辽河油区三次采油技术应用研究.docx
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辽河油区三次采油技术应用研究
1油田概况
1.1油藏地质特征
辽河油区涵盖辽宁省及内蒙古自治区哲里木盟、赤峰市部分地区，域内发育35个大小不等的中、新生代盆地，盆地面积9.572×104km2。
其中辽河盆地是辽河油区勘探程度最高、获得油气储量与产量所占比例最大的盆地，其探明石油地质储量占全油区的96.6%，2001年产量占全油区的97.1%。
自新生代以来，辽河盆地沉积了一套巨厚的沙河街组、东营组碎屑沉积，成为辽河盆地的主力含油气层位，该套储层具有沉积速度快、旋回韵律多、岩性及厚度变化大的特点。
根据新生代构造的基底性质，将辽河断陷盆地划分为七个一级构造单元，即西部凹陷、东部凹陷、大民屯凹陷、沈北凹陷、西部凸起、东部凸起和中央凸起（图1.1）。
辽河断陷盆地是以断块油田为主要特征的复式油气区，具有多断层、多种圈闭类型、多套含油层系、多种油品性质、多种储集类型的特点。
⑴断层发育、构造破碎
辽河断陷的断裂活动十分剧烈，断层多、规模大，以张性正断层为主，多期多组，平面上纵横交错，纵向上相互切割，断裂活动控制着构造的基本格局。
根据断层的大小，分为四级，其中三级断层控制了二级构造带内断块区的形成，四级断层使三级断块区内油气水分布进一步复杂化，故四级断块是油田开发的基本单元。
如主力区块兴隆台、曙光、欢喜岭、牛居和青龙台油田共发育大小断层192条，形成大小不等、形态各异的168个含油断块。
这五个油田构造形态可分为两种类型。
一是兴隆台、牛居和青龙台油田属于被断层复杂化的背斜断块油田，二是曙光、欢喜岭属于在斜坡背景上形成由若干断鼻构造组成的断块油田。
⑵受沉积环境影响储集层类型差异较大
由于构造活动剧烈，沉降速度与沉积速度较快，其沉积特征主要是多条水流出山入湖，河流短促，砂体发育，纵向与平面岩性变化大，从而储层物性及孔隙结构特征均存在明显差异。
①深水浊积砂体（大凌河油层）：
主要分布在欢喜岭油田，油层主要发育在中扇相，岩性为砾岩、砾状砂岩、含砾砂岩和砂岩，平均孔隙度23%，空气渗透率979×10-3μm2，多为泥质胶结，胶结类型以孔隙式为主，粘土矿物主要为高岭石，相对含量64.6%，其次为蒙脱石，相对含量为9.6%。
油层润湿性为亲水性，砂体厚度平面虽然变化大，但分布范围较稳定。
层内非均质明显，呈多个韵律迭加。
孔隙结构具有细喉道，分选好，配位数低和高孔喉比的特点，平均孔隙半径5.17μm，主要流动孔喉半径平均为10.9μm，均质系数0.36，配位数2.36，孔喉比10.5。
②扇三角洲沉积砂体（杜家台油层、青龙台沙三油层、兴隆台油层和于楼油层）：
主要分布在曙光油田、青龙台油田、兴隆台油田和欢喜岭油田，油层主要分布在分支河道、砂坝及分流间薄层砂中。
储层主要为砂砾岩、砂岩和粉砂岩，孔隙度为16%～27%，空气渗透率为236～5726×10-3μm2，胶结类型以孔隙式为主，粘土矿物以高岭石为主，相对含量占35%～78%，油层润湿性为亲水性。
不同砂体平面展布特征不同，但在250～350m井距情况下，连通系数一般在80%左右，层内由多个次一级的韵律段组成，层内非均质严重。
孔隙类型各油层不同，曙光油田杜家台油层以高-中渗、大-中孔、细喉为主；欢喜岭油田兴隆台油层以高渗大孔中-粗喉为主；青龙台油田沙三油层以高渗大孔细喉为主。
③洪积平原相沉积砂体——马圈子油层：
主要分布在牛居油田，主要为分流河道砂体。
储层平均孔隙度23%，空气渗透率547×10-3μm2，岩石成分主要为石英、长石和火成岩。
胶结类型以接触式为主。
粘土矿物以高岭石为主，相对含量占84%。
孔隙结构属中渗、大孔、细喉、不均匀型，具有高配位数、高孔喉比的特点，平均孔隙半径117μm，平均喉道半径3.2μm，配位数3.4。
储层非均质严重，平面上砂体呈条带状，宽不过百米，纵向上单砂层由多个韵律段组成，渗透率高低相差几十乃至上百倍。
⑶油藏类型多种多样
由于断层、构造和岩性的影响，形成复杂的油水分布状况，油气藏类型复杂多样。
通常按油、气、水空间分布关系将辽河油气藏划分为三大类九种类型：
气藏类：
包括透镜状气藏、边水层状气藏、底水块状气藏和边水（小油环）3种类型；
油藏类：
包括纯油藏、边水层状油藏、底水块状油藏3种类型；
气顶油藏类：
包括气顶油藏、层状边水气顶油藏和块状底水气顶油藏3种类型。
另外，按储集空间类型划分，辽河油区具有孔隙型、裂缝型和混合型三类，以孔隙型为主。
⑷原油性质存在明显差异
兴隆台、曙二区和牛居油田地面原油密度小，一般为0.84～0.9048g/cm3，500C时原油粘度为52～179.1mPa.s，并且地层原油粘度低，小于6mPa.s。
曙三、四区、欢喜岭锦16块兴隆台油层、欢17块原油粘度大。
由南向北密度增大，原油粘度增高。
1.2稀油、高凝油开发现状
辽河油区是一个以稀油、稠油、高凝油为主要开发对象的复式油气区。
截止2001年底，辽河油区共探明35个油气田，累积探明含油面积1017km2，探明石油地质储量21.381×108t。
按区域划分：
辽河盆地陆上共探明26个油气田，含油面积907.6km2，石油地质储量为19.4607×108t；滩海共探明4个油田，含油面积62.4km2，石油地质储量1.2679×108t；外围盆地共探明5个油田，含油面积47.4km2，石油地质储量6524×104t。
截止2001年底，稀油累计探明含油面积760.9km2，石油地质储量9.3539×108t，占全油田的43.7%，动用储量7.5626×108t，标定采收率26.1%，可采储量为1.9962×108t；高凝油累计探明含油面积164.4km2，石油地质储量1.8962×108t，占全油田的8.9%，动用1.5648×108t，标定采收率25.3%，可采储量0.3958×108t。
稀油、高凝油合计探明石油地质储量11.3501×108t，动用储量9.4588×108t，可采储量2.392×108t。
目前辽河油区稀油、高凝油投产总井数6906口，开井4062口，日产油水平1.701×104t/d，年产油510×104t，平均单井日产油4.2t/d，采油速度0.54%，综合含水78.6%，累积产油1.6528×108t，采出程度18.28%，采出可采储量的68.82%，剩余可采储量采油速度5.79%，综合递减8.36%，自然递减19.92%。
注水开发油田投注水井1161口，开井551口，日注水平43883m3，月注采比0.88，累积注水4.8437×108m3，累积注采比0.84。
1.3开发形势分析
1.3.1可供开发的优质后备储量不足，资源接替紧张
随着勘探程度的加深，勘探目标日趋复杂、品位变差，以“低、深、难、稠、小”为主，后备优质储量不足，储量动用率目前仅为40%，产能建设工作逐渐萎缩，产能建设无法弥补产量的递减（图1.2）。
储采平衡系数和剩余储采比总体上呈下降的趋势。
“九五”期间储采平衡系数下降为0.85，2001年底已下降储采平衡系数到0.79，低于股份公司平均水平。
剩余储采比进入“八五”以来，平均储采比已小于10，2001年下滑到8.37，油田处于稳产的临界限，再没有优质储量的有效接替，稳产形式十分严峻。
1.3.2总体上进入开发中后期，进一步调整余地小，效果变差
“九五”期间，由于新区没有实现勘探目标，而且探明储量品位越来越差，从而使可动用储量资源逐渐减少。
为保证规划指标的完成，强化老区开发力度，使老区负担进一步加大。
稀油主力区块多已经历3～4次细分层系和井网加密调整，平均井距只有100～200m，水驱控制程度高达85～95%，已进入“双高”开发期，剩余油分布零散，现开采方式下调整的余地越来越小，效果逐渐变差。
“七五”到“九五”期间，每口调整井增加可采储量从1.8～2.0×104t下降到0.9×104t左右，单井初期日产油由13t/d降到7～8t/d，新井当年累产油从2100t下降到1472t（图1.3）。
1.3.3受井况恶化、措施工作量减少等因素影响，导致稀油老区产量整体下降
油藏开发进入“双高”期，挖潜难度进一步加大，造成措施工作量锐减，效果逐年变差，老区措施挖潜平均单井年增油从“七五”的769t降到“九五”的435t，2001年各类措施井仅有110井次，年增油4.7×104t，单井年增油仅为428t。
其次由于注水井井况恶化，水质、分注工艺不过关，使得油田注水效果变差，递减趋势加大。
如锦16块，由于储层胶结疏松，长期强注强采，93口注水井中管外窜槽40口，加上部分井套管变形，导致注水效果逐年变差，2001年年产油37.5×104t，较2000年下降8×104t吨，综合递减15.2%，自然递减20.1%。
1.3.4进一步发展仍有一定潜力
一是资源潜力，经过二次资源评价，按最终探明程度65～70%计算，辽河盆地陆上待探明储量尚有2.64～4.34×108t，“十五”期间预计探明储量2.45×108t（包括海上及外围），增加可采储量4900×104t。
截止到2001年底，辽河油区稀油、高凝油已探明未动用储量有2.1227×108t，经过反复筛选评价，从中优选出5427×104t的储量在“十五”后四年动用，预计增加可采储量976.8×104t，其中2002年在建产能的储量有9个区块23×104t，其余16个块、3127×104t的储量安排在今后3年动用。
二是老区加密调整潜力，虽然稀油区整体调整的难度越来越大，但是经过全面综合分析研究，预计“十五”后三年还可在锦16、欢26等21个有潜力区块上可加密155口，增加可采储量122.7×104t，提高采收率0.18%。
三是三次采油潜力。
在评价的5.2122×108t地质储量中，共有3.7605×108t地质储量适合进行三次采油，占72.1%。
其中1.7396×108t地质储量适合化学驱，比水驱采收率提高6.9%，增加可采储量1206.1×104t；2.0209×108t地质储量适合CO2混相驱，比水驱采收率提高14.5%，增加可采储量为2929.6×104t。
2三次采油驱油机理及国内三次采油发展现状
对于稀油油藏，所说的三次采油方法为化学驱、CO2混相驱。
化学驱包括聚合物驱、表面活性剂驱、碱驱以及它们任意复配的复合驱。
目前又兴起了一些新的三次采油技术，如，分子膜驱等等。
2.1化学驱
2.1.1聚合物驱
聚合物驱是一种把水溶性聚合物加入到注入水中以增加注入水的粘度、改善流度比，扩大注入波及体积进而提高最终采收率的方法。
2.1.2表面活性剂驱
表面活性剂驱可分为活性水驱、乳化液驱、泡沫驱、胶束驱和低界面张力驱。
其中胶束/聚合物驱应用最广泛。
它可分为两种，一种是表面活性剂浓度较低（<2%）、注入段塞大（15%～60%孔隙体积）的稀体系法，它是通过降低油水界面张力到超低程度（小于10-2mN/m）使残余油流动；另一种是表面活性剂浓度较高（5%～8%）、注入段塞较小（3%～20%孔隙体积）的浓体系法，它是通过混溶、增溶油和水形成中相微乳液，它与油、水都形成超低张力，而使残余油流动。
2.1.3碱水驱
对于原油中含有较多有机酸的油层可以注入浓度为0.05%～4%的NaOH、Na2CO3或Na4SiO4等碱性水溶液，在油层内和这些有机酸生成表面活性剂的方法称为碱水驱。
单纯碱水驱的采油是靠降低油水界面张力，产生润湿性翻转、乳化捕集、乳化夹带、自发乳化和聚并以及硬膜溶解等机理采出残余油。
2.1.4复合驱
2.1.4.1碱／聚合物二元复合驱
碱／聚合物二元复合驱就是在碱水溶液中加入高分子聚合物，提高碱水溶液的粘度，改善不利的流度比，使碱液与原油有更多的接触机会，在提高扫及效率的同时提高驱油效率。
2.1.4.2碱／表面活性剂／聚合物三元复合驱
对于酸值较低的原油，比如小于0.1mgKOH/g油可以采用碱／表面活性剂／聚合物三元复合驱。
加入少量表面活性剂的目的是可以把产生低界面张力的碱浓度大幅度展宽，以抵消碱耗使碱浓度难于控制的缺点，同时天然表面活性剂与外加表面活性剂之间也可以产生协同效应，因而可使所要求的酸值范围降低。
碱的加入可以明显减少活性剂在岩石表面上的吸附。
2.2混相驱
所谓混相就是指两种流体可以完全相互溶解，因此，两种流体之间的界面张力等于零，不存在明显的界面，即不存在毛管压力。
当注入气体与原油混相时可达到最佳驱油效果。
2.3分子膜驱
分子膜驱是以水溶液为传递介质，分子膜驱剂分子依靠静电相互作用成为膜动力，膜驱剂有效分子沉积在呈负电性的岩石表面，形成纳米级分子超薄膜，改变了储层表面的性质和与原油的相互作用状态，使得注入流体在冲刷孔隙过程中，原油易于剥落和流动而被驱替液驱替出来，达到提高采收率的目的。
各种方法适用标准见表2.1。
表2.1化学驱及CO2混相驱适用标准（1984年NPC标准）
参数
单位
化学驱
CO2混相驱
聚合物
表面活性剂
碱
原油密度
g/cm3
—
—
>0.8762
<0.9042
地下原油粘度
mpa·s
5~100
<40
<90
—
深度
m
—
—
—
—
油层厚度
m
—
—
—
—
油层温度
℃
<93
<93
<93
—
孔隙度
—
—
—
—
平均渗透率
10-3μm2
>20
>40
>20
—
传导系数
μm2·m/mpa·s
—
—
—
—
油层压力
Mpa
—
—
—
≥最低混相压力
地层水矿化度
mg/L
<100000
<100000
<100000
—
岩石类型
砂岩和碳酸盐岩
砂岩
砂岩
砂岩和碳酸盐岩
注：
“—”为不受限制。
2.4国内三次采油发展现状
2.4.1大庆油田
2.4.1.1整体概况
大庆油田早在1970年就开始了聚合物驱油的室内和现场试验，已经积累了关于聚合物驱油机理、油藏条件筛选、油藏数值模拟、聚合物驱油方案编制、动态监测等十分丰富的经验。
自1996年聚合物驱技术在油田推广以来，工业化区块以达到了14个，动用面积为143.44km2，地质储量为2.569×108t，总井数为2368口，其中注入井1094口，生产井1274口。
建立聚合物配注站8座，配注聚合物干粉能力达到9.5×104t；建立聚合物注入站67座，注入聚合物干粉能力达到6×104t以上。
从年度开发效果看，从1996年至1998年，聚合物驱的年产量每年增加近300×104t，到2000年，年产油量达到了900×104t，占油田总产油量的六分之一。
从油田总的聚合物驱开发效果看，截止到2000年底，聚合物驱工业化区块累积注聚合物干粉21.26×104t，累积生产原油3107.3×104t，加上三次采油试验，累积注聚合物干粉23.23×104t，累积生产原油3431.8×104t。
因此，聚合物驱已成为大庆油田减缓油田产量递减不可缺少的重要支柱技术。
2.4.1.2首次聚合物驱油工业矿场试验所取得的成果及其经验
大庆油田在“八五”期间开展了北一区断西聚合物驱油工业性试验，该试验是继中西区部小面积（每个试验井组面积小于0.1km2）、单井组（一口中心井）、小井距（井距106m）先导试验之后，开辟的较大面积（面积3.13km2）、多井组（共有16口中心井）和较大井距（油水井井距250m）的第一个工业性生产试验，其规模当时不但在中国是最大的，而且在世界上也是屈指可数的。
试验从1990年开始准备，至1998年结束，历时9年。
目前对聚合物驱油技术，从地质方案设计、聚合物原料筛选、室内数学和物理模型、合理注入段塞及速度研究、注入工艺流程设计和聚合物驱全过程的动态反映规律研究、采油工艺措施等全方位地进行了系统攻关，使聚合物驱油技术日趋完善，为大庆油田“九五”及以后的聚合物驱油总体规划，提供了重要的科学依据。
试验区选择在北一区断西葡Ⅱ-4层，它属于喇嘛甸——萨西河流系统的多段多韵律油层，是“八五”期间聚合物驱油规划地区（北一断西、北二西、北三西、喇南块）具有代表性的油层，在适合聚合物驱的正韵律、多段多韵律、复合韵律三类油层中，多段多韵律油层在北一区以北地区的储量占70%以上，聚合物驱效果居中，目前这类油层含水已达90%，产量递减比较严重，如这类油层采用聚合物驱油能够取得较好效果，那么，油田北区推广聚合物驱油后，对今后弥补油田产量递减将会起到重要作用。
同时，葡Ⅱ-4层聚合物驱油结束后，可上返至上部萨尔图油层开展聚合物驱油。
这样一来，可将加密井单井增加可采储量的幅度提高一倍左右。
而且实施方便，同时也可提高聚合物注入设备的利用率。
北一区断西葡Ⅱ-4层，为大面积分布的多段多韵律油层，面积为15km2，有效厚度12.1m。
葡Ⅱ-4层上部的萨尔图油层，有两套油层的面积大于9km2以上，有效厚度大于10米，因此萨尔图油层再组合一套10m以上聚合物驱油层系是完全可能的。
在该区选择大约1/4的面积进行聚合物驱工业性矿场试验，面积3.13km2，地质储量632×104t，孔隙体积1086×104m3。
地层水矿化度2000～4000mg/L、油层温度45℃左右、原油粘度8～10mpa.s，为低矿化度、低地温、低粘度长期注水开发的非均质砂岩油田。
试验前，该块水驱开发27年，综合含水87.5%，采出程度29.5%，已采出水驱可采储量的58.3%。
试验采用250米井距正方形井网五点法进行注采部署，试验控制含油面积3.1km2，地质储量500×104t，共有油水井61口，其中生产井36口，注入井25口。
预测该块通过聚合物驱油试验可提高采收率10%，每吨聚合物可增油150t。
试验于1993年1月正式注入，到1997年4月完成全部设计注入量。
1997年4月后开始转入后续水驱，到1998年10月整个试验结束，试验历时5年8个月。
共注聚合物溶液812.3×104m3，占地下孔隙体积的74.8%，有效聚合物6424.56t，平均注入浓度791mg/L。
注聚合物6个月后，试验区油井陆续见效。
效果最佳时全区日产油量由水驱时的651t上升到1357t，含水由90.7%下降到73.9%，日增油706t/d,平均单井日增油18.6t/d，含水下降了16.8%。
中心井日产油量由290t/d上升到676t/d，含水由90.6%下降到70.6%，日增油386t/d，平均单井日增油23t/d，含水下降了20%。
北一断西聚合物驱油最终吨聚合物增油123t，提高采收率12.89%。
2.4.2胜利油田
胜利油田自70年代初开始三次采油室内试验研究工作，积累了丰富的室内试验研究经验，类似大庆油田形成了集油藏工程、数值模拟、驱油体系筛选、现场实施与监测等于一体的专业化队伍——采收率所。
1992年，孤岛油田中一区Ng3的聚合物驱矿场先导试验，取得了显著的降水增油效果，揭开了胜利油田三次采油的新纪元。
1994、1995年开展了孤岛、孤东两个聚合物扩大试验区。
之后，聚合物驱规模迅速扩大。
1997年在孤岛中一区Ng4、孤岛西区、孤东八区相继投产。
1998年又先后投产孤岛中2南、中2中、孤东七区、胜坨油田一区和孤东二区等单元。
经过短短的几年，胜利油区聚合物驱动用储量迅速增加。
截止1999年，已累积动用地质储量1.0883×108t，各单元均已见到降水增油效果。
复合驱于1992年在孤东小井距进行先导试验；1997年在孤岛西区进行了扩大试验，并已见到明显的降水增油的效果。
石油磺酸盐驱正在进行之中，准备在孤岛、孤东、胜坨油田进行试验。
目前，胜利油田通过三次采油年增油达120×104t。
2.4.3辽河油田
“八五”以来，辽河油田三次采油从室内实验研究阶段步入了现场实施阶段，先后开展了聚合物驱、碱／聚合物二元复合驱先导试验、弱凝胶深部调驱试验以及分子膜驱试验，目前已形成了包括室内实验、方案设计及试验实施与跟踪评价等完善配套的三次采油技术，培养出一批可以独立承担并完成三次采油研究的专业技术队伍。
先导试验比水驱提高采收率9.0%～13.3%，证明了三次采油可以作为辽河油区提高采收率的有效手段。
由于受成本制约，“九五”期间没能如期开展聚合物驱及二元驱工业化推广试验，目前从规模上无法与大庆及胜利油田相比。
3辽河油田三次采油技术应用现状及其取得的成果
3.1先导试验与工业化应用情况及经验教训
3.1.1锦16块东部聚合物驱先导试验
3.1.1.1试验区简况
锦16块位于辽河断陷盆地西部斜坡欢喜岭油田的中部。
锦16块东部聚合物驱先导试验区含油面积0.9km2，地质储量442×104t。
开发层位为兴隆台油层的Ⅱ1-4层。
油藏类型为厚层复合型边（底）水油藏，油水界面在-1460m，地层温度为56℃，地层压力13.0MPa。
储层为河口坝亚相沉积。
油层平均渗透率为908×10-3μm2，孔隙度为28.5%，原始含油饱和度为0.77。
原油粘度高，地层油粘度为17.4mPa·s。
地层水粘度0.56mPa·s，油水粘度比31.07。
地层水矿化度2425.4mg/l，水型NaHCO3。
注聚合物前（1992年9月），有采油井10口，日产油149t/d，日产水1006m3/d，综合含水87.1%，采出程度30.1%；注水井10口，日注水1477m3/d，累积注采比1.6。
预测水驱采收率39%。
3.1.1.2试验方案设计
试验方案设计共有3口注聚井，采油井10口，注水井7口，井距200～400m，平均260m（图3.1）。
聚合物驱试验控制含油面积0.37km2，控制原油地质储量208.4×104t。
聚合物驱配方为500～1250ppmUS3530三级段塞注入，段塞尺寸为0.233Pv，其中前缘段塞占20%（浓度为1250ppm），主段塞占50%（浓度为1000ppm），后续段塞占30%（浓度为500ppm），注入聚合物干粉776.7吨。
方案预测该块通过聚合物驱提高采收率8.6%。
3.1.1.3试验实施情况
试验从1993年3月开始，采取三级段塞注入，到1997年7月结束。
注入时间1591天，三口注剂井累注聚合物干粉879.06t，累注溶液87.276l×104m3，段塞体积0.2339Pv（表3.1）。
表3.1锦16块聚合物驱先导试验实际注入情况表
段塞
项目
Ⅰ
Ⅱ
Ⅲ
合计
注入起止时间（年月）
93.3.1～93.11.5
93.11.6～95.11.6
95.11.7～97.7.8
93.3.1～97.7.8
干粉量（吨）
157.3
356.61
365.15
879.06
溶液量（×104m3）
10.6794
33.0725
43.5242
87.2761
平均浓度（ppm）
1473
1078
839
1007
段塞体积（PV）
0.0286
0.0886
0.1167
0.2339
3.1.1.4试验效果分析
锦16块东部聚合物驱见到了明显的试验效果，主要表现在以下几个方面：
①形成了原油富集带
试验中对部分采油井进行了不同时期的碳氧比测试，从测试结果中反映出，随着注入段塞的增大，部分油层的含水饱和度降低，即说明了原油饱和度增加，原油富集带形成（表3.2）。
②中心井产量上升，含水下降，试验效果显著
处于三口注聚井中心位置的欢23－04井，日产油由试验前的2～3t/d最高上升到45t/d以上，含水由97%下降到83%（图3.2）。
③从1993年3月开始注入到1997年7月结束，试验共历时4年又4个月。
试验阶段累计增产原油6.89万吨，试验阶段提高阶段采出程度3.31％,预测到含水98%时，该块通过聚合物驱油试验，提高采收率7.9%（图3.3）。
表3.2丙1－115井碳氧比
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