注水替油培训课件

注水替油培训课件塔中技术室2023年11月1日1/16提要一、注水替油概述二、注水替油过程中油水关系三、注水替油参数优化四、实例

2/16塔中I号坡折带奥陶系碳酸盐岩油藏属于缝——洞型复合油藏，储层为受多期构造裂缝、古地貌、古水系共同作用形成缝一洞系统，储集空间以裂缝、溶蚀孔隙、孔洞及大型洞穴为主，局部位置缝——洞体发育，基质基本不具有储油能力。塔中Ⅰ号带钻遇缝——洞体油井在生产早期产能较高，储集体与外部基本不连通，开发中得不到有效能量补给，短时间内产量递减快，针对特殊地质情况，借鉴塔河油田提出缝一洞单元定容体油井单井注水替油技术，对中古13、中古23井进行注水替油，取得了较好效果。注水替油概述3/16

缝洞单元是指碳酸盐岩油藏内，周围被渗入性较差致密基质遮挡，由裂缝网络互相串通溶孔、溶洞组合而成流体连通体。开发过程中不一样缝洞单元中各井基本没有压力和流体连通关系。根据开发过程中井间连通关系，塔河油田碳酸盐岩缝洞油藏为若干个互相分隔缝洞单元组成，油藏以缝洞单元作为开发基本单元。一般将由1口井控制缝洞单元称为单井缝洞单元，一般单井缝洞单元地下储集空间小，开发中体现出能量不足定容特性。单井注水替油开发在原理上等效于低部位注水开发，注水占据低部位储油空间,增加油体压力补充油井能量。不过，注水提升了缝洞单元油水界面，注入水能够理解成外来水体对油藏侵入。这样缝洞单元中油水界面自然伴随注入水增加而逐渐上升。注水替油概述4/16注水替油过程中油水关系5/161、主要选择通过机采伎俩无法正常生产定容性油井进行注水替油2、优先选择溶洞型储集体油井进行注水替油3、注水前油井体现为低含水或不含水为优选井标准注水时机油井要尽也许地利用天然能量开采，在后期地层压力难以维持正常机抽生产时进行注水替油效果最佳。4、优先选择井孔储层深度位于缝洞单元上部油井进行注水替油注水替油参数优化6/16周期注水量注水替油参数优化7/16注水速度一般注水速度不应使注入压力超出井口承压能力和地层破裂压力。1)溶洞型储集体油井前期提升注水速度能够提升增油效率。溶洞型储集体井注水速度前期可控制在25～40方/小时，后期累积注采比较大后注入困难,注水速度可控制在20方/小时左右。2)裂缝性储集体油井注水速度不宜过高。注水速度容易产生较大驱替作用,将原油驱向远井地带，使注水替油效果变差；注水速度一般控制在10～15方/小时。注入压力不但受周期注入量影响，还与注入速度有关，视井口承压能力及地层破裂压力允许范围而定。一般不超出30MPa。注入压力注水替油参数优化8/16焖井时间注水后关井焖井一段时间,能够使注入水充足与远井或下部油进行互相置换。合理焖井时间应为油水分异结束时间，而影响油水分异快慢原因较多，包括储集体类型和规模、各井注水前亏空程度和各周期注水量等油水分异结束时间定性为关井后压力平稳或者先下降后平稳至上升平稳时间。注水替油参数优化9/16开井工作制度注水替油井开井工作制度需要控制，总体标准是开井产液量不高于注水前正常生产时产液量。

溶洞型储集体油井生产过程中基本不存在水锥，注水替油开井早期适合采取较大产液量工作制度以提升产量，但不应高于注水前正常生产时产液量。

裂缝性储集体油井生产过程中易产生水锥，因此开井生产时，需要采取较小产液量工作制度控制生产压差，避免过早产生水锥造成注入水过早采出,减少注入水利用率。注水替油参数优化10/16注水替油开发中,井孔储层深度与缝洞单元油水界面之间储集空间能够称为剩下存水空间。井孔在缝洞单元中位置高低直接影响到原始剩下存水空间大小,而剩下存水空间大小决定了注水替油开发效果好坏。

在注水替油过程中伴随油水界面上升,剩下存水空间将逐渐减小。当油水界面上升到井孔储层深度时,剩下存水空间为零,相称于外来水体侵入到油井,继续注水将以产水为主。假如开发井井孔储层段位处缝洞单元最高部位,则原始剩下存水空间最大,注水替油开发效果最佳。剩下存水空间11/16实例1、中古13井注水之前合计产液5412吨，含水0，密度按0.8kg/m3计算，折算产液6765方；第一周期注入水4068方，注采比为0.6。从2023年7月14日焖井后开井到11.6日，合计产油2028吨，含水零。12/162、中古23井注水之前合计产液632吨，含水0，密度按0.8kg/m3计算，折算产液790方；第一周期注入水2023方，注采比为2.5。从2023年9月20日焖井后开井，到11月5日，合计产油459吨，含水零。13/163、中古162井从2023年10月30日注水完成，开始焖井，目前处于焖井状态。注水之前合计产液22717吨，不含水，密度按0.8kg/m3计算，折算产液28396方；第一周期注入水40029方，注采比为1.4。14/164、中古501井注水之前合计产液736