水驱老油田分层开发探索与研究

水驱老油田分层开发探索与研究

【摘要】辽河油区水驱老油田包括中高渗油藏、低渗油藏、复杂断块油藏、特殊岩性油藏等多种油藏类型。经过40多年的注水开发，目前不同类型油藏，不同开发技术的不适应性逐渐凸显，亟需开展分层开发，确保水驱老油田上产稳产。本文以辽河油田j99块为例，在单砂体精细刻画的基础上，采用直井+水平井综合运用技术，预计可以提高采收率3%左右。

【关键词】水驱老油田

1 水驱老油田分层开发的必要性

一是水驱老油田地质条件复杂，单一开发方式不能满足精细开发需求

水驱老油田含油井段长，砂体规模小、连续性差，非均质性严重。渗透率在12～4200md之间，层间变异系数在0.49～1.45之间。

二是开发层系粗放、注采井网不完善，分注级别低，储量动用程度差异大

据统计一套层系开发储量占80.3%，水井分注级别低，二级三段以下占72.9%；受井况影响，油水井利用率低（65%～70%），储量损失大。

三是长期水驱非均质程度恶化，四大矛盾加剧

长期水驱后“平面、层间、层内、流体”四大矛盾突出，平面各向异性明显，纵向上单砂体动用差异大，单层突进现象严重，水流优势通道明显发育，制约了油田开发水平的持续提高。

2 油藏基本特征及开发现状

该块储层主要为扇三角洲前缘与近岸浅水水下扇沉积，岩性为一套中细砂岩、砂砾岩与泥岩交互层。油层埋深1200～1570m，杜ⅰ、ⅱ油层组平均油层厚度21.5m，油层平面厚度变化大，连通状况差，油藏类型为层状边底水油藏。

j99块杜家台油层原油性质较差。在地层条件下，原油密度为0.954g/cm3，原油粘度229mpa·s。在50℃条件下脱气原油粘度为333mpa·s，属普通稠油。

该块分层开发前共有油井77口，日产油58t，综合含水95.3%，

采油速度0.15%，可采储量采出程度89.8%。

3 水驱开发油水运动规律及剩余油分布规律研究

3.1 平面上注入水主要沿河道主流线方向推进

j99块杜家台油层沉积类型为扇三角洲前缘亚相，沉积微相以扇三角洲前缘河道、河口砂坝为主，条带状沉积特征明显。水下分流河道中心、河口砂坝中心部位的物性好于边部。平面上的这种强非均质性，决定了水驱油过程中油层平面上水淹程度的不均匀。大量监测资料表明，主河道中心线水淹最快，中心线两侧主河道水淹速度稍微慢一些，而分流间和前缘薄层砂水淹速度最慢。

3.2 纵向上注入水主要沿油层厚度大、高渗层单层突进

j99块杜家台油层纵向上非均质性严重，决定了在注水开发过程中层间矛盾尖锐，单层突进现象严重，注入水主要沿厚度大、渗透率高的单层突进。

3.3 层内受渗流屏障影响，不同部位水淹程度存在差异

夹层是指分散在单砂体内、横向不稳定的相对低渗透层或非渗透层。作为渗流屏障，夹层影响着砂体内垂向和（或）侧向的流体渗

流。渗流屏障越交织且越连续，采出油气就越难，采收率也就越低。夹层几何配置方式一般划分为二类，即：平行的渗透屏障和交织的渗流屏障。j99块杜家台油层的夹层在砂体中多平行于砂层层面分布，属于平行的渗流屏障。

按照层内的韵律特征，夹层的稳定程度，j99块层内水淹特征主要表现为厚油层上部水淹型、厚油层下部水淹型。

厚油层上部水淹型：产生此类剩余油分布模式的条件是，夹层界面分隔的上下两个砂体渗透率级差均较大，渗透率级差>5，夹层分布稳定，自然电位曲线呈明显的漏斗形，底部渗透率较低，最高渗透率位于韵律顶部，注入水沿上部的高渗条带突进，形成强水洗带，中下部储量动用较差，水洗程度低，剩余油富集。

厚油层下部水淹型：产生此类剩余油分布模式的条件是，夹层界面分隔的上下两个砂体储层相对均质，渗透率级差均较小，小于2，夹层较厚，分布稳定，自然电位曲线呈箱形。注入水在运动过程中，受到重力作用的影响，可向下渗流，注水波及系数较大，中下部动用程度高，剩余油在韵律层的顶部富集。

3.4 无夹层的厚层，受重力作用层内注入水主要沿底部快速推进

产生此类剩余油分布模式的储层反韵律特征不明显，渗透率级差10m）、含油性好、未水淹，但实钻水平段储层物性差，产能不落实，导致该井产量较低。

中东块j99井区部署的j99-杜h7井，初期有一定的产能，但是产量递减较快，含水上升速度较快，该井的实施让我们充分认识到高含水老区部署水平井风险大。长期注水开发后，老油田内部油水关系进一步复杂化，尽管单井点水淹状况认识清楚（老井及导眼井），但水平井段只要局部水淹，导致水平井高含水。