转注井区效果分析及调整对策

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1、转注井区效果分析及调整对策摘要：N四区二次加密井X实施注采系统调整后，井区见到明显效果，含水持续下降。随着见效高峰期的结束，陆续出现了诸如部分注水井吸水能力下降，井区沉没度下降等问题，同时如何延长含水稳定期，最大限度挖掘井区剩余油已成为下步工作重点。　　关键词：注采系统调整转注井综合挖潜渗吸采油　　　　油田开发进入特高含水开发阶段后，剩余油分布越来越零散和分散，为进一步挖掘剩余油潜力，控制产量递减速度，水驱区块可以采用多种挖潜增产方式。在没有进行井X加密调整的前提下，主要考虑利用现有的油水井对应补孔、注采系统调整等方式进行平面和纵向上的调整，以达到改变

2、原有液流方向，更好驱替剩余油的目的。N四区二次加密调整井X1996年投入开发，初期取得了较好的开发效果。随着开采时间的延长，井X含水上升速度加快，产量递减幅度大，压力系统不合理，注水方式不适应的矛盾日益突出。2002年底该区块采用实施了注采系统调整，共转注二次加密采油井21口。2007年为进一步改善区块开发效果，提高区块最终采收率，结合区块开发实际，对该区注采适应状况变差的井区继续开展了注采系统调整工作。共转注16口采油井，同时对其中的11口井实施了补孔。　　一、井区地质特点及开发状况　　转注井区所在的N四区位于萨尔图背斜构造的顶部，地层倾角西翼4～1

3、50，东翼3～40，在葡Ⅰ顶构造图上共有14条断层，均为正断层，断距一般在10～30m，最大断距94.6m。精细地质解剖结果表明，N四区萨、葡、高油层以内、外前缘相席状砂沉积为主，平面上分布较稳定，纵向上各种类型砂体交互沉积。该地区的沉积特征决定了其剩余油分布具有分散性和复杂性的特点。其中有效厚度≥0.5m油层以细砂岩沉积为主，细砂含量50.31%，平均粒度中值0.1306mm，空气渗透率0.9399μm2，孔隙度28.35%；目前，注水井开井16口，平均单井注水压力11.25MPa，日注水733m3，采油井开井31口，日产液1067t，日产油83t，

4、综合含水92.23%，沉没度179.51m。　　二、转注井区挖潜　　从2008年11月开始，陆续实施补孔转注作业，2009年3月17日，最早完成转注工作的2口井开始注水。为保证转注工作完成后，井区连通油井能尽早见到增油效果，我们主要从两方面入手进行调整挖潜工作。　　（1）及时对注水方案进行跟踪调整。自转注试配方案实施后，陆续对6口注入较困难井实施过压裂增注措施，对15井次进行方案提水。目前，注水井日配注1125m3。　　（2）抓住时机对油井实施提液措施。转注实施后，井区供液能力增强，及时对油井进行提液，先后对3口油井进行压裂，12口井实施换大泵，调大生

5、产参数16井次。　　三、转注井区综合效果分析　　（1）油层动用程度得到明显提高。为改善油层动用状况，提高多向水驱控制程度，完善二、三次加密井X注采关系，减缓产量递减速度。从2008年11月开始对16口采油井实施转注，其中11口井补孔后转注，截止2009年11月15日转注全部完成，11口补孔井平均单井补开砂岩厚度12.9m，补开有效厚度4.6m。转注完成后，区块多向水驱控制程度明显提高，井区砂岩和有效多向水驱控制程度分别提高了27.27和35.29个百分点。见表1。　　（2）降水增油效果显著。截止2010年9月底，16口转注井累积注入水量36.18×10

6、4m3，统计转注井区连通的33口未措施井，受效后，日产液1046t，日产油73t，综合含水93.03%，沉没度261m，与转注前对比，日增液52t，日增油10t，含水下降0.65个八分点，沉没度上升50m。参照N五区二次加密井X2010年月度含水上升速度0.04个百分点，转注井区自转注受效后累积多产油7008t。　　四、存在问题与调整对策　　（1）注水井吸水能力有所下降。目前有7口注水井顶允压完不成配注，平均单井允注压差0.25MPa，日配注485m3，日实注仅248m3，完成配注的51.13%。这其中4口井转注后均实施过压裂增注措施，措施初期，平均单

7、井日增注28m3，措施有效期仅160天。　　（2）井区沉没度下降。2010年9月，井区沉没度已下降至179.5m，沉没度由3月的342.8m持续下降。与此同时，在目前含水相对较低阶段，为充分挖掘剩余油潜力，对井区油井应加大措施增油力度。　　（3）如何控制含水上升。自转注受效以来，井区含水一直呈下降趋势，为了保持这种良好的开发态势，下一步要加大注水井细分和重分力度以及在层段间实施周期注水等调整措施的实施力度，严格控制高含水层相对吸水量。　　（4）再次进行局部注采调整。应用油层毛管力的渗吸作用，使水从裂缝渗入基质，从而使基质中的油被驱替出来，进而被水驱入井

8、底被采出。这样也能开采出一定程度的剩余油。　　五、结束语　　水驱开发进入特高含水阶段，在没有打