史深100低渗油藏提高采收率的主要做法及效果

1、史深100低渗油藏提高采收率的主要做法及效果一、油藏地质特征及开发现状史深100低渗油藏位于东营凹陷中央隆起带西端，史南油田北部，史南鼻状构造与郝家鼻状构造之间，主要含油层系为下第三系沙河街组中段，含油面积14.1km2,地质储量1459X104t,标定采收率为18.0%,可采储量为263X104to2011年4月史深100全区油井总井99口，开井92口，日液546t/d,日油363t/d,平均单井日液5.9t/d,单井日油水平3.9t/d,综合含水33.5%。动液面1535m地层压力22.1MPa,采油速度0.91%。累积采油2224.55X104t,采出程度15.4%,水井总井65口，开井

2、60口，日注能力1277m3/d,月注采比2.0,累积注采比1.18。二、提高采收率的主要做法1 .成立史深100断块精细注水管理项目组，加强水质管理1.1 上下游结合、统一部署，水质治理取得突破性进展注重管理创新，成立水质专家组，建立了厂、矿、队（站）三级水质预警管理体制，每月召开一次水质分析会，建立了一套完整的考核奖惩机制。对上游的史南污水站进行了药剂承包，效果明显，水质符合率稳定在100%;对于下游的2座精细处理站建立了储水罐半年清罐制度；同时为缓解沿程水质二次污染的问题，每月投入2000余元运行好了史深100方案区内的各水质监测点的月度取样和化验分析工作，并定期进行清罐、扫线工作，加大

3、了非金属管材的应用力度。1.2 加大地面增压，满足注水需求一是强化了注水干压运行管理。通过严格干压监督检查制度，加强掺水管理，加大地面配套改造力度，注水干压达标率稳定在95%以上。二是加强了动态分析，欠注井治理工作见成效。重点做好了单井吸水量变化的动态分析工作，利用注水管理网页、旬度生产运行会等平台，针对欠注井逐口井分析原因，并制定治理对策，取得了良好的效果。2 .优化方案设计，提升低渗油藏开发水平2.1 精细地应力、裂缝分布研究，指导油藏开发通过又t史103加密区注水前缘资料拟合分析：水流密集区（水淹区）主方向北东90-95度，优势渗流区（注水见效区）主方向为北东90-95度，注水有效区（压

4、力传导区）主方向为北东100度，与地应力、主裂缝方向基本一致。目前加密区综合含水26.5%,一直低含水开发，因此井排方向与地应力方向一致，既可以保证高强度注水，又可以降低油井含水上升率，这为史深100主体加密提供了有利条件。2.2 小井距开发技术建立低渗油藏有效注采驱替压差小井距开发技术是提高低渗透油藏采收率的有效手段。小井距开发技术包括井网井距优化、小井距压裂、水井攻欠增注等系列技术，通过对史103小井距加密试验区的综合治理、跟踪分析，因注采井距缩小，建立了有效注采驱替压差，注采互动更明显，小井距开发的优势逐渐体现出来：加密后油井见效率大幅提高、油井含水上升率明显降低、压力保持水平更均匀更合

5、理、采油率大幅提高，史103加密区通过近几年的注采井网完善、水井攻欠等手段，目前该区已步入良性开发，油井开井12口，见效油井9口，油井见效率75%日油水平由47t/d上升到74t/d,平均单井日油6.2吨，动液面由1661mLi升到1236m3日注水平由84m3/d上升至U246m3/d。2.3 优化周期注采参数，提高水驱储量动用程度利用数模为井组合理注采比、合理注水量、合理降压升压周期等注采参数提供技术支持，例如在史3-5-更10井组建立数模模型进行数模发现：周期注水单井产能及累产油量均优于稳定注水，升压降压最佳周期比为2:1左右，随着含水的上升，周期越短开发效果越好，史3-5-更10实施周

6、期注水后，日油由2.1吨/天上升到2.9吨/天，含水由41%F降到32%2.4 利用仿水平井技术，滚动扩边超低渗储层针对史106区块储层物性差，有效渗透率（3X10-3仙m2的问题，设计仿水平井技术开发，压裂半径初步定在250米，规划部署油井13口，水井4口（其中新水井3口，利用老井1口），总井17口。但由于该区井少，储层分布、地应力方向等认识需根据新井资料录取情况进一步落实开发潜力及井网部署。2011.3月史106-1压裂投产4mmz由嘴自喷，日油3.6t/d,含水9%目前已转抽日油7.6t/d,含水24%3 .优化工艺技术创新，提高低渗油藏开发的经济效益3.1 优化水井增注工艺，提高单井注

7、水量开展“三项结合”，提升增注适应性：与地质结合，向油藏延伸，提高方案的适应性；与基层结合，向工程融合，提高方案的针对性；与实验结合，向室内拓展，提升方案的经济性。在“三项结合”的基础上针对储层敏感性特点及地面水质状况，通过室内实验评价，形成了适应不同开发单元的缓速土酸、缓速复合酸和深部解堵等3类酸化配方系列，创新了PWAIe1注技术。2009年来共实施增注39井次，施工前平均试挤压力35.8MPa,酸化后平均顶替压力下降到26.3MPa,下降了近9.5MPa,日注由2.7方/日提高到32.5方/日，累计增注11.97万方。3.2 优化小配方解堵工艺，提高单井产能2009年以来，史深100单元

8、实施酸化解堵17井次，有效率达85.0%,累计增油0.75万吨，平均单井化工用料费用由08年的4.5万元降到1.93万元，解堵吨增油费用为压裂吨增油费用的41.6%。如史3-4-12井措施前低产低液，分析认为该井炮眼附近存在垢类机杂堵塞。采用“酸、洗、泡、排”负压解堵工艺，清除井筒及炮眼的机杂及垢类疏通渗流通道，酸化施工压力由31MPa窜至16MPa9月28日开井后日油能力由0.6t/d上升到9.9t/d,日增9.3吨，累增油1656t,增油效果显著。3.3 开展低渗透水窜治理试验攻关，突破高压注氮调剖技术瓶颈针对油层高温、高矿化度常规堵剂适应性差的特点，首次在高压低渗透油藏开展氮气泡沫调剖，利用泡流体“堵大不堵小，堵水不堵油”的特性来调剖，解决层问水窜问题。为克服注气压力高的难题，我们改进技术思路，改氮气连续注入为水气交替注入，并加入一定浓度发泡剂进一步改善调剖效果。三、主要效果1.区块稳产基础明显加强区块注采对应率由67.5%上升到71.4%,水驱储量才5制程度由60.4%提高到64.8%。由递减法标定采收率，区块采收率由17.7提高到19.8%。2.区块产量开发形势明显变好史深100断块通过精细管理，日液水平由436t/d上升到546t/d,日油水平由327t/d上升到363t/d,动液面由1625m恢复到1572m日注水平由1124m3/d上