利853块低渗透油藏注水研究

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1、利853块低渗透油藏注水研宄滨南釆油厂釆油四矿王云春随着低渗透储层勘探储量的不断增加，低渗透油藏开发技术越来越为人们所重视。低渗透储层的开发技术就是在原有的工艺基础上，针对低渗透的特性，结合已有的工艺技术，取长补短，形成适应于低渗透特性的工艺技术。当前，人们开始关注蕴含着丰富石油资源的低渗透油田，但是由于其具有孔隙结构和非均质性等特征，因而需要采用特定的开采工艺。注水开发技术是当前研究最广泛的低渗透油田开釆技术。木文首先分析了利853块低渗透油田的特征，然后结合现场试验和理论研究，对利853块注水开发技术进行了分析和探讨。关键词：低渗透油田；注水；注釆比；注釆井距1

2、.利853块油田的特征1.1油藏地质特征（1）基木概况。利853块位于利津生油洼陷北部的郑南斜坡带上，北邻陈家庄凸起，丙依滨县凸起。主要含油层段是沙三、沙四段砂砾岩体。含油面积为5.2km2,地质储量515×104t。（2）构造特征。利853块构造简单，是一个丙南倾的单斜构造。S3下和S4a段以滨浅湖沉积为主；b、c、d段为陡坡深水水下扇，以扇根或扇中亚相的辫状水道沉积为主，沉积巨厚储层。（3）储层特征。利853块岩性以灰褐色油斑含砾砂岩、粒状砂岩为主。从表一看砂体的孔隙度、渗透率极低。碳酸盐含量较高，胶结致密，属于低孔、低渗储层。砂体分布：通过地层对比

3、划分，沙三下〜四段共划分为5个砂层组，19个小层，15个含油小层，8个主力小层。（4）流体性质。利853块地面原油密度为0.8589g/cm3,地层原油密度0.688g/cm3,地面原油粘度8.29mPa.s，地下原油粘度仅0.87mPa.s,凝固点27.8oC,含硫量0.19%。矿化度50623-112520mg/l,CaCI2水型。高压物性数据原始溶解油气比为112m3/m3,饱和压力为15.24MPa,地饱压差高达11.72MPa。原油压缩系数1.91×10-3MPa-l,体积系数1.405。朿缚水饱和度高，储层可动的流体饱和度小（5）汕藏类型。利

4、853块含油储层的边界多为干层，沙三下-沙四上a多为透镜状岩性汕藏；主力汕组沙四上b、c以及沙四上d为多期沉积的块状岩性油藏。成藏主要受到了岩性的控制，油藏类型应为具低孔、低渗、稀汕、常温常压的岩性汕藏。1.2地质-动态特征。（1）汕田渗透能力较低。油层厚度较小，低渗透汕田的井点平均空气渗透率仅为10×10-3/μm2,平均有效孔隙度平均范围为10%左右。汕层的物性较差导致汕井的自然产能低，因而须经过压裂改造之后方能产汕。（2）油层呈裂缝发育，注水开发过程中水沿定向裂缝的推进速度较快。距裂缝较远的部分井注水效果见效较慢，产量比较偏低。（3）天然能量

5、较低。油井投产之后的产量和压力下降速度较快，汕井投产初期能见到10t/d的产能，经过不到半年开采之后，地层压力就下降，单井产量迅速由10t/d下降至l-2t/d。2利853块油田注水开发技术研究。将注水方法与采油工艺相互结合同步实施，以提高低渗透汕田的开采量。2.1注水方法与采油工艺同步实施，确保油田具奋较高的产油率众所周知，低渗透油田具冇较小的天然能量和较差的导压性能，因而可通过采用同步注水的方法，从而有效保证地层压力并最大程度的减小渗透率损失。另外根据不同压力保持水平含水和采出程度关系曲线看，利853块最佳转注吋机和压力保持水平是0.9Pi，投产方案实施同吋即进

6、行注水开发。2007年油井转注利853块的压力保持水平小于0.6Pi，水驱效果比较差。生产实际结果表明，采用同步注水工艺的油井，投产6个月之后的采油强度平稳不降，产量下降较小。而滞后注水的采汕井，生产几个月之后，产能迅速下降，这和模拟计算结果较为一致。例如利853X41和利853X42井，自投产之前对应水井就幵始注水，投产半年来能量一直保持很好，2口井日油18.6吨，平均动液面300米，沉没度为1300米。2.2采取早期分层注水，提升油田储量利853块油田具冇油层个数少和层间渗透性差异人的特点，存在较人的层间矛盾。因此，采取早期分层注水，该方法可有效的增加汕层的动用

7、程度，从而有效减缓含水上升速度。（1）对套管损坏的注水井，应使用承压较高、卡距较细和体积较小的封隔器，以提高套管的密封率；（2）老分层井具冇较为突出的层间矛盾，因而应加强细分层注水，并最大限度上挖潜差油层潜力。依据己分层井周围的汕井实际情况，对层段较少、厚度大以及层段内吸水差异较大的油井采取细分注水工艺；（3）利853块多层合采合注井多，平均单井射开6.6层45.1米。开发层系多，非均质影响严重，造成注水单层突进，对应油井含水上升。对新投注井，应采取旱期同步分层注水，对注采调转井进行直接分层从而最大程度上减缓层间矛盾。2.3采用初期高注采比注水，恢复油井产油能力