提高油田采收率的实践与认识(2)
2013-06-30 01:00
导读：制约滨南低渗透油田开发的主要问题是欠注井、欠注层多。欠注的主要原因是回注污水，造成地层堵塞。我们深入研究注水水质和堵塞机理，以滨649块为先
制约滨南低渗透油田开发的主要问题是欠注井、欠注层多。欠注的主要原因是回注污水，造成地层堵塞。我们深入研究注水水质和堵塞机理，以滨649块为先导，进行酸前储层评估、敏感性评价、水井伤害机理研究、酸化工艺模拟试验及酸化工艺参数优选、酸液体系及添加剂的优选等5项技术系列室内试验的基础上，有针对性的实施水井深部酸化、压裂、冲击波解堵、增压注水等多种措施达到攻欠增注的目的。我们根据注水的实际情况，对水井实施攻欠增注19口，日增注水758m3/d，累计增注81703m3，对应42口油井均有受效显示，日增油26.8t/d，动态注采对应率提高0.2％。如滨二区的滨644块，该块平均孔隙度为17.8％，渗透率仅8.77×10-3um2，碳酸盐含量为16.4％，通过深入研究注水水质和堵塞机理，对该块的3口水井实施了酸化解堵措施，注水井的油压下降至12MPa，注水量由40m3/d上升至120m3/d，对应油井8口，有6口井见到了效果，井组日液由40.3t上升至86.6t，日油由24.6t上升至52.5t，动液面由1038m回升至858m，稳产基础得到了有效的夯实。
3.3 注采调配是根本
随着注采井网的日益完善，注采开发的三大矛盾进一步凸显，为了控制水淹程度，实现控水稳油，我们在及时掌握油水井生产动态的同时，对水井及时进行测调，改变小层的吸水状况，通过下智能水嘴严格调配小层的注水，使水井根据动态需要注水，达到了控水稳油的目的。共对27口水井30个层进行了上调注水量，注水量由781m3/d上调到1241m3/d，对16口水井18个层进行了下调注水量，注水量由534m3/d下调到329m3/d，对应油井79口，受效28口，日增油33.2t/d，累计增油3934t。如滨三区单16块的S16-10井组，该井对应油井4口，因封隔器失效导致对应油井S16-23井含水上升，控制注水后又严重影响了对应油井S16-19的生产，使其供液下降，地层供液不足，平面矛盾突出，为了充分发挥每口井的潜力，提高每口井的有效利用率，对水井S16-10井实施换封调配， 5个月后，对应油井明显受效，井组日油由0.7t/d上升到4.3t/d，日增油3.6t，累增油770t，地层能量稳中有升，有5个小层开始动用，取的了较好的调配效果。
（转载自http://www.ＮＳＥＡＣ.com中国科教评价网）
3.4 增加产量是目的
通过精细微构造和沉积微相的研究，发现在断层的遮挡处以及注入水的非主流线上，有剩余油潜力，在转注完善的基础上，对其适时扶停提液，达到增加产量的目的。如杨集沙三井区位于滨三区中北部，为一构造岩性油藏，该井区沙三下四砂组，属高孔高渗储层。油藏为常压常温系统，天然能量不足，注水开发易水淹，依靠天然能最开发的油井却又供液不足。井区11口油井因高含水、供液不足而停产的有7口，仅有的2口水井均动态停注，属典型的只采不注单元。通过对滨三区的杨集沙三井区滨3—6—9、滨3—7—11进行剩余油饱和度测井，综合评价结果表明：该块平均剩余油饱和度达41.5％。沙三下43平均剩余油饱和度40.3％。地质储量占总储量的68.8％，采出程度低，仅为11.3％，剩余油富集区仍是主力层沙三下的43，单井控制剩余可采储量高达4.4×104t/we11，平面、层间上仍然具有一定的调整完善潜力。在此测井解释结果的基础上，结合井区沙三下43砂体展布情况，对该单元扶停产井5口，日增油33.5t/d，转注完善3口井，日增水量135m2/d，下大泵提液4口，日增油14.5t/d，恢复油井控制储量50万t，增加储量23万吨，区块恢复年产油能力1.5万吨，采油速度提高0.6％，自然递减明显减缓，大大改善了该井区的开发效果。
4 结论和认识
虽然部分油田经过长时间的开发，但通过加强对地质构造和剩余油分布规律的认识，强化管理，实行分层注水和单层开采等有效措施，增加水驱储量的动用，仍然能够提高采收率。
