《坨21沙二9单元注采调整方式探讨》-工学论文，科技论文-论文范文参考-科学狗论文网

标题

坨21沙二9单元注采调整方式探讨

范文

孙涛等

摘要：坨21沙二9单元为三角洲前缘亚相及前三角洲亚相沉积，泥质含量高达17%，渗透率为0.11-0.35um2，属于中低渗透性油藏。开发初期，受层系划分不合理、平面非均质性强的影响，单元存在着地层能量差、单井产能低和采出程度低的问题。为改善这一现状，对该单元单独建立一套井网单层开发。在水驱过程中因受沉积方式等因素的影响，采用常规注采调整技术无法达到预期效果，因此应该突破传统方式的束缚，探索和创新多种有针对性的注采调整的方式方法，取得了比较好的开发效果。

主题词：低渗；组合模式；变流线

1 油藏开发简况

坨21断块沙二9砂组位于胜坨油田三区西部，为一地堑式长条状断块油藏，其东、南、北分别以9、7、5号断层为界与坨11断块、胜二区、坨28断块相邻，西部与边水相接。油层埋藏深度2050m-2260m，含油面积0.74km2，石油地质储量99.5×104t。平均渗透率0.89μm2，原始含油饱和度0.69，油藏水型以CaCl2型为主，地面原油粘度1400mPa.s，地面原油密度0.9389g/cm3，原始地层温度81℃，原始地层水矿化度23432ppm，原始地层压力21.5Mpa，饱和压力10.6-11.4 MPa，属于反韵律、低饱和油藏。沙二9砂组1966年投入开发，到目前主要经历了4个开发阶段。2013年对单元储层进行二次解释， 91层边水线外推760米，新增地质储量32.5万吨。 2013年对单元单独建一套井网开发，共部署油井4口，水井4口。

2 储层及开发的重新认识

2.1构造特征。井网调整后，坨21断块9砂层组总体构造解释为：东高西低，中部抬起，向西开口的穹窿背斜构造。内部断层少，顶部一条断层走向北偏东，北部与断块边界断层汇合，密封性较好。9砂组层砂体分布稳定，储层从东向西逐渐变薄，有效厚度4.1米；内外边水线距离为 760米，构造高差达到193米。

2.2 沉积特征。经过精细地层对比研究，将沙二91层细分为4个韵律层，其中912、913为主力韵律层。911与912 韵律层间的夹层分布稳定，夹层从东往西逐渐变厚，平均能达到2.5m左右； 912与913韵律层间的夹层在油层主体部位不明显，主要发育泥质夹层、物性夹层。储层主要为三角洲前缘亚相及前三角洲亚相沉积，主要发育微相类型有河口坝主体、河口坝侧缘以及前三角洲泥等。2.3 储层特征。岩性以细砂岩、粉细砂岩和中细砂岩岩性组合为主，胶结物主要为碳酸盐，多为方解石。填隙物成分为粘土矿物和碳酸盐矿物，其中泥质储量17%，粘土含量12%。对取心井进行敏感性实验，结果表明储层为较强水敏，中等偏强盐敏和酸敏，弱碱敏，无速敏。单元以中、低渗透为主，平均渗透率89×10-3um2，平面上向边部有降低的趋势。渗透率变异系数3-5，平面非均质性强。

2.4储量动用状况。单元原储量67×104t，2012年对储层进行测井二次解释，根据3-11N148井试采情况、310CP12井排液数据，并根据相似油藏有关数据计算方法，确定新增储量计算有关参数，应用容积法计算储量，将边水线向外扩700米，91层新增地质储量32.5×104t，目前地质储量99.5×104t。利用甲型水驱特征曲线标定坨21沙二8-11单元目前井网的技术采收率为38.61%，而91层采出程度仅为8.2%，仍有剩余可采地质储量30×104t。

2.5储层建模研究。对沙二91层进行建模，精细刻画油藏特征。從孔隙度与渗透率等值图来看，其成果与沉积特征趋势比较一致，反映了储层自东向西物性逐渐变差的特点。

2.6 剩余油研究。通过数模进行剩余油分布研究。首先进行储量拟合，网格规模为137×40×8，网格数43840个，单元地质储量99.5×104t，模型储量95.7×104t。根据油井定油生产原则，得到含水拟合曲线，累产液量拟合曲线，拟合程度高。统计井史相对简单，生产时间相对较长井的拟合情况，拟合较好的井占全部油井的93%。从剩余油饱和度图来看，91层动用程度低，剩余油普遍富集，平均剩余油饱和度51%。

3有效注采调整方式的实施及效果

3.1 合理注采比的再调整

单元新投油井在实际生产中产液量 17.6方，与设计产液量75方差距达 57.4方。按原单元310方配注量实际注采比高达8.4，目前注采比与方案设计出现较大偏差，导致油井快速水淹。因此，应对注采比再一次调整。调整要按以下2个原则实施：（1）确保泵站注入压力和全部水井吸水。低油压水井不超注，高油压水井不欠注。为此，多次协调注水队、泵站、采油队不断调试，确保泵压不低于30MPa。（2）单元实际注采比由8.4下降为3.8 ，最终确定单元总配注140方。对注采比进行分井区合理调整，确保最大程度见效。在调整原则基础上，又对注采比进行分井区调整：边部井区控制注采比，注采比由9.0到3.5，控制水淹速度；中部井区降低注采比，温和注入，注采比由17.0到2.7，防止水窜；顶部井区提高注采比，注采比由2.5到3.7，加快见效。

3.2 实施动态化注采调整。根据不同井区储层特点和开发矛盾存在问题，调研相关文献，总结该类油藏的调整对策，分析其原理特点及适用性；针对不同部位不同问题对其实施多种技术手段相结合的注采调整对策。

3.2.1 边部井区：降低配注控水线。对ST3-11X167降配注并实施不稳定注水。对应油井ST3-11N148含水由78.12%下降至76.59%。

3.2.2 中部井区：组合应用变流线。主要指多种注采手段结合应该，达到改变流线的目的。（1）注采耦合。注采耦合技术，即油水井不见面，其原理是通过开关井避免注采井间流线直接沟通，油藏压力波动能改变油藏内流场分布并扩大其水驱波及范围，最终提高复杂断块油藏的剩余油动用程度。

针对前期中部ST3-9C155第一次出现水窜的问题，应用了注采耦合技术，让ST3-9C155和ST3-11XN162采取了注采耦合，实施后ST3-9C155含水下降，产能得到恢复。（2）不稳定注水.其机理是通过周期性地改变注水量，在油层内产生连续不稳定压力分布，使非均质小层或层带间产生附加压差，促进毛细管渗吸作用，强化注入水波及低渗透层带并驱出其中滞留油，以提高采收率，改善开发效果。针对ST3-9C155的再次水窜问题，采用了降配注，配合不稳定注水的方法。实施后ST3-9C155的再次水窜问题得到了控制。（3）变流线调整。新井ST3-10X199投产较晚且油井生产含水很低油井能量差，由于ST3-9C155一直处于主流线，ST3-10X199能量得不到补充，通过功图可以看出不稳定注水没有给ST3-10X199补充能量，因此需要通过改变流线方向，实现能量恢复。方法是动关油井，使得地层存水率提高，主流线上地层压力逐渐升高，油水井井底间压差逐渐缩小，迫使注水流线向非主流线转移，从而实现了非主流线方向剩余油的有效驱替。实施效果：动关ST3-9C155后液面恢复较快，恢复至井口时套压仍在上升，说明虽然主流线已关井但是水线扔大部分沿主流线流动，非主流线上ST3-10X199受效不明显；STT21P2关井后，静液面恢复较好，非主流线油井ST3-11N148液量上升，功图改善。（4）非主流线水井提高配注，主流线油井开井。开动关油井，提高非主流线水井配注，从曲线上看非主流线油井液量上升1t，油量和动关时基本保持稳定，功图也有所改善。

提高配注后，非主流线油井ST3-10X199液量有上升趋势，从功图上也能反映出来。

3.3 顶部井区：提高配注促见效

提水结合油井调参，STT73日产液量由5吨增至14吨，日增油2.9吨。

4 结束语

9层系在实施一系列的注采调整以后，油井日产液量由25吨增加到42吨，日产油量由11.6吨增加到21.4吨，综合含水由53.6%下降到49.04%，动液面由1034.5米恢复到1017米；注水量由212方降到151方，层系注采比由7.76下降到3.26，单元开发趋势逐渐变好。

随便看

科学优质学术资源、百科知识分享平台，免费提供知识科普、生活经验分享、中外学术论文、各类范文、学术文献、教学资料、学术期刊、会议、报纸、杂志、工具书等各类资源检索、在线阅读和软件app下载服务。