肖微--提高南一区东部萨葡油层动用程度方法研究(2015.6.6)

1、厂2015年青年科技人员论文发布会材料提高南一区东部萨葡油层动用程度方法研究 撰写人：肖 微 蔡 姝 刘延昭审核人：上官永亮 单位：第五油矿 2015年6月2日提高南一区东部萨葡油层动用程度方法研究摘 要： 油田注水后，因非均质性造成主力油层和其它发育较好的部位先见效，形成高压层，严重干扰中低渗透层的工作，导致采出程度度低的矛盾，本文通过分析影响采出程度的因素，并且重点针对注水问题进行了研究，按照“三个结合”，“三个原则”“三个创新”的调整思路与方法，进行了综合分析调整。改善水驱层间、平面注水效果，扩大了注水波及体积，提高了采出程度，并且使整个开发区块实现了“控递减、控含水”的双控目标。1、

2、区块开发基本情况南一区丙西块萨葡油层1960年投入开发，油水井共计97口，其中采油井66口，开井63口，日产液4873t,日产油385t,综合含水92.1%，沉没度239m；注水井31口，开井29口，注水压力9.8MPa,注水量6644m3，生产到2013年，油层动用程度仅为43.4%，低于全厂水平（全厂采出程度79.2%）35.8个百分点。随着油田开发时间的延长，三大矛盾日益加剧，严重影响了开发效果，主要表现在油层动用差，层间及层内差异大，从该区块砂岩组动用程度看，SII1-3、SII4-5+6、GI6-9动用程度差，低于20%，而动用程度较高的，SI4+5，PI5-7动用比例达到70%以上

3、，层间动用程度差异在3倍以上。按照有效厚度分级动用程度看，表外储层动用程度差，仅为24.1%，厚度大于2m的动用程度达到58.2%，层间动用程度差异2倍以上。说明油层动用程度不均衡，层间矛盾突出，是影响开发效果的重要矛盾。砂岩组动用程度统计表 有效厚度动用程度统计表 2、影响油层动用程度的主要因素2.1油层发育问题。地层成藏时的成藏条件和成岩作用控制影响了油层自身发育，从而形成高渗透层和低渗透层。南一区丙西萨葡油层位于萨尔图油田的主体部位，由124号、126号断层遮挡形成了一个地堑构造。是入湖的浅水三角洲沉积，而且以三角洲前缘相为主。该油层50个沉积单元共分为七种砂体沉积类型，以坨状三角洲内前

4、缘沉积砂体为主，非河道砂体储量比例高于河道砂，其中以三角洲外前缘不稳定席壮砂储量比例最高。筛选出含油饱和度较高、采出程度较低的10个单位分别为SI2、SI3、SII2、SII4、SII5+6、SII7、SII8、SIII9、SIII10、SIII11可作为下步改造的潜力单元。区域内注水井总井数31口，开井29口，完不成配注井5口，占17%。注水井完不成配注单井表2.2井网控制不住型。南一区丙西萨葡油层自1960年投产以来，先后在1990年和2003年进行了两次加密，目前井网密度为24口/Km2，井距缩小到220m，采用不规则四点发面积井网部分，能够有效驱替，保证合理的采油速度。南一区丙西萨葡油

5、层各套层系井网情况表2.3注水存在三大矛盾问题。从目前注水状况分析，虽然注采比达到了1.12，表面看注采比较高，但是实际注水效果较差，因为地层低渗透层及区块断层发育遮挡等问题，油井受效不均衡。即从注水井注入地层的水，只有一部分在压力作用下，达到油井供液半径内，从油井的生产数据情况看，就可以推断出供液半径内的地层实际上是亏空的。2.3.1压力空间大，很多差油层未得到动用。从注水井压力空间分级表可以看出，全区破裂压力10.4MPa，注水压力9.4MPa，全区压力空间1MPa。并且压力空间在1MPa以上的13口井，占44%，说明差油层未得到有效动用。压力空间分级表2.3.2井间差异大，平面矛盾突出。

6、由于油层性质在平面上的差异，注水后导致采油井压力不均衡，含水上升速度有快有慢，产液能力有高有低。2013年年底，全区按照含水、产液分级统计情况看，含水低的，产液量也低，含水高的，产液量也高，含水差异达到15%，产液差异达到110t以上，说明水线在推进过程中不均匀，造成平面上矛盾突出，井间差异较大。含水、产液分级表2.3.3存在局部低压区，地下亏空。从2013年12月沉没度分级表中可以看出，平面压力分布不均衡，尤其低压井比例达到37.1%，虽然注采比已经达到1.2，但是供液半径仍然有亏空。采出井沉没度分级表3、提高动用程度方法研究前期工作，已经对矛盾问题的提出、影响矛盾的主要因素，都有针对性的进

7、行了分析，并且总结出“三个改造方法”，下面进行综合调整效果分析：3.1针对发育差的油层进行改造。油井重点针对近井地带污染导致产液、含水水平低于全区的井，采取“改造差油层”与“挖潜剩余油”相结合的思路，进行压裂选井选层；注水井重点考虑“注水压力高的层”与“是否层间干扰”相结合，进行油层改造；同时注水井考虑“现场检配资料”与“实测吸水剖面”相结合，进行酸化，解堵。通过措施改造，一方面增大裂缝空隙度，提高可动用油饱和度，另一方面由于裂缝孔隙度和渗透率的增大，提高了可动用油的动用程度。统计近三年油水井压裂、酸化井数为15口，其中采油井11口，注水井4口，改造差油层60个。改造后，日增注385m3，日增

8、液387t，增液与增水比为1.0。措施改造统计表 3.2判定目前井网是否需要进行加密采油。合理加密井网是提高油层动用程度，提高最终采收率的最有效的办法。通过“三个原则”方法，来分析确定是否需要进行井网加密：原则一，分析目前井网是否能够适应油层的分布特征，水驱控制程度是否能得到80%以上，采取程度能否达到70%，不能够的话需要加密井网；原则二，重发考虑油层特点，使注入水能够发挥有效的驱替作用，生产井能够较好的见到注水效果，保持较长时间的稳产；原则三，保证一定的采油速度和稳定产量。如果以上三个原则不能够满足，说明需要进行井网加密了，但是井网加密是需要考虑剩余油分布，结合多学科知识进行综合分析调整，

9、十分复杂，这里不作为重点分析。3.3有效改善注水存在的问题。从我们的分析研究中可以看出，有效改善注水状况是研究中的重点，结合目前开发分析调整中，严水宽油，年产液增长率大于注水增长率等矛盾问题，所以我们采取“三种创新”的方法，摒弃以往常规分析调整思路，对水井进行重点分析调整，下面详细介绍一下：3.3.1改善油层动用状况。总体调整思路即遵循“提升压力、完成水量、限制好层、动用差层”的调整原则，采取“提压与套损形势同时考虑”“稳液与控水为共同目的”，“提压与检配同时分析”，“细分与测调同时调整”的四个同时方法，以保证套损形势稳定为前提，通过提高对注水井用足压力空间，提高注入压力，逐步恢复区域整体地层

10、压力。并且在提高油层动用程度的同时，有效控递减，控含水，提高区块整体开发水平。自2013年四季度以来，共计调整井次。注水井调整统计表 例如：单井南1-1-水035井，细分与提水相结合效果分析。南1-1-水035井为非套损区井，破裂压力10.2MPa，注水压力9.2 MPa，全井45个小层，仅23个小层吸水，动用程度为51%，并且层系仍有细分余地，所以在2013年11月，对该井进行提压与细分调整，由6段注水细分为7段注水，日配注由280m3上调到325m3，上调了45m3，日实注上升了48m3，注水压力由9.2 MPa上升到9.8 MPa，对比调整前后吸水剖面，吸水层数增加了8个，动用程度提高了

11、18%。南1-1-水035井调整前后检配结果对比表3.3.2有的放矢的治理低注层。在分析调整中，推翻以往仅仅结合吸水剖面、检配资料盲目调整的方法，把注采比与层段注水强度考虑进来，既考虑了井间，又兼顾了层间，使分析调整更加准确，精细。并且在分析注采比时，把原来仅按照井数劈分，细化到考虑地层系数加权后平均然后再进行劈分，这样计算井组注采比相对准确，结合井组注采比，又精细考虑到哪些层缺水，这样把层段注水强度也同时进行分析，更好对低注层段进行调整，达到提高动用程度的目的。注采比、注水强度统计表 3.3.3重新判定层段性质。结合前期对所有注水井现场测试指示曲线的数据，“重新认识高渗透层”，“重新认识层段

12、性质”。分析中发现，一些长期陪停层存在挖潜余地，可以重新注水，从而解放了一些长期陪停层；并且停注了高强度注水层段，通过放开、停注层段后，对井下压力产生了扰动，重新改变驱动方向，达到改善注水效果的目的。共计解放陪停层4个，停注高强度注水层3个。停注层段调整表4、取得效果通过对南一区东部萨葡油层动用程度提高进行综合研究，并且积极治理，取得了一些效果:4.1区块产量不递减、含水稳定。2014年，区块计划产油12.4万吨，实际产油13.5万吨，超产1.1万吨，年含水低于计划0.11%、递减低于计划3.54%，生产形势稳定，开发趋势良好。4.2油层动用状况得到有效提高。统计22口注水井，分析连续三次油层动用的比例，吸水层数动用比例提高了4.6%，有效厚度动用比例提高了6.0%，说明通过治理，薄差层得到了有效动用，层间矛盾得到一些缓解，说明调整方法见到一定的效果。但是目前动用程度仍然较低，下步需要继续加强治理。注水井吸水剖面对比表4.3含水产液结构得到改善