11胜坨油田特高含水期潜力及开发对策地.docx

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11胜坨油田特高含水期潜力及开发对策地

内部资料

注意保密

胜利油田2011年

开发技术座谈会发言材料

胜坨油田特高含水期潜力及开发对策

胜利油田分公司地质科学研究院

2011年2月

胜坨油田特高含水期潜力及开发对策

编写：

贾俊山黄迎松刘志宏王延忠李响曾显香戴涛柳世成佟颖魏明唐从见刘丽杰初杰徐冬梅

初审：

杨勇张以根王军

审核：

李振泉

胜利油田分公司地质科学研究院

2011年2月

目录

一、胜坨油田开发状况分析1

（一）胜坨油田开发效果1

（二）“十五”以来主要做法2

（三）“十五”以来产量构成及变化5

（四）2010年产量下降主要影响因素6

二、特高含水期潜力分析10

（一）水驱开发潜力分析10

（二）不同沉积类型储层剩余油分布特征12

（三）特高含水期剩余油总体分布特征24

三、特高含水期开发技术对策25

（一）指导思想25

（二）开发技术对策25

（三）保障措施33

一、胜坨油田开发状况分析

（一）胜坨油田开发效果

胜坨油田1964年投入开发，为胜利油区最早投入开发的油田，目前已累积动用地质储量4.6×104t。

胜坨油田为胜利油田的持续稳定发展做出了很大的贡献，其高峰期年产油达到600×104t以上，并且实现300×104t以上连续稳产32年。

胜坨油田开发总体上经历了四个阶段，即产量上升阶段、高速稳产阶段、产量递减阶段以及低速稳产阶段。

1990年开始进入特高含水期，综合含水91.2%，地质储量采出程度22.7%，可采储量采出程度58.1%，经过20年特高含水期的精细开发，目前已进入“深度开发”阶段，综合含水95.7%，地质储量采出程度37.9%，可采储量采出程度93.1%。

经过四十多年的开发，胜坨油田开发取得了较好效果，截止到2010年底，胜坨油田标定可采储量18701×104t，标定采收率40.7%。

与国内外同类油田相比，胜坨油田开发也处于较高的水平，胜坨油田地层流度0.104um2/mPa.s，喇嘛甸油田地层流度0.195um2/mPa.s，两者采收率基本一致，而东威明顿油田地层流度0.1um2/mPa.s，采收率为39.2%。

对比这三个油田进入特高含水期以后采出程度增幅变化，胜坨油田明显高于其它两个油田。

含水90%时，胜坨油田、东威明顿和大庆喇嘛甸三个油田采出程度分别为22.1%、23.8%和28.8%。

进入特高含水期以后，胜坨油田持续开发了20年以上，目前采出程度37.9%，含水95.7%；喇嘛甸油田开发了13年，目前采出程度37.5%，含水94.2%；东威明顿油田开发了15年，目前采出程度31.9%，含水95%。

胜坨油田特高含水开发阶段采出程度增幅明显高于其它两个油田，达到15.8%，东威明顿和大庆喇嘛甸则分别为8.1%和8.7%。

（二）“十五”以来主要做法

“十五”以来，通过精细勘探、精细开发、精细工艺，依靠新储量投入、实施三次采油、强化水驱、增大措施工作量，胜坨油田2008年以前年产油量一直保持在270×104t以上。

1、新区投入

“十五”以来通过深挖细找，在三角洲前缘以及砂砾岩体取得突破，共发现各类新油藏16个，新增探明储量5277×104t，累积建产能76.7×104t，累积产油509×104t，其中坨142块探明石油地质储量1163×104t，新建产能31.0×104t。

2、层系井网调整

“十五”以来，针对胜坨油田含有小层多、储层非均质性严重，平面及纵向物性差异大的特点，积极开展油藏描述，强化剩余油分布研究。

初步形成了针对河流相沉积的单砂体完善、针对三角洲前缘沉积的层内韵律层细分调整和针对细分潜力较小单元的跨层系井网重组等三种井网调整模式。

河流相正韵律、三角洲平原相油藏，受沉积环境的影响，储层厚度小，零散小砂体较为发育。

以完善单元注采关系、进一步提高水驱控制程度为主要目的，实施单砂体完善。

主力油层以平面完善注采关系为主，非主力油层按砂体进行井网部署，重点完善一类潜力较大的砂体的注采关系，增加二类潜力砂体的井网控制程度，兼顾三类砂体。

如二区沙二3-6砂层组在砂体分类评价的基础上，通过钻新井、转注、侧钻等措施重点完善非主力层的一类油砂体的注采井网。

河流相正韵律、三角洲平原相油藏共有6个区块实施了调整。

三角洲前缘反韵律沉积油藏，厚油层内韵律层发育，层内韵律层水驱动用不均衡。

针对三角洲前缘相储层的沉积特点和开采特征，分别制定不同的开发对策：

物性好的主力韵律层完善井网，实施强注强采；物性差的非主力韵律层加密井网，温和开发。

通过韵律层细分调整，有效减缓了部分韵律层长期受干扰、潜力无法发挥的矛盾。

如二区沙二83-5单元重点完善了剩余油较为富集、动用相对较差的83（4-6）韵律层井网，钻新井7口（油井3口，水井4口），单元提高采收率2.6%，增加可采储量58.1×104t。

“十五”期间，二区7-8、二区沙二9-15、坨21沙二8等8个区块实施了韵律层细分调整。

对于层系内部潜力规模相对较小、不具备细分调整物质基础的单元，实施跨层系井网重组，提高储量控制程度，提高油藏采收率。

把纵向上相邻几套层系内储层物性相近、开采状况相近的油层跨层系组合，实现中低渗透层和高渗透层的分采，有效地降低开发层系内的储层非均质性，充分发挥各类油层潜力。

如坨七断块1-10砂层组5套开发层系划分为7套，重点是将上下油组非主力层单独拿出来作为独立井网开采，减少与主力层合采时的干扰。

经过调整有效减缓了层间干扰，井网适应性提高，重组后提高采收率1.76%，增加可采储量91×104t。

“十五”以来，胜坨油田针对不同沉积类型单元，实施水驱综合调整单元24个，钻新井377口，增加产能92.3×104t，增加可采储量1046.5×104t，提高采收率2.39%。

3、措施挖潜

“十五”以来，在加强动态监测的基础上，优化配套工艺，强化措施挖潜，确保胜坨油田保持稳定。

自2000以来，措施工作量不断增加，措施增油提高，措施总井次由2001年的351口最高上升到665口，措施增油量由2001年的15.9×104t增加到31.4×104t，措施产量比例由2001年的5.4%上升到11.3%。

进入“十一五“以后，措施工作量略有下降，但总体仍然保持较高的措施频次。

2010年措施井次为464口，措施年增油16.4×104t，占年产油的7.2%。

4、三次采油

胜一区沙二1-3注聚先导取得成功后，2002年及2005年陆续投入胜一区沙二1-3扩大和二区沙二1-2西北部注聚项目，胜坨油田三次采油年增油从2001年开始呈逐年上升的趋势，2001年年增油为14.8×104t，2007年年增油达到最高，年增油19.5×104t。

由于后续接替阵地少，2008年开始三次采油年增油下降，到2010年下降到6.9×104t。

胜坨油田化学驱Ⅱ类油藏储量5748×104t，目前已动用5351×104t，累增油182×104t，提高采收率3.4%。

（三）“十五”以来产量构成及变化

1、中高渗水驱油藏是“十一五”产量下降的主体，其次是化学驱

按照中高渗水驱、化学驱单元、低渗透以及稠油热采四种不同方式，分析了胜坨油田“十五”以来的产量构成及变化。

“十五”期间，胜坨油田产量总体上保持较为稳定，“十五”末期与初期相比，产量下降了12.6×104t，其中化学驱单元下降幅度较大，下降了12×104t，低渗透油藏以及中高渗水驱油藏分别下降了3.1×104t和2.0×104t，稠油热采（2004年坨11南东二实施热采）则增加了4.5×104t。

“十一五”期间，产量下降幅度较大，阶段产量下降了50.1×104t，其中中高渗水驱是产量下降的主体，下降了48.2×104t，其次化学驱下降较大，下降了19×104t，低渗透区块增加了16.6×104t，稠油区块增加了0.5×104t。

2、老井自然产量下降是中高渗水驱产量下降的主导因素，其次是措施增油

按照老井自然产油、措施年增油、老区老井以及新区新井对胜坨油田中高渗水驱“十五”以来的年度产量构成变化进行了分析，“十五”期间，由于措施力度不断增大，保证了中高渗水驱产量保持稳定，产量仅下降2×104t，其中新区新井下降幅度较大，下降了11.8×104t，其次下降的是老井自然产油，下降了3.7×104t，但措施增油呈增加的趋势，增加了13.4×104t，老区新井产量基本上没有变化，增加了0.1×104t。

“十一五”以来，中高渗水驱产量下降幅度大，阶段下降了48.2×104t，老井自然产油下降是中高渗产量下降的主要因素，老井自然产油阶段下降了32×104t；其次是措施增油，措施增油阶段下降了15.4×104t。

从“十一五”中高渗水驱产量趋势来看，“十一五”前三年，中高渗水驱油藏产量保持相对平稳，2009年开始出现下滑，2010年产量下降趋势加剧。

（四）2010年产量下降主要影响因素

◆产量下降主要原因是自然递减增大：

具体表现为液量下降、含水上升快

通过上述分析，中高渗水驱油藏是胜坨油田产量下降的主体，而老井产量下降是中高渗水驱产量下降的主导因素。

分析表明老井自然产量下降是造成2010年胜坨油田产量下降的主要因素，具体表现为液量下降和含水上升。

从分类分析结果来看，液量下降单元造成老井自然产量递减6.2×104t，占老井自然产量下降的24%；含水上升单元造成老井自然产量递减6.7×104t，占老井自然产量下降的42.2%；液量下降且含水上升单元造成老井产量递减10.7×104t，占老井自然产量下降的26%；其它正常递减2×104t，占老井自然产量下降的7.8%。

1、液量降低：

注水井网差，油藏亏空大，地层能量下降

由于措施强度不断增大，注水井井况不断恶化，套损、套坏水井逐年增多，造成注水状况差，注水井网适应性变差，油藏亏空增大，地层能量持续下降，导致开发单元液量下降幅度大。

分析液量下降幅度大的单元注水井的注水状况及井况，按照目前正常注水井、超注井、欠注井和问题井四种情况进行了分类统计，2010年底，液量下降单元开水井267口，欠注井85口，占水井开井数的32%，问题水井67口，占水井开井数的25%，两者合计所占比例达到了57%，体现出液量下降单元注水状况差的特点。

如坨7沙二8-10单元，与2009年底，该单元2010年液量下降了10.9×104t，年产油下降1.0×104t。

单元井况日益变差，单元套损井、问题水井逐步增多，仅2009-2010年两年新增套损井20口，日损失注水量3360m3。

由于注水状况差造成单元欠注现象严重，注采比不断下降，由2008年底的1.0下降到2010年底的0.8，随着单元注采比的降低，地层亏空不断增大，月亏空由2008年底的0.93×104m3增大到2010年底的6.91×104m3，月亏空增加了5.98×104m3。

地层亏空的增大导致地层压力保持水平逐渐下降，2010年底与2008年底相比，动液面降低了152m。

由于地层能量下降，单井日液水平下降较大，2008年底为160t，2010年底下降到138t，单井日液减少了22t，下降幅度达到13.8%。

分析单元2008年来的48口同工同层井主要开发指标变化，由于油藏亏空大、地层能量下降大，与2008年底相比，2010年底含水基本保持稳定，动液面降低了111.6m，单井日液降低了27.1t，下降幅度17.8%，导致日油下降1.1t。

2、含水上升：

注采井网不完善，局部强化开采，注采结构不均衡

胜坨油田电泵提液经历了由坨142、坨143新区到东营组到小断块到常规高含水单元转变的过程，由于注采井网不完善，局部强化开采，注采结构不均衡，导致含水上升加快。

如坨142单元2000投入开发，2004年开始提液，采液速度不断攀升，目前采液速度达到20%以上。

如1521-22层系是坨142单元的主力层系，目前开井28口，其中电泵井达到20口，占总油井数的71.4%。

2010年底层系日液水井3944t/d，其中20口电泵井的日液水井3785t/d，其所占比例高达96%。

由于电泵井的局部强化开采，导致注采结构不均衡，造成层系含水上升加快，目前电泵井的含水为96.2%，56泵和44泵的含水分别为87.9%和83.7%，层系含水达到了95.9%。

提液井虽然取得了一定的增产效果，但由于局部强化提液，造成注采失衡，提液井井组产量递减趋势加大。

以142斜51井组为例，该井组有生产井6口，其中坨142P7井2009年1月提液，提液后单井取得了较好的效果，分析井组的开发效果，提液后井组日油不断下降，从提液初期的132t/d下降到目前的45t/d，井组含水上升明显加快，从提液初期的88.2%上升到目前的95.9%。

3、液量下降且含水上升：

井网控制程度差，压力分布不均衡

由于井况问题日益突出，套坏及套损造成停产、停注井增多，以及高含水关井的影响，导致井网基础变差，井网控制程度低。

此外，由于油、水井扎堆，超、欠注现象突出，致使地层能量分布不均衡。

如二区沙二83-5单元，油、水井扎堆现象非常突出，单元套损井多，超欠注现象严重。

目前单元水驱控制程度为71.3%，注采对应率为70.2%，两向以上注采对应率只有36.7%。

与2009年底相比，该单元年产液量下降43.2×104t，含水上升了0.8%，年产油下降了1.7×104t。

2010年底注采井数比1.03，注采比1.3，从指标上反应，注采是比较平衡的，但实际上地层能量不断下降，动液面从2008年底的744m下降到2010年底的874m。

分析二区沙二83-5单元的平面压力分布状况，动液面在527-1727m之间。

对2010年底30口油井的动液面进行分级统计，动液面高于600m的井有5口，占开油井数的16.6%，动液面在600-800m之间的有9口，占开油井数的30%，动液面在800-1000m的油井有8口，占开油井数的26.7%，动液面低于1000m的油井有8口，占开油井数的26.7%，反映了单元压力在平面上不均衡的特点。

例如西北部能量相对较高的区域，2008年实施电泵提液，进行强化开采，2010年12月与2008年12相比，井组日液水平从1189t/d增加到1412t/d，提高了223t/d，由于注采井网控制差，强化开采导致含水上升较快，含水从96.7%上升到98.2%，上升了1.5%，日油水平从40t/d下降到25t/d，降低了15t/d。

而东南部能量差的区域，由于注水状况差，欠注比较严重，含水保持稳定，液量呈下降趋势，2010年12月与2008年12相比，井组日液水平从1320t/d下降到842t/d，日液水平降低478t，日油水平从35t/d下降到23t/d，日油水平降低了12t。

综合上述对胜坨油田2010年产量下降的影响因素分析可知，2010年产量下降主要原因是井网完整性差，造成含水上升快，地层压力水平下降、平面分布不均衡，产液结构不合理。

二、特高含水期潜力分析

（一）水驱开发潜力分析

室内水驱油实验结果表明：

随着注入倍数的不断增大，驱油效率不断提高。

根据中高渗砂岩油藏20块样品（平均渗透率2100×10-3μm2，平均油粘度为44.6mPa.s）的室内水驱油实验结果，在注入倍数约1.72PV（目前胜坨油田注入倍数）时，含水为95.7%，驱油效率为45%，当含水上升到98%时，注入倍数为4PV，驱油效率可达到53%，而当含水升到99%时，注入倍数为9PV，驱油效率可达到60%。

说明特高含水期内提高水驱采收率仍具较大潜力，但与此同时也是一个长期开发过程。

在注水开发过程中，注水驱动压力对地层能量的维持、采油速度的控制和提高油藏最终采收率至关重要，室内实验结果显示，随着驱替压力梯度不断增大，残余油饱和度不断降低，驱油效率可大幅度提高。

当注入倍数为50PV时，压力压力梯度由0.125MPa/m提高到1.14MPa/m，驱油效率可由56.7%提高到72.7%，增加16%；残余油饱和度则由29.9%降至18.3%，下降11.6%。

胜坨油田的矿场实践也证明了这一点，随着注入倍数不断提高，特高含水期内采出程度可以较大幅度提高。

如河流相沉积的坨21沙二1-5层系，地质储量735×104t，标定采收率61%，含水90%时，注入倍数0.77PV，采出程度32.3%，目前含水达到97.5%，注入倍数3.02PV，采出程度上升至56.4%，增加了24.1%，预计含水上升到99%时，注入倍数为10.1PV，采出程度可达到62.1%，与目前相比，采出程度还能提高5.7%。

再如三角洲前缘沉积的坨7沙二11-12层系，地质储量475×104t，标定采收率55.3%，含水90%时，注入倍数0.23，采出程度36.8%，目前含水已达97.1%，注入倍数1.49，采出程度增长到至59.7%，增加了22.9%，预计含水上升到99%时，注入倍数为8.5，采出程度可达到66.2%，与目前相比，采出程度还能提高6.5%。

应用室内实验研究结果结合矿场实践分析，提高注入倍数、增大驱替压力梯度，胜坨油田仍然能够大幅度提高采收率。

综合理论驱油效率、波及系数研究和密闭取心纵向波及系数分析的研究成果，分别预测了不同沉积类型单元不同注入倍数下的采收率。

对于三角洲前缘沉积单元，当注入倍数为3PV时，在目前驱替压力梯度（0.08MPa/m）下，预测采收率48.81%，与目前标定采收率相比，可提高5.54%，增加可采储量1069×104t；若注采井距缩小至200m，驱替压力梯度增加到0.12MPa/m，采收率预计可达到49.84%，采收率可提高6.57%，增加可采储量1268×104t；当注入倍数为5PV时，目前驱替压力梯度下预测采收率52.39%，预计可提高采收率9.12%，增加可采储量1760×104t，增加驱替压力梯度至0.12MPa/m，采收率预计可达到53.5%，采收率可提高10.23%，增加可采储量1974×104t。

对于河流相沉积单元，当注入倍数为3PV时，在目前驱替压力梯度（0.06MPa/m）下，预测采收率46.71%，与目前标定采收率相比，可提高7.73%，增加可采储量1916×104t；若注采井距缩小至200m，驱替压力梯度增加到0.1MPa/m，采收率预计可达到47.7%，采收率可提高8.72%，增加可采储量2162×104t；当注入倍数为5PV时，目前驱替压力梯度下预测采收率50.38%，预计可提高采收率12.47%，增加可采储量2826×104t；增加驱替压力梯度至0.1MPa/m，采收率预计可达到51.45%，采收率可提高12.47%，增加可采储量3091×104t。

在不同类型沉积单元潜力分析基础上，综合评价了胜坨油田水驱油藏的潜力，当注入倍数3PV时，保持目前驱替压力梯度，可提高采收率6.49%，增加可采储量2861×104t；注采井距缩小至200m，可提高采收率7.62%，增加可采储量3360×104t。

当注入倍数5PV时，保持目前驱替压力梯度，可提高采收率10.07%，增加可采储量4440×104t；注采井距缩小至200m，可提高采收率11.33%，增加可采储量4995×104t。

（二）不同沉积类型储层剩余油分布特征

胜坨油田位于济阳坳陷东营凹陷北部的陈南-胜北区带内，是一个受近东西走向的陈南铲式正断层派生的分支断层----胜北断层控制所形成的逆牵引背斜构造油田。

12条主要断层将胜坨油田分割成胜一区、胜二区和胜三区，又进一步细分为11个含油区块。

胜一区即坨庄构造，胜二区处于胜利村构造西南翼，胜三区为胜利村构造主体。

胜坨油田含油层系较多，从下至上为古近系的沙四段、沙三段、沙二段、沙一段、东营组和新近系的馆陶组、明化镇组，其中沙二段是主要含油层系。

沙二段为一套完整的河流-三角洲沉积，由15个砂层组组成，其中1-3砂组为河流相沉积，二、三区的4-7砂组主要为三角洲平原沉积，一区的4-7砂组为三角洲前缘沉积，一、二、三区的8砂组以下均为三角洲前缘沉积。

截止到2010年底，胜坨油田累计动用含油面积84.2km2，累积动用石油地质储量46000×104t。

正韵律沉积主要包括河流相及三角洲平原相，其中河流相储量19725×104t，占胜坨油田总储量的42.9%，三角洲平原相储量6632×104t，占胜坨油田总储量的14.4%，合计26357×104t，占胜坨油田总储量的57.3%。

反韵律沉积以三角洲前缘为主，储量为17713×104t，占胜坨油田总储量的38.5%，同时还有少量的扇三角洲及湖相沉积，储量为1930×104t，反韵律沉积储量合计为19643×104t，占胜坨油田总储量的42.7%。

胜坨油田进入特高含水开发期后，共完钻密闭取心井7口，统计分析7口密闭取心井37层796块样品的剩余油饱和度和驱油效率分布状况，剩余油饱和度在40.0%-46.2%。

其中正韵律的河流-三角洲平原相平均剩余油饱和度40.0%，反韵律的三角洲前缘相平均剩余油饱和度46.2%。

按照不同沉积类型，根据胜坨油田特高含水期相对渗透率曲线，对残余油饱和度进行了统计。

其中河流相沉积的相对渗透率曲线43条，残余油饱和度在15-29%之间，平均24%；三角洲前缘沉积的相对渗透率曲线16条，残余油饱和度在14-30%之间，平均23%。

通过上述分析，胜坨油田平均剩余可动油饱和度15-20%，总体上呈现“普遍分布，局部富集”特点。

1、河流相储层剩余油分布特征

（1）层间非均质特征

①胜坨油田河流相储层单层厚度较薄

胜坨油田的河流相储层，主要包括沙二段1-3砂层组及东营组。

其中沙二段1-3砂层组，是在湖盆演化末期，三角洲沉积背景上发育形成的正韵律河流相沉积，而孤东、孤岛馆陶组是发育于泛滥平原形成的河流相沉积。

受沉积环境的影响，虽然都为河流相沉积，但储层发育特征明显不同，与孤岛、孤东相比，胜坨油田河流相沉积储层具有层数多，单层厚度薄的特点。

统计胜坨油田8222井层的钻遇砂岩厚度频率分布状况，胜坨油田河流相储层厚度小于5米的层，占钻遇总层数的86.3%；而从孤岛12044井层的钻遇厚度频率分布状况来看，孤岛油田河流相厚度小于5米的层仅占66.8%。

表明胜坨油田的河流相储层发育程度差于孤东、孤岛的同类型储层。

②层系内合采层数多，主力层不突出，层间KH级差较大

胜坨油田河流相发育小层多，单层厚度薄，层系内合采层数多，一般在5-18层。

由于层系内小层多，河流相主力层不突出，主力层储量14206×104t，占河流相储层储量的53.9%，非主力层储量12151×104t，占总储量的46.1%。

孤岛、孤东油田一套层系内含油小层一般在3-10个，主力层储量一般大于75%。

如胜坨油田三区坨28块沙二段1-3层系，层系内含油小层12个，其中主力层4个，地质储量803×104t，占该层系储量的60%，非主力层8个，储量532×104t，占该层系储量的40%；如孤岛油田中一区馆3单元，地质储量2183×104t，单元内有5个小层，其中主力层2个，储量1747×104t，占单元总储量的80%；又如孤东油田七区西馆上62+65-8单元，地质储量1433×104t，单元内也包含5个小层，主力层2个，储量1145×104t，占单元总储量的80%。

由于储层发育薄，层系内含油小层多，胜坨油田河流相储层层间KH级差较大大，一般为15.4-34.5。

如坨28块沙二段1-3层系KH级差为15.4，而孤岛中一区馆3单元的KH级差为3，孤东七区西馆上62+65-8单元的KH级差为2.7。

通过对胜坨油田河流相单元的主要地质特征分析，以及与孤岛、孤东油田河流相储层典型单元的对比，充分反映胜坨油田河流相储层具含油小层多、单层厚度薄、主力层不突出、层间KH级差较大的特点。

（2）层间剩余油分布特征

①剩余油主要受层间KH值控制，非主力层剩余油富集

以整装油田实际地质参数为基础建立两层合采概念模型，设定薄层的