奈曼油田优化注水提高开发效果.doc

1、1奈曼油田优化注水提高开发效果摘要：奈曼油田为低孔低渗普通稠油油藏，储层特性和原油性质导致地层天然能量不足、压力下降快、开发难度大，目前主要依靠注水补充地层能量。文章主要根据奈曼油田储层特性，并结合油井生产实际情况，对该油田注水的必要性、可行性进行论述，提出合理优化注水开发方案和取得的主要认识。 关键词：奈曼油田；低孔低渗；普通稠油油藏；优化注水 中图分类号：TE869 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）23-0081-02 奈曼油田位于内蒙古自治区通辽市奈曼旗境内，奈曼旗凹陷是开鲁盆地西南侧的一个次级负向构造单元。凹陷走向 NE 向，面积 800km2。受区内北北东向断

2、裂控制，分为三个二级构造带，即东部缓坡带、中央洼陷带、西部断阶带，中央洼陷带是目前油气勘探的主要地带。奈曼油田构造上处于奈曼旗凹陷中央洼陷带的双河背斜。主要含油目的层九佛堂组。 1 油藏地质特征 （1）储层岩性差异大、物性差，属低孔、低渗-超低渗储层。九上段储层岩性为砂砾岩、粗砂岩、细砂岩和粉砂岩。平均孔隙度为 14%；平均渗透率 12.210-3m2。九下段储层岩性为褐灰色凝灰质细砂岩，凝灰质粉砂岩，平均孔隙度为 9.5%，平均渗透率为 0.2310-3m2。 2（2）储层强水敏性。九上段粘土含量 9.8%，九下段为 6.15%，均超过 5%；粘土矿物中伊蒙混层含量占 19.3%，高岭石含量

3、占 58.2%；储层敏感性评价为强水敏，不利于注水开发。 （3）原油粘度大，地层条件下油水粘度比高。九上段地层条件下油水粘度比 3801780mPa?s，平均 384.5mPa?s；九下段地层条件下油水粘度比 40380mPa?s，平均 94.8mPa?s。 （4）油层连通性差。不同层位连通系数不同，相同层位由于平面非均质性影响，不同井距其连通系数差异较大。九上段 165m 井距连通系数72%；九下段 270m 井距连通系数仅为 43%，165m 井距时连通系数为 60%。 （5）地层压力系数低，原始地层压力系数为 0.93MPa。 （6）地层中断层和人造裂缝共存，构造复杂。 2 油藏开发特点

4、 （1）自然产能低，需辅助压裂改造投产；（2）地层能量不足，压裂后初期产量较高，但递减较快；（3）地层压力下降快；（4）油藏具有低渗透率与存在裂缝双重性，注入水推进有明显的方向性；（5）没有无水采油期，区块含水上升快。 3 优化注水开发方案 3.1 先导注水试验区确定注水方式及要求 3.1.1 注水方式的确定。奈曼油田 2006 年投入开发，2007 年开始注水，为满足生产需要，同时进行人工改造储层物性，在奈曼油田主体部位井层系归位后，采取井距为 270m、排距为 90m，相当于 165m165m 平行四边形斜反九点法面积注水方式注水，通过先期注水实验效果确立适3合奈曼油田进入全面注水开发阶段

5、的方案。 3.1.2 注水要求。防膨对奈曼油田的注水开发至关重要。综合对比74-34 井、70-30 井的吸水状况与泥质含量、孔隙度、渗透率的关系发现，注常温水水井各层相对吸水量与孔渗对应关系较好，随着泥质含量的增加，相对吸水量没有下降的趋势，说明防膨剂起到了主要作用。而注热水由于加入工业钾盐，防膨效果不如防膨剂，其各层相对吸水量随泥质含量的增加而逐渐下降，而与孔渗关系变得不密切。通过对 74-34 井采取热水加盐注水试验，得出注入常温水（地面 20）和热水（地面 80），在井底的温差相差 1016，且随注入水速度的下降，温差逐渐变小。注热水和注常温水的储层动用程度均为 50%左右，差异不大。

6、因此可采取常温注水。 3.2 总结并优化注水开发方案 3.2.1 层系归位，完善注采对应关系。对现有注采井网内油水井层位进行比对，实施调层补孔，达到有注有采。 3.2.2 完善注采井网，提高水驱控制程度。合理部署井位，优化井间距离，扩大水驱控制范围，提高井网连通 程度。 3.2.3 严把注入水水质标准关。严格执行 A2 标准，在常规二级过滤（锰砂过滤与硅藻土过滤）技术上，研究应用了硅藻土涂膜技术，开创了低渗透油藏使用先例。 3.2.4 动态调配，稳油控水。根据注采压力恢复资料、注采单元各井组注采比及各单井产液-产油、产液-含水及注水-产液、注水-含水、4注水-动液面等 5 种关系参数，进行相关

7、分析，制定调配措施。 4 优化注水开发的效果 （1）加强注水管理，注水质量稳步提高。通过强化注水井资料录取、加大水质检测、更换防腐油管、更换小量程流量计、强化洗井制度、加大水井测调等措施，注水质量稳步提高。水质监测结果反映，井底悬浮物含量已由 2011 年的 1381mg/L 下降至 17.69mg/L，含油量由 1167mg/L下降至 1.5mg/L。 （2）注水区域地层压力稳定。九佛堂上、下段原始地层压力分别为16MPa 和 20MPa，目前注水开发区域平均地层压力分别为 13.5MPa 和18.5MPa，分别比非注水井区域高 6MPa 和 5MPa。 （3）完善注采系统，水驱储量不断增加

8、。仅 2012 年共投转注水井7 口、细分注 6 口、层段重组 12 口，注水井组由 24 个增加到 31 个，注采井数比由 0.22 提高到 0.31，新增水驱储量 105 万吨，九下段主体部位注水井全部覆盖，初步实现了全面注水开发。 （4）完善注采关系，水驱程度有效提高。奈曼油田 2012 年共开展以“完善注采对应关系”为目的的调层补孔工作量 25 井次，实施后，奈曼油田注水井组内的 80 口油井有 65 口井与水井完全对应，注采对应比例达到 81%，水驱控制程度由 69.8%提高到 72.7%。 （5）加强测试测调、动态调配，注水效果有效改善。通过加大水井的测试和测调，分层配注合格率相对

9、去年提高了 29 个百分点，各项注水指标均得到较大幅度的提高。在“周分析、月对比”基础上，建立了季度注水分析会制度，逐井组分析生产动态，研究制定下步措施，各部门5分工负责具体落实，全年注水井动态调配 53 井次，检管重配 19 井次，水驱效果得到有效改善。 5 主要认识 （1）对于低渗透且裂缝复杂的油藏可采取反九点面积注水，不仅可以增加水驱控制程度，而且最主要是可增加波及系数和储量动用程度，促进侧向油井见效，减缓产量递减速度，保持较长时期稳产。 （2）确定合理的优化注水开发方案，可采取先导注水试验，动态调配，防止盲目提高注水强度，避免造成注入水水窜和油井水淹。 （3）进行合理化注水分析，确定优

10、化注水原则：一是完善注采井网，完善注采对应关系；二是动态监测，实施动态调配水；三是采用合理注水强度，保持地层压力水平，注采平衡。 （4）在优化注水过程中，加强注水井和油井生产动态分析，结合动态监测资料，及时调整工作制度，减缓注水后平面层间矛盾，稳油控水，并建立一套适合奈曼油田的优化注水技术方案和开发模式，达到持续稳产，提高原油采收率和经济效益。 参考文献 1 李道品.低渗透油藏高效开发M.北京：石油工业出版社. 2 王道富.鄂尔多斯盆地低渗透油气田开发技术M.北京：石油工业出版社，2003. 3 陈秀兰.安塞油田坪北区强化注水提高开发效果J.江汉石油职工大学学报. 4 黄炳光.实用油藏工程与动态分析方法M.北京：石油工业出版6社，1998. 作者简介：赵绘青（1981） ，女，供职于辽河油田分公司辽兴油气开发公司，研究方向：油水井动态分析、油水井管理、地质方案的编写等。