1、泌 125 区精细注水调整研究摘 要本文对古城油田泌 125 区水驱普通稠油2-5 层油藏地质特征和开发状况进行了分析，针对油田开发生产中存在的问题，根据剩余油分布规律，提出精细注水调整的政策界限和层系调整治理思路及对策。关键词古城油田；注水开发；剩余油；层系调整 中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）36-0392-01 一、前言 古城油田泌 125 区水驱普通稠油2-5 层具有原油粘度高、非均质性强的地质特征和多层合采的开采特点，注水过程中水驱存在严重的不均衡性，导致平面上水淹，纵向上动用差异大，剩余油分布状况复杂，措施挖潜难度越来越大，开发效
2、果逐年变差，有必要通过精细注水和层系调整治理，提高各油层的有效动用程度，改善泌 125 区2-5 层系注水开发效果，提高最终采收率。 二、基本情况和开发现状 （一）储层特征 泌 125 断块储层岩石以细、粉砂岩为主，由于受储层沉积相影响，泌 125 断块薄油层物性变化大，储层物性好，但纵横向差异大，非均质严重。主力层系2-5 层由 8 个单层组成，层系组合厚度 11.9m，孔隙度21.8-35.04%，平均孔隙度 28.5%，各油层的渗透率为 0.221-3.185m2，平均渗透率为 1.606m2，纵向渗透率级差达 14.4，纯总厚度比仅 0.28；含油饱和度 60-70%。 （二）开发历程
3、 古城油田泌 125 断块2-5 层系自 1987 年 7 月泌 125 井开始常规试采以来，经历了常规降压、蒸汽吞吐、注水开采三个阶段。 1987 年 7 月-1990 年 3 月为常规降压开采阶段：由于无能量补充油井产能递减快，平均年综合递减率为 21.7%。 1990 年 4 月-1996 年 8 月为蒸汽吞吐开采阶段：由于受油层物性差，纯总厚度比低，油藏埋藏较深，热损失严重，注汽锅炉压力低等因素影响，吞吐效果较差。2-5 油组吞吐后期，平均单井日产油能力仅1.8t。 1996 年 9 月-至今为注水开采阶段：鉴于 B125 区地层能量严重不足，依靠蒸汽吞吐整体开发效果也较差的状况，于
4、1996 年 9 月开始在B1251、B1254、G4506 井组进行热水驱试验，经过 2002 年下半年转注 5口井，B125 区块油组进入全面热水驱开发阶段。2009 年又通过转注 2口油井、新投两口更新注水井，进一步完善了注采井网。 （三）开发现状 泌 125 断块2-5 层系地质储量 223104t，动用 223104t，可采储量 48.1104t。目前2-5 层系共有 13 个注水井组，油井 45 口，油水井对应程度 100%，水驱控制程度 99.5%。截止 2013 年 12 月底，油组累计注水 285104m3，核实产液 289104t，核实产油 49.8104t，累积注采比 1
5、.01，采出程度 16.76%，剩余可采储量 14.3104t。2013年 12 月2-5 油组正常开井 45 口，核实日产液 594.7 吨，日产油51.4t，平均单井日产油 1.1t，综合含水 91.3%，采液速度 7.05%，采油速度 0.62%，剩余可采储量采油速度 12.9%，日注水 734m3，月注采比0.95。 三、 精细注水调整技术政策界限研究 （1）层系论证 合理划分开发层系，有利于减少层间干扰，充分发挥各类油层的生产能力。一套开发层系要有足够的有效厚度才能保证单井产量和较好的经济效益。油层有效厚度下限就是在油田开发年限内总产出等于总投入所必须的油层最小有效厚度，实际生产过程
6、中，为了确保油田开发经济有效，一般用 2 倍最小油层厚度作为层系油层厚度下限，泌 125 油田碾平油层厚度 11.57m，因此不具备细分层系开采的条件。 （2）井网井距论证 注采系统井网的部署直接关系着注水波及体积和水驱采收率的提高，影响油藏开发效果和经济效益。注采井网部署的核心任务是使注采井网最大限度地适应油砂体的分布状况，使更多的油井能受到注水效果，获得可能大的平面波及系数。评价井网的适应性指标为水驱控制程度，油砂体面积较大的油藏水驱控制程度应在 80%以上。泌 125 油田目前井网密度 76.7 口/km2，根据泌 125 油田经济井距计算结果，对比目前井网井距状况，允许钻少量加密调整井
7、，但不允许整体加密调整。分析认为目前注采井距合理，建议以目前注采井网为基础，进行局部调整和局部完善。（3） 合理压力 注水井最高压力界限必须遵循以下原则：目前工艺允许的范围；不超过油层破裂压力；不超过套管承受压力的界限；不造成地层伤害。注水压力可保持在破裂压力附近，可使近井地带地层产生微裂缝，提高地层的吸水能力，利用有关参数计算，泌 125 区合理井口注入压力为 8.3 MPa，泌 125 油田饱和压力 2.1Mpa，合理生产压差 3.13Mpa。油田地饱压差大，有利于放大压差生产。 （4）合理注采比 合理注采比是水驱油藏在地下注采平衡状况下注入体积与采出液地下体积之比值。中高渗透油藏地层压力
8、变化与注采比的关系清晰，符合物质平衡原理，压力平衡与注采平衡一致，即累积注采比接近 1，地层压力接近原始地层压力，阶段注采比大于 1，地层压力回升，阶段注采比小于 1，地层压力下降，根据泌 125 油田油藏渗透特点，以及一般中高渗油藏开发实践，注采比保持在 1.2 左右较合理。目前油田的年注采比 1.0，累计注采比为 1.32。 （5）合理产能 地层压力、油井流动压力、原油性质、储层渗透性等因素决定了油井产能高低。在天然能量开发的条件下，因地层能量得不到补充，地层压力随开发时间延长而不断降低，产量呈衰竭式递减，产能变化往往为某一方式的递减规律。在注水开发的条件下保持地层压力开采，油井的产能随地
9、层渗透性及原油性质不同而变化。统计泌 125 油田投产油井生产状况，合计平均单井稳定月产油 40-50t/d，在此生产情况下，在保持注采 1.0 的条件下，可持续开采年限和经济效益为最佳，综合考虑，确定油井稳定月产能 40t/d。 四、层系调整治理思路及技术对策 （1）总体思路 根据油水井注采现状、剩余油分布规律，针对开发中暴露出的主要矛盾，在最大限度的利用油水井资源的情况下，设计分层精细注水方案。基本策略是井网重组、层系细分、抽稀井网、拉大注采井距、改变液流方向。目的是实现区块精细分层注水，缩小层间渗透率级差，减缓层间矛盾，扩大注水波及体积，提高注水利用率，提高区块注水开发效果。 （2）技术
10、对策 根据2-5 层剩余油分布规律，设计将原来的一套井网细分为三套注采井网，水井严格实施分层注水，油井有条件的情况下进行单采，也可进行合采，逐步完善实施。 H34-5 油组注采井网设计利用油井 19 口，利用水井 5 口，转注2 口，油水井总数 26 口。油组储量 59.2104t，方案全部实施后，预计新增水驱储量 9104t，水驱动用程度提高 10.7 个百分点。H33 油组注采井网设计利用油井 19 口，利用水井 5 口，转注 1 口，油水井总数25 口。油组储量 94.6104t，方案全部实施后，预计新增水驱储量14.7104t，水驱动用程度提高 16.1 个百分点。H32 油组注采井网
11、设计利用油井 16 口，利用水井 3 口，转注 1 口，油水井总数 20 口。油组储量 82.9104t，方案全部实施后，预计新增水驱储量 12.3104t，水驱动用程度提高 16.9 个百分点。三套井网水井均设计封堵非目的层段。五、 结论及认识 （1）泌 125 水驱2-5 层剩余油分布规律：平面上剩余油连片分布，主要处于沉积微相为前缘席状砂的构造低部位；纵向上油层动用不均匀，层间剩余油主要分布在21.3、31、42、51 层。 （2）泌 125 水驱2-5 层层系合理油层厚度界限 7.6-11.31m，合理井网度密度界限 49.75-90.25 口/km2，合理注采井距 113-152m。
12、地层破裂压力 13.2MPa，井口注水压力上限 8.3MPa，合理地层压力 5.23MPa，合理生产压差 3.13MPa，合理注采比 1-1.2，预测油田采收率 25%。 （3）提出了开发层系调整对策，在现有井网条件下，利用油水井的封堵和转注，实现三套开发层系的有力开发。 参考文献 1 李云，靳水生，张明茹，陈彩云.示踪剂监测方法在泌 125 区块热水驱中的应用J.西部探矿工程.2010，22（8） ；6567 2 刘喜杰，赵文杰，赵文民，廖文敏.古城油田 B125 断块调剖技术研究与应用J.油气井测试.2003，12（1） ；1112 3 薄珉，陈勋等.辽河油田侧钻井技术.石油钻采工艺.2003.4（2） ；2124 4 戴启德，黄玉杰. 油田开发地质学. 中国石油大学出版社. 2006 年 12 月.
