东沙二下1-8油藏特高含水期提高水驱效率技术研究分析

1、 东沙二下1-8油藏特高含水期提高水驱效率技术研究 吴蕾Summary：本文以注水开发区块东沙二下油藏为例进行注水技术政策研究提高水驱效率，改善油藏开发效果。Key：特高含水期;非均质;水驱效率1 项目概况濮城油田东区沙二下油藏位于濮城背斜构造东翼，是濮城背斜构造的一部分，南北长15km，东西宽2km，构造面积约12km。油藏含油面积5.7km，石油地質储量799.010t，标定可采储量29410t，标定采收率36.8%。东区沙二下油藏共分为8个砂层组50个流动单元，油藏埋深-2600m-2890m，岩性属岩屑质石英长石粗粉砂岩，物性中等偏差，非均质性强烈，平均孔隙度21%，平均渗透率100m

2、D。油藏于1980年投入开发，目前已进入特高含水开发期，开发中的主要矛盾体现在密井网条件下水线方向趋于固化，低无效水循环严重，类层主力砂体内长期采用“强注强采”注采方式，导致沿河道砂形成“水道”，低无效循环，层内动用剩余油不充分，造成平面波及系数很低;类层受层间干扰影响大，由于启动压力高、井况影响，导致水驱动用程度相对较低。平面及纵向上受效不均衡，水驱效果逐年变差。但受平面及分层注入不均等影响，剩余油潜力仍然较大，为改善油藏水驱开发状况，精细水驱挖潜，急需寻找一种适合特高含水开发阶段提高水驱效率的方法。2 主要技术内容2.1高含水期合理注水技术政策研究针对平面及纵向注采不均衡问题，按照整体部署

3、、协同驱油的方式，开展平面液流优化、纵向细分注水、低成本不稳定注水等研究，提高水驱动用程度，扩大水驱波动体积，提高驱油效率。平面上注采井组内受储层非均质性、历史水驱波及程度不同，存在强势、弱势流线分布，注入水低无效循环。针对这类平面注采不均衡井区，以生产压差确定油井液量调整范围，利用数值模拟技术分析产液量级差与采出程度的关系，明确井区产液量级差在1.6倍以内时，水驱采出程度高，小于1.6增加幅度不大。根据级差界限调整井组油井产液量，提高弱势流线生产压差，控制强势流线生产压差，最终实现均衡水驱的目的。油藏通过转变液流方向新增水驱动用储量7.1万吨。沙二下油藏共划分50个流动单元，小层多井段长，层

4、间非均质性强，纵向上水驱动用不均衡。通过抽取30口井吸剖监测资料进行了分析与统计，建立了吸水百分数与注水层数/厚度关系、渗透率级差与采出程度关系曲线图版（图2）。明确层段控制在6层/26米时，吸水厚度百分数可达60%以上，注水井单段的注水层数应控制在6层以内。模型研究：含水大于95%以上，分注单一段小层渗透率级差应控制在5倍以内，层间得到有效动用。在此基础上开展水井多段细分，新增层间动用储量12.5万吨根据油藏历年周期注水效果统计分析22个井组，得出合理合理脉冲注水周期主要集中在10天左右;合理脉冲周期注水强度幅度差1.5-3.0;在此基础上依托剩余油认识针对不同井组建立不同注水方式，形成一套

5、不稳定注水方式及预警机制。2.2人工强边水驱技术人工强边水驱通过在油藏构造低部位大井距大排量注水形成人工强边水，驱替特高含水期高度分散的剩余油重新运移聚集到构造高部位，进而提高油藏采收率。纵向上来看，在边外实施大规模不对称注水时，提高了油藏供给端和排泄端的压差，提高了厚层内渗透率相对较低的储层储量动用程度，即提高纵向水驱波及系数。东沙二下油藏濮13块、文35块高部位断层遮挡，剩余油富集，低部位边水活跃，注采连通好，适合开展人工强变水驱，因此部署完成低注高采的井网。3 现场实施效果东沙二下油藏通过不断深化油藏基础研究，在合理注水技术政策研究基础上开展液流优化、多段细分和人工强边水驱，实施以均衡水

6、驱、提高水驱效率为目标的精细注采调整，油藏开发形势好转，稳产基础增强。两个递减得到有效控制，到2018年12月，自然递减-0.75%，综合递减-3.42%，同比下降10.75和8.42个百分点。水驱动用状况明显改善，新增水驱控制储量31.2万吨，水驱动用储量18.7万吨，增加水驱可采储量6.210t，采收率提高0.78个百分点。4 结论与认识（1）合理注水技术政策研究是油藏精细注水的基础，通过控制合理的产液量级差、渗透率级差能有效改善平面及纵向水驱不均衡的问题，提高水驱波及系数和驱油效率，从而进一步提高水驱采收率;（2）合理优化周期注水技术，可构建高效注采系统;（3）人工强边水驱可有效动用油藏中普遍分布的剩余油，提高断块油藏平面和纵向波及系数，改善油藏开发效果。Reference：1邓涛.扶余油田特高含水期注水技术政策研究J.工艺技术，2018（7）：165-166.石油研究2019年3期石油研究的其它文章加强企业基层党建