高含水开采后期油层挖潜方法及效果

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1、高含水开采后期油层挖潜方法及效果：以精细地质研究为基础，分析了停注层开采现状及潜力，并提出了停注层挖潜方法。结果表明，针对某油层停注层潜力，实施停注层恢复注水，释放油层的生产潜力，可改善油层的动用状况。通过对停注层段恢复注水的成功尝试，为整个某油层高含水开发后期的油层综合挖潜提供了实践依据。　　关键词：某油层停注层恢复注水　　截至2009年底，某二、三区西部某油层共有油水井479口，其中油井314口，水井156口，日注水15641m3，日产液12882t，日产油1260t，综合含水89.89%，自然递减率13.23%，综合递减率12.82%。目前该

2、油层暴露的主要矛盾是薄差油层吸水能力逐年下降，目前38口井完不成配注，占总井数的22.8%。注水状况受到影响；各类储层、各单元剩余油分布日趋零散，挖潜难度大[1]。为此，我们以改善注水状况和提高储层动用程度为目的，努力挖掘停注层潜力。　　1停注层开采现状及潜力分析　　1.1某油层沉积特征　　某油层是以陆相三角洲前缘相为主的砂泥岩薄互层沉积，根据岩性的变化规律，可划分为两个二级反旋回。某一组上部部分砂体属于三角洲内前缘相沉积，河道砂不发育，呈坨状、窄条带状分布在席状砂中；其他油层大都属于外前缘相沉积，大都以席状砂为主，沉积模式比较单一。同时具有以下沉

3、积特征：某油层厚油层少，薄油层多，有效厚度层少，含油砂岩多，平均砂岩厚度在0.2-1.6m；油层颗粒细，分布较为稳定，延续性好；纵向上层间存在明显的差异，在某油层中也有相对较厚的油层，渗透性较高。　　1.2停注层开采现状及潜力　　目前某二、三区西部某油层156口注水井中，有停注层井数45口，停注层段54个。平均单井停注有效厚度5.4m。54个停注层段中，按停注年份划分小于3年的7个，占总数的9.25%，3-5年的17个，占21.5%，5-7年的28个，占51.9%，大于7年的4个层段，占总井数的7.4%。按停注原因划分控含水的井数32口，占总数的7

4、1.1%，控高压3口，占总数的6.7%，控注采比的5口，占11.1%，油井关井控水的1口，占2.2%，套变井区4口，占8.9%。其中控含水的32口注水井的41个停注层段停注前吸水量大，动用程度相对较高，层段吸水量达到全井的39.8%，其中主要矛盾在某Ⅲ19-Ⅲ2021层段的14口井，Ⅱ2-Ⅱ6的9口井、Ⅱ19-Ⅱ21的11口井。见表1。但随着油田开发进入高含水后期，以往动用程度相对较低的油层业已进入高含水开采阶段。而22个停注层段产液量97.8t，产油量13.7t，含水86.0%，已低于全井含水2.9个百分点。同时41个停注层段的218个沉积单元中

5、陪停层数较多，达到128个，动用状况差，存在剩余油潜力。　　　　表1控含水井区停注状况统计表　　　　　　2停注层挖潜方法及效果　　在精细地质研究的基础上，对停注层段内的油水井连通状况、注水状况、剩余油分布状况等细致分析后，总结了停注层恢复注水的相应原则。决定对部分停注层进行恢复注水，最大限度释放各油层生产潜力，进一步改善区块开发效果。　　（1）停注层恢复注水首先要以井区剩余油分析为基础。　　（2）停注时间较长，停注时停注层段对应油井小层的含水低于现阶段全区含水的注水井，优先考虑恢复。　　（3）停注层井区目前全井含水较高，层间含水差异小。　　（4）停

6、注层恢复与长关井治理、采油井措施挖潜相结合。　　2009年以井区剩余油分析为基础，对某二三区西部某油层　　7口注水井的7个停注层段进行尝试性恢复注水。同时因注水井停注前层间矛盾突出，小层吸水量均超过20%，为避免打开后层间干扰严重，对其实施化学浅调剖后恢复注水，3口井3个层段日配注增加60m3，日实注增加67m3，调剖厚度9.1m。化学浅调剖后，3口井停注层段内18个沉积单元中13个吸水，吸水砂岩厚度25.3m，有效厚度9.8m。井区的11口未措施油井停注前后对比日增液8t，日增油4.1t，含水下降了0.3个百分点，平均单井沉没度上升了11m，取得

7、了较好的调整效果。见表2。　　表2注水井停注前层段吸水状况表　　　　4口注水井井区17口未措施油井日产液1053t，日产油103t，综合含水90.2%，已高出停注时层段含水8个百分点。同时停注层段内渗透率极差小于5，因此层段直接恢复注水。见表3。　　表3注水井停注前层段吸水状况表　　　　恢复注水后，井区的17口未措施油井日增液14t，日增油4t，含水下降了0.1个百分点，平均单井沉没度上升了15m，取得了较好的调整效果。7口井7个层段恢复注水后均取得了较好的调整效果，其中停注时间较长且层段内渗透率级差小于5的注水井，采取直接恢复注水的做法。对层间矛

8、盾较为突出的停注层段，在结合井区开发实际的前提下，应用浅调剖恢复注水。　　3结束语　　对停注层段恢复注水是某厂深化水驱调整