高压低渗透油藏精细注采调整研究

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1、高压低渗透油藏精细注采调整研究摘要：文南油田位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部次级地堑内，是一个异常高压、高温、高气油比、低渗、高饱和的复杂断块油气藏,动用含油而积64.4平方公理，动用石油地质储量8762.15万吨。经过二十多年的勘探开发，文南油田已进入高含水、高采出的中后期开发阶段，油田稳产基础薄弱。通过精细注采调整，加强注采管理，提高了水驱动用程度，夯实了油藏稳产基础。关键词：精细调整；注采管理；水驱动用1地质背景文南油田管理着9个极复杂断块区域，是一个地质构造破碎、油层埋藏深、低渗透复杂断块油气藏，油气田由213个含油断块组成,断块含油面

2、积小于0.1平方公里的断块109个，占断块总数的51.2%,是一个典型的低渗透极复杂断块油藏。经过近30年开发，已进入高含水开发后期，油藏水驱效率不高的现状,继续稳产的难度面临新的问题。2注水开发中存在的主要问题2.1见效井授控方向单一，平面调控难度大文南油山由于油藏埋藏深、物性差，构造复杂，油井受控程度低且受效方向相对单一，导致油井平而调控难度大，接替困难。2010年12月，油井开井数608口，受控井395口，占总开井数的65%。其中：单向受控井242口,占总开井数的39.8%；双向受控井119口，占总开井数的19.6%；多向受控井34口，仅占

3、总开井数的5.6%。2・2储层水驱动用困难，注水状况变差市于储层物性差、构造复杂，造成水驱动用困难，注水压力逐渐升高，单井日注水量下降，注水状况逐年变差。由于注水压力高，注水井分层调堵困难，文南油田共有注水井482口，开井376口，其中分注井145口，占总开井数的38.56%,分注率较低。2・3井下技术状况差，制约油藏精细调整统计全油田1109口油水井中，井况有问题井475口（不包括报废井）。减少水驱控制储量701万吨，减少水驱动用储量440万吨。3精细注采调整的主要做法3.1完善井网，精细调整，提高水驱动用程度3.1.1平面上精细注采调整，完善

4、注采井网在油井受效方向、层位单一的区域增加注水井点、注水层位，实施多点温和注水，提高储量水驱控制和动用程度，2011年共实施这类转注井22井次，增加油井受控方向31个，增加水驱控制储量66.4万吨，增加水驱动用储量45.6万吨，该类新增见效井7口，日增油15.1吨，累增油2140吨；精细小层组合，中渗复杂断块油藏一类层水淹严重，对剩余油较富集的二类层单独组网水驱动用，共实施水井措施工作量15井次，其中转注6井次，大修1井次，分注5井次，打塞3井次，增加水驱控制储量31.1万吨，增加水驱动用储量20.1万吨,二类层见效4口，日增油1&8吨,累增油1

5、709吨；针对文南油田构造复杂的现状，通过精细地层对比，理清小断层组合关系，立足于小断块一对一实现注采完善，共实施转注6井次，分注2井次，增加受控油井11口，增加水驱控制储量22.1万吨，增加水驱动用储量14.2万吨，复杂带见效2口，日增油10.4吨，累增油2657吨。3.1.2纵向上以井组为单元实施层间精细调整，改善层间矛盾强化老油田地质基础研究，加强精细调整工艺技术攻关，加强新老区注采配套，针对不同的油藏类型实施不同的调整对策，实施调整井组60个，涉及注水井60口，对应油井69口，新增油井见效井组28个，初期日增油能力116.6吨，累增油1.

6、9675万吨。其中油井措施见效井组7个，初期日增油能力47.2吨，累增油5237吨;油井注水见效井组21个,初期日增油能力69.4吨,累增油1.4439万吨。3.1.3加大降压增注工作力度，改善低渗油藏注水状况针对不同的储层和污染原因，加强措施论证和增注技术研究，形成了适合文南油田油藏特点的降压增注系列技术。对于注水过程屮有机物、机械杂质、地层深部结垢等造成远井地带堵塞，应用砂岩缓速酸增注工艺技术；对于高分了聚合物钻井泥浆或压裂液、细菌造成的欠注井，应用氧化深穿透增注技术；泥浆注灰污染造成的近井地带堵塞，应用土酸酸化工艺技术；针对文南油山部分酸化

7、井有效期较短的实际问题，引进了多氢酸降压增注工艺技术。2011年共实施降压增注38井次，措施前平均注水压力35.9mpa,措施后平均单井注水压力28.9mpa,平均单井压降7mpa,平均单井H增水量26m3,平均单井累增水量3099m3,对应油井48口，见效9口井，累增油2734吨。3.2加强油藏动态分析，及时动态调配对油藏动态变化认真研究、及时分析，摸索不同类型油藏不同含水阶段的合理注采比。2011年实施动态调配395井次，有效392井次，其中配注上调210井次，下调182井次，对应油井464井次，有68口油井见到调配增油效果，见效增油4110

8、吨。3.2.1开展不稳定注水实验，挖掘高含水井组潜力2011年在高含水油藏，优选相对封闭的区域，开展不稳定注水实验，对长期停关水井共实施