礁灰岩强底水稠油油藏含水上升主控因素分析

作者：杨勇; 李小东; 孙常伟; 刘远志; 王飞; 黄子俊; 宫汝祥

来源：非常规油气, 2021, 8(04): 48-54.

DOI：10.19901/j.fcgyq.2021.04.07

• 礁灰岩
• 含水上升规律
• 层次分析
• 连通性

裂缝性礁灰岩底水稠油油藏具有内部断层及裂缝发育、非均质性强、原油黏度高等特点。针对该类油藏后期调整井投产后含水上升快,含水上升规律不明确,无法形成针对性堵水增产措施的问题,利用地质油藏资料和生产动态数据,在生产井含水类型划分及储层裂缝发育程度进行定量表征的基础上,基于改进的层次分析方法,开展了裂缝性礁灰岩底水稠油油藏含水上升主控因素分析研究。结果表明:1)生产井含水类型可划分3类,一类井位于构造高部位,含水率随累产油量上升慢;二、三类井位于构造低部位及裂缝发育区,含水率随累产油量上升快。2)目标区块的西北部区域和南部区域局部裂缝发育,西北部高裂缝密度(强度)B14井传导率为54.8 m3/(s·MPa),南部高裂缝密度(强度)C5井传导率为60.6 m3/(s·MPa);东北部区域局部裂缝发育较差,裂缝密度(强度)略低,A9井传导率为33.1 m3/(s·MPa)。3)4个阶段含水上升主控因素明显不同,低含水阶段为裂缝发育程度,中含水阶段为距底水距离,高含水阶段为水平井段长度,特高含水阶段为水平井段长度。该方法为裂缝性礁灰岩底水稠油油藏开发中后期的堵水增产措施实施提供技术支撑。

• 单位
  中海油田服务股份有限公司; 中海石油(中国)有限公司深圳分公司; 中海石油（中国）有限公司深圳分公司