低渗油藏精细注水技术研究

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1、低渗油藏精细注水技术研究宋晓（中油辽河油田公司欢喜岭采油厂，辽宁盘锦124114）摘要：欢东油㈩稀油低渗透油藏地质储量4465万吨，占欢东油FH稀油总储量的36.1%,采出程度只有16.12%,注水开发潜力较大。由于该类油藏地质条件差，对注采工艺要求苛刻，注水开发难度大。针对大部分中高渗油藏已经处于开发后期，增产难度大的现实，从幵发形势和发展需要岀发，笔者以欢北杜家台油层为突破口，开展了低渗透油藏精细注水工作，以点带面逐步推进，带动了我厂低渗透油藏注水开发的新局面，为产量结构的调整奠定了基础。关

2、键词：低渗油藏；注水开发;注采工艺1基木概况1.1低渗油藏物质基础大，开发水平低欢北块位于辽河断陷丙斜坡南部，开发目的层为杜家台油层。含油面积37.2平方公里，地质储量2409万吨，占低渗透油藏储量的54%。油藏曾早期转注67口井实施注水开发，受注入水水质和地质条件的影响，由于注水压力高注不进,未能实现持续有效注水开发，处于低速开发阶段。1.2储层物性差，非均质性严重欢北杜家台储层为一套由褐灰一深灰色泥岩与浅灰色砂岩、含砾砂岩、砂砾岩及砾岩组成的正韵律储层，岩性以浅灰色细砂岩、粉细砂岩为主，成份

3、以长石、石英为主；胶结物有泥质和钙质，胶结类型以孔隙式胶结为主。油层平均滲透率为73.3毫达丙，油层平均有效厚度16米。平面上，由于砂体受沉积相带的控制，相带窄，砂体侧向上连通性差，砂体之间、微相之间渗透率相差数倍甚至十几倍。总体上主体相带物性好，孔隙发育，连通性好，非主体相带物性差，孔隙不发育，连通性差，500米井距连通系数仅40%o纵向上，不冋油组之间渗透率和孔隙度差异大，II油组物性好，I、III油组物性差。层间滲透率级差一般在100-634倍，最高达4000倍以上。1.3油水关系复杂该块

4、汕层主要受构造控制，小层都呈条带状分布，分为三套油水组合。按油水分布关系分类，杜I组为边水油藏，汕水界面-2630米；杜II组局部存在边水，油水界面-2682米，杜III组为边水油藏，油水界面-2775米。油藏类型为具有边水的岩性-构造汕藏。1.4天然能量小欢北杜家台油藏主要驱动能量为油藏本身的弹性能量和边水能量，从试水资料来看，各汕藏边水不活跃，能量小。开采初期为溶解气驱和弹性驱动，中后期部分断块为边水驱动。弹性产率仅为3.2%,溶解气采收率12.4%。2低渗油藏精细注水技术研宄2.1注采井网

5、优化设计研究2.1.1考虑构造位置高低注采井别设计过程中，相对注水井构造低部位油井采用长井距，构造高部位汕井采用短井距，保证不同构造位置汕井均能见到较好注水效果。2.1.2考虑储层发育及沉积相展布针对该块物性差、连通程度低的问题，结合沉积相带分布特征，优化注采井网，采取高注低采，厚注薄采的注采方式。2.2注采参数优化设计研究根据临界流速计算公式：Qp=(0.0567×2Rw/Ri2).[1.0259.a.Rp/(0.974.a.Rp+0.8845)]计算，得出单井注水量为30〜50方

6、。由于低渗油藏油水两相相对渗透率相对较低，尤其是油相渗透率见水后急剧下降，为避免放大注水量造成汕井见水后含水急剧上升的现象发生，采用多井少注，点弱面强的方式进行温和注水，初期单井日配注30方。同吋，该块非均质性严重，针对平面上注水井注水压力差异较大、注水压力高、吸水能力差的问题，对新转注井采取“单井单泵”高压增压，结合储层破裂压力大小，设计最高注水压力35.0MPa。2.3配套技术研究2.3.1注水启动压力研究由于汕层有效滲透率低，注水启动压力高，油层吸水能力低，为了保证注上水、注够水，采用了环

7、氧树脂粉末涂层的注水管线、井口安装过滤装置、单井单泵增注。2.3.2高压注水管柱工艺研究欢北块低渗透油藏注水压力高(平均压力16.8MPa,最高压力为32MPa),为了保护水井套管，实现低滲透汕藏正常注水，2008年以来通过研究与完善高压笼统注水管柱、高压分层注水管柱以及小井眼高压汕套分注管柱工艺逐步的实现了这一目标。2.3.3水井防膨预解堵技术研究该块粘土含量较高(10.15%),由于有机阳离子聚合物在水中电离出来的有机阳离子，对粘土颗粒有吸附作用，能抑制了粘土颗粒的水化、分散、运移，起到了稳

8、定粘土的作用，对投转注井进行防膨处理。3实施效果分析3.1低渗油藏精细注水技术，实现了欢北块冇效注水开发以“注好水、注够水”为保障，通过地质再认识，结合欢北块注水，以完善注采井网为手段，以增加动用储量为S的，在欢北块优选了8个区块进行低渗油藏精细注水。日增注水900方，增加水驱控制储量575万吨，预计可提高采收率7.65%。3.2小断块注水效果明显欢629块位于辽河断陷欢喜岭油田下台阶。区块依靠天然能量开采，产量下降快。实施精细注水开发后，开井率从25%上升到75%,日产汕从5吨上升到9.5吨，