机理,能自燃，具有增温、增压作用,齐131块不同测点温度监测曲线,空气驱较气驱提高驱油效率幅度大,齐131块不同气驱驱油效率对比,在250-350能形成稳定驱替,齐131块数值模拟温度场图,不同类型油藏深部调驱
13、筛选标准,中高渗模型,低渗透模型,建立非均质地质模型，利用数值模拟技术，结合矿场实践，研究不同类型油藏N2、CO2 、调驱技术界限。,二是探索形成了多元介质组合注水技术，进一步提高水驱采收率,突出不同驱替介质应用技术界限研究,二氧化碳驱油藏参数筛选标准,空气驱油藏参数筛选标准,氮气驱油藏参数筛选标准,针对高含水油藏实施调驱注水，特殊岩性油藏和高倾角低渗透油藏实施空气、氮气、二氧化碳组合注水，高凝固点油藏实施井下加热注水。共实施208个井组，累增油23.5万吨。,二是探索形成了多元介质组合注水技术，进一步提高水驱采收率,多元注入介质,有效储层识别和预测,据岩心观察应用测井电性特征、辅助成像测井，
14、综合孔隙结构特征以及物性资料，结合试油、试采将储层分类。,平平组合注采不同部位注水饱和度变化情况对比,不同井型注采关系优化,直井在下部注水水平井上部采油时，注水波及体积大，含水上升速度慢，开发效果更好。,直平组合注采,平平组合注采,针对潜山油藏采用底部注水能量补充慢、水驱动用程度低的问题，在潜山油藏裂缝识别与预测、多层叠置水平井设计等基础上，重点开展有效储层识别和预测、不同井型注采关系优化研究。,三是创新形成了多元关系注水技术，较好较快地补充油藏地层能量,在边台等4个潜山油藏实施44个井组，累增油10.0万吨。如边台潜山采用复杂结构井整体开发，实施多元注采关系注水11个井组，实现产量稳定。,三
15、是创新形成了多元关系注水技术，较好较快地补充油藏地层能量,对具有层状特点的潜山油藏在以往底部注水开发的基础上实施分段注水、分层注水。,多元注采关系,同步注采,异步注采,潜山油藏异步注采调控技术,四是首次提出了多元调控注水技术，充分发挥储层渗吸作用,针对油藏含水上升快、水驱动用不均的问题，在合理采油速度、注采比等研究基础上，重点攻关了双重介质渗流机理，形成潜山油藏异步注采调控技术、多层砂岩油藏层间轮替注采技术等。,异步注采过程模拟,先后在沈625、锦99等30个区块开展了异步注采、轮替注水、关联交互式注水，取得了良好的调控效果。,沈625-H15井组异步注采生产曲线,四是首次提出了多元调控注水技
16、术，充分发挥储层渗吸作用,层间轮替注采模式,多元调控手段,五是发展完善了多元注水时机技术，满足不同类型油藏开发需求,新增探明储量以潜山、低渗油藏为主，针对其埋藏深、物性差、天然能量弱、产量低的特点，在储层精细描述、井网井型优化设计等研究基础上，重点开展了天然能量评价及注水时机优化。,强化天然能量评价,优化注水时机,斜反九点井网不同注水时机数模对比表,不同注水时机下油藏开发指标变化,上覆压力与岩心渗透率关系曲线,渗透率损失值 在70以上,流固耦合特征要求必须早期保持压力开发。,水动力学方法计算水侵量，确定水体大小,水侵量为132104m3,水油体积比为26 ：1,经测井、取芯、试油资料，划分界限
17、,根据总压降与采出程度关系，判断级别,如胜西潜山将注水时机提前到评价阶段，2011年上报探明储量2470万吨，目前共建成产能18万吨。,五是发展完善了多元注水时机技术，满足不同类型油藏开发需求,在以往早期注水、中期注水的基础上，将注水时机提前到评价阶段，实现了储量探明、产能建设、注水开发同时完成。,超前注水,同步注水,中期注水,多元注水时机,一、注水油田基本情况 二、多元化注水技术研究与应用 三、多元化注水阶段效果,汇 报 提 纲,转变观念，创新思路，形成多元化注水技术体系,累计实施349个井组，覆盖石油地质储量1.26亿吨， 年产规模88.6万吨，阶段累积增油48.5万吨。,实施状况,三、多
18、元化注水阶段效果,三、多元化注水阶段效果,注水开发油田年产油量变化曲线,为注水油田增产、降递减发挥了主导作用,三、多元化注水阶段效果,增加了可采储量，提高了采收率,在32个区块恢复和增加可采储量933万吨，相当于发现5000万吨的新储量。,获得国家授权专利5项，发表论文10篇,三、多元化注水阶段效果,截止2013年底，已在59个单元实施多元化注水349个井组，累增油48.5万吨，增加可采储量259万吨，实现销售收入22.16亿元，增加经济效益6.34亿元，节约勘探投资4.73亿元。,应用推广,多元化注水技术的意义不仅仅局限于增产效果，更重要的是，通过多元化注水技术的应用，大大提高了对复杂油藏开发的掌控能力，为注水油田今后开发与治理明确了方向。预计后三年，推广多元化注水251个井组，累计600个井组，年产规模172万吨。,经济效益,三、多元化注水阶段效果,汇报结束 敬请各位领导、专家批评指导！,
