马家河油田注水参数设计-论文.pdf

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1、第1O期石勇，等：马家河油田注水参数设计·1l5·马家河油田注水参数设计石勇2，王桂成(1．西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安710065；2．延长油田股份有限公司下寺湾采油厂，陕西延安716100)摘要：研究了适合马家河油田注水的水质标准、储层的吸水能力，计算了注水压力上限和合理注水量，对注水井管理提出具体合理的要求和管理规范，该研究对低渗裂缝性油藏的科学开发和管理具有推广意义。关键词：注水压力；合理配注；注水管理；马家河油田；鄂尔多斯盆地中图分类号：TE341文献标识码：A文章编号：1008—021X(2013)010-0115-03马家河油田位于位于鄂尔多斯盆地的一级构

2、造10m，累计注采比0．09。单元陕北斜坡中部陕西省延安宝塔区境内，西部与注水存在的主要问题：当低渗透率砂岩储层裂下寺湾油田相邻，东连劳山湫燕山开发区、北邻何庄缝不发育时，注水井吸水能力较低，这和其自然产能开发区、南接曹凡峪开发区，东西宽约5．5km，南北较低一样，是储层物性较差决定的。然而，还有一些长约6．5km，开发面积约10．0km。开发的目的层其它因素，在注水开发这类油藏时，与中高渗透率砂为三叠系长4+5、长6为主要目的层，根据勘探开岩油藏相比，会给其注水工作增加更多的复杂性和发需要把长4+5进一步划分为长4+5l和长4+困难。我国大量低渗透率砂岩油藏注水开发实践表52两段

3、；将长6油层组自上而下划分为长61、长明，注水井能否达到满足方案所需的吸水能力，往往62、长63和长64等四段，主要含油层段为长4+52成为能否实施有效注水开发的首要关键；而对一些和长61段，本区构造平缓，地层倾角小，内部构造简影响低渗透率砂岩储层吸水能力的因素没有充分考单，局部发育差异压实形成的鼻状构造。鄂尔多斯虑和正确处理，则又是造成注水困难的重要原因。盆地陕北地区三叠系延长组长4+5、长6油层组属(1)低渗透率砂岩储层注水，普遍存在”启动压大型内陆淡水湖泊河控三角洲沉积，具有浅水、缓坡差”现象，即注水井流动压力必须超过井筒附近油的特征。岩性主要为灰色细粒长石砂岩，其次为中层压

4、力一定的压差后才开始吸水，大量低渗油田开一细粒及粉一细粒长石砂岩，具有近似的岩石学特发实践验证，注水启动压差与油层渗透率有较好相征。孔隙类型以原生粒间孔、浊沸石溶孔、长石溶孔关性，渗透率愈小启动压差愈大，反之亦然。为主，储层物性具有特低孔一超低孔、特低渗一超低(2)低渗透率砂岩储层更易于遭受污染，泥质渗特征，成分成熟度低、结构成熟度高。杂基含量相对较高，粘土矿物导致的敏感性也易于本区油藏原油性质原油密度平均0．845g／cm。，出现，孔喉细小，对注人水水质质量要求更高。黏度(50℃条件下)7．52mPa·s，凝固点l1．9℃，具1注水工艺设计有低密度、黏粘度、低凝固点的特点。地层水

5、pH值1．1水源选择为5．99—7．38，平均6．86，近中性；矿化度平均水源选择首选同层采出的地下水经除油、沉淀60810．47mg／L，水型主要为CaCI2型。过滤、去硫等工艺，达到该层注水的行业标准，水量’马家河油田石油地质储量231．13×10t，区内不足情况下可以考虑打水源井和利用地面河流水作有采油井235口，注水井36口。平均单井日产液为补充，但必须进行配伍性试验，防止出现结垢堵塞1．35m／d，日产油0．28t／d，综合含水73．3％，累计地层。根据油田储层特点和注水实践，参照行业A3产液21．6×10m，累计产油5．8×10t，采出程度级水质标准，制定出适合本油田的

6、长4+5、长6油1．4％；平均单井日注1．66m，累计注水2．02×层注水的水质标准，见表l。收稿日期：2013—06—25作者简介：：石勇(1978一)，湖北大冶人，工程师，主要从事油田注水开发的研究和管理工作，现攻读西安石油大学在职工程硕士。’山东化工·l16·SHAND0NGCHEMICALINDUY2013年第42卷表1延长油区长4+5、6油层注水水质标准1．4单井配注量设计项目标准行业标准(A3)1．4．1米吸水指数悬浮物固体含量／(mr／L)≤1．0≤l10根据米采油指数计算Jwm=Join×M悬浮物颗粒直径中值／p．m≤1．0≤1．0M=Krw(Sor)×0／[X_r

7、O(Swi)×lxw]含油量／(mr／L)≤1．0≤5．0式中：Jwm——米吸水指数，Ilfl。／(mPa·d·n1)；平均腐蚀率／(ram／a)≤O．076≤0．076J0m——米采油指数，0．025t／(mPa·d·m)；硫酸盐还原菌(sRB)／(爪／≤1O≤OM——流度比；mL)马家河油田油层米吸水指数0．068m。／(mPa·腐生菌(TGB)／(~'／mL)≤102~<102d·m)。铁细菌／(／b／mL)≤102≤1021。4．2单井最大注水量二价硫含量／(