深入油藏研究、强化注水调整逐步增强油田开发稳产基础

深入油藏研究、强化注水调整逐步增强油田开发稳产基础
摘要：针对目前油田开发中注水难度大，部分断块油藏油水井对应率不搞、低渗油藏水质较差等带来的一系列问题，本文重点通过对胜利油田某厂2011年注水开发存在问题制定对策，结合油藏开发需求，实施分类油藏治理。

断块油藏以工程技术配套为手段，提高层段对应率、水驱控制程度；低渗透油藏，以水质治理为保障注好水，提高注水量。

重点抓好长效、一体化治理等方案，加大水井工作量，特别是加大污水减排工作力度，优化产量、产液、注水、措施结构调整，努力实现提高有效注水量、改善水驱效果、增强油藏稳产基础的工作目标。

通过对该厂注水开发中存在的问题分析，制定了有效的下步措施，保证该厂注水管理实现注足水、注好水。

关键词：注水油藏水质水驱
一、2011年注水工作量及指标完成情况
2011年部署各类水井治理工作量439口，其中新投注34口、老井转注35口，大修35口，计增加注水能力11910m3/d，增加水驱储量600×104t，提高注采对应率2.0个百分点。

实际实施工作量428口，增加注水能力14942m3/d，其中：长效治理实施66井次；一体化治理实施38井次；注采调整实施260井次；污水减排方案实施54井次。

恢复增加水驱储量504×104t，提高注采对应率3.08个百分点。

二、2011年注水工作主要做法及效果
1. 以井网矢量加密技术为指导，实施一体化治理
一是及时优化加密区井网，补充能量，确保调整效果，通过加强油层保护、矢量化优化东部加密区井网等手段，确保方案实施效果，新井常规投产即可获得7t以上的产能，是2004年加密区常规投产的3-4倍，油井自然产能大幅提高。

二是攻欠增注，提高单井有效注水量。

针对水井不同欠注类型，结合作业过程中的试挤工作，有针对性地选择酸液体系。

2011年实施水井增注16口、检管9口，增加日注352 m3/d，恢复水驱控制储量92×104t。

2.以层系细分重组技术为支持，精细注水，协调注采
一是重新落实构造、储层，为层系井网归位奠定基础。

通过每个沙层组顶面构造图的新认识，结合以前做的顶面构造图，发现局部认识有新变化，并以此为基础进行层系细分、井网重组。

二是分断块差异性调整，改善水驱效果，由于各断块在封闭程度、能量状况、地质储量、沉积类型、主力含油层系等方面具体情况各不相同，存在的主要矛盾也各有差异。

因此在后续的调整中应考虑不同断块的实际情况，采取不同的调整方式。

三是加强工艺配套，保障注好水、注足水，断块油藏在纵向上含油层系较多，注水层位较多，且水井以分注井为主，以实现每个层段的合理注水、按需注水。

3.井组式完善注采井网
目前水驱油藏井网控制地质储量18974×104t，井网控制程度79.8%；未水驱储量3292×104t，水驱控制地质储量15092×104t，水驱控制程度为68.6%。

井网未控制储量4813×104t。

通过深入开展“三查、三改、三提高”，在精细研究的基础上，实施小砂体“一对一”转注；零散侧钻与注采完善相结合；加强停注井井筒治理，恢复失控区注水储量；建立井组式完善注采井网，提高注水储量、提高水驱控制程度和水驱动用程度。

一是开展“一对一”式转注，完善小砂体局部注采井
网；二是零散侧钻与注采完善相结合，油水并重，完善井网。

4. 强化现有水井治理力度，提高“三率”，增加有效注水量
2011年通过优化低渗透水井增注工艺技术，断块油藏加大下分层力度，分层增注技术改善层间矛盾，有效的提高了注采“三率”。

注采对应率由71.4％上升到74.48％，分注率由88.9％上升到95.3％，层段合格率由50.6％上升到59.9％。

一是优化水井增注工艺技术，提高动态注采对应率。

二是加大水井下分层治理力度，提高注水井分注率。

三是利用分层增注技术，提高层段合格率。

5.开展先导试验，探索水驱提高采收率新途径
一是在强边水驱理念的指导下，加强历史上只注不采层分析，摸排利于形成强边水驱的潜力层，目前有2个井组见到明显效果；二是开展氮气调剖试验。

有2个井组见到了效果，有效率66.7%,只有王664-斜2井组未见效，分析认为是由于人工裂缝造成注入水水淹、水窜，从而制约井组调剖效果；三是改善低渗透油藏水驱方向，目前在史100、河135、史115、王664等区块共有21口井实施周期注水，有效的改变了地下流场，累计增油617 t。

三、制约注水工作的因素分析
1.断块油藏制约因素分析
1.1构造复杂，储层横向变化大，改善水驱效果难度大
断块油藏具有断层多，断块小，构造复杂；储层横向变化大，连通性差的地质特点。

其中含油面积小于0.5km2，地质储量小于150×104t的复杂小断块有139个，占断块总数的90.8%。

受地质条件复杂等因素影响，注采井网协调难度大。

目前断块油藏的水驱控制程度为85.7%，井层注采对应率73.3%，但扣除天然水驱储量后，人工水驱储量控制程度仅为28.9%，两向及以上注采对应率17.2%。

1.2受井况和停产停注问题制约，注采井网仍不完善
目前断块油藏水井开井597口，其中存在井况问题的62口，占10.4%，损失水驱储量266×104t。

由于停注井多，造成注采井网二次不完善。

统计停注水井103口，损失水驱储量864×104t。

其中因套变、套漏等工程原因停注水井58口，损失水驱储量603×104t。

1.3分层注水井“分得开、调不开”，注水有效率低
2010年以来断块油藏分层配套119口，管柱有效率92.8%，但层段合格率仅为62.1%。

层间注水不均衡的矛盾依然突出，即“分的开却调不开”。

2011年共开展水井调配34井次，调配成功19口，仅2口井达到分层配注要求。

主要原因在于欠注层启动压力高于井口注水压力，无法通过调配达到分层配注要求。

导致调配难的具体原因体现在两方面，一是捞芯子难度大，二是投芯子不到位的矛盾。

2.低渗油藏制约因素分析
一是井网井距大，注水不见效。

低渗油藏开发井网基本上以400×283m或300×300m大井距开发，造成注采井间难以建立有效驱替压差，水井憋压严重，启动压力逐年升高。

二是水井欠注严重，能量保持水平低。

低渗油藏目前累计注采比0.89，整体仍然注采不平衡，同时由于注采井距大、储层污染等因素，造成单井注水能力下降。

三是由于井况、井网不完善等原因造成储量失控。

统计目前低渗油藏油井停产及带病生产井102口，失控地质储量655×104t。

水井停注及带病注水井34口，失控水驱储量806×104t，主要是以井况为主，占低渗透油藏动用储量的15.5％。

四是受储层非均质性影响，水驱不均衡。

四、提高注水开发水平的对策及下步工作部署
1.治理对策
1.1精细断层刻划，深化储层描述，为精细注采调整奠定基础
1.1.1断块油藏加强精细地质研究，提高低序级断层解释精度
一是构造相对简单、储层单一的沙一段、沙二9的描述侧重于打破区块界限的区域性整体描述、平面非均质性描述，为水平井、侧钻水平挖潜、注采井网完善奠定基础；二是构造与河道成藏的沙二上储层及复杂小断块侧重于低序级断层、断棱、砂体单元、岩性变化区描述及小断层封堵性研究，为零散井、侧钻井挖潜及提高注采对应关系奠定基础；三是沙二下厚层油藏侧重于对储层建筑结构、非均质流动分隔性、夹隔层描述，为挖掘层内剩余油、注采完善调整提高注采对应关系奠定基础；四是具有一定含油面且构造相对简单断块侧重于区块整体的层间及小层平面非均质性描述、剩余油分布规律的描述，为层系井网整体调整奠定基础。

1.1.2低渗油藏深化储层描述及储层非均质性研究
一是低渗油层具有变化快、平面非均质严重、微裂缝发育等特点，造成储量丰度、渗流特征变化大，是合理优化井网、井距、井型的难点。

二是同一储层受沉积的影响，层内非均质性严重，分为不同的流动单元，是造成注水受效不均衡、层内动用差异大的主要原因。

因此，深化储层研究是提升低渗油藏资源品质和开发水平的基础。

1.2纵向数层、平面数块，细化开发方式，提高断块油藏注采对应程度
1.2.1 对于具有一定面积的厚油层
该类油藏一般属于主力油层，经长期开发，目前已经处于特高含水、特高采出程度阶段，剩余油高度分散。

下步重点采取：
一是对能够建立面积井网的层，长期单向水驱形成固有水窜通道，下步通过大井距建立井网，改变地下流场，提高驱油效率。

二是对含油条带相对较窄的层，长期靠边水和缘内注水，在井间和腰部形成滞留区，下步重点通过强化边外注水，通过扩大水驱面积和增加注入水倍数，提高采收率。

三是对水油体积比相对较小的封闭、半封闭、处于开发后期近废弃的层、块，下步重点通过模拟仿强边水驱，使地下零散分布的剩余油重新分布聚集，提高采收率。

1.2.2 对于具有一定面积的薄油层
该类油藏一般属于非主力油层，构造、储层相对清楚，经长期开发，受层间干扰，动用程度相对较低，但单层储量丰度低。

下步重点采取：
一是多层组合，三级细分（层系重组/分采分注/变密度射孔）配套矢量井网，完善注采，改善平面、层间矛盾，提高采收率。

二是应用薄层水平井、分支水平井、阶梯水平井单层开发，提高储量的控制与动用，进一步提高采收率。

1.2.3对于复杂破碎块
该类油藏一般构造、储层落实程度相对较低，储量丰度低，注采对应关系不清，造成长期低速、低效动用。

下步重点强化动、静结合，进一步深化构造、储层、储量的认识，采取油藏、工艺、工程一体化，立体组合剩余油，实现效益开发；采取跨块、跨河道水平井、侧钻井、一对一对应注水、注氮气等灵活多样的方式，提高采收率。

1.3储层差异分类，实施井网调整，提高低渗油藏储量控制动用
一是对于厚层低渗油藏，整体矢量加密，提速开发；二是对于薄互层低渗油藏、井网重构，再建注采关系；三是对于低品位低渗透油藏，老区新化。

1.4强化工艺技术配套，提高开发效益
一是加大分层注水力度，提高分注率和层段合格率。

抓住影响分注井层段合
格率的主要矛盾；二是加大套损井、停注井治理力度，不断改善注水状况；三是实施径向钻孔技术，提高渗流面积；四是加大新技术试验攻关力度，试验高压水射流、堵水调剖、同井注采技术，扩大不动管柱换层技术、封闭小断块注氮增能试验规模。

1.5加强油藏动态监测，为提高“注采三率”奠定基石
一是加强饱和度、产液剖面等测井工作，为注采调整奠定基础；二是加大井斜复测及套管质量监测等工程测井力度，指导油田开发；三是学习试用大庆先进的分层注水工艺技术，精细分层注水。

2.下步部署
2.1加大产能建设方案投转注力度
2012年部署在4个新区和3个老区进行开发调整，部署新钻水井45口，本着“早注水、早见效”的原则，力争实现新水井当年转注、当年注水见效。

2.2继续加强长效方案治理力度，增强稳产基础
2012年部署在河68-100、河50、河10-60、河111-159、梁60-史8、河86-史125等6个断块区实施长效治理，部署水井工作量79口。

2.3推广一体化治理模式，提高注采“三率”
2012年计划在河31、史深100扩边、牛20、河4等4个断块实施一体化治理，部署水井工作量50口，油井工作量67口，合计84口。

2.4加大低效单元井网完善力度，进一步提高水驱动用程度
目前共有低效动用单元24个，地质储量7660×104t。

针对这部分资源潜力，下步将按照项目组运行，地质、工艺、工程、地面一体化，深化精细地质研究，攻关工艺瓶颈技术，分年度逐步进行治理。

2012年计划治理王73、牛35等8个单元（其中整体调整3个区块，先期评价3个区块，局部完善2个区块），部署新水井14口，老井转注21口，覆盖地质储量1814×104t，增加水驱储量375×104t，增加水驱动用程度20.7个百分点。

2.5零散注采完善
强化水井投转注工作：采用大修转注、小砂体完善、侧钻井注水等多种手段，完善注采井网；下步计划完善河60-侧14、史8-侧斜48、河90-侧8等12个小砂体，新增水驱动用储量140×104t。

2.6继续加大矿场试验攻关力度，为油田稳产提供技术支撑
一是加强污水减排与人工强边水驱的结合，推广应用人工仿强边水驱技术，扩大水驱波及面积；二是综合运用小规模压裂、酸化、径向钻井等技术手段，强化水井攻欠增注工作，提高单井注水能力；三是加强水淹水窜治理：开展周期注水，改善水驱效果，主要在史深100、河148等断块实施；四是加大堵水调剖、同井注采技术，扩大不动管柱换层技术、封闭小断块注氮增能试验规模。

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