大港油田-大港油田精細(xì)油藏描述技術(shù)

1、大港油田精細(xì)油藏描述技術(shù)趙平起 劉樹明蘆鳳明劉存林 周宗良（中國石油大港油田公司 天津 大港）提要：大港油田經(jīng)過精細(xì)油藏描述、調(diào)整挖潛之后，地下剩余油分布更加分散和隱蔽；通過深入探索和實(shí) 踐，在有效應(yīng)用疊前反演開發(fā)地震技術(shù)、儲層層次分析及構(gòu)型研究技術(shù)、相控動態(tài)隨機(jī)建模技術(shù)、油藏流 固耦合數(shù)值模擬研究技術(shù)、儲層非均質(zhì)性與開采非均質(zhì)的非耦合性形成的剩余油研究方法、注水砂巖油藏 高含水期注采系統(tǒng)調(diào)整技術(shù)、裂縫性稠油油藏有效改變開發(fā)方式技術(shù)、改變注入介質(zhì)污水聚合物驅(qū)油提高 采收率等方面形成了一系列有效實(shí)用的技術(shù)方法。關(guān)鍵詞：精細(xì)油藏描述疊前反演儲層構(gòu)型相控動態(tài)建模流固耦合剩余油開發(fā)對策一、刖言以陸相沉

2、積儲層和復(fù)雜斷塊構(gòu)造為基本地質(zhì)特征的大港油田，經(jīng)過40年的開發(fā)，逐步 進(jìn)入了以高含水、高采出程度為基本特點(diǎn)的中后期開發(fā)階段。如何進(jìn)一步發(fā)揮老油田的資源 潛能，不斷提高油田的開發(fā)水平，是油田開發(fā)的客觀要求和戰(zhàn)略需要。關(guān)鍵的技術(shù)措施之一 就是開展以重建地質(zhì)模型為核心的精細(xì)油藏描述研究。大港油田經(jīng)過五年的艱苦努力，完成 了已開發(fā)油田6億噸地質(zhì)儲量的精細(xì)油藏描述工作，見到較好的實(shí)施效果，實(shí)現(xiàn)了預(yù)期的總 體目標(biāo)。但對油藏的認(rèn)識是一個循序漸進(jìn)、不斷深入的過程，特別是對于大港油田非常復(fù)雜的多 類型斷塊巖性油藏，在經(jīng)過精細(xì)油藏描述、調(diào)整挖潛之后，地下剩余油分布更加隱蔽。經(jīng)統(tǒng) 計(jì)，目前大港油田剩余油潛力分布類型

3、及所占比例為：注采井網(wǎng)欠完善的油砂體占34.2%， 地質(zhì)儲量控制程度低的油砂體占15.8%，受斷層遮擋及微構(gòu)造高點(diǎn)控制的油砂體剩余油占 3.2%，油砂體受儲層沉積結(jié)構(gòu)影響，存在注入水波及不到滯留區(qū)的剩余油占5.3%，注采井 網(wǎng)完善的大油砂體中剩余油占41.5%。如何精細(xì)描述和刻畫這些已高度分散的剩余油分布、 采取何種有效開發(fā)方式提高開發(fā)水平；大港油田進(jìn)一步進(jìn)行了深入探索和實(shí)踐，已見到較好 的應(yīng)用效果。二、多學(xué)科一體化油藏描述技術(shù)方法1.有效應(yīng)用疊前反演等開發(fā)地震技術(shù)預(yù)測識別滾動目標(biāo)，尋求大的發(fā)現(xiàn)港東油田在2003年完成了 100平方公里三維地震資料的采集處理工作。新成果資料縱 向分辨能力明顯提

4、高，視主頻由25 Hz提高到40 Hz。通過疊前處理等技術(shù)的應(yīng)用達(dá)到了提 高資料品質(zhì)、重新認(rèn)識斷裂，重新認(rèn)識層序結(jié)構(gòu)和分析剩余油分布、發(fā)現(xiàn)新油藏的目的。1作為儲層地球物理的一項(xiàng)核心技術(shù)，地震反演始終是廣大地球物理工作者的研究重點(diǎn)。 傳統(tǒng)疊后地震反演可以把界面型的地震資料轉(zhuǎn)換成巖層型的測井剖面，便于進(jìn)行儲層預(yù)測。1作者簡介：趙平起，男，1965年出生，1985年畢業(yè)于華東石油學(xué)院，現(xiàn)為大港油田公司副總地質(zhì)師，從 事油田管理工作。但是，利用疊后地震反演結(jié)果進(jìn)行儲層預(yù)測，要求儲層在聲波（或波阻抗）上有可以識別的特 征，隨著儲層性質(zhì)越來越復(fù)雜，越來越多的儲層在聲波上沒有明顯的特征。而且，目前常用 的基

5、于模型的疊后測井約束反演結(jié)果受初始模型影響很大，明顯不適合于橫向變化較大的復(fù) 雜儲層。傳統(tǒng)疊后地震反演只能提供波阻抗信息的根本原因在于疊加損失了重要的地震原始 信息，從而使得疊后地震反演解決地質(zhì)問題的能力和精度受到了限制AVO分析是利用疊前 信息的一種有效途徑，但是它僅能提供與相鄰界面彈性參數(shù)差有關(guān)的信息，而非與巖石性質(zhì) 直接相關(guān)的信息。將AVO分析和疊后地震反演的思路有機(jī)結(jié)合的疊前地震反演，既可以充分 地利用疊前地震信息，又可以得到直接反映地下巖層信息的資料，是目前地震研究領(lǐng)域的一 個新熱點(diǎn)。在疊前反演理論和方法研究的基礎(chǔ)上，在港東油田進(jìn)行疊前屬性和疊前地震反演 應(yīng)用研究（圖1），通過疊前和

6、疊后地震反演方法地比較，提出利用疊前地震資料的有效途 徑，為大規(guī)模充分利用疊前地震信息奠定基礎(chǔ)。1951 ；：:次1900J 一土一二一二一二上二一二:二一二?一二一二一二一二? 一二二一二一二?一二二二二;扣:二二二日二成窯湍=二溢圖罕海東犒3段疊前反演圖目 suga以復(fù)式油氣藏的成藏理論為指導(dǎo)，以深入的地質(zhì)調(diào)查和前期地質(zhì)研究為前提，從出油井 點(diǎn)出發(fā)，充分應(yīng)用三維地震信息，以井震結(jié)合的相控等時對比為基礎(chǔ)，應(yīng)用相干體處理、測 井約束反演、三維地質(zhì)建模等特色技術(shù)，進(jìn)行多信息綜合研究。在港東斷層下降盤發(fā)現(xiàn)了港 6-58井?dāng)鄩K、港32井?dāng)鄩K、港14井?dāng)鄩K、港7-38井?dāng)鄩K共4個有利含油斷塊。預(yù)計(jì)在復(fù)

7、 雜斷塊區(qū)增加含油面積1.4km2,地質(zhì)儲量245萬噸。應(yīng)用“隱蔽油氣藏”理論在巖性發(fā)育區(qū)尋找隱蔽油氣藏。由于港東河道砂體多呈條帶狀 分布，河道窄（寬200-300m），厚度較?。?m），橫向變化快，砂體定量描述難度大。采用 了以下研究思路：在精細(xì)地層對比基礎(chǔ)上，將出油井點(diǎn)的出油層位歸位，進(jìn)行精細(xì)層位標(biāo)定， 找到河道砂體的地震層位和屬性，利用相干分析技術(shù)掃描河道砂體的輪廓和分布范圍，應(yīng)用 三維可視化技術(shù)對有利地質(zhì)體精細(xì)刻畫，根據(jù)出油砂體進(jìn)行外推，確定有利含油砂體的寬度 和厚度，優(yōu)選有利部位布井。通過在港東地區(qū)滾動勘探開發(fā)實(shí)踐，取得了顯著效果。共實(shí)施滾動井8 口，預(yù)計(jì)新增地 質(zhì)儲量452萬噸。突

8、破了港東油田只在馬棚口斷層兩側(cè)成藏的觀念，為復(fù)雜斷塊油藏和隱蔽 巖性油藏滾動勘探開發(fā)提供了理論依據(jù)。2.儲層層次分析及構(gòu)型研究技術(shù)油藏描述要求重點(diǎn)解剖砂體內(nèi)部結(jié)構(gòu)，研究層內(nèi)剩余油的分布。研究方法是依據(jù)密井網(wǎng) 資料所反映的各種沉積特征和界面，應(yīng)用層次分析方法，預(yù)測性描述砂體幾何形態(tài)和內(nèi)部建 筑結(jié)構(gòu)。首先通過建立單砂體沉積模式，依據(jù)密井網(wǎng)測井曲線上的小旋回顯示、河流旋回層 特征及夾層發(fā)育狀況，采用區(qū)塊統(tǒng)層對比方法，在巖相段內(nèi)進(jìn)行單砂層的精細(xì)劃分和等時對 比。把相互疊置的厚層河道砂巖細(xì)分對比到井間可追溯的單一河流沉積單元。應(yīng)用沉積微相 自動識別技術(shù)，預(yù)測性地識別出不同的河道和溢岸砂，解剖點(diǎn)壩砂體（圖

9、2）。確定滲流主 控參數(shù)并與動態(tài)參數(shù)進(jìn)行相關(guān)分析，應(yīng)用截?cái)喾▌澐至鲃訂卧＜确从沉藛卧g巖石物性的 差異和單元間邊界，還突出地表現(xiàn)了同一流動單元內(nèi)影響流體流動的物性參數(shù)的相似性；從 而為精細(xì)研究剩余油打下基礎(chǔ)。儲層物性參數(shù)的分布，一直是油藏描述的關(guān)鍵問題和難點(diǎn)。傳統(tǒng)的方法主要利用有限的 井點(diǎn)數(shù)據(jù)，利用克里金技術(shù)進(jìn)行內(nèi)推外插獲得網(wǎng)絡(luò)節(jié)點(diǎn)處的未知數(shù)據(jù)。這種確定性的內(nèi)推外 插最優(yōu)無偏技術(shù)在井點(diǎn)很密，數(shù)據(jù)較多的情況下，可以取得較滿意的結(jié)果。但是，在數(shù)據(jù)較 少情況下，結(jié)果與實(shí)際差別很大。因?yàn)橐环矫嫠鼪]有考慮參數(shù)空間結(jié)構(gòu)性和變異性；另一方 面它沒有考慮地質(zhì)作用對儲層物性的控制。越來越多的學(xué)者認(rèn)識到沉積微相

10、對儲層物性參數(shù)有控制作用，沉積物的沉積屬性是影響 儲層孔隙度、滲透率等物性參數(shù)的最主要因素。在建立儲層物性模型時加入相的控制，必然 使模擬結(jié)果更具合理性和準(zhǔn)確性。港東開發(fā)區(qū)以注水開發(fā)后測井資料為基礎(chǔ)，采用相控建模方法，建立了儲層孔隙度、滲 透率相控及非相控模型（圖3、4、5、6）。4286500428600042855004285000從圖中可以看出，孔隙度變化不是很大，主要因?yàn)楸緟^(qū)河道沉積與溢岸沉積砂體孔隙 度值變化不是很大，導(dǎo)致在模擬時相控孔隙度值差別不大。對于滲透率來說，河道滲透率總 體反映為較高值，溢岸滲透率值表現(xiàn)為低值。由于河道沉積占主體，因此，在非相控建模時， 溢岸沉積區(qū)值受河道影

11、響，部分區(qū)域值明顯變高；如圖5、6橢圓區(qū)。河道區(qū)由于受到溢岸 沉積影響，統(tǒng)計(jì)特征參數(shù)的平均值變低，在河道與溢岸結(jié)合部位整體相對變低。如圖5, 6 方塊區(qū)?？梢?，對于影響流體流動的主控因素之一的滲透率需要采用相控插值方法，而對于 孔隙度對于本區(qū)來說沒有太大的差別。為了對注水開發(fā)油田孔隙度及滲透率變化規(guī)律進(jìn)行研究，分別以注水開發(fā)前解釋孔隙 度、滲透率資料以及注水開發(fā)后解釋孔隙度、滲透率資料為基礎(chǔ)，以港東開發(fā)區(qū)Nm3-7-2 單層為例，建立了注水開發(fā)前后孔隙度滲透率相控參數(shù)模型。比較圖4與圖7可以看出，孔 隙度在局部有增大的趨勢，且主要位于河道沉積區(qū)域。這主要是注入水沿著河道運(yùn)移，并對 河道儲層進(jìn)行

12、沖洗改造，將河道儲層孔隙中的黏土物質(zhì)帶走，使得孔隙度值增加。相應(yīng)的，滲透率也有類似特征。如圖7、8區(qū)域的棱形區(qū)域，在注水開發(fā)后孔隙度、滲透率值均有不同程度的增加。2G6-G4-G2-2626G201428650042860004285500G285-12054500020545500205460002054650020547000205475002054800020548500圖8利用隨機(jī)序貫高斯建模建立Nm3-7-2滲透率平面分布模型（注水前）G7-22G5-28 G5-30G5-14G4-20G4-21G20；G2-20216G1-23G1-24G7-24G7-25i5-27G5-30-1

13、G43| G4-2G4詈 G4-30G3-29-11-29G339G6-20G6-2G6-2：G&i4-1 G3-4-31 G3-32-2G210GGXG830 G3-32GS10-16.GS8-16G3* G3-G6-18 i r . G5-17G5-18-0GG5-13 G213G5-18G5-19一 g,gG4518 G4-16G6-19-1G6G9跑G5-24G6-21G5-23；5-21G4-23 | G3-18 G3-20G3-344285000G1-30G21.G2-28!6-24.油藏流固耦合數(shù)值模擬研究技術(shù)疏松砂巖油藏經(jīng)過長期開發(fā)，由于油層壓力變化導(dǎo)致有效地應(yīng)力的改變引起油藏

14、孔隙度 和滲透率的變化；由于流體的長期沖刷，在油層內(nèi)部引起出砂，從而改變油藏孔滲特性，改 變油藏非均質(zhì)性。大港油田具有30多年的開發(fā)歷史，其中明化鎮(zhèn)組和館陶組油藏為典型的疏 松砂巖油藏，開發(fā)過程中在地應(yīng)力的變化作用和油藏流體長期的沖刷作用下，油藏的孔滲等 地層參數(shù)與初期相比發(fā)生了較大的變化。油藏流固耦合模擬軟件是由核心模擬模塊和前后處理模塊組成的綜合數(shù)值模擬平臺。核 心模塊包括：描述流體在油藏內(nèi)部運(yùn)動規(guī)律的滲流模塊、描述地應(yīng)力變化引起油藏變形模塊 和描述油層出砂過程的出砂模塊。油藏流固耦合模擬軟件是包括前后處理和核心模擬模塊組 成的油藏?cái)?shù)值模擬器，其主要組成如下：滲流模塊：是整個軟件的主線模塊

15、，主要功能是讀取數(shù)值模擬所需的油藏參數(shù)，相對滲透率 和高壓物性參數(shù)、油藏出砂控制參數(shù)和油藏巖石力學(xué)等參數(shù)，油水井的動態(tài)參數(shù)及各類模擬 控制參數(shù)；模擬油田開發(fā)過程中流體的運(yùn)動規(guī)律。目前的油藏?cái)?shù)值模擬軟件將孔隙度和滲透 率作為靜態(tài)參數(shù)處理，然而開發(fā)過程中地應(yīng)力的變化引起的油藏變形和流體沖刷等因素引起 的出砂導(dǎo)致油藏的孔隙度和滲透率不斷變化，改變油藏的非均質(zhì)性，影響油藏流體運(yùn)動。本 軟件的滲流模塊將孔隙度和滲透率作為動態(tài)參數(shù)處理，以提高模擬精度。變形模塊：是整個軟件的輔線模塊，主要功能是讀取地應(yīng)力及巖石物性資料，模擬計(jì)算開發(fā) 過程中地應(yīng)力的變化引起的油藏巖石變形特征，巖石變形對孔隙度和滲透率的影響。

16、出砂模塊：是整個軟件的輔線模塊，主要功能是讀取控制疏松砂巖微粒釋放和出砂的各種物 性參數(shù)，模擬砂微粒釋放和出砂。該模塊可以模擬疏松砂巖出砂后引起孔隙度和滲透率的變 化過程。港東明二油組用流固耦合數(shù)值模擬軟件模擬得到的東檢3井組滲透率比值與瞬時含水 率關(guān)系曲線和趨勢線。大致可分為三個階段：含水率低于40%階段，滲透率變化較??；含水率介于40-80%階段，滲透率穩(wěn)步增加；含水率高于80%階段，滲透率急劇增加。與常規(guī)模型模擬的主要指標(biāo)對比耦合軟件和常規(guī)軟件模擬的壓力和實(shí)際壓力對比，可以 看出用相同的數(shù)據(jù)進(jìn)行模擬，常規(guī)軟件模擬的壓力波動幅度較大，總體高于耦合的壓力值， 壓力差值最大可達(dá)3.6MPa。圖

17、9區(qū)塊壓力對比曲線5.儲層非均質(zhì)性與開采非均質(zhì)的非耦合性形成的剩余油研究方法油藏非均質(zhì)性和開采非均勻性是導(dǎo)致油藏非均勻驅(qū)油的兩大因素。油藏非均質(zhì)性包括構(gòu) 造、儲層及流體非均質(zhì)性。其中，儲層非均質(zhì)性是控制剩余油分布的最重要的地質(zhì)因素。開 采非均勻性主要是在注采過程中，由于層系組合、井網(wǎng)布署、射孔方案、注采對應(yīng)、注采強(qiáng) 度、注入倍數(shù)等因素的影響，致使由采油井或注水井與采油井所建立的壓力降未波及或波及 較小的區(qū)域，原油未動用或動用程度低，從而形成剩余油富集區(qū)。因此，在這種動態(tài)的非平衡系統(tǒng)內(nèi)剩余油的分布亦是非常復(fù)雜的。導(dǎo)致這種復(fù)雜不均一 系統(tǒng)的根本原因是油藏地質(zhì)因素和開發(fā)工程因素的非耦合性。目前大港油

18、田應(yīng)用以下方法描述和確定剩余油分布，取得了較好經(jīng)驗(yàn)：（1）油砂體剩余 可采儲量研究：大港油田針對復(fù)雜斷塊油藏油層分布受巖性和構(gòu)造雙重控制，單砂層內(nèi)零散 分布多個相對獨(dú)立油砂體的特點(diǎn)，計(jì)算出每個油砂體的剩余可采儲量，使每個油砂體的潛力 得以量化。研究流程主要是先計(jì)算每個油砂體的地質(zhì)儲量，接下來計(jì)算出每口油井每個單砂 層的階段產(chǎn)油量、產(chǎn)水量、累產(chǎn)油量、累產(chǎn)水量和每口水井每個單砂層的階段注水量、累計(jì) 注水量，進(jìn)而求出每個油砂體不同時間階段的累產(chǎn)油、累產(chǎn)水、累注水，再通過水驅(qū)特征曲 線方法或遞減曲線方法標(biāo)定油砂體的可采儲量并計(jì)算出油砂體的剩余可采儲量。復(fù)雜斷塊油 藏縱向上油層多而薄，油水井為多層合注、

19、合采;而油井分層產(chǎn)油量、產(chǎn)液量取決于各層的 滲透率、有效厚度和周圍注水井對該層的注水量，分層注水量不但受注水層滲透率、厚度的 控制還受相應(yīng)注水井周圍其它油井的影響，是一個非常復(fù)雜的問題。大港油田提出了一套新 的基于油砂體快速動態(tài)分析系統(tǒng)。主要是以物質(zhì)平衡理論和達(dá)西定律為基礎(chǔ)，利用計(jì)算機(jī)技 術(shù)，綜合應(yīng)用各項(xiàng)動靜態(tài)開發(fā)資料，將油水井的累積產(chǎn)出量、累積注入量劈分到單砂層，進(jìn) 而落實(shí)油砂體的剩余資源潛力。（2）油藏?cái)?shù)值模擬研究：河流相儲層剩余油多存在于連通較差的低滲透薄層或未動用 小砂體之中。對這種層中油水分布進(jìn)行模擬計(jì)算，通過平面和縱向上細(xì)分模擬網(wǎng)格，建立精 細(xì)油藏模型。要將油藏劃分成小的單元，應(yīng)用

20、數(shù)學(xué)模型計(jì)算出各單元原始的油氣水飽和度和 壓力分布，重現(xiàn)油田開發(fā)的實(shí)際過程，計(jì)算出飽和度和壓力隨時間的變化，從而計(jì)算出整個 模型的有關(guān)數(shù)據(jù)，這樣的小單元即為網(wǎng)格。數(shù)值模擬網(wǎng)格劃分得越細(xì)，包括細(xì)分模擬層、縮 小網(wǎng)格步長等，模擬的精度越高。港東油藏描述應(yīng)用單砂層三維體模型內(nèi)部的細(xì)分網(wǎng)格，將 一個單砂層細(xì)分多個模擬層，從而可以研究層內(nèi)的剩余油分布。一旦一個滿意的油藏?cái)M合完 成以后，應(yīng)用數(shù)值模擬跟蹤技術(shù)，模擬器被作為預(yù)測模式，用來預(yù)測不同的變量;其目標(biāo)就 是優(yōu)化未來油藏措施和調(diào)整。（3）測井技術(shù)：利用測井方法可得到確切的剩余油飽和度。一類是裸眼井測井方法， 包括電阻率測井、核磁測井、電磁波傳播測井和介

21、電測井。另一類是套管井測井方法，包括 脈沖中子俘獲測井、C/O比測井、重力測井和伽瑪測井等。過套管電阻率測井技術(shù)，突破了 不能在鋼套管井中測量地層電阻率的禁區(qū)；填補(bǔ)了電阻率時間推移測井技術(shù)的應(yīng)用空白，為 油藏動態(tài)監(jiān)測以及過套管飽和度評價(jià)增加了有效的技術(shù)手段。2003年港東油田實(shí)施了 10 口 井過套管電阻率測井，成功8 口。根據(jù)測試結(jié)果，分別對所測的8 口井實(shí)施補(bǔ)層回采措施， 平均單井日增油5噸，當(dāng)年累計(jì)增油2000噸。其中港1-23井效果最好，初期日增油22噸， 日增氣18000方，含水僅為5.5%，目前日產(chǎn)油仍保持在8噸。（4）示蹤劑分析剩余油：注入在油和水相之間具有不同分配系數(shù)的兩種或多

22、種示蹤劑， 利用注入示蹤劑在油藏多孔介質(zhì)中滲流速度差異，監(jiān)測示蹤劑的分異程度，即可確定井間平 均的剩余油飽和度。三、不同類型油藏提高采收率開發(fā)對策1、注水砂巖油藏高含水期注采系統(tǒng)調(diào)整技術(shù)注采系統(tǒng)的合理性主要體現(xiàn)在三個方面：注水能力與采液能力協(xié)調(diào)、具有較高的水驅(qū)控 制程度、壓力系統(tǒng)要合理。目前復(fù)雜斷塊油田注采系統(tǒng)比較復(fù)雜，調(diào)整難度大。表現(xiàn)在： 油田多套井網(wǎng)開發(fā)，各套井網(wǎng)開采對象交叉，注采系統(tǒng)不獨(dú)立，相互影響；不同區(qū)塊不同 層系布井方式不同，目前注采系統(tǒng)適應(yīng)狀況不同；井況問題使注采關(guān)系不完善。油田經(jīng)過不斷的開發(fā)調(diào)整，區(qū)塊間、分類井間的差異在逐步縮小，通過進(jìn)一步精細(xì)刻畫， 井組間、小層間、單層平面不

23、同部位及層內(nèi)不同韻律段間仍然存在一定的差異，這些差異， 就是調(diào)整的潛力。具體做法上以完善單砂體注采關(guān)系改善差油層動用狀況，治理低效和無效 水循環(huán)場為重點(diǎn)，擴(kuò)大水驅(qū)波及體積，改善厚油層開發(fā)效果，達(dá)到即降本增效又提高油田采 收率的目的。從目前港東油田檢查井分析來看，只要注采完善的層系一般都已嚴(yán)重水淹，由于液流方 向單一，形成了無效注采循環(huán)。在控制無效或低效注采循環(huán)的做法上，一個是關(guān)井；二是關(guān) 層；三是調(diào)驅(qū)；四是改變液流方向。港東二輪油藏描述提出了以完善井區(qū)單砂體注采關(guān)系為 目標(biāo)，與原井網(wǎng)銜接，分別采取轉(zhuǎn)注、大修、更新、補(bǔ)孔、補(bǔ)鉆水井等方式進(jìn)行系統(tǒng)調(diào)整。第一，針對人工水驅(qū)砂體，主要通過改變液流方向，

24、擴(kuò)大注水波及范圍，扶植穩(wěn)產(chǎn)。 第二，針對混合驅(qū)動的砂體，以監(jiān)測技術(shù)為依托，強(qiáng)化有效注水，深化儲層認(rèn)識，增加注水 井點(diǎn)，提高水驅(qū)效果。第三，針對未水驅(qū)砂體，進(jìn)行注水可行性論證，改變驅(qū)動方式，實(shí)現(xiàn) 二次采油，提高水驅(qū)控制程度。2、裂縫性稠油油藏有效改變開發(fā)方式技術(shù)大港南部棗園油田，原油比重大，粘度高、如棗W油組原油比重20時為0.972，粘 度為80r時為93.61mpas，膠質(zhì)瀝青質(zhì)也高達(dá)40.4%。該區(qū)油層產(chǎn)能低，原油物性差，給 開采帶來很大困難，為了提高該油田的采收率，改善注水效果，對棗園油田自來屯地區(qū)進(jìn)行 了熱水驅(qū)油試驗(yàn)。試驗(yàn)條件模擬油：取自來屯Z2302井脫氣原油與煤油配制而成以68C=

25、33.5mpa s；注入水：用過濾自來水，礦化度15503mg/l；試驗(yàn)均將天然巖芯控制在地層68C下進(jìn)行，將巖芯飽和地層水；用油驅(qū)水法建立束縛 水，采用非穩(wěn)定流水驅(qū)油法控制注入水的壓力保持恒定，巖芯在地層下注入不同溫度的熱水， 含水達(dá)99%三個點(diǎn)結(jié)束試驗(yàn)。取得的認(rèn)識原油粘度隨溫度變化特性圖10、圖11繪出的原油粘度與溫度關(guān)系曲線反映出地層原油的粘度隨溫度變化很大。從粘溫曲線上看，原油的粘度隨溫度的升高急劇下降。棗園油田的原油屬于重質(zhì)稠油，對溫度敏感，因此，雖然稠油粘度大，但完全可以用稠油這一特點(diǎn)進(jìn)行熱力采油，利用熱效應(yīng)提高油藏的油井產(chǎn)量和米收率。玷原洵- s4500-450IBia-e400

26、0-400 1 13203500*-350 200300 40Z500-2501 2002000200 點(diǎn)酒1&01500-150賽機(jī)油1ZQ1000SO5005040圖10 Z2302井原油粘溫曲線圖11棗1270井原油粘溫曲線溫度對水驅(qū)油效率的影響注熱水的溫度應(yīng)大于油藏溫度，驅(qū)油效率才會增加。圖12和圖13所示，溫度越高， 驅(qū)油效率的增加幅度越大。60C-80C之間最終驅(qū)油效率沒有明顯的大變化，提高幅度不大， 與注冷水比較平均提高14.6%，90C以上時最終驅(qū)油效率明顯提高，90C-110C平均提高26.5%。之所以出現(xiàn)這種現(xiàn)象，是當(dāng)溫度90以上的熱水進(jìn)入巖芯后，提高了油層的溫度， 油水粘

27、度比顯著變小，溫度大于100 r的熱水還含有一部分水蒸汽，水驅(qū)實(shí)際上成為氣水兩 相驅(qū)，大大改善了流度比，所以，除了加熱引起的降粘，熱膨脹作用外，還有氣體的驅(qū)動效 應(yīng)，因此造成了無水期變短，無水驅(qū)油效率較低，而最終驅(qū)油效率明顯提高的現(xiàn)象。由此可 以看出，溫度高到一定程度才能大大改善注熱水效果，增加采收率。高含水階段是注熱水開采的主要階段普通注水與注熱水見水后含水上升都比較快，這就是稠油的開采特點(diǎn)，但普通(25 r -40c)注水含水達(dá)99%以上時，幾乎不再出油，而熱水驅(qū)則在高含水情況下仍然繼續(xù)出油， 油水同出(圖14)。表明高含水期是主要的開發(fā)階段，也是采收率明顯提高的階段，熱水驅(qū) 效果更加明顯。油水粘度比對驅(qū)油效率的影響不同油水粘度比對驅(qū)油效率影響很大，熱水驅(qū)試驗(yàn)表明，注水溫度越高，油水