肖微--提高南一区东部萨葡油层动用程度方法研究(2015.6.6)

提高南一区东部萨葡油层动用程度方法研究撰写人：肖微蔡姝刘延昭审核人：上官永亮单位：第五油矿2015年6月2日提高南一区东部萨葡油层动用程度方法研究摘要：油田注水后，因非均质性造成主力油层和其它发育较好的部位先见效，形成高压层，严重干扰中低渗透层的工作，导致采出程度度低的矛盾，本文通过分析影响采出程度的因素，并且重点针对注水问题进行了研究，按照“三个结合”，“三个原则”“三个创新”的调整思路与方法，进行了综合分析调整。

改善水驱层间、平面注水效果，扩大了注水波及体积，提高了采出程度，并且使整个开发区块实现了“控递减、控含水”的双控目标。

1、区块开发基本情况南一区丙西块萨葡油层1960年投入开发，油水井共计97口，其中采油井66口，开井63口，日产液4873t,日产油385t,综合含水92.1%，沉没度239m；注水井31口，开井29口，注水压力9.8MPa,注水量6644m3，生产到2013年，油层动用程度仅为43.4%，低于全厂水平（全厂采出程度79.2%）35.8个百分点。

随着油田开发时间的延长，三大矛盾日益加剧，严重影响了开发效果，主要表现在油层动用差，层间及层内差异大，从该区块砂岩组动用程度看，SII1-3、SII4-5+6、GI6-9动用程度差，低于20%，而动用程度较高的，SI4+5，PI5-7动用比例达到70%以上，层间动用程度差异在3倍以上。

按照有效厚度分级动用程度看，表外储层动用程度差，仅为24.1%，厚度大于2m的动用程度达到58.2%，层间动用程度差异2倍以上。

说明油层动用程度不均衡，层间矛盾突出，是影响开发效果的重要矛盾。

砂岩组动用程度统计表有效厚度动用程度统计表2、影响油层动用程度的主要因素2.1油层发育问题。

地层成藏时的成藏条件和成岩作用控制影响了油层自身发育，从而形成高渗透层和低渗透层。

南一区丙西萨葡油层位于萨尔图油田的主体部位，由124号、126号断层遮挡形成了一个地堑构造。

是入湖的浅水三角洲沉积，而且以三角洲前缘相为主。

该油层50个沉积单元共分为七种砂体沉积类型，以坨状三角洲内前缘沉积砂体为主，非河道砂体储量比例高于河道砂，其中以三角洲外前缘不稳定席壮砂储量比例最高。

筛选出含油饱和度较高、采出程度较低的10个单位分别为SI2、SI3、SII2、SII4、SII5+6、SII7、SII8、、SIII9、SIII10、SIII11可作为下步改造的潜力单元。

区域内注水井总井数31口，开井29口，完不成配注井5口，占17%。

注水井完不成配注单井表2.2井网控制不住型。

南一区丙西萨葡油层自1960年投产以来，先后在1990年和2003年进行了两次加密，目前井网密度为24口/Km2，井距缩小到220m，采用不规则四点发面积井网部分，能够有效驱替，保证合理的采油速度。

南一区丙西萨葡油层各套层系井网情况表2.3注水存在三大矛盾问题。

从目前注水状况分析，虽然注采比达到了1.12，表面看注采比较高，但是实际注水效果较差，因为地层低渗透层及区块断层发育遮挡等问题，油井受效不均衡。

即从注水井注入地层的水，只有一部分在压力作用下，达到油井供液半径内，从油井的生产数据情况看，就可以推断出供液半径内的地层实际上是亏空的。

2.3.1压力空间大，很多差油层未得到动用。

从注水井压力空间分级表可以看出，全区破裂压力10.4MPa，注水压力9.4MPa，全区压力空间1MPa。

并且压力空间在1MPa以上的13口井，占44%，说明差油层未得到有效动用。

压力空间分级表2.3.2井间差异大，平面矛盾突出。

由于油层性质在平面上的差异，注水后导致采油井压力不均衡，含水上升速度有快有慢，产液能力有高有低。

2013年年底，全区按照含水、产液分级统计情况看，含水低的，产液量也低，含水高的，产液量也高，含水差异达到15%，产液差异达到110t以上，说明水线在推进过程中不均匀，造成平面上矛盾突出，井间差异较大。

含水、产液分级表2.3.3存在局部低压区，地下亏空。

从2013年12月沉没度分级表中可以看出，平面压力分布不均衡，尤其低压井比例达到37.1%，虽然注采比已经达到1.2，但是供液半径仍然有亏空。

采出井沉没度分级表3、提高动用程度方法研究前期工作，已经对矛盾问题的提出、影响矛盾的主要因素，都有针对性的进行了分析，并且总结出“三个改造方法”，下面进行综合调整效果分析：3.1针对发育差的油层进行改造。

油井重点针对近井地带污染导致产液、含水水平低于全区的井，采取“改造差油层”与“挖潜剩余油”相结合的思路，进行压裂选井选层；注水井重点考虑“注水压力高的层”与“是否层间干扰”相结合，进行油层改造；同时注水井考虑“现场检配资料”与“实测吸水剖面”相结合，进行酸化，解堵。

通过措施改造，一方面增大裂缝空隙度，提高可动用油饱和度，另一方面由于裂缝孔隙度和渗透率的增大，提高了可动用油的动用程度。

统计近三年油水井压裂、酸化井数为15口，其中采油井11口，注水井4口，改造差油层60个。

改造后，日增注385m3，日增液387t，增液与增水比为1.0。

措施改造统计表3.2判定目前井网是否需要进行加密采油。

合理加密井网是提高油层动用程度，提高最终采收率的最有效的办法。

通过“三个原则”方法，来分析确定是否需要进行井网加密：原则一，分析目前井网是否能够适应油层的分布特征，水驱控制程度是否能得到80%以上，采取程度能否达到70%，不能够的话需要加密井网；原则二，重发考虑油层特点，使注入水能够发挥有效的驱替作用，生产井能够较好的见到注水效果，保持较长时间的稳产；原则三，保证一定的采油速度和稳定产量。

如果以上三个原则不能够满足，说明需要进行井网加密了，但是井网加密是需要考虑剩余油分布，结合多学科知识进行综合分析调整，十分复杂，这里不作为重点分析。

3.3有效改善注水存在的问题。

从我们的分析研究中可以看出，有效改善注水状况是研究中的重点，结合目前开发分析调整中，严水宽油，年产液增长率大于注水增长率等矛盾问题，所以我们采取“三种创新”的方法，摒弃以往常规分析调整思路，对水井进行重点分析调整，下面详细介绍一下：3.3.1改善油层动用状况。

总体调整思路即遵循“提升压力、完成水量、限制好层、动用差层”的调整原则，采取“提压与套损形势同时考虑”“稳液与控水为共同目的”，“提压与检配同时分析”，“细分与测调同时调整”的四个同时方法，以保证套损形势稳定为前提，通过提高对注水井用足压力空间，提高注入压力，逐步恢复区域整体地层压力。

并且在提高油层动用程度的同时，有效控递减，控含水，提高区块整体开发水平。

自2013年四季度以来，共计调整井次。

注水井调整统计表例如：单井南1-1-水035井，细分与提水相结合效果分析。

南1-1-水035井为非套损区井，破裂压力10.2MPa，注水压力9.2 MPa，全井45个小层，仅23个小层吸水，动用程度为51%，并且层系仍有细分余地，所以在2013年11月，对该井进行提压与细分调整，由6段注水细分为7段注水，日配注由280m3上调到325m3，上调了45m3，日实注上升了48m3，注水压力由9.2 MPa上升到9.8 MPa，对比调整前后吸水剖面，吸水层数增加了8个，动用程度提高了18%。

南1-1-水035井调整前后检配结果对比表3.3.2有的放矢的治理低注层。

在分析调整中，推翻以往仅仅结合吸水剖面、检配资料盲目调整的方法，把注采比与层段注水强度考虑进来，既考虑了井间，又兼顾了层间，使分析调整更加准确，精细。

并且在分析注采比时，把原来仅按照井数劈分，细化到考虑地层系数加权后平均然后再进行劈分，这样计算井组注采比相对准确，结合井组注采比，又精细考虑到哪些层缺水，这样把层段注水强度也同时进行分析，更好对低注层段进行调整，达到提高动用程度的目的。

注采比、注水强度统计表3.3.3重新判定层段性质。

结合前期对所有注水井现场测试指示曲线的数据，“重新认识高渗透层”，“重新认识层段性质”。

分析中发现，一些长期陪停层存在挖潜余地，可以重新注水，从而解放了一些长期陪停层；并且停注了高强度注水层段，通过放开、停注层段后，对井下压力产生了扰动，重新改变驱动方向，达到改善注水效果的目的。

共计解放陪停层4个，停注高强度注水层3个。

停注层段调整表4、取得效果通过对南一区东部萨葡油层动用程度提高进行综合研究，并且积极治理，取得了一些效果:4.1区块产量不递减、含水稳定。

2014年，区块计划产油12.4万吨，实际产油13.5万吨，超产1.1万吨，年含水低于计划0.11%、递减低于计划3.54%，生产形势稳定，开发趋势良好。

4.2油层动用状况得到有效提高。

统计22口注水井，分析连续三次油层动用的比例，吸水层数动用比例提高了4.6%，有效厚度动用比例提高了6.0%，说明通过治理，薄差层得到了有效动用，层间矛盾得到一些缓解，说明调整方法见到一定的效果。

但是目前动用程度仍然较低，下步需要继续加强治理。

注水井吸水剖面对比表4.3含水产液结构得到改善。

对全区采油井进行产液、含水结构分析，发现高含水井结构含水分别下降0.34%、1.71%，低含水井结构含水分别上升0.96%，1.50%，说明注水产液结构更加趋于合理。

产液、含水结构对比表4.4低压区得到治理，低压井比例下降。

从沉没度分级对比表中可以看出，低沉没度井比例明显下降。

沉没度分级对比表张继芬主编．提高石油采收率基础．石油工业出版社，1997.8，ISBN 7-5021-2049-1。