原创《调整油藏注水结构方法》
该文是注水方面有关专升本毕业论文范文和油藏和注水和结构相关论文如何写。
孙延庆
（吉林油田分公司乾安采油厂地质研究所 吉林松原 138000）
摘 要：大庆油田采油厂主要以岩性油藏为主,随着开发时间的延长,各区块暴露出来的问题与矛盾越来越凸现.为优化注水井结构调整,提高注水量由老井的主力油层向新井的非主力油层转移,改善吸水状况,就注水开发效果影响原因进行了系统分析并提出治理对策.
关键词 三低油藏；注采系统；深浅调剖；配注调整
1 基本概况
以 岩 性 油 藏 为 主 的 “ 三 低 ” 油 藏 , 埋 藏 深度 4 6 0 m ～ 1 8 6 0 m , 目 前 投 产 注 水 井 2 0 5 0 口 ,年 注 水 4 4 1 . 2 7 × 1 04 m 3 , 年 注 采 比 2 . 1 6 , 累 积 注 水15456.20×10 4 m 3 ,累积注采比2.68,综合含水58.19%.目前地层压力7.99MPa,总压差-1.01MPa,地饱压差0.99MPa.纵向上发育葡萄花、扶余和杨大城子三套层系,平面上扶余油层广泛发育为主要目的层,葡萄花、杨大城子油层集中在油藏背斜轴部发育.扶余油层为三角洲分流平原相沉积,砂体窄小,非均质性强.纵向不集中,划分为3个油层组,17个小层,47个沉积单元,单井3-5个层；横向不连续,发育大中型及小型低弯曲分流河道、顺直分流河道与湖沼4种沉积模式,相变快,砂体窄,单一河道一般小于300m；单层厚度薄,平均单层砂岩厚度2.3m,有效厚度1.8m.储层物性差,有效驱动难度大.储层平均渗透率7.2mD,80%以上储量渗透率低于10.0mD、流度低于1.0mD/mPa·s；构造轴部发育裂缝,裂缝发育频率平均为0.046条/m；储量丰度平均为61.1×10 4 t/km 2 ,油水关系复杂.
2 开发效果影响原因分析
针对油藏各区块开发中暴露出来的问题与矛盾,按照注采系统、细分注水、周期注水、深浅调剖、水井增注、配注调整六个方面提出下一步治理对策,形成一套适合“三低”油藏注水结构调整潜力的方法.
2.1 注采系统调整
按照裂缝发育区块线性注水、裂缝不发育的三类区块完善单砂体注采关系的原则,根据各类区块实际油水井数比与合理油水井数比差异,以井组为单元,分析井网适应性,确定注采系统调整转注潜力.
按形成线性注水及水驱储量最大化原则,2017年注采系统调整27口,转注后水驱控制程度提高9.70个百分点,水驱储量增加37.4×10 4 t.2018年注采系统拟调整13口,转注后水驱控制程度可提高6.52个百分点,水驱储量增加11.1×10 4 t.2019年注采系统拟调整潜力井76口,转注后水驱控制程度提高6.07个百分点,水驱储量增加40.4×10 4 t.
2.2 细分调整
通过开展储层特征、分层配水管柱工艺和测调技术的适应性等三方面研究,以及数模、物模、现场统计分析,综合确定了细分注水的“84857”技术标准,即隔层厚度下限不小于0.8m,段内渗透率变异系数小于0.5,合理配水层段四段,注水合格率大于85%,吸水厚度比例大于70%,同时完善了精细分层的配套技术,提高油层动用状况.2018年继续按照“84857” 标准,加强细分注水,进一步调整层间结构.
2.3 周期注水
“三低”油藏储层非均质性强,尤其是裂缝发育的一、二类区块,存在较强渗吸作用,适用于周期注水技术.通过研究与实践,形成了“四结合”周期注水技术应用标准,提高注水利用率.在注水结构调整余地减小的情况下,结合井区含水,加大周期注水力度,进一步扩大水驱波及体积,提高注水利用率.根据周期注水技术标准,2018年计划安排周期注水335口,预计年节约注水55.82×104m 3 .
2.4 深浅调剖
以油藏或单元区块为研究对象,结合剩余油分布和高渗透储层状况,对调剖井的调剖时机进行高效、综合、多指标决策.针对高含水阶段,注入水沿裂缝或高渗透层突进,形成水驱优势通道,水驱效率降低,通过应用深度调剖技术封堵裂缝和高渗透带,扩大水驱波及体积.通过研究与实践,确定了深调五项选井、选层标准,发展完善了五项措施技术.2018年优选A区块及B区块19口井,平均单井调剖厚度8.7m,总设计调剖剂注入量69293m 3 .
2.5 水井增注
在日常生产过程中,由于井下工具质量不合格、对地层结构认识不到位、生产过程管理不严格等问题,储层不同程度地存在无效注水或者欠注现象,目前全油田共有欠注井221口,配注3099m 3 ,实注仅636m 3 ,主要有储层物性差井164口,油层污染20口.
2.6 配注调整
通过室内研究与实践,确定了平面及层间注水结构调整界限.一方面控制区块中高含水井区含水上升速度和高注采比井区的低效注水量,另一方面加强注水,为措施井提高地层能量,按照调整界限开展注水结构调整,2018年计划注水量调整80口,日配注下调87m 3 .
3 结论
通过注水结构调整,注水量由老井向新井转移,由主力油层向非主力油层转移,吸水状况得到改善,地层压力得到合理调整.全井吸水厚度比例由去年的64.5%提高到2017年的69.6%,吸水状况得到改善.另外油井压力由去年的7.9MPa上升到2017年的7.98MPa,注采压差由去年的14.78MPa下降到2017年的13.94MPa,油层压力得到恢复,注采压差下降.高压区井数由去年55口下降到2017年的33口,低压区井数由去年的35口下降到2017年的28口,合理区井数由2015年的103口增加到2017年166口,平面压力差异得到优化.
油 田 保 持 阶 段 稳 产 , 老 井 递 减 速 度 有 所 回 升 .“十二五”以来,通过水驱精细挖潜,优化产能建设规模和措施增产规模,年产油水平保持在80万吨.新区超前注水,老区同步注水,产能到位率保持在85%以上.年含水上升值稳定,但含水上升率增高,2015年以来年均含水上升值平均为2.67个百分点,控制在3.0个百分点之内,但含水上升率逐年增高到7%以上.
注水论文参考资料：
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