中高渗注水油藏开发后期挖潜对策

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1、中高渗注水油藏开发后期挖潜对策【摘要】综合分析中高渗油藏锦16兴（东）高含水期油水运动规律，结合动态监测资料、数值模拟等技术，认清锦16兴剩余油分布情况，实施完善注采井网、螺杆泵增排等挖潜措施，，取得了较好的效果。【关键词】中高渗兴隆台注水油藏锦161剩余油分布情况及油藏压力水平1.1剩余油分布情况在综合分析中高渗油藏高含水期油水运动规律的基础上，结合动态监测资料、数值模拟等技术，认为锦16兴（东）“双高”阶段剩余油分布主要有以下类型：1.1.1微构造高部位剩余油富集通常来说，在构造高部的油层有生产的这种类型，该层常常被封堵，主要原因是曾位发

2、生了强水淹。这样一个低势闭合区就形成于该区域，水驱油的效果就会变差，在浮力、低部位注水或边水水势的驱动下，一些分布在周围的连续或零散剩余油经过长时间水力冲刷后会集中分布在构造的顶部。1.1.2断层遮挡附近剩余油富集这种类型是侧向动态水势作用与侧向遮挡条件（断层或岩性）共同作用，在油井和断层之间形成剩余油富集区。由于锦16块构造北高南低，北断层对油水运动有阻挡作用，使断层附近尤其是位置相对较高的部位存在剩余油。如2005年6月欢2-20-206高含水关井后向断层边侧钻，投产初期日产油8.2t,含水20.4%。1.1.3井间剩余油富集这种类型是指

3、在2口及多口稳定注水的水井之间，形成一个低势闭合区（即所谓的压力平衡区），剩余油在浮力、流体势的作用下，在一定的时间后，在此区域重新聚集而成为潜力区。如锦2-5更-6兴II5小层1998年10月高含水，锦2-5-236井调整4个月后，该井见效，日产油最高上升到30t以上，含水35.8%o1.1.4中低渗透层剩余油富集锦16块兴隆台油层物性好，而且主要沉积微相砂坝主流线及分流线物性差异小，由于注入水的重力分异作用，导致砂岩组下部水驱效果比上部好，甚至单层内水驱效果也具有同样的规律性。该规律在中低含水阶段存在，在高含水阶段更为明显。统计2002年

4、以来的9口侧钻井解释资料，单层顶部水淹较弱，剩余油相对富集。1.2油藏压力水平近年来，锦16兴油藏压力一直维持在一个较高的水平,选择进行提液增排有利于实现注水引效，从而有效挖掘高含水期油藏的产油潜力，均衡水驱效果，提高油藏的最终采收率。现阶段，该区块的月注采比为1.18,有些注采比高的井区已经达到了1.68,对40口油井进行统计后发现，液面在井口的有7口，动液面在200米以下的有17口，整个区块所有油井的动液面平均深度为280米。现阶段，该区块的泵深平均为950米，平均沉没度为600m,而螺杆泵允许的最低沉没度300m,为螺杆泵增排提供了有效

5、空间。2挖掘油藏井间和纵向剩余油2.1优化注采井网，提高注水利用率针对部分井组注采比偏高现象。在注采井网不完善的合采区欢2-20-206井组油井转注欢2-21-207,在注采比偏低的分采区锦2-3-215C.锦2-4-305、锦2-5-更06井组，恢复锦2-3-325.锦2-4-316、锦2-5-126等3口注水井,日增加水量650方，上调配注3口，日增加水量400方；在注采比偏高井组地质停注锦2-5-125F、欢2-20-207共2口注水井，日减少水量450方，下调锦2-丙1-115、锦2-5-125F.锦2-1-6、锦2-3-226、锦2

6、-3-326等5口注水井配注，日减少水量500方。有效地解决了区块平面矛盾，使区块注采比更为合理和平衡。如欢2-22-5井区实施注水调整前，欢2-22-5C井日产油仅0.2t,综合含水髙达98.1%。2012年通过对周边水井锦2-丙1-115实施动态调配（下调水量200方/日），改变了液流方向，动用了断层边部剩余油。日产油从0.2t上升到6.6t,目前维持在4t,阶段增油2070to1.2细分注水、重组注水层段，调整纵向注采结构根据这几年侧钻井解释结果显示，锦16兴纵向上剩余油主要分布在各个小层的油层顶部，由于该块大部分水井分层注水多为一级二

7、段或者二级三段，未细化至小层，纵向上剩余油未得到充分利用。通过小层对比，针对储层动用不均的井组，重组注水层段1口（锦2-3-325）,细分注水4口（锦2-4-205、锦2-4-316、欢2-21-207、欢2-20-207）。合理调整了纵向注采结构，控制了强水淹层、高压层注水，加强了低渗透层、弱水淹层注水，注水吸水层数由7段增加15段,提高了水驱控制程度。2.3加强平面及纵向剩余油分布研究，采取补层措施挖掘油井潜力就油层平面、层间矛盾不断加剧的锦16兴隆台油层这一事实，为了不断改进区块的开发效果，应该在优化注采井网和注水方式的同时，不断深化剩

8、余油分布研究，井震结合与数值模拟结合，采取一切措施研究剩余油的分布规律。加强平面及纵向剩余油分布研究，采取补层措施挖掘油井潜力。2012年利用补层措施，挖掘剩余层潜