包14块裂缝性低渗透油藏深部调驱研究与应用_欧洲

作者简介：欧洲，工程师，2006年毕业于大庆石油学院石油工程专业，目前主要从事油藏动态管理工作。

E-mail ：47846096@

1前言

包14块探明含油面积为8.07km 2，探明石油地质储量为717.47×104t ，标定采收率为20.0%，主力含油层位为中生界侏罗系上侏罗统九佛堂组，油藏埋深为850～1420m ，地层条件下原油黏度21.66mPa ·s 。九上段储层孔隙度为17%，渗透率为33.9×10-3μm 2，属中孔-低渗储层。根据岩心观察及包9-19、包6-10井周波成像测井资料显示裂缝发育，Ⅰ油层组发育北西-南东向135°～335°和南西向225°两组裂缝；Ⅲ油层组发育北东向60°～70°一组裂缝。1997年1月，包14井试油获工业油流。同年6月，区块按300m 井距、正方形井网、一套层系投入开发。2000年8月，区块以反九点面积注水方式实现全面注水开发。2001～

2006年，先后实施四次扩边部署，处于产量上升阶段，年产油由2.6077×104t 最高上升到9.4820×104t 。

2006～2010年，虽采用多种方式注水，但受区块开发矛盾制约，产量递减迅速，年产油由6.7021×104t 下降到1.9126×104t 。截至2011年12月，包14块日产液188.8t/d ，日产油36t/d ，综合含水80.9%，采油速度

0.27%，累积采油60.89×104t ，地质储量采出程度8.49%，可采储量采出程度42.43%。2开发中的主要问题

2.1区块裂缝发育，平面矛盾突出

包14块天然裂缝发育，且油井基本采用压裂

方式投产。因此，受天然及人工裂缝影响，包14块注入水沿裂缝突进，主向油井见效快，见效后产液量不变，含水上升，水淹快，侧向油井见效缓慢。

统计4口井测得的微地震水驱前缘测试资料

(见表1)显示，水驱波及长度在120～180m 之间，水驱波及宽度在80～95m 之间，水驱波及范围较小，优势水驱方向明显。测试结果与实际生产中注水见效情况基本符合，反映了区块水驱方向性强的注水特点[1]。

2.2储层非均质性强，层间矛盾严重

包14块储层渗透率仅为17%，砂体间非均质性严重，均质程度较低，变异系数大于1，渗透率级差在6~141之间。

统计近两年的吸水剖面资料可以看出，水井注水厚度为1347.4m ，吸水厚度为579.5m ，水驱储量动用程度仅为43%；而且，吸水层主要集中在中下部，层间矛盾突出。

2.3常规注水开发效果差，无法达到标定采收率

近年来，积极探索适合低渗透油藏开发特点的注水方式，细化注水参数，分区域、分层位进行“二

包１４块裂缝性低渗透油藏深部调驱研究与应用

欧洲

(中国石油辽河油田公司，辽宁盘锦124010)

摘要

辽河油田包14块为典型的裂缝性低渗透油藏，采用压裂方式投产。该区块裂缝发育，储层非均质性强，层间矛盾严重，常规注水开发效果差，无法达到标定采收率。通过三维地震资料与动静态资料紧密结合分析，对裂缝水驱机理进行研究并对调驱可行性进行论证，确定由裂缝驱油向孔隙基质驱油方式转变，进而引进具有封堵和驱替作用的深部调驱技术。结合包14块优势通道发育分布及裂缝开度，通过室内研究，研制出适合低渗透裂缝油藏的配方体系。优选储层及油层发育、剩余油富集、优势注水通道发育、连通性好的西南部构造高部位两个井组开展调驱先导试验。试验结果表明，日产油由10.8t/d 上升至23.9t/d ，含水由71.4%下降至56.3%，注入水推进速度由10.9m/d 下降至6.1m/d ，水驱储量动用程度由39.8%提高至52.2%，区块整体递减率下降，大幅改善了平面及层间矛盾。

关键词

低渗透裂缝注水深部调驱剩余油开发效果

2015年第20卷

·52·

SINO-GLOBAL ENERGY

分”注水。西南部进行线性注水试验等均取得了一定效果，但仍无法有效解决区块的开发矛盾，区块自然递减率居高不下，在30%左右，综合含水达

81.26%，进入高含水阶段，存水率低，仅0.47，根据甲型水驱特征曲线预测区块的水驱采收率为

17.7%[2]，达不到标定采收率20%。

表1包14块微地震水驱前缘监测表

井号泵压/MPa

油压/MPa

套压/MPa

优势注水方位水驱波及长度/m

水驱波及宽度/m

包4-161787正西270°12095包6-141787东南165°，东北15°14085包11-217.18.57东北65°，正西270°

18580包14-04

17

8

7

东南135°

120

85

图1包14块构造图五十家子庙断层

包10-16断层

包15-3断层

包13-5断层

包20-010南断层

00.5九佛堂顶界

1km

3主要做法

针对油藏开发过程中存在的各种问题，首先加强基础研究，落实区块潜力，分析油藏裂缝水驱油机理并识别优势通道；然后，转变思路，开展低渗透油藏深部调驱技术研究，科学部署、逐步实施深部调驱，从而改善区块开发效果。

3.1精细地质研究

结合三维地震资料及动静态资料对区块的构造、储层、油层分布情况重新落实。构造轴线呈北东向延伸，西南高，向北东方向逐渐变低。内部发育包

13-5断层等4条断层。受五十家子庙断层影响，包13-5断层与五十家子庙断层之间区域构造复杂，次生断层发育，而包13-5断层以西区域构造简单

(见图1)。

该块为水下冲积扇前缘沉积，物源方向为东南方向[3]。九佛堂组储层较为发育，九上段平均砂体厚度为125.2m ，平面上断块东南部砂体发育最厚，向边部逐渐减薄。但是受沉积相影响储层在纵向上各油组发育不同，Ⅰ油组在全区发育最稳定，Ⅲ油组在东部储层发育较厚，到西部只零星发育几个薄砂层。油层与储层发育类似，依附南部五十家子庙断

层成扇形发育，平面上油层发育稳定、范围广，平均发育油层厚度为55.3m 。但是，受储层分布影响，各油组油层发育不尽相同，Ⅰ油组油层在全区发育较稳定，平均厚度为35.4m ；Ⅲ油组在东部油层发育较厚，平均油层厚度为32.6m ，以东南部发育最厚，到西部逐渐变薄，尤其到边部基本不发育；各油组隔层不发育，隔层厚度一般在1.3m 以内。包13-5井断层以西区域储层及油层发育，平均单井钻遇油层厚度为40m 以上。

3.2调驱可行性研究

常规实施的“二分”注水和线性注水，由于不能改变裂缝和基质渗透率，而无法根本改变包14块的主要水驱油方式[1～4]，且水驱后的剩余油主要集中在基质中，因此，必须引进可以封堵优势注水通道，启动基质孔隙驱油的技术，从根本上将包14块仅裂缝驱油的主要水驱油方式，即：向裂缝渗透率接近或近似等于基质渗透的基质孔隙驱油方式转变。而日趋完善的深部调驱技术即可完成这种封堵和驱替改变[5]。

3.2.1具有一定的物质基础

区块目前地质储量采出程度为8.21%，剩余可采储量为79.14×104t 。剩余储量在纵向上分布不均，总体来说，由于九佛堂上段是储集砂体核心部位，油层厚度大，原始地质储量多，但储层物性条件差，

自开发以来，采出油量少，大量剩余油仍存于地下。九佛堂上段Ⅰ油组剩余油最多，Ⅲ油组次之，Ⅱ油组和九佛堂下段剩余油很少。其中，九佛堂上段Ⅰ油组剩余油地质储量为377.29×104t ，占原始地质储量的52.6%(见表2)。

3.2.2储层连通性好

根据单井连通情况分析，平面区块主体部位包

13-5井断层以北区域连通性好，连通系数为82%，