王南区特低渗储层分层注水效果评价.doc

王南区特低渗储层分层注水效果评价目录摘要- 2 -前言- 3 -一、区域地质概况- 1 -1、塞160区块- 1 -2、塞169区块- 2 -二、区域注水开发现状- 2 -三、分层注水原理- 3 -1、注水工艺技术- 3 -2、分层注水井- 3 -四、王南区块现场运用- 3 -1、采用的分层注水工艺- 4 -、悬压式封隔器- 4 -、配水器- 5 -、管柱组合- 6 -、分层注水水量自动调节技术- 7 -2、现场运用效果评价- 8 -、地层压力上升- 8 -、波及区内油井产量增加- 8 -、避免水层突进，增强注水效益- 8 -五、认识与建议- 9 -摘要为了提高王南区油藏的开发效果，提高探明储量动用程度，文章从长庆安塞油田地处陕北地区特低渗油藏的注水开发着手，首先简要分析了开发所要求的特低渗油藏的分层分注工艺原理基础，工程技术要求，解释了主要工艺技术的应用范围等主要问题，研究出了特低渗油藏不同工作环境下的分层分注工艺技术。接着详细介绍了各项分注工艺技术的技术原理，分析了其对不同工作环境的适应性、解决的重点问题，总结了各项技术的现场应用效果。文章最后提出了特低渗油藏分层分注工艺技术还存在的难点问题，指明了下步攻关研究的主要方向。前言目前随着油田开发进入中高含水期，地层能量下降，油井的产量也随之下降,现仅采出注水开采储量的62，原注水条件下广泛应用的增产增注措施效率越来越低，技术难度越来越大，产量递减，含水率大幅度增加，经济效益差。此时,油田注水开发成为提高采收率的主要措施。目前,最先进的一种注水方式就是分层注水,通过对地下不同层位注入水量的有效控制适当补充地层能量,从而提高对应油井的原油采出程度,达到提高油藏采收率的目的。地处陕北地区的安塞油田王南作业区属于特低渗透油藏，其特点是各层启动压力梯度差异大, 剖面非均质性严重, 多段动用的注水井剖面矛盾较大, 部分油层段得不到能量补充, 注水效果差。经过多研究、试验及大规模的注水开发效果证明对油藏多层开采区域采用悬压式分层注水措施后, 油藏动态特征和动态监测结果显示, 分注区域油藏开发形势明显好转, 水驱储量动用程度得到提高, 注水单向突进现象得到缓解, 见效油井增多; 地层能量上升, 油井产量上升, 区域产量上升; 注水井吸水剖面得到改善; 各小层水量趋于均匀, 水驱变好; 避免注入水沿单层突进, 从而抑制了油井见水, 取得了良好的经济效益, 区块开发水平得到显著提高。- 9 -一、 区域地质概况长庆安塞油田所在的三叠系延长组长6油藏是一个典型的特低渗透油藏,储层为一套三角洲前缘相沉积,主要发育水下分流河道和河口坝储集砂体,岩性为灰绿色厚层块状、细粒硬砂质长石砂岩。由于成岩作用较强,使得岩性致密坚硬,储层平均孔隙10%14%,平均渗透率(0.24.0)10-3m2。油井一般无自然产能,通过压裂改造及注水单井产能可达到并保持4t以上.油井产能和开发效果主要受沉积微相、储层非均质性及微观孔隙结构的影响。王南作业区位于陕西省志丹县境内，地貌以黄土梁峁为主，沟壑纵横，地面条件复杂，海拔1300-1540m，高差240m。包括有塞160、及塞169等三个开发区块，主要开发层位为延长组的长6层、长2层及延安组等。1、塞160区块塞160区位于安塞油田北端的志丹王窑鼻隆带上，沉积体系以内陆湖泊三角洲前缘相水下分流河道沉积为主，区域构造为一平缓的西倾单斜和一些低幅度的鼻状隆起，主要产油层为三叠系延长组长6致密砂岩层，主力油层长6埋深1100-1600m，原始地层压力为9.13MPa，平均油层有效厚度为11.2m，空气渗透率为1.35*10-3um2，有效孔隙度为12.6%。2、塞169区块塞169区块油层在王南区内呈零星分布。主要开采层位为侏罗系延安组延9层。地质构造为河-湖三角洲平原相网状沉积，河道呈网状交错，宽度较窄，具有不易追踪的特点。油层平均有效厚度11.4m,平均渗透率23.910-3um2,原始含水饱和度47.3%。二、 区域注水开发现状王南作业区的塞160区块于 2000年开始大规模开发，2001-2002年实现了大面积注水，到目前已注水开发六年时间。该区块整体采取了初期强化注水，见效后平衡注水，见水后对东部裂缝发育区地关主向油井，井组实施沿裂缝强化注水，促使侧向油井见效。对东北部孔隙渗流区实施了控制注水的注水政策。作业区共有注水站9座，包括污水回注站4座，注清水站5座，其中为解决王十六转污水回注因设备腐蚀、污水供水量不足等问题，2004年新建简易注水站一座；有供水站3座，转水站1座，配水间22座，注水井155口（地关12口），实际开井134口；有水源井37口，在用31口，全区实际供水4200m3/d，目前清水地质配注3775m3/d，基本能满足配注要求。三、 分层注水原理1、 注水工艺技术在油气田开发时，为了保证油气田的压力，将油驱替出来，向地层注水或注气等，注水的称为注水井，是生产井的一种。注水井，按功能分为分层注入井和笼统注入井；按管柱结构可分为支撑式和悬挂式；按套管及井况可分为大套管井、正常井和小直径井。 2、 分层注水井分层注水是对不同性质的油层区别对待，应用以封隔器、配水器为主组成的配产管柱，用不同压力分层注水。其原理是通过改变地下压力场的分布，使注入水波及到高含油饱和度区域，从而将剩余油区中的原油驱出。四、 王南区块现场运用在低渗透油藏开发初期, 由于解决油藏剖面矛盾缺乏合理而有效的措施, 故按不同性质油层的自然吸水能力进行笼统注水, 致使不同渗透率的油层吸水量相差几倍到几十倍, 部分射孔段甚至不吸水,水驱储量动用程度低, 同时按照储层状况进行配注, 但层段吸水不均匀造成注入水沿个别层段单向突进, 造成油井水淹, 局部产能损失。而采用分层注水，通过对地下不同层位注入水量的有效控制，适当补充地层能量，从而提高对应油井的原油采出程度,达到提高油藏采收率的目的。1、 采用的分层注水工艺针对区块所处的长6组特低渗油藏开发中所面临的实际困难，将常规分层注水工艺进行改进，对王南作业区内属注水井开展分层注水工艺试验，取得一定效果。目前使用最多的管柱是悬挂式管柱。管柱主要由封隔器和配水器以及底筛堵等组成。、悬压式封隔器封隔器的作用是分隔油层，防止层间窜通。本文采用的是悬压式封隔器。表1 悬压式封隔器性能指标外径mm最小通径mm总长mm坐封压力MP工作压差MP耐温105501400152513011250130025351301145013002540130悬压式封隔器有3 个特点：采用独立的膨胀环进行胶筒肩部保护，极大地提高了胶筒的密封能力及使用寿命；采用正转油管柱解封设计，提高了封隔器的抗疲劳破坏能力及使用可靠性；在封隔器上设计肩部保护环( 带斜槽)，以代替油管锚固定封隔器, 既可以防止管柱蠕动导致封隔器失效，又可以保护套管；同时设计了洗井通道，可实现反循环洗井。、配水器配水器的作用是控制注水量，根据配注要求对地层进行控制注水。图2 配水器结构图本文的分层注水配水器采用偏心配水器, 总长1.03m, 外径114 mm, 内通径46 mm, 两端由油管扣连接。图3 偏心配水器结构图、管柱组合采取底筛堵+配水器+封隔器管柱组合方式, 使封隔器位于实施分层注水油层之间, 配水器正对分注层段, 下部为球座+眼管+堵头组合。该管柱组合可以在反洗井的时候防止大颗粒机械杂质进入球座而导致管柱失效。图3 分层注水井下工艺管柱、分层注水水量自动调节技术现场测试时，应用现有设备，采用常规钢丝投捞测试方式。首先将原井堵塞器捞出，换成可调堵塞器，然后在地面根据配水方案设定流量调节期望值，再将流量测控处理器与调节控制器对接在一起进行下井调节。通过测控处理器测试实际配水量与希望达到的配水量进行比较，根据比较结果控制电机正转或反转。通过万向连轴器将电机的旋转运动传递给可调堵塞器内的螺旋传动机构，使阀芯产生轴向移动，改变出水口的尺寸，实现调节流量的目的。当流量满足期望值要求后，自动停止调节。根据需要，可以下井一次，调配多层2、 现场运用效果评价、地层压力上升分注后注水井吸水剖面得到改善, 各小层吸水量趋于均匀, 吸水厚度变大, 作业区测试的几口注水井水驱储量动用程度得到提高, 分别从52.2%上升到61.3%, 从35.3%上升到59.6%, 从60.4%上升到69.8%。随着水驱状况的变好, 地层能量稳步回升。对分注测试区的2口井进行分层测压, 长612、长621+2层平均压力分别为11.93 MPa 和11.91 MPa, 地层能量保持较高水平, 且两层压力平均; 对应油井产液剖面显示两层均匀产液, 说明两层能量均得到合理补充。、波及区内油井产量增加分注后随着层间矛盾的缓解,地层能量回升,对应油井逐渐见效, 产量得到提高。目前所测试井组产量上升,单井增产油量1.05 td。分层注水后油井见效,一方面表现为产量上升,另一方面对应油井的产液剖面变均匀,说明分层注水改善了注采剖面。、避免水层突进，增强注水效益由于底层渗透性的差异，在过去的合采合注过程，没有过多考虑到水沿低渗透性底层向高渗透性地层突进的情况，从而使注水收效不大，严重者使部分油层出水。分层注水缓解了层间层内矛盾，扭转了注入水沿高渗层的突进趋势，从而抑制了油井见水。分注后老井未出现新增见水井，已见水井含水率保持稳定，且略有下降。五、 认识与建议( 1)