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1、大70-70井组分析,目 录,一、井组概况,二、注水调整及聚合物浅调效果分析,2、调 剖,3、注水调整,三、取得的认识及下步建议,1、注水调整,4、堵水、压裂效果分析,新站油田试验区井位图,新站油田储层以三角洲前缘相的席状砂体和水下砂坝为主,非均质性严重；平均孔隙度15.1 %，空气渗透率6.510-3m2;根据取芯资料分析、无源微地震法测试和动态分析，新站油田储层存在天然裂缝。,新站油田大70-70储层裂缝测试图,新站油田试验区井位图,96年依据勘探成果在大401大424井区开辟了一个面积4.4Km2，地质储量125104t的开发试验区，大70-70井组位于试验区东南。,该井组周围有8口油井
2、，大70-70井于97年11月自喷排液投产，98年6月转注。该井组平均射开厚度8.6m，有效厚度4.8m，水驱控制程度87.89%。截止2004年12月,井组累积注水74632m3,累积产油7.1988104t,平均单井累积产油0.8999104t,井组日产液61.3t、日产油15.0t、综合含水75.86%。,大70-70 井组砂体图,PI1,PI2,大70-70 井组砂体图,PI3,PI4,大70-70 井组砂体图,PI5,PI6,大70-70 井组砂体图,PI7,目 录,一、井组概况,二、注水调整及聚合物浅调效果分析,2、调 剖,3、注水调整,三、取得的认识及下步建议,1、注水调整,4、
3、堵水、压裂效果分析,大70-70井组开采曲线,大70-70井组开采曲线,大70-70井组开采曲线,大72-70井开采曲线,P1 1.2 1.2,大70-70井,大70-70井吸水剖面对比图,20 40 60 (%),P2 0.8 0.4,P4.2 3.0 3.0,P4.1 0.6,P6 1.2 0.8,P3 0.6,P5 0.8,油压:5.0MPa 排量:1.9m3/d,1999.3.18,100.0%,18.84%,20 40 60 (%),50.14%,7.5%,油压:11.6MPa 排量:1.9m3/d,1999.9.25,19.12%,4.4%,P1 1.2 1.2,大70-70井,大
4、70-70井吸水剖面对比图,20 40 60 (%),P2 0.8 0.4,P4.2 3.0 3.0,P4.1 0.6,P6 1.2 0.8,P3 0.6,P5 0.8,油压:5.0MPa 排量:1.9m3/d,1999.3.18,100.0%,18.84%,20 40 60 (%),50.14%,7.5%,油压:11.6MPa 排量:1.9m3/d,1999.9.25,19.12%,4.4%,2000年4月1日，测得大72-70井产出水氯离子含量为2349mg/l，判断见注入水,图 8 大70-70井PI4砂体图,连通好,表1 大70-70井分层累计注水强度,初步判断大72-70井见水层为P
5、4.2，,为了限制主力层注水，控制大72-70井含水上升速度，加强非主力层注水，提高油井受效程度，2000年4月进行注水调整，停注相应层段P3-4.2。,表2 大70-70井调整前后注水状况,大72-70井开采曲线,92.9%,大68-70井开采曲线,2000年3月 4t,7%,1.9t,2000年11月 6t,69%,44.2%,2001年4月 2.2t,4.5t,注水调整,七个月后,由于注水推进需要一定的时间，层段停注后，地下原来的存水继续推进，导致大72-70、大68-70井含水、产液先上升，直至停注层发挥作用，周围油井产液、含水下降，注水调整才发挥作用。分析该井见水特征和见水时间，再结
6、合地质条件，判断大72-70井 、大68-70井见水为基质见水。,目 录,一、井组概况,二、注水调整及聚合物浅调效果分析,2、调 剖,3、注水调整,三、取得的认识及下步建议,1、注水调整,4、堵水、压裂效果分析,2001年4月，大70-68井含水由6%上升到为 46.1%，测得氯离子值为1667mg/l，判断该井见注入水。,P1 0.8 0.6,大70-68井,大70-68环空测试剖面对比图,3 6 9 12 (m3/d),日期:2000.6.2 产液量:7.8m3/d,P2 0.8 0.2,P6 1.8,P4.2 1.0 0.4,P4.1 1.0,日期:2001.10.13 产液量:6.5m
7、3/d,3 6 9 (m3/d),P7 0.8 0.6,P1 1.2 1.2,大70-70井吸水剖面对比图,P2 0.8 0.4,P4.2 3.0 3.0,P4.1 0.6,P6 1.2 0.8,P3 0.6,P5 0.8,20 40 60 80 (%),8.75%,11.51%,油压:8.3MPa 排量:25m3/d,2001.3.14,14.79%,64.95%,大70-70,表 3 大70-70井分层累积注水强度,图 9 大70-70井PI6砂体图,大70-70,大72-72,大70-68,连通,初步判断PI6见水,大70-70井组开采曲线,尽管大72-70、大68-70井含水下降，但大
8、70-70井组日产液、日产油呈缓慢下降的趋势，分析认为停注主力层，会影响周围某些低产井的产量，为了缓解井组平面矛盾，决定对大70-70进行调剖。2001年5月，大70-70采用聚合物分层浅调，调剖目的层为 PI3-4.2和PI5-6。,P1 1.2 1.2,大70-70井吸水剖面对比图,P2 0.8 0.4,P4.2 3.0 3.0,P4.1 0.6,P6 1.2 0.8,P3 0.6,P5 0.8,43.86%,大70-70,38.36%,20 40 60 (%),油压:10.2MPa 排量:1.4m3/d,2001.8.10,17.81%,油压:14.0MPa 排量:1.5m3/d,200
9、1.3.14,50.14%,11.51%,14.79%,8.75%,64.95%,P1 1.2 1.2,大70-70井吸水剖面对比图,P2 0.8 0.4,P4.2 3.0 3.0,P4.1 0.6,P6 1.2 0.8,P3 0.6,P5 0.8,43.86%,大70-70,38.36%,20 40 60 (%),油压:10.2MPa 排量:1.4m3/d,2001.8.10,17.81%,油压:11.6MPa 排量:1.9m3/d,1999.9.25,50.14%,7.5%,19.12%,4.4%,18.84%,日产液（t）,5.2,5.8,1509,1458,大70-68井调剖后,动液面
10、（m）,日产油（t）,综合含水（%）,46.1,15.9,4.4,3.1,1.3t,0.6t,51m,30.2,日产液（t）,47.4,35.6,23.9,38.0,-14.1,井组调剖后,综合含水（%）,27.5,36.3,日产油（t）,8.8,11.8,大70-70 井组开采曲线,调剖对大68-70、大72-70井效果并不明显，分析认为主要吸水层吸水百分数下降不大是导致这两口井调剖效果不好的主要原因，同时推测它们有新层见水。,目 录,一、井组概况,二、注水调整及聚合物浅调效果分析,2、调 剖,3、注水调整,三、取得的认识及下步建议,1、注水调整,4、堵水、压裂效果分析,2002年3月，大7
11、2-70、大68-70井的含水都已达到99.9%，分析认为是打开P4.2导致大72-70、大68-70井含水上升。 2002年4月，再次停注了P3-4.2层。,表4 大70-70井调整前后注水状况,调整后大72-70、大68-70仍为全水，从产液量、动液面数据分析，见水层地层压力很高，由于累积注水强度大和裂缝双重影响，油井多层多方向见水，层间矛盾突出，导致注水调整见效慢、效果差。,大70-72井开采曲线,2002年7月，大70-72 由5.5%上升到99.9%，此时P3-4.2 已停注,P1 1.2 1.2,大70-70井吸水剖面对比图,P2 0.8 0.4,P4.2 3.0 3.0,P4.1
12、 0.6,P6 1.2 0.8,P3 0.6,P5 0.8,大70-70,26.67%,20 40 60 (%),油压:11.5MPa 排量:20m3/d,2001.8.10,33.33%,油压:10.2MPa 排量:1.4m3/n,2002.5.23,43.84%,20.0%,17.81%,38.36%,20.0%,P3-4.2停注,表5 大70-70井分层累计注水强度,大70-70 井组砂体图,P2,大70-70,大70-72,0.8 0.2,1.0 0.4,0.8 0.2,0.8 0.6,大72-68,大72-70,大72-72,大70-68,大68-68,大68-70,大68-72,1
13、.6 0.2,P6,大70-70,大70-72,2.4 1.6,大72-68,大72-70,大72-72,大70-68,大68-68,大68-70,大68-72,0.6 0.4,0.8 0.4,0.8 0.6,2.4 2.4,1.2 0.8,3.6 3.6,0.8 0.8,1.6 0.6,P6砂体发育及连通比P2层好,由于停注层段P3-4.2对大72-70、大68-70无效，油井已多层多方向见水。为了控制大70-72井含水，2002年 10月，打开层段P3-4.2，配注为15m3/d，停注层段P5-6，其它层段注水不变。,表6 大70-70井调整前后注水状况,日产液（t）,7,11.1,10,
14、99.9,-89.9,大70-72井注水调整后,综合含水（%）,0,6.3,日产油（t）,6.3,-4.1,3个月后大70-72含水又重新升到99.9%，从见水特征和见水时间分析，大70-72井是裂缝型见水，单层突进和指进现象严重，使油井见水后含水上升快、产量下降快。,目 录,一、井组概况,二、注水调整及聚合物浅调效果分析,2、调 剖,3、注水调整,三、取得的认识及下步建议,1、注水调整,4、堵水、压裂效果分析,针对油井多层多方向见水，2003年5月对大68-70进行堵水，层位是P4-5，堵前日产水30m3，堵后初期日产水28m3，堵水前后对比产液并未发生明显的变化，大68-70仍为全水。2003年9月，对该井进行碳氧能谱测井，结论为P1层未水淹，P2、 P3、 P4、P5、P6层高水淹，从而可知前面的分析是正确的。,由于油井多层多方向见水，长期水淹井调剖效果差，为了提高地下存水率，调整平面矛盾，采用不规则注采井网，先后将大68-70、大72-70关井，以便提高裂缝型油田采收率。,大72-72井开采曲线,针对井组平面矛盾突出，大72-72井受效差的实际，200
