《缝洞型碳酸盐岩油藏注水开发技术政策研究》由会员分享，可在线阅读，更多相关《缝洞型碳酸盐岩油藏注水开发技术政策研究（10页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、1塔河四区缝洞单元注水开发技术政策及效果分析塔河四区缝洞单元注水开发技术政策及效果分析摘要：摘要：塔河四区奥陶系油藏是受构造断裂及在其基础上的多期岩溶控制的，多套缝洞体系在三维空间上叠合形成的碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏。储集空间以溶洞为主；油藏油水关系复杂，受缝不同缝洞系统的控制，局部存在封存水，同时存在底部活跃的大底水，油藏动用程度低，采出程度低，采收率低，本文就目前在塔河四区见效明显的注水开发技术政策及效果进行了简单分析，对今后提高该类油藏的采收率有很大的指导意义。主题词：塔河油田主题词：塔河油田 奥陶系奥陶系 注水开发注水开发 机理机理 效果分析效果分析塔河四区奥陶系油藏是受构造断裂及在其
2、基础上的多期岩溶控制的，多套缝洞体系在三维空间上叠合形成的碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏。储集空间以溶洞为主；油藏油水关系复杂，受不同缝洞系统的控制，局部存在封存水。如何提高多井缝洞单元的采收率，是提高整个区块采收率的重点。2005 年 5 月开始在在 S48 单元进行了注水开发。本文针对塔河四区奥陶系油藏注水开发实践，从注水机理、注水开发技术政策以及开发效果进行了详细分析，为下一步开发具有一定的指导作用。1.多井缝洞单元注水开发机理探讨多井缝洞单元注水开发机理探讨经过 2 年多的注水摸索实践，塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注水开发，见效表现为三种形式：一是高含水井注水压锥开一是高含水井注水压锥开井含水
3、降低增油；二是注水受效油井含水下降增油；三是恢复井含水降低增油；二是注水受效油井含水下降增油；三是恢复2地层能量油井产液增加增油地层能量油井产液增加增油，通过对见效形式，结合前期生产分析初步认为塔河油田缝洞单元注水主要有以下二种机理：（1 1）注水压锥机理）注水压锥机理塔河油田 4 区缝洞型油藏储渗空间主要以溶洞为主，流体的流动主要表现为管流和渗流的耦合流动。据数学推导，关井t 时刻水锥高度 h 满足以下表达式：h(r,t)=79.62Qln2.25(T+t)/(Ctr2) ln2.25Kt/(Ctr2)/(Kb)式中：产量减小系数，其表达式为：= Q Q / Q对于缩嘴压锥，1，相对较短时间
4、消除水锥。以 TK429CX 井为注水压锥实例，进行分析。TK429CX 井2004 年 2 月 9 日投产即见水，高含水关井。注水前累积产液7100m3，累产油 4280t，供液能力充足。分析认为该井区剩余油富集。2005 年 7 月 28 日开始连续注水 10.99104m3，关井后，油压迅速上升，2006 年 1 月 15 日开井自喷生产，日液98.0m3，日油 92.6t，含水 0%，截至目前累积增油 6.86104t。（2 2）注水驱油机理）注水驱油机理注水驱替根据注水井段的位置主要有两种方式：第一、横向驱替横向驱替，注水井的位置与采油井的位置相当，注入水沿渗流通道，提高水体波及体积
5、，驱动剩余油流向采油井，但易水窜。3第二、纵向驱替纵向驱替，注水井段位于低部位，注入水形成次生底水或进入底水，补充能量，抬升油水界面，起到纵向驱油作用。1 1）横向驱替）横向驱替TTK438CH 和 TK446CH 井储层都发育在 5420-5440m 左右，2006 年 5 月 23 日至 2006 年 5 月 30 日进行干扰试井，结果显示 TK438CH 和 TK446CH 井连通，导压能力很强。TK438CH井位于 TK446CH 井西南方向，两井距离 1379.25m。2006 年 12月 1 日 TK446CH 井开始注水，注水无压力，日注50m3/d，2006 年 12 月 10
6、 日 TK438CH 井即见到明显效果，压力上升，含水下降，计算水线推进 138m/d。2 2）纵向驱替）纵向驱替S48 井位于 S48 单元中的东部，该井周围有 5 口邻井。主要产层段见表（表 1） 。低部位TK430CX、TK426、TK411、TK425CH 经注水（表 2） ，注水后地层能量由 57.2Mpa 上升到 57.4Mpa，含水由 51下降到40.1 ，日产油水平由 61t/d 升到 73t/d 纵向驱油效果明显。表 1 S48 井区主要产层段统计表序号井号奥陶系顶面（m)主要产层段1S4853635363-5370 2TK46753405366.6-5367.5 3T401
7、53675377-5381 4TK425CH54365436-544045TK4115432.55437-5488 6TK42654965517-5580表 2 S48 井注水见效统计表序号注水井注水日期见效日期平均注水量（m3/d）水驱速度（m/d）1TK430CX2005-7-232005-10-1367617.12TK4262006-1-202006-1-24572215.63TK4112006-2-232006-3-860170.54TK425CH2006-9-232006-10-120098.62.2.缝洞单元注水开发技术缝洞单元注水开发技术研究研究在前期实践和注水机理研究的基础上，
8、初步建立了 3 种缝洞型油藏多井单元的注水开发模式：一是底注高采的注水开发方式；二是初期试注，实时监测连通，实时优化注水开发程序；三是单元整体温和注水、井区差异化。（1 1）低注高采的注水开发方式）低注高采的注水开发方式单元注水前期，确定了如下注水井的选井原则：5为了达到补充能量，防止水窜，纵向稳定驱替的目的，注入井储层发育位于缝洞单元储集体的底部位，主吸水层段应低于同一缝洞单元邻井的产层深度。注水井尽量利用高含水低效井（含水达到 95以上）转注，经过关井压锥和措施论证后，本井无潜力可挖。为了保证注水实施效果，转注井钻遇溶洞型储层（具有放空或大的漏失），注水井在前期生产中应具备生产压差小、采油
9、指数高的特点。（2）初期试注，）初期试注，实时监测连通实时监测连通，实时，实时优化注采比优化注采比的程序的程序由于碳酸盐岩缝洞型油藏井间连通关系较为复杂，初期必须进行试注，试注过程中强调注水过程中的跟踪监测，进一步掌握井间连通性、水线推进情况、深化油藏认识并根据单元内油井受效情况及时调整注水井的注采参数 。根据生产过程，注水井与采油井之间的动态响应情况分两种情形制定不同注采比。一是前期生产过程中，邻井没有出现明显干扰信息邻井没有出现明显干扰信息的井，注水初期可进行大排量注水，补充地层能量大排量注水，补充地层能量，同时加强对邻井生产动态的监测，一旦出现异常，立即调整。TK440 井 2005 年
10、 7 月 20 日连续注水后，至 2005 年 10 月4 日，累计注水 26184m3,平均日注水 422m3，临井 TK449H 井(图 1)开井生产（之前该井高含水无产能关井） ，获自喷生产，日产油 108t/d,含水 24。TK448CX 井 2005 年 10 月 14 日开始6注水，TK449H 井很短时间内即出现明显的干扰，含水上升，TK448CX 立即停注。二是前期生产中，井间干扰明显的井组，井间干扰明显的井组，为避免水淹，从注水初期即采用小排量小排量，以一线井产液为参照标准以一线井产液为参照标准，日注水量日注水量控制在日产液的控制在日产液的 0.50.51 1 之间。之间。图
11、 1 TK424CH-TK440-TK449H 油藏模式图TK438CHTK446CH 井组（图 2）于 2006 年 5 月 23 日至 2006 年 5 月 30 日进行干扰试井，结果显示 TK438CH 和TK446CH 井连通。2006 年 12 月 1 日 TK446CH 井开始注水，日注 50m3/d，2006 年 12 月 10 日 TK438CH 井即见到明显效果，压力上升，含水下降，一直平稳生产至今。7图 2 TK446CHTK438CH 井注采曲线（3）单元整体）单元整体温和注水温和注水、井区实施差异化注水井区实施差异化注水的注水开发政策的注水开发政策通过生产实践，多井单元
12、注水整体采用温和注水温和注水，当生产井见效后，注水量以注水井一线井产液量一线井产液量为参照标准，日注水量控制在一线井日产液量的 0.81 之间，一般不得大于一线井产液量，避免注入水突进；如出现水淹避免注入水突进；如出现水淹情况，则立即停注。针对同一单元不同井区的差异性，进行细分，实施差异化注水，采用不同的注采参数采用不同的注采参数。3. 缝洞单元注水效果开发指标评价缝洞单元注水效果开发指标评价2005 年 5 月开始在 S48 单元进行多井缝洞单元注水探索，在取得一定效果的基础上，20062007 年先后在塔河 4 区的 6个多井缝洞单元开展注水开发实验，目前初步建立多井缝洞单元注水开发模式。
13、采收率提高最明显的是采收率提高最明显的是 S48S48、S64S64 单元单元（表3） 。（1）S48 单元单元根据 S48 缝洞单元压力资料统计分析，地层压力由注水前8的 57.2Mpa 恢复至目前 57.4Mpa,压力回升 0.2MPa。阶段累计注水 121.8104m3，累计采液 91.4104m3，弥补亏空 30.4104m3，注采比 1.3。递减由注水前的 35下降到目前 4。根据甲型水驱曲线拟合，S48 缝洞单元注水后提高水驱可采储量提高水驱可采储量 300300 万吨万吨，提高采收率采收率 9.8%9.8%。（2）S65 单元单元S65 缝洞单元根据甲型水驱曲线拟合，注水后提高水
14、驱可可采储量采储量 1919 万吨，提高采收率万吨，提高采收率 3.4%3.4%。表 3 单元注水前和注水后可采储量变化表水驱可采储量（104t）序号单元名称地质储量（104t）累计注水量（104m3）注水前注水后增加可采储量（104t）提高采收率1 S48 单元30691224377373009.82 S64 单元14844256149.53 S65 单元5614792111193.44TK407 单318113754175.9元45TK409 单元63066TK427 单元26511合计 49902016089583507.04、结论、结论经过两年多的注水开发实践，初步形成针对塔河油田碳酸
15、盐岩缝洞型特殊油藏注水开发技术，主要有以下认识：a) 碳酸盐缝洞型油藏注水开发是一种提高采收率的有效手段；b) 多井缝洞型油藏适合低部位注水高部位采油的注水开发方式；c） 地层压力保持在 90以上，单元综合含水 45%以上，注水开发效果明显。参参 考考 文文 献献1.师永民，霍进等.2004.陆相油田开发中后期油藏精细描述.北京：石油工业出版社，2082272.窦之林.储层流动单元研究.北京：石油工业出版社.2997103.刘莉，吕艳萍.2006.塔河油田奥陶系油藏流体特征及分布规律研究.塔河油气田开发研究文集.北京：石油工业出版社.6877Abstract: The Ordovician r
16、eservoir is control by structure fault and the multi-stage karst in the Forth Zone in Tahe, carbonate karst-fractured reservoir is formed by multi-sets fissure-cave system congruented in three-dimensional space. reservoir space is mainly by karst cave; oil-water relationship is control by different fissure-cave system and manifestations very complex, occlusion water is exist local space as well as large bottom water actived in
