井組層間精細(xì)注采調(diào)整部署匯編VIP

1、2009年井組層間精細(xì)注采調(diào)整部署及實(shí)施情況內(nèi)容提要：針對井組層間調(diào)整不到位，低效井組多的狀況，分公司開發(fā)管理部統(tǒng)一安排部署了層間精細(xì)注采調(diào)整。通過加強(qiáng)新老區(qū)注采配套，針對不同油藏類型實(shí)施不同的調(diào)整對策。2009年共審批井組層間精細(xì)調(diào)整工作量66井次，實(shí)施51井次。新增油井見效井組26個(gè)，累增油18278噸；通過注采調(diào)整及效果分析得出在開發(fā)中后期高含水期開發(fā)的老油田，開展儲(chǔ)層精細(xì)微相研究是挖潛剩余油的關(guān)鍵。根據(jù)油藏分類不同實(shí)施開發(fā)方式是基礎(chǔ)，再配以工藝技術(shù)攻關(guān)，才能有效減緩遞減，提升開發(fā)效果，主題詞：西南油田，2009年，低效井組、層間精細(xì)注采、注采調(diào)整1. 概述：1.1. 部署思路2009年

2、井組層間精細(xì)調(diào)整的主要思路是以油藏經(jīng)營管理為中心，強(qiáng)化老油田地質(zhì)基礎(chǔ)研究，加強(qiáng)精細(xì)調(diào)整工藝技術(shù)攻關(guān)，加強(qiáng)新老區(qū)注采配套，針對不同的油藏類型實(shí)施不同的調(diào)整對策。1.2. 工作量部署2009年預(yù)計(jì)實(shí)施層間精細(xì)注采調(diào)整井組66個(gè)，涉及油水井210井次，其中注水井66口，采油井144井次。部署油水井工作量93井次，其中注水井精細(xì)注水工作量61井次，配套油井工作量32井次，預(yù)計(jì)增加水驅(qū)控制儲(chǔ)量73.0×104t、增加水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量48.0×104t，日增油223t、年增油2.54×104t。西南油田2009年井組層間精細(xì)注采調(diào)整工作量安排匯總表潛力類型井組數(shù)井?dāng)?shù)（口）措施合計(jì)

3、(井次)水井措施工作量（井次）對應(yīng)油井措施工作量（井次）預(yù)計(jì)日增油(噸）預(yù)計(jì)年增油（萬噸）合計(jì)水井對應(yīng)油井小計(jì)卡堵（機(jī)械卡堵）注灰/填砂/打塞卡封和打塞擠堵（化堵、擠水泥封堵）一級兩段分注大修增注其它小計(jì)堵水對應(yīng)補(bǔ)孔對應(yīng)壓裂對應(yīng)提液大修其它單砂體20 42 20 22 29 20 7 6 0 3 1 3 9 2 2 4 1 71 0.86 最小自然段35 77 35 42 49 31 7 5 3 8 2 5 1 18 4 6 6 2 111 1.31 二三類層重組11 25 11 14 15 10 1 3 1 3 2 5 2 2 1 41 0.37 合計(jì)66 144 66 78 93 61 1

4、5 14 4 14 2 6 6 32 8 8 12 4 223 2.54 2. 研究（推廣）內(nèi)容：1、 工作量總體實(shí)施情況及效果2.1.1 井組實(shí)施成功率2009年共實(shí)施調(diào)整井組51個(gè)，實(shí)施不成功的井組2個(gè)（W79-301和西72-485井組），實(shí)施成功率96%。2.1.2 效果分析水井措施：通過實(shí)施井組層間精細(xì)注采調(diào)整，注水井注水層數(shù)由措施前的361個(gè)減少到149個(gè)，減少了212個(gè)，平均單井注水層數(shù)減少4個(gè)；并遵循了細(xì)化到小層、強(qiáng)化單層注水的目的；油井措施：由于補(bǔ)孔和壓裂措施均是在精細(xì)調(diào)整的前提下進(jìn)行注水培養(yǎng)后對應(yīng)實(shí)施的，所以效果都比較好。見效井組已失效原因分析：見效油井失效5口，其中由于油

5、井潛力層水淹引起的失效有3口，水井吸水變差1口，井況影響1口。從油藏分類來看：無論在中滲油藏還是低滲油藏中潛力層水淹都是導(dǎo)致油井見效的主要原因。2、 井組調(diào)整整體區(qū)塊已實(shí)施工作量和效果分析2.2.1. 目前存在問題由于受地層礦化度高、地層溫度、地層地應(yīng)力作用等因素的影響，井況問題多，使層間調(diào)整更為困難；儲(chǔ)層物性變化大，層間矛盾突出，二三類層無法形成有效層間接替，影響了開發(fā)效果的提高。2.2.2. 精細(xì)注水方案部署2.2.2.1. 方案部署原則及思路原則：以一類層的邊角剩余油為主要對象。以重組二三類層井網(wǎng)為基礎(chǔ)，實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量的有效接替。思路：利用沉積微相的研究成果，通過強(qiáng)化主河道的注水，挖掘一類層側(cè)

6、翼的邊角剩余油；通過分注、酸化増注等手段，改善層間矛盾造成的儲(chǔ)量動(dòng)用不均的現(xiàn)象，強(qiáng)化二三類層的水驅(qū)動(dòng)用，提高油藏層間動(dòng)用程度。2.2.2.2. 方案部署及目標(biāo)部署：油水井共34井次，油井12井次、水井22井次。目標(biāo)：油水井的開井利用率87%，注采井?dāng)?shù)比0.78，新增收效方向21個(gè)；油藏年產(chǎn)油量7.88×104t，綜合遞減控制下降到13.69%，自然遞減控制下降到19.79%，綜合含水下降了3%；水驅(qū)控制程度55.39%，增加水驅(qū)控制儲(chǔ)量68×104t，水驅(qū)動(dòng)用程度由37.04%提高到40.07%，增加水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量52×104t。3、 技術(shù)內(nèi)容：3.1. 單砂體注水

7、見效3.1.1. W33-425井組應(yīng)用沉積微相研究成果挖掘單砂體剩余油通過沉積微相精細(xì)研究分析，認(rèn)為西33-425井、新西33-46井S2下5的6-7號小層屬同一水下分流河道，西33-425井于2009年2月3日對該井實(shí)施酸化增注3。隨著注水量的恢復(fù)，對應(yīng)油井新西33-46見到該井注水效果，截止目前見效累增油1539t。3.1.2. W95-66井組挖掘單砂體剩余油該井區(qū)西95-66、西95-49、西95-47井沙三中1砂組1號小層均位于水下分流河道側(cè)翼微相。2009年4月21日，西95-66井打塞單注沙三中1砂組1號小層，初期注水壓力36.5MPa，日注水80方；西95-49井于5月6日打

8、塞補(bǔ)孔，初期自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)液21噸，日產(chǎn)油17.8噸，含水15%，到目前累計(jì)增產(chǎn)原油1887噸。3.2. 最小自然段注水見效3.2.1、 西79-6井組應(yīng)用層內(nèi)差異挖掘單砂體的邊角剩余油水井79-6于2008年12月打塞卡封后，注水壓力10 Mpa，日注水量40m3，油井79-50與2009年1月補(bǔ)孔后即見效，初期5mm油嘴自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)液42m3，日產(chǎn)油20.2t，含水52%，目前5mm油嘴自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)液30m3，日產(chǎn)油15t，含水50%，截止目前累計(jì)增油2625t。3.2.2、 西新72-8井組主河道側(cè)翼剩余油挖潛新西72-8井與西88-17井沙三中6砂組8號小層均位于水下分流河道微相，

9、儲(chǔ)層物性較好，連通較好。西88-17井于5月27-31日換封調(diào)層單注沙三中6砂初期注水壓力35.5MPa，日注水48方；新西72-8井5月18日大修鉆塞擠堵補(bǔ)孔改采，初期自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)液24.7噸，日產(chǎn)油24.7噸。目前累計(jì)增產(chǎn)原油549噸，分析認(rèn)為已見到西88-17注水效果。3.2.3、 西88-1井組應(yīng)用沉積微相分析挖掘側(cè)翼剩余油由于西88-1井2009年8月15日換封調(diào)層與西88-53井對應(yīng)補(bǔ)充底層能量，西88-53井長期保持穩(wěn)產(chǎn)，目前日產(chǎn)液16.8噸，日產(chǎn)油8.4噸，含水50%，到11月底累計(jì)增產(chǎn)原油865噸。3.3. 二三類層注水見效3.3.1. W33-1井組挖潛二三類層剩余油西3

10、3-1井S2下6砂組2-3號小層從沉積微相上來看位于水下分流主河道，往南儲(chǔ)層變差，而油井西33-241位于水下分流河道側(cè)翼。由于層間差異的影響，該小層基本未水驅(qū)動(dòng)用，在該區(qū)域應(yīng)為剩余油的富集區(qū)。2008年11月對西33-1實(shí)施鉆塞重炮注S2下6砂組2-3號小層，對應(yīng)油井西33-241便于2月旬見到注水效果，見效前日產(chǎn)液量11.6t，日產(chǎn)油量1.2t，含水90%，見效后日產(chǎn)液量19.9t，日產(chǎn)油10.9t，含水45%，日增油量9.7t，截止目前見效累計(jì)增油1942噸。3.3.2. W79-58井組挖潛河道側(cè)翼剩余油西79-58井S2下7砂組5號小層（35號層）從沉積微相上來看位于水下分流主河道，

11、往南儲(chǔ)層變差，而油井西79-19位于水下分流河道側(cè)翼。由于儲(chǔ)層物性的影響，該小層基本未水驅(qū)動(dòng)用，該區(qū)域應(yīng)為剩余油的富集區(qū)。2009年9月對西79-58實(shí)施換封調(diào)層注S2下7-8砂組35、42-43號層，由于對應(yīng)油井西79-19儲(chǔ)層污染，10月上旬對西79-19井該層實(shí)施重炮，措施后即見到西79-58井注水效果，見效后日產(chǎn)液量18.7t，日產(chǎn)油16.8t，含水10%，日增油量16.7t，截止目前見效累計(jì)增油862噸。4、 取得效益：4.1. 技術(shù)效益4.1.1. 隔層小影響卡封單注措施的實(shí)施西南油田屬高壓低滲透多油層油藏，砂體成組性強(qiáng)，各小層層間物性差異大，層間隔層常小于5m，導(dǎo)致實(shí)施層間精細(xì)注

12、采調(diào)整時(shí)對工藝技術(shù)要求高。4.1.2. 固井質(zhì)量差管外竄導(dǎo)致卡封失敗由于固井質(zhì)量差，導(dǎo)致座不住封或卡封失敗，嚴(yán)重影響了層間精細(xì)注采調(diào)整措施的實(shí)施，使得注單層或最小自然段的地質(zhì)目的無法實(shí)現(xiàn)。4.1.3. 井況問題導(dǎo)致措施成功率低一是在油層頂部發(fā)育沙一鹽，由于鹽巖的塑性流動(dòng)導(dǎo)致眾多井在沙一段套管嚴(yán)重變形或錯(cuò)斷；二是井深、高溫、高壓、高礦化度等油藏特點(diǎn)導(dǎo)致套管結(jié)垢腐蝕嚴(yán)重。4.2. 經(jīng)濟(jì)效益2009年累計(jì)產(chǎn)原油2.54×104t，累產(chǎn)天然氣10726×104m3，原油價(jià)格按2720元/噸計(jì)算，天然氣價(jià)格按936.83元/千方，經(jīng)濟(jì)效益7909.5萬元；總投入3916萬元，投入產(chǎn)出比1：2.02，共創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益3993.5萬元。5、 認(rèn)識與建議5.1. 對進(jìn)入中高含水期開發(fā)的老油田，開展以沉積相、微相為主的沉積模型研究，進(jìn)行儲(chǔ)層精細(xì)描述是剩余油挖潛成功的關(guān)鍵。5.2.