论文部分内容阅读
大芦湖油田为典型的厚层块状低渗透油藏，油田上报探明含油面积38.3Km2，石油地质储量2783万吨。大芦湖油田厚油层内储层非均质性比较严重，开发中后期剩余油分布复杂，应该细化夹层分布的研究，以提高油藏采收率。
1 大芦湖低渗透油田地质特征
1.1.油藏埋藏深，储层物性差。该油藏埋深度为2800-3200m，由于压实作用和成岩作用的影响，储层物性比较差，孔隙度和渗透率比较低，平均孔隙度为14.5%，渗透率为5.7×10-3um2，层间储层物性差异大，4砂组物性最好，平均孔隙度为15.6%，平均渗透率为10.4×10-3um2，7组物性最差，平均孔隙度为11.5%，平均渗透率为1.76×10-3um2。
1.2.油层分布受构造岩性控制，砂体个数多，砂体厚度大，油层有效厚度大，连通性好
大芦湖油田油藏类型为构造岩性油藏，大芦湖油田含油砂层组为5个，含油砂体为30个，砂体厚度大，平面分布呈块状，砂体厚度一般在25m左右，最厚的砂体厚度能达到40m以上，油层有效厚度也比较大，一般在20m左右。
1.3 .储层非均质性严重。大芦湖油田储层的隔层、夹层发育，隔层的主要特点是：隔层分布稳定，除个别层、个别井点没有隔层外，绝大部分地区均有隔层分布。隔层厚度较大，一般在6-10米之间。夹层主要特点：一是储层内的夹层频率、密度较高，夹层频率一般在0.3-0.5层/米之间，密度一般在20-40%之间。二是砂体厚度大的主力砂体相对频率及密度较小，一般频率在0.3层/米左右，密度在20%左右。三是夹层分布明显受到沉积微相的控制，水道微相夹层频率较低，一般在0.2层/米左右，而水道间微相、侧缘微相等夹层频率较高。
1.4 .天然裂缝不发育。根据岩芯观察和裂缝测量，该区储层中存在开启天然微裂缝，多为高角度裂缝，裂缝面内见少量半充填方解石胶结物，并且具有砂岩厚度越大，裂缝密度越小，岩性越致密坚硬，裂缝越发育的特点，裂缝面宽度一般小于1mm，缝间见油气显示，裂缝分布测量表明，该区裂缝走向在NE75°至NE95°之间。
2 .大芦湖厚层低渗透油田的开发现状及存在问题
2.1 .开发现状
大芦湖油田开发于1990年底，首先在樊15块开展了开发试验工作，取得成功后，产能建设工作全面展开，至目前先后投入开发了樊15、樊29、樊23等8个区块，完钻各类油水井287口，建成产能32.0万吨。大芦湖目前开油井131口，核实日液水平910吨，日油水平375吨，综合含水58.8%，年产油13.7万吨，采油速度0.7%，累积采油218万吨，采出程度11%，开水井56口，日注水平1200m3，年注水44×104m3，累积注水614×104m3，累积注采比1.0。
2.2 .厚层低渗透开发过程中存在的主要问题：
1）平面上：人工裂缝发育、油井注水见效快，见水后含水上升快，产量递减快，控水稳油难度大。由于低渗透油藏投产初期一般都采取压裂改造，油水井间裂缝发育，注水后油井见效快，但见效后油井含水上升比较快，无因次采液、采油指数大幅度下降，产量递减较快，年递减率达到15%以上，且油水井间容易形成窜流，造成注水利用率低，注采调配效果不明显，给控水稳油带来很大的难度。2）纵向上：裂缝窜层严重，后期的调整和挖潜难度大。对于早期单采S3Z43层的井，后期卡封补孔压裂挖潜S3Z44、42层时，油井基本全是高含水。3）储量动用程度低，层内、层间动用不均衡。由于油层厚度大，含油砂体个数多，投产时仅射开部分小层，而后期补孔压裂挖潜易压窜，措施效果差，导致部分储量得不到有效动用。
3 .开发认识突破与技术创新
低渗透油田已注水井区油井不压裂投产具有一定产能的认识突破，为部分新技术在低渗透油田上推广应用奠定了基础，在此基础上我们不断开拓创新，将侧钻井、水平井等新技术应用到低渗透油田开发中，均取得了较好的效果，为进一步提高油田开发水井进行了技术积累。
3.1.侧钻井挖潜在低渗透油田上应用取得好效果
近几年运用侧钻井挖掘油田剩余油潜力取得了较好的效果，但该技术以前主要应用于中、高渗透油藏，低渗透油藏基本上没有进行过尝试，主要原因在于侧钻井目前无法进行压裂改造，已注水井区油井不压裂投产具有一定产能的认识突破了该技术在低渗透油藏推广的限制，提出运用F10-15井侧钻挖潜，实施后，初期日油10吨，不含水，目前日油12吨，已经稳产了142天，累积产油1580吨。该井的成功实施，不仅使侧钻井技术的应用范围得到扩大，更重要的是为低渗透的挖潜提供了新途径。
3.2.水平井在薄层低渗透油田上应用取得突破
由于水平井将平面径向流变为直线流，降低压力损失，另外可以有效提高渗流面积，使油井产量得到提高，因此该技术在中高渗透油藏的开发中得到广泛的应用，但由于水平井在压裂改造上存在一定的难度，所以其在低渗透油藏上应用效果不尽人意，开发认识的突破为该技术的推广坚定了信心，在已注水的薄层低渗透油藏樊15S2采用水平井开发进行了尝试，该块油藏厚度3m左右，平均单层厚度只有1.5m，在钻井过程中将油藏、地质、钻井、录井、随钻导向信息进行有效的综合控制井身轨迹，水平段钻进392米，钻遇砂层310米，油层275.5米，射开70米，投产初期油压6Mpa，日产油16吨，含水10%，自喷45天，转抽后日油17吨，含水14%。该井的成功实施，充分说明了水平井在低渗透油藏挖潜的可行性。
3.3. 结合小波处理成果，实施层内挖潜
樊7-19井S3Z43小层的下部较上部水淹轻，出现了非常规的情况，是什么原因导致的呢？是否是层内夹层的影响？但从测井曲线上看不出明显的夹层，分析原因可能为目前测井技术分辨率低夹层无法分辨，为此，我们利用小波处理技术对该井的测井图进行了处理，发现该油层内存在小于0.5米的稳定泥岩夹层，这一夹层的存在可能对剩余油的的分布起到了控制作用，导致油层的下部较上部水淹轻。但是如果压裂投产，肯定造成层内压窜，不压裂投产就不会存在这一问题，因此提出对樊7-19井的下部油层不压裂挖潜，实施后初期日液10吨，日油5吨，含水48%。该井的成功实施，为厚层低渗透油藏剩余潜力的认识及挖掘提供了依据，对降低成本、提高油藏的采收率都具有重大意义。
4 效果评价
4.1.增油效果显著
在低渗油藏已注水井区油井不压裂投产具有一定产能的开发认识突破的基础上，近年在大芦湖油田进行新技术的创新、推广应用取得了较好的效果，共计实施的8口油井，初期日增油49.4吨，目前日增油36.7吨，截止目前已累积增油7952吨。
4.2.措施有效率提高.在开发认识突破前，进行层间挖潜措施有效率只有50%，而目前有效率提高到66.7%，提高了16.7%。
4.3.降低投资.8口井在无新技术下，按传统做法压裂投产，每口井节约压裂成本按50万元计算，合计节约成本400万元。截止2011年5月，8口井累积增油8348吨，吨油价格按1234元/吨计算，创造经济价值1030.1432万元，措施费用平均每口井按15万元计算，投入产出比为1：8.58。
参考文献
1.胜利油田纯梁采油厂、地质科学院，1997，大芦湖油田沙三中精细油藏描述及剩余油分布研究。
2.胜利油田纯梁采油厂、胜利油田采油院，1995，樊家油田储层敏感性评价及油层保护技术。
1 大芦湖低渗透油田地质特征
1.1.油藏埋藏深，储层物性差。该油藏埋深度为2800-3200m，由于压实作用和成岩作用的影响，储层物性比较差，孔隙度和渗透率比较低，平均孔隙度为14.5%，渗透率为5.7×10-3um2，层间储层物性差异大，4砂组物性最好，平均孔隙度为15.6%，平均渗透率为10.4×10-3um2，7组物性最差，平均孔隙度为11.5%，平均渗透率为1.76×10-3um2。
1.2.油层分布受构造岩性控制，砂体个数多，砂体厚度大，油层有效厚度大，连通性好
大芦湖油田油藏类型为构造岩性油藏，大芦湖油田含油砂层组为5个，含油砂体为30个，砂体厚度大，平面分布呈块状，砂体厚度一般在25m左右，最厚的砂体厚度能达到40m以上，油层有效厚度也比较大，一般在20m左右。
1.3 .储层非均质性严重。大芦湖油田储层的隔层、夹层发育，隔层的主要特点是：隔层分布稳定，除个别层、个别井点没有隔层外，绝大部分地区均有隔层分布。隔层厚度较大，一般在6-10米之间。夹层主要特点：一是储层内的夹层频率、密度较高，夹层频率一般在0.3-0.5层/米之间，密度一般在20-40%之间。二是砂体厚度大的主力砂体相对频率及密度较小，一般频率在0.3层/米左右，密度在20%左右。三是夹层分布明显受到沉积微相的控制，水道微相夹层频率较低，一般在0.2层/米左右，而水道间微相、侧缘微相等夹层频率较高。
1.4 .天然裂缝不发育。根据岩芯观察和裂缝测量，该区储层中存在开启天然微裂缝，多为高角度裂缝，裂缝面内见少量半充填方解石胶结物，并且具有砂岩厚度越大，裂缝密度越小，岩性越致密坚硬，裂缝越发育的特点，裂缝面宽度一般小于1mm，缝间见油气显示，裂缝分布测量表明，该区裂缝走向在NE75°至NE95°之间。
2 .大芦湖厚层低渗透油田的开发现状及存在问题
2.1 .开发现状
大芦湖油田开发于1990年底，首先在樊15块开展了开发试验工作，取得成功后，产能建设工作全面展开，至目前先后投入开发了樊15、樊29、樊23等8个区块，完钻各类油水井287口，建成产能32.0万吨。大芦湖目前开油井131口，核实日液水平910吨，日油水平375吨，综合含水58.8%，年产油13.7万吨，采油速度0.7%，累积采油218万吨，采出程度11%，开水井56口，日注水平1200m3，年注水44×104m3，累积注水614×104m3，累积注采比1.0。
2.2 .厚层低渗透开发过程中存在的主要问题：
1）平面上：人工裂缝发育、油井注水见效快，见水后含水上升快，产量递减快，控水稳油难度大。由于低渗透油藏投产初期一般都采取压裂改造，油水井间裂缝发育，注水后油井见效快，但见效后油井含水上升比较快，无因次采液、采油指数大幅度下降，产量递减较快，年递减率达到15%以上，且油水井间容易形成窜流，造成注水利用率低，注采调配效果不明显，给控水稳油带来很大的难度。2）纵向上：裂缝窜层严重，后期的调整和挖潜难度大。对于早期单采S3Z43层的井，后期卡封补孔压裂挖潜S3Z44、42层时，油井基本全是高含水。3）储量动用程度低，层内、层间动用不均衡。由于油层厚度大，含油砂体个数多，投产时仅射开部分小层，而后期补孔压裂挖潜易压窜，措施效果差，导致部分储量得不到有效动用。
3 .开发认识突破与技术创新
低渗透油田已注水井区油井不压裂投产具有一定产能的认识突破，为部分新技术在低渗透油田上推广应用奠定了基础，在此基础上我们不断开拓创新，将侧钻井、水平井等新技术应用到低渗透油田开发中，均取得了较好的效果，为进一步提高油田开发水井进行了技术积累。
3.1.侧钻井挖潜在低渗透油田上应用取得好效果
近几年运用侧钻井挖掘油田剩余油潜力取得了较好的效果，但该技术以前主要应用于中、高渗透油藏，低渗透油藏基本上没有进行过尝试，主要原因在于侧钻井目前无法进行压裂改造，已注水井区油井不压裂投产具有一定产能的认识突破了该技术在低渗透油藏推广的限制，提出运用F10-15井侧钻挖潜，实施后，初期日油10吨，不含水，目前日油12吨，已经稳产了142天，累积产油1580吨。该井的成功实施，不仅使侧钻井技术的应用范围得到扩大，更重要的是为低渗透的挖潜提供了新途径。
3.2.水平井在薄层低渗透油田上应用取得突破
由于水平井将平面径向流变为直线流，降低压力损失，另外可以有效提高渗流面积，使油井产量得到提高，因此该技术在中高渗透油藏的开发中得到广泛的应用，但由于水平井在压裂改造上存在一定的难度，所以其在低渗透油藏上应用效果不尽人意，开发认识的突破为该技术的推广坚定了信心，在已注水的薄层低渗透油藏樊15S2采用水平井开发进行了尝试，该块油藏厚度3m左右，平均单层厚度只有1.5m，在钻井过程中将油藏、地质、钻井、录井、随钻导向信息进行有效的综合控制井身轨迹，水平段钻进392米，钻遇砂层310米，油层275.5米，射开70米，投产初期油压6Mpa，日产油16吨，含水10%，自喷45天，转抽后日油17吨，含水14%。该井的成功实施，充分说明了水平井在低渗透油藏挖潜的可行性。
3.3. 结合小波处理成果，实施层内挖潜
樊7-19井S3Z43小层的下部较上部水淹轻，出现了非常规的情况，是什么原因导致的呢？是否是层内夹层的影响？但从测井曲线上看不出明显的夹层，分析原因可能为目前测井技术分辨率低夹层无法分辨，为此，我们利用小波处理技术对该井的测井图进行了处理，发现该油层内存在小于0.5米的稳定泥岩夹层，这一夹层的存在可能对剩余油的的分布起到了控制作用，导致油层的下部较上部水淹轻。但是如果压裂投产，肯定造成层内压窜，不压裂投产就不会存在这一问题，因此提出对樊7-19井的下部油层不压裂挖潜，实施后初期日液10吨，日油5吨，含水48%。该井的成功实施，为厚层低渗透油藏剩余潜力的认识及挖掘提供了依据，对降低成本、提高油藏的采收率都具有重大意义。
4 效果评价
4.1.增油效果显著
在低渗油藏已注水井区油井不压裂投产具有一定产能的开发认识突破的基础上，近年在大芦湖油田进行新技术的创新、推广应用取得了较好的效果，共计实施的8口油井，初期日增油49.4吨，目前日增油36.7吨，截止目前已累积增油7952吨。
4.2.措施有效率提高.在开发认识突破前，进行层间挖潜措施有效率只有50%，而目前有效率提高到66.7%，提高了16.7%。
4.3.降低投资.8口井在无新技术下，按传统做法压裂投产，每口井节约压裂成本按50万元计算，合计节约成本400万元。截止2011年5月，8口井累积增油8348吨，吨油价格按1234元/吨计算，创造经济价值1030.1432万元，措施费用平均每口井按15万元计算，投入产出比为1：8.58。
参考文献
1.胜利油田纯梁采油厂、地质科学院，1997，大芦湖油田沙三中精细油藏描述及剩余油分布研究。
2.胜利油田纯梁采油厂、胜利油田采油院，1995，樊家油田储层敏感性评价及油层保护技术。