文南油田降压增注工艺研究

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1、内部资料注意保筲文南油田降压增注工艺研究文南油田降压增注工艺研究编写A：主要参加人:审核:定:一、项目概况二、取得的主要研究成果及创新三、现场应用效果评价结论与认识—项目概况文南油田属丁高温、高压、低渗透、复杂断块油气藏。注水井启动压力高，储层连通程度差，小断层较多，油水井连通率差，注水开发比较困难。统计2014年文南油田开井注水井249井次，平均注水压力32.6MPa,其中注水压力35MPa以上的注水井122口，最高注水压力42MPa,随着油田的深入开发，主力层水淹严重，注水逐渐转向难动用的二、三类储层或者一类储层的二

2、类相带，由于储层物性差、井下措施频繁，钻井和修井过程中采用高比重钻井液和压井液，使得污染情况口趋复杂，造成注水压力逐渐升高，单井日注水量下降，注水状况逐年变弟，导致见效困难，见效井减少，控制自然递减的难度加大。为了恢复地层能量，解决注水井欠注问题，我们立足油藏，在对各种污染类型重新认识和室内系列试验的基础上，强化措施前期论证丁作，认真查阅地质资料、井史及注水状况,认真分析确定欠注井主要污染类型，同时运用压降测试资料指导选井，形成了适用于文南油田不同欠注水井增注特点的氧化深穿透、砂岩缓速酸、高效活性增注等系列增注工艺，并引

3、进了有机复合酸、纳米乳液降压驱油技术、潜在生成酸增注新技术，在现场应用后取得了较好的措施效果，解决了文南油山高压低渗区块水井增注难题,提高了水驱动用程度。二取得的主要技术创新成果<->目前注水状况调查与研究1全面开展水质监测，严格把关注入水质量2014年对全厂注入水水质监测共监测站外129个井站次、站内注水泵出口20个点次，分析了污水站站内注水泵进口水质、注水站来水干线水质、井口过滤器进出口水质、注水井井口水质，录取数据1092组。站内综合达标率为100%,站外综合达标率为90%,站内外综合达标率95%。从检测结果來看，

4、污水站内各处理环节的设施能满足各节点的水质处理的需要。①PH:各注水干线中点站、端点站、井口PH值平稳，没有大波动，维持在7.3-7.6之间。②悬浮固体、含铁：各注水干线的悬浮固体和含铁变化都较大，影响因素较多。北二线、北三线属正常变化，由中点到端点逐渐升高；北一、东一、东二、南二、南一四条线有可能是安装了井口过滤器，水质近端点有所好转,也可能是受到干线中点平时不取样、首次取样干扰因素较大的影响。③含油量:各注水干线中点站、端点站、井口含油量平稳，切远低于标准值，控制很好。④细菌含量：无论SRB、还是TGB,皆控制较好,

5、含量都较低，也是2014年控制较好的一项水质指标。⑤腐蚀速率：单从现有的检测数据来看，东一线的腐蚀速率较高，因有一半数据还没有出来，难以下定论。⑥矿化度：各注水干线中点、端点、井口无明显变化。但是从站内产出水、注水泵、清水三点的矿化度可以看出：注入水矿化度与五年前和比升高了很多，目前与产出水矿化度接近，说明现在处理后注入的水基本都是产出水，几乎不掺清水。2注水启动压力高，分注井增多，注水困难由于文南油FA注水压力高、井深，造成目前基木靠简单的油套一级两段分注，不能从根本上解决层间矛盾，而只能起到限制高吸水层的作用，差层仍

6、无法启动，而且有部分井因注水压力高而无法分注。如表1所示：目前文南油田注水井共计688口，其屮开井数249口，分注井145口，占总开井数58.2%。注水压力大于35MPa的水井有122口，其中分注井有64口井，因压力太高而不能分注的井有12口。要改善文南油田注水开发状况，增加水驱储量，就必须大力开展注水井降压增注工作。文南油田正常注水井注水压力调查表（表1）注水压力合计小于30MPa30-35MPa大T35MPa开井数5671122249合注井323258104分注井2439641453水驱动用程度差、稳产基础薄弱文南油

7、田受复杂地质特征的影响，冃前水驱控制储量4229.9X104t,水驱控制程度50%；水驱动用储量2902.5X104t,水驱动用程度34.3%o文南油FH动用状况较好的一类主力层水驱动用较好，但目前已大面积水淹。而储层物性较差的二类层，目前能够进行注水动用的只有文33块沙二下、文95块、文85块；文79断块区、文72断块区的其它区块二类层地质储量，基本不能水驱动用。文南油田地质储量可水驱动用状况分类表（表2）项目小计可水驱动用层间矛盾不可水驱动用地质条件不可动用备注地质储量(例水驱动用程度(%)地质储量(Wt)小计构造复

8、杂特低渗透黑油砂体特殊油藏文南试采(特殊板块)一类层3101310175.4二如J动川只俶33块S2下、文95块、文85块二类层196791235.11055三类层339458728075626122351139259小计8462401333.41642280756261223511392594注水井吸水厚度百分数小