英东高台子油藏降低递减技术研究.pdf

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1、技术管理英东高台子油藏降低递减技术研究王莹(中国石油天然气有限公司吉林油田分公司英台采油厂地研所吉林镇赉137300)摘要：2005-2006年，针对天然水驱油田存在问题，在英东144区块为例重点分析。高台子区块通过应用堵水调整生产层段、合理流压研究和调整、（1）油藏地质特征及边水调剖的依据边水调剖等方法，实现控水稳油，递减大幅度减缓，采收率明显提油藏地质特点与开发状况迫切需要边水调剖技术的实施高，油田开发向良性开发转变。英144区块构造完整，油层分布稳定，储层非均质性严重，边关键词：英东高台子；分层堵水；合理流压；边水调剖；控水水能量充足。由于边水突进，造成含水上升快、开发效果差，因此稳

2、油；减缓递减通过调剖提高采收率势在必行。一、开发地质概况油藏开发潜力大，有利于边水调剖技术的规模应用和增油效英东高台子区块主要含油层段为青二+三层段，平均砂岩厚果的实现度270米，平均单井有效厚度9.6米。孔隙度从10％到28％，平英144区块，地质储量159万吨，调剖前采出程度为8.7％，具均为20.6％，平均渗透率176μm2。属于中孔、中渗油藏。油层含有很大的开发潜力。油饱和度为57％。原始地层压力17.9Mpa，饱和压力14.3Mpa。（2）边水调剖所应用的主要技术二、油田存在的主要问题边水调剖所应用的主要技术包括选井选层、调剖剂筛选、用从生产特点和开发形势看，油田存在含水上升速度

3、快、递减量计算、施工工艺、效果评价等技术。大、采收率低等主要问题。调剖井位的选择1.射孔投产方案制定不合理在选井原则上，主要有以下四点：英东高台子投产初期没有严格按照天然水驱油藏开发技术★在边水主要入侵方向的上游；政策要求制定射孔方案，在正常情况下，底水油藏在没有隔层的★高含水井；层段射孔程度要求小于30％，有薄隔层的30-50％。边水油藏射★为达到边水整体调剖的目的，所选择的井成线、成片分布；孔程度可以达到70以上。★优先利用原注水井。2.生产压差大，边水利用效果差根据以上选井方法，确定在144-5-144-7一线为边水突进由于平面和层内存在较强的非均质性，较大的生产压差带来方向。非常大

4、的采油速度，同时，也加剧了边底水快速推进。从区块水调剖剂筛选侵情况看，大量侵入水被直接采出，边水利用效果较差。根据144区块的地质特点，对堵剂有以下几点要求：3.生产层系组合不合理，层间矛盾大★堵剂应具有良好的注入能力，能有效注入地层；从区块层间物性差异看，层间矛盾大，特别是青二和青三层★堵剂应具有可运移性，能够保证大剂量深部封堵；段的矛盾更加突出，合采时低渗透层难以发挥产能。★堵剂应具有保持长期稳定的封堵能力；4.局部地层压力较低★确保堵剂足够的注入量，最大限度的封堵边水，避免绕流。地层压力低于原始地层压力的85％或低于饱和压力应该人依据上述要求，综合考虑边水调剖井油藏情况，优选出钠工注

5、水补充能量。部分油层由于没有科学合理评价各层的能量土双液法堵剂。状况，地层能量不足导致油井快速递减。调剖堵剂用量计算三、主要做法和认识英144区块调剖的主要目的是封堵边水推进路线,只要对1.加强分层认识，缓解层间矛盾，发挥低渗层潜力调剖井附近较大区域进行封堵，就能有效阻止边水向内部的推由于英东高台子独特的油藏特点，油层纵向上物性差异很进，144区块调剖的注入量按容积法确定：大，多层合采后层间矛盾突出，影响低渗透层产量的发挥。Q=π×r2×φ×ES×EV×h（1）立足油水界面认识，对高产液、高含水层段进行封堵，发其中：Q—堵剂用量m3；r—封堵半径m；φ—地层有效挥低渗透层的产能孔隙度；ES

6、—面积波及系数；EV—纵向波及系数；h—调剖油层在英152区块，25，28号层为同一套井网开发，物性差异很厚度m。大，合采层间矛盾突出，通过油水界面和层间矛盾的认识，对高含通过计算水层25号层封堵，2005-2006年共实施9口井，累计降水5.4万144-5井注入量为5540m3；方，增油850吨。144-7井注入量为5510m3。（2）充分利用C/O、产液剖面、分层测压等监测资料，通过施工效果评价堵水控水稳油从施工过程看，压力持续上升，反映出大孔道被有效封堵。2005-2006年，利用油藏监测资料进行分层产状认识，堵水从压降曲线看，随着调剖剂的不断注入，压降曲线斜率明显变缓，取得很好的效

7、果。两年来利用监测资料堵水10口井，降水9.5万说明调剖剂对高渗带起到封堵作用。方，增油550吨。3.3.2.5增油效果评价2.通过合理流压研究和应用，减缓含水上升速度144区块调剖后效果明显，受效5口井，其中4口井见到明显英东高台子由于生产压差大，导致含水上升加快，因此需要增油效果，初期日增油达到20吨，动态特点反映出产液量、含水对油井保持合理的生产压差。大幅度下降。（1）理论计算出油井最低流压调剖后油水比增加，28号