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1、不同类型油藏注水开发状况分析及下步开发措施,东辛采油厂 2005年2月,一、基本概况 二、分类评价，配套治理，增加水驱动用程度 三、目前注水开发油藏面临的主要问题 四、不同类型油藏注水开发进一步治理对策 五、结论与认识,汇报提纲,一、基本概况,（一）油藏地质特点及开发现状,1、断层多、断块小、构造复杂 2、含油层系多、油水关系复杂 3、储层物性和原油性质差异大 4、油藏类型多，天然能量差别大,东辛油田构造图,盐家油田构造图,动用地质储量38224104t，采收率37.06%。投油井1820口，开1237口，日油7011t/d，含水89.69%，可采储量采油速度8.05%，可采储量采出程度77.
2、7%。 投水井1143口，开625口，日注能力64874m3/d，分注井174口，分注率39.19%，层段合格率48.1%，月注采比0.86，注采对应率80.2%（其中一向对应率53.9%，两向对应率23.2%，三向以上对应率3.1%），水驱控制程度77.3%，水驱动用程度69.6%。,（一）油藏地质特点及开发现状,永12断块含油面积图（开启断块）,（二）、东辛油区油藏分类划分,营93断块构造井位图（中高渗岩性）,（二）、东辛油区油藏分类划分,一、基本概况 二、分类评价，配套治理，增加水驱动用程度 三、目前注水开发油藏面临的主要问题 四、不同类型油藏注水开发进一步治理对策 五、结论与认识,汇报
3、提纲,二、分类评价，配套治理，增加水驱动用程度,“十五”以来水驱效果总体评价,“十五”以来水驱效果总体评价,（一）细分开发层系，不断提高半开启断块油藏水驱动用程度,含油面积大于0.1km2 渗透率级差小于5; 地下原油粘度比小于3; 单井新增可采储量大于1.07万吨； 单井初产大于6.5t/d,（一）细分开发层系，不断提高半开启断块油藏水驱动用程度,“十五”期间老区设计细分开发单元11个，动用地质储量9302万吨。实施后，油井开井数从288口增加399口，日油能力由1516t增至2875t，增加了1359t，综合含水由91.36%降至86.85%，降低了4.51个百分点；注水井数从168口增加
4、224口，日注从18055m3/d增加到24039m3/d，增加水驱控制储量2251万吨，增加可采储量342万吨，增加产能56.7万吨，取得较好的开发效果。,（二）加大复杂结构井技术应用力度，不断提高以开启断块为主的水驱储量动用程度,投产水平井63口，投产初期日液3310m3/d，日油2005t/d，平均单井日油31.8t/d，含水29.24%，目前开56口，日油1083t/d，平均单井日油19.3t/d，综合含水86.61%，累油167.9807104t，单井累油2.66104t，新增可采储量277104t，有效改善了水驱储量动用程度，取得了非常好开发效果。,（二）加大复杂结构井技术应用力度
5、，不断提高以开启断块为主的水驱储量动用程度,永12断块含油面积图（开启断块）,薄层部署水平井4口，厚层部署水平井11口，投产初期单井日油34.1t/d，含水43.8%，目前开油井12口，日液能力2865.2m3/d，日油能力252.5t/d，综合含水91.15%，累积增油34.5623104t，新增可采储量44.4104t，采收率由66.34上升到71.19%，提高4.85%，取得很好的开发效果。,（三）加密注采井网，低渗透油藏注水开发取得突破,注采井距为187m,（四）加大砾岩油藏储层内幕研究，完善注采井网，夯实稳产基础,针对连通性不明、裂缝方向不明确和储层敏感性不确定，开展了一体化研究。,
6、（四）加大砾岩油藏储层内幕研究，完善注采井网，夯实稳产基础,1、多信息叠合界定井间及层间的对应关系,采用叠置砂体对比模式、薄砂层对比模式、相变对比模式和砂体闭合和对比模式划分沉积旋回和小层划分，沙四段划分为6个油层组，58个单砂层，沙三段划分为4个油层组，42个单砂层，并应用干扰试井和试油试采资料进行验证。,（四）加大砾岩油藏储层内幕研究，完善注采井网，夯实稳产基础,2、综合应用干扰试井和地应力测试技术确定注采井组,共完成4个井组18口井之间的连通关系。,（四）加大砾岩油藏储层内幕研究，完善注采井网，夯实稳产基础,3、进行储层敏感性分析，确定砾岩注水开发原则,沙四段油藏具有速敏性特点，临界流速
7、9.16 m/d，确定油层每米最大吸水量为3.04m3/d，所以盐家砾岩油藏适合“多井少注”的温和注水方式。,（四）加大砾岩油藏储层内幕研究，完善注采井网，夯实稳产基础,盐家油田投转注水井22口，开水井18口，日注水能力982m3/d，日注水水平763m3/d，注采比0.87。,（五）加大断层分布规律研究，不断完善复杂小断块油藏注采井网,通过构造再认识，复杂小断块油藏转注水井24口，水驱控制程度从5%提高到45%，自然递减控制在10%左右。,典型单元营26断块综合应用多信息叠合技术和构造样式分布规律，落实多个构造高点，部署新井12口，转注水井5口，开发效果明显改善。,原构造井位图,现构造井位图
8、,（五）加大断层分布规律研究，不断完善复杂小断块油藏注采井网,一是日油能力递减速度明显得到控制，递减率从23.7%下降到6.03%，下降了17.67%；二是地层能量下降趋势得到抑制，动液面稳中有升，目前动液面保持在600m左右，实现了复杂小断块油藏高能量开发的难题；三是含水上升速度得到有效控制，综合含水一直控制在90%左右，实现了综合含水不升的好效果。,（六）加大储层分布规律研究，不断提高中高渗岩性油藏储量动用程度,一是加大核部强水淹区化堵调剖力度，改善层内储量动用程度,二是完善边部储层注采井网，提高水驱控制和动用程度,（七）完善注采井网，不断提高简单断块油藏水驱控制程度,油井多向受效率从25
9、.8%上升至57.9%，水驱控制程度从52.3%提高到75.9%。,一、基本概况 二、分类评价，配套治理，增加水驱动用程度 三、目前注水开发油藏面临的主要问题 四、不同类型油藏注水开发进一步治理对策 五、结论与认识,汇报提纲,三、目前注水开发油藏面临的主要问题,（一）注水开发现状,投水井1143口，开625口，停注井501口（井下落物、管柱卡153口，套管问题停注160口），分注井174口，分注率39.19%，层段合格率48.1%，注采对应率80.2%，水驱控制程度77.3%，水驱动用程度69.6%。 目前日配注76594m3/d，实际日注能力67737m3/d，日欠注水量8857 m3/d，
10、其中欠注井227口（占开水井的32.9%，比有限公司平均水平高15.7%），日欠注水量14144m3/d，合格井426口，合格率61.83%，日注能力52684m3/d。,（二）目前注水开中存在的主要问题,1、水质不达标，油层后期堵塞严重,2004年1-10月污水处理水质情况表,水质不达标造成水井欠注90口，日欠注水量6401m3/d，另外，腐蚀速度超标，使得管漏、套坏现象频繁，如2004年测试油管漏35井次，降低了分注井层段合格率，极大的降低了注水有效性。,2、水井井况恶化，停注井多，水驱控制程度有待进一步提高,停注井501口，其中待报废202口,2、水井井况恶化，停注井多，水驱控制程度有待
11、进一步提高,3、水井欠注严重，潜力层、潜力区潜力得不到有效发挥,日配注76594m3/d，日注67737m3/d，日欠注8857 m3/d。,欠注井227口，日欠14144m3/d,3、水井欠注严重，潜力层、潜力区潜力得不到有效发挥,4、分注率和层段合格率低，注水有效性有待进一步提高,目前分注井配注层段363个，合格层段175个，合格率48.2%，不合格层段188个，其中欠注层92个，超注层38个，不清层58个不清层主要是测试油管漏、测试不成功或无法测试造成的，测试油管漏占不清层的61.7%。,分层水井174口，分注率39.19%，待分注井270口，其中井下技术状况复杂无法实现细分井185口，
12、可实施分注水井85口，实施后预计分注率达到58.3%。,一、基本概况 二、分类评价，配套治理，增加水驱动用程度 三、目前注水开发油藏面临的主要问题 四、不同类型油藏注水开发进一步治理对策 五、结论与认识,汇报提纲,四、不同类型油藏注水开发进一步治理对策,（一）开发思路,一是依据目前不同类型油藏的实际开发注水状况和剩余油分布特点，以细分开发层系、分层注水工艺和攻欠增注为手段，合理控制中高渗层吸水量，加强中低渗层攻欠增注力度，调整注水结构，改善产液结构，努力提高油藏水驱储量控制程度和动用程度。,二是立足于现有的开发工艺注水技术手段，不断消化、引进适合复杂断块油藏系列的新工艺、新技术，逐步完善不同类
13、型油藏配套工艺技术，不断提高油水井利用率，改善油藏开发效果。,三是多管齐下，进一步改善水质质量。2005年为进一步改善注入水水质，在加强水井洗井、污水站配套完善和更换水井管线的基础上，完善检测手段和检测制度，定期对污水站的水质情况进行检测，以辛一污水站精细污水处理和辛二站超滤膜先导试验为典型，以点带面，同时全面推广药剂投加风险承包制度，以有限资金保证污水水质处理到最好程度。,（一）开发思路,（二）不同类型油藏进一步治理对策,1、开启断块油藏,含油面积26.1km2，地质储量5107104t，采收率48.22%，可采储量采出程度86.37%，剩余可采速度16.5%，注采对应率高达96.7%，水驱
14、动用程度91.9%，地层总压降3.98MPa。,1、开启断块油藏,一是利用复杂结构井技术挖掘正向构造剩余油，对于剩余可采储量2万吨以上的区域，可选择水平井开发，对于剩余可采储量小于1万吨区域，可选择侧钻井开发；二是开展不稳定采油和不稳定注水先导试验，对高含水进行间歇采油；三是优化提液时机和提液幅度，提液稳油；四是提高注采比，保持地层能量，目前注采比只有0.3，下步注采提高到0.6（平衡注采比为0.6），保持地层能量。,2、半开启断块油藏,含油面积73.0km2，地质储量16427104t，采收率40.38%，油水井数比1.75:1，动液面922.4m，地层总压降6.86MPa，可采采出程度74
15、.25%，剩余可采速度7.0%。注采对应率84.9%，水驱控制程度76.4%，水驱动用程度68.8%。目前存在的主要问题是层间储量动用不均衡，层间干扰严重。,2、半开启断块油藏,下步将细分开发层系技术和井网优化重组相技术结合，以攻欠增注和细分注水为手段，不断提高动态注采对应率和层段合格率，减缓层间干扰，改善层间动用状况。2005年计划对营13和营17断块实施细分开发，设计新井30口（油井20口，水井10口），预计恢复产能8.3104t，新增可采储量73104t，采收率提高5.48%。为保持细分开发效果，夯实老区稳产基础，水井必须做到“分得开、注得进、测得准、长期有效”，主要做好以下四方面工作：
16、,2、半开启断块油藏,（1）推广应用水力机械联合套管除垢技术,套管内壁结垢较薄且软：水力机械刨削法除垢； 套管内壁结垢厚而硬：采用水力机械钻削法； 2004年除垢28口井，效果较好，2005年推广应用100井次。,除垢前,除垢后,2、半开启断块油藏,（2）加大分层注水管柱优化设计力度 针对东辛油田分层注水管柱蠕动、结垢、腐蚀的特点，根据“防治结合”的原则，采用分层注水管柱优化设计软件，对不同类型油管的组合及封隔器位置的设计进行优化，根据油藏特点、注水参数及分层要求，配套氮化防腐油管。,对于层间差异不大于5MPa的注水井，采用补偿式自验封管柱。,封上注下或下层压力高于上层压力5MPa以上的分注井，应用长效防蠕动管柱。,2、半开启断块油藏,（3）加强中低渗水井的攻欠增注工作，目前已经细分的11开发单元，欠注井90口，日欠注日欠注4627m3/d，2005年预计减少欠注层50个，增加有效注水2750m3/d，合理恢复地层能量，改善产液结构，保持有效液量稳中有升，夯实稳产基础。 （4）加大大修力度，恢复停产停注井，完善注采井网，增加油水井开井数，
