辽河油田区块研究论文

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渗透率是油田开发阶段需要求准的一个非常重要的物性参数，是描述和评价储层非均质性的重要参数。一般情况下，孔隙度与渗透率成正比关系，但是对于非均质性严重的油层，给定岩石的任一孔隙度之后其渗透率变化很大（闫伟林等，1996）。油田进入高含水期，储层参数如孔隙度、渗透率、饱和度等都发生了变化。用传统的解释方法来计算渗透率是很难达到理想的精度的。利用储层流体流动单元流动带指标计算渗透率，并应用于辽河油田欢26断块高含水油田储层评价中，取得了良好的地质应用效果。

1.渗透率计算

利用岩心分析数据和取心井测井资料建立起计算FZI的模型之后，即可利用FZI计算高含水油田储层渗透率。

把FZI代入（3—4）式有：

高含水油田剩余油分布研究：以辽河油田欢26断块为例

该式两边平方并乘以φe，有：

高含水油田剩余油分布研究：以辽河油田欢26断块为例

上式即是利用FZI反算渗透率的模型。其中，孔隙度可由声波时差求得。

2.应用实例

实际资料表明，辽河油田欢26断块兴隆台油层组砂岩的孔隙度与渗透率的相关性较差，而且渗透率变化范围大（1×10-3μm2～18550×10-3μm2），用常规的单因素解释很难达到理想的精度。根据该区块6口取心井、585个孔隙度和渗透率分析样品的计算结果来看，计算的渗透率值与岩心分析数据吻合良好（图3-12），相对误差为21.6%。图3-13为取心井欢2-12-217上井计算渗透率与岩心分析渗透率数据的对比结果。图中第一道实线为计算的渗透率，而虚线是岩心分析的渗透率。从图中可见，二者吻合良好，效果是令人满意的。表明利用FZI来预测渗透率是准确而又可靠的。

图3-12流动带指标预测渗透率与岩心分析渗透率对比图

本方法的最大优点是能提供高精度的渗透率数据。高精度渗透率数据的获得，为开展储层地质建模研究来预测孔隙度和渗透率等物性参数的平面和剖面分布特征，进而预测剩余油饱和度的分布特征提供了良好的数据基础。

图3-13欢2-12-217上井计算渗透率与岩心分析数据对比图

不同类型的流动单元，流体在其中渗流的能力是不同的。将通过开展储层条件下水驱油实验来进行流动单元水淹规律的研究，以认清不同流动单元中电阻率、含水率、相对渗透率与含水（油）饱和度间的关系及变化规律。为应用储层流动单元研究剩余油饱和度及其分布奠定坚实的理论基础。

（一）提高采收率技术在不同勘探开发阶段中的作用

在常规油田开发中后期，低渗透油田开发早中期，特低渗透、超低渗透油田开发早期、初期，提高采收率技术手段开始应用和推广，使油田采收率逐步提高，增加可采储量。可采储量随着开发技术进步不断增加。

一般而言，在油气资源的勘探开发过程中，可采储量的增长可划分为三个阶段：在勘探的早期，可采储量的增长主要来自于新区勘探所获得的储量，油气开采依靠地层的自然能量，除非在某些储层条件较差的地区，如鄂尔多斯盆地，开发的初期就需要采取压裂注水等增产措施；在勘探的中期，可采储量的增长既来自于新发现的储量，又来自于提高采收率技术的应用，且后者的比例随着勘探程度的增加而不断提高；在勘探的后期，新发现储量大幅度减少，可采储量的增长主要来自于老油田的扩边、三次采用技术的应用和提高采收率所增加的储量。

（二）提高采收率技术的实际应用

1.油藏精细描述挖掘剩余油、提高采收率

胜利油田对于整装构造油藏，通过细分韵律层，完善韵律层注采井网；利用水平井技术挖掘正韵律厚油层顶部剩余油；优化小油砂体注采方式。预计钻加密调整井335口，覆盖地质储量1.7534×108t，可增加可采储量385×104t，提高采收率2.2%。

对于高渗透断块油藏，通过细分开发层系、挖掘层间剩余油；完善复杂小断块注采井网，实现有效注水开发；利用水平井挖掘边底水、薄油层油藏的潜力。预计钻加密调整井1285口，覆盖地质储量7.09×108t，可增加可采储量1500×104t，提高采收率2.1%。

对于中低渗透油藏，通过开展低渗透油藏渗流机理研究，优化合理注采井距，确定优化压裂参数，改善低渗透油藏的开发效果预计通过整体加密、完善注采井网等措施，覆盖地质储量2.5×108t，可增加可采储量650×104t。

2.稠油热采新技术提高采收率

辽河油田曙一区超稠油探明地质储量近2×108t，目前已建成近300×104t的原油生产规模，2006年预计年产原油275×104t，占辽河原油年产量的近1/4，平均单井吞吐已达到9.2个周期，产量递减严重，已处于蒸汽吞吐开采的后期。2005年启动了SA G D技术开采曙一区超稠油的先导试验项目。到2006年12月23日，曙一区杜84块馆平11、12井组正式转入SAG D技术生产已超过300天。此期间原油产量稳定，日产原油达到120t，预计到年底可累计生产原油10×104t以上，标志着SA G D 先导试验在辽河油田初步获得成功。

辽河油田已经开发的区块中，可运用SAGD 技术进行开发的资源总量达1×108t，应用深度已达1500m,SAG D规模化实施后，预计可增加可采储量3250×104t，将这些区块的采收率由以前的23%提升到50%左右。

辽河油田规划2007～2008年转SAG D 开发的有101个井组，实现曙一区超稠油馆陶油层、兴I组、兴VI组SAGD整体开发，建成200×104t原油生产规模，并稳产3年，在年产150×104t以上的规模稳产7年，提高采收率30%。到2010年，SAGD的原油产量将达到190×104t，与蒸汽吞吐对比，增加原油产量112×104t，对辽河油田稳产1 200×104t的生产规模的贡献率近10%。通过规模实施和试验，如果达到预期效果，辽河油田SAGD井组将达到260个到300个，SAGD在辽河稠油开发上具有广阔的应用前景。

3.三次采油技术提高采收率

截至2006年9月25日，大庆油田依靠自主创新，采用世界领先的聚合物驱三次采油技术累计产油突破1×108t，成为世界最大的三次采油技术研发、生产基地。

大庆油田从20世纪60年代开始研发三次采油技术，至今已有40年历史。1972年，三次采油技术第一次走出实验室被应用到生产实践中，取得了良好的技术经济效果，提高采收率5.1个百分点，注入每吨聚合物增产原油153t。1996年，三次采油技术首次在萨尔图油田实现了工业化生产，自此，以聚合物驱油为主导的三次采油技术应用规模逐年加大。

到2006年8月，大庆油田已投入聚合物驱工业化区块35个，面积达到314.41km2。动用地质储量5.2×108t，总井数5 700多口。三次采油技术连续5年产油量超过1 000×104t,2006年三次采油年产量达到1 215×104t，占大庆油田年原油总产量的27%，工业化区块提高采收率12个百分点，达到50%以上，相当于找到了一个储量上亿吨的新油田。并可少注水5×108m3，少产水30×108m3。

此外，三元复合驱油技术已从室内研究、先导试验发展到工业化试验，能比水驱提高采收率20个百分点以上。泡沫复合驱是继聚合物驱和三元复合驱之后提高采收率研究取得的最新进展。室内和矿场试验结果表明，该技术能比水驱提高采收率30个百分点左右。

4.低渗透率油气藏提高采收率

我国油气新增储量中低渗储量比例逐年提高，其中，中石油当年探明低渗储量占探明总储量的比例已上升到近70%，低渗油气藏的有效开发对油气产量的影响日益重要。

鄂尔多斯盆地的长庆油田，属于国内典型的低渗透、特低渗透油田。长庆油田采取地层压裂、酸化及油层注水和储层改造等技术，根据不同区块采取特色开发模式，使低渗透油气田得到了高效开发。先后将低渗储层极限推至10m D，进而1m D，目前工业性开发0.5m D 超低渗油藏，并正在开展0.3m D 超低渗油藏开发试验研究。低渗透油气田的开发使原来一大批难动用储量获得了解放，油气产量快速增长。随着原油产量连续6年以百万吨的速度增长，截至2006年底，长庆油田原油产量达1 100×104t，成为又一个千万吨级大油田。

苏里格气田位于内蒙古境内的毛乌素沙漠，探明储量5 336×108m3，为目前我国储量规模最大的整装气田。该气田属于非均质性极强的致密岩性气田，呈现出典型的“低渗、低压、低丰度、低产”特征，经济有效开发的难度非常大。经过长达5年的前期攻关试验，长庆油田公司创新集成了12项经济有效开发特低渗气田的配套技术，使苏里格气田规模有效开发取得了突破性进展。

2006年11月22日，苏里格气田天然气处理厂竣工投运，当年建成的15×108m3产能、30×108m3骨架工程全部并网生产，实现了向京、津地区及周边城市供气。12月28日，苏里格气田外输天然气达到304×104m3，标志着这个当年建设、当年投产的气田具备了年产10×108m3的能力。

（三）采收率的动态性

从一次采油到二次采油、三次采油，石油采收率逐步增加；随着提高采收率技术的不断进步，石油采收率还在不断提高。石油采收率具有随着采油阶段的变化和采油技术的提高不断提高的特点。

根据2005年全国油气矿产储量通报，2005年全国石油新增地质储量9.54×108t，新增探明可采储量1.71×108t，标定的采收率不到18%，而同期我国石油水驱采收率的平均值超过24%，标定的采收率偏低，我国目前个别盆地的标定石油可采储量保守，已经出现石油储采比接近1甚至小于1的情况，如珠江口盆地。随着技术进步，现有的地质储量中还有相当一部分可转化为可采储量。如果可采储量的标定还一成不变，会使可采储量与实际值的偏差越来越大。

（四）本轮资源评价的可采系数取值与目前采收率相当

新一轮全国油气资源评价的石油可采系数平均值为27.72%，与目前石油采收率27.11%相当，其中10个重点盆地的石油可采系数为28.70%，其他盆地的石油可采系数为24.16%。

其中，低品位资源，包括低渗碎屑岩、低渗碳酸盐岩和重（稠）油，其可采系数取值范围为10%～16%，比常规油资源的可采系数低5%～20%。低勘探程度的中小盆地，可采系数一般取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。青藏地区诸盆地，可采系数也取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。海域油气资源技术可采系数取值也适当偏小。总体上，本轮资源评价石油可采系数取值可靠，对可采资源量的评价留有一定余地。

（五）进一步提高采收率潜力

提高采收率技术大体可分为两类。其一为注水提高采收率技术（IO R），包括注采井网调整提高采收率技术和注采结构调整提高采收率技术，IO R 以水驱技术为基础，其挖掘对象主要为未被水波及到的、大尺度的原油富集地带的剩余油；其二为三次采油提高采收率技术（EOR）,EOR 通过改变驱替机理来提高采收率，其挖掘对象以水驱后高度分散的小尺度剩余油为主。

目前，我国石油的平均采收率为27.11%，其中：鄂尔多斯盆地石油的平均采收率为17.87%，渤海湾盆地为23.72%，松辽盆地为38.38%，塔里木盆地为20.1%。根据中国石油和中国石化的《中国陆上已开发油田提高采收率第二次潜力评价及发展战略研究》（2000）研究成果：通过各种提高采收率方法技术，鄂尔多斯盆地石油采收率可以提高10.1%，达到27.97%；渤海湾盆地提高12.84%，达到36.56%；松辽盆地提高16.48%，达到54.86%；塔里木盆地也可提高10%，达到30.1%。在提高采收率技术条件下，按平均采收率提高10%，全国石油的平均采收率可达到37.33%（表5-21）。

表5-21 石油可采系数与采收率对比表