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1、不同类型油藏注水开发状况分析及下步开发措施,东辛采油厂2005年2月,一、基本概况二、分类评价，配套治理，增加水驱动用程度三、目前注水开发油藏面临的主要问题四、不同类型油藏注水开发进一步治理对策五、结论与认识,汇报提纲,一、基本概况,（一）油藏地质特点及开发现状,1、断层多、断块小、构造复杂 2、含油层系多、油水关系复杂3、储层物性和原油性质差异大4、油藏类型多，天然能量差别大,东辛油田构造图,盐家油田构造图,动用地质储量38224104t，采收率37.06%。投油井1820口，开1237口，日油7011t/d，含水89.69%，可采储量采油速度8.05%，可采储量采出程度77.7%。投水井1
2、143口，开625口，日注能力64874m3/d，分注井174口，分注率39.19%，层段合格率48.1%，月注采比0.86，注采对应率80.2%（其中一向对应率53.9%，两向对应率23.2%，三向以上对应率3.1%），水驱控制程度77.3%，水驱动用程度69.6%。,（一）油藏地质特点及开发现状,永12断块含油面积图（开启断块）,（二）、东辛油区油藏分类划分,营93断块构造井位图（中高渗岩性）,（二）、东辛油区油藏分类划分,一、基本概况二、分类评价，配套治理，增加水驱动用程度三、目前注水开发油藏面临的主要问题四、不同类型油藏注水开发进一步治理对策五、结论与认识,汇报提纲,二、分类评价，配套
3、治理，增加水驱动用程度,“十五”以来水驱效果总体评价,“十五”以来水驱效果总体评价,（一）细分开发层系，不断提高半开启断块油藏水驱动用程度,含油面积大于0.1km2渗透率级差小于5;地下原油粘度比小于3;单井新增可采储量大于1.07万吨；单井初产大于6.5t/d,（一）细分开发层系，不断提高半开启断块油藏水驱动用程度,“十五”期间老区设计细分开发单元11个，动用地质储量9302万吨。实施后，油井开井数从288口增加399口，日油能力由1516t增至2875t，增加了1359t，综合含水由91.36%降至86.85%，降低了4.51个百分点；注水井数从168口增加224口，日注从18055m3/
4、d增加到24039m3/d，增加水驱控制储量2251万吨，增加可采储量342万吨，增加产能56.7万吨，取得较好的开发效果。,（二）加大复杂结构井技术应用力度，不断提高以开启断块为主的水驱储量动用程度,投产水平井63口，投产初期日液3310m3/d，日油2005t/d，平均单井日油31.8t/d，含水29.24%，目前开56口，日油1083t/d，平均单井日油19.3t/d，综合含水86.61%，累油167.9807104t，单井累油2.66104t，新增可采储量277104t，有效改善了水驱储量动用程度，取得了非常好开发效果。,（二）加大复杂结构井技术应用力度，不断提高以开启断块为主的水驱储
5、量动用程度,永12断块含油面积图（开启断块）,薄层部署水平井4口，厚层部署水平井11口，投产初期单井日油34.1t/d，含水43.8%，目前开油井12口，日液能力2865.2m3/d，日油能力252.5t/d，综合含水91.15%，累积增油34.5623104t，新增可采储量44.4104t，采收率由66.34上升到71.19%，提高4.85%，取得很好的开发效果。,（三）加密注采井网，低渗透油藏注水开发取得突破,注采井距为187m,（四）加大砾岩油藏储层内幕研究，完善注采井网，夯实稳产基础,针对连通性不明、裂缝方向不明确和储层敏感性不确定，开展了一体化研究。,（四）加大砾岩油藏储层内幕研究，
6、完善注采井网，夯实稳产基础,1、多信息叠合界定井间及层间的对应关系,采用叠置砂体对比模式、薄砂层对比模式、相变对比模式和砂体闭合和对比模式划分沉积旋回和小层划分，沙四段划分为6个油层组，58个单砂层，沙三段划分为4个油层组，42个单砂层，并应用干扰试井和试油试采资料进行验证。,（四）加大砾岩油藏储层内幕研究，完善注采井网，夯实稳产基础,2、综合应用干扰试井和地应力测试技术确定注采井组,共完成4个井组18口井之间的连通关系。,（四）加大砾岩油藏储层内幕研究，完善注采井网，夯实稳产基础,3、进行储层敏感性分析，确定砾岩注水开发原则,沙四段油藏具有速敏性特点，临界流速9.16 m/d，确定油层每米最
7、大吸水量为3.04m3/d，所以盐家砾岩油藏适合“多井少注”的温和注水方式。,（四）加大砾岩油藏储层内幕研究，完善注采井网，夯实稳产基础,盐家油田投转注水井22口，开水井18口，日注水能力982m3/d，日注水水平763m3/d，注采比0.87。,（五）加大断层分布规律研究，不断完善复杂小断块油藏注采井网,通过构造再认识，复杂小断块油藏转注水井24口，水驱控制程度从5%提高到45%，自然递减控制在10%左右。,典型单元营26断块综合应用多信息叠合技术和构造样式分布规律，落实多个构造高点，部署新井12口，转注水井5口，开发效果明显改善。,原构造井位图,现构造井位图,（五）加大断层分布规律研究，不
8、断完善复杂小断块油藏注采井网,一是日油能力递减速度明显得到控制，递减率从23.7%下降到6.03%，下降了17.67%；二是地层能量下降趋势得到抑制，动液面稳中有升，目前动液面保持在600m左右，实现了复杂小断块油藏高能量开发的难题；三是含水上升速度得到有效控制，综合含水一直控制在90%左右，实现了综合含水不升的好效果。,（六）加大储层分布规律研究，不断提高中高渗岩性油藏储量动用程度,一是加大核部强水淹区化堵调剖力度，改善层内储量动用程度,二是完善边部储层注采井网，提高水驱控制和动用程度,（七）完善注采井网，不断提高简单断块油藏水驱控制程度,油井多向受效率从25.8%上升至57.9%，水驱控制
9、程度从52.3%提高到75.9%。,一、基本概况二、分类评价，配套治理，增加水驱动用程度三、目前注水开发油藏面临的主要问题四、不同类型油藏注水开发进一步治理对策五、结论与认识,汇报提纲,三、目前注水开发油藏面临的主要问题,（一）注水开发现状,投水井1143口，开625口，停注井501口（井下落物、管柱卡153口，套管问题停注160口），分注井174口，分注率39.19%，层段合格率48.1%，注采对应率80.2%，水驱控制程度77.3%，水驱动用程度69.6%。目前日配注76594m3/d，实际日注能力67737m3/d，日欠注水量8857 m3/d，其中欠注井227口（占开水井的32.9%，
10、比有限公司平均水平高15.7%），日欠注水量14144m3/d，合格井426口，合格率61.83%，日注能力52684m3/d。,（二）目前注水开中存在的主要问题,1、水质不达标，油层后期堵塞严重,2004年1-10月污水处理水质情况表,水质不达标造成水井欠注90口，日欠注水量6401m3/d，另外，腐蚀速度超标，使得管漏、套坏现象频繁，如2004年测试油管漏35井次，降低了分注井层段合格率，极大的降低了注水有效性。,2、水井井况恶化，停注井多，水驱控制程度有待进一步提高,停注井501口，其中待报废202口,2、水井井况恶化，停注井多，水驱控制程度有待进一步提高,3、水井欠注严重，潜力层、潜力
11、区潜力得不到有效发挥,日配注76594m3/d，日注67737m3/d，日欠注8857 m3/d。,欠注井227口，日欠14144m3/d,3、水井欠注严重，潜力层、潜力区潜力得不到有效发挥,4、分注率和层段合格率低，注水有效性有待进一步提高,目前分注井配注层段363个，合格层段175个，合格率48.2%，不合格层段188个，其中欠注层92个，超注层38个，不清层58个不清层主要是测试油管漏、测试不成功或无法测试造成的，测试油管漏占不清层的61.7%。,分层水井174口，分注率39.19%，待分注井270口，其中井下技术状况复杂无法实现细分井185口，可实施分注水井85口，实施后预计分注率达到
12、58.3%。,一、基本概况二、分类评价，配套治理，增加水驱动用程度三、目前注水开发油藏面临的主要问题四、不同类型油藏注水开发进一步治理对策五、结论与认识,汇报提纲,四、不同类型油藏注水开发进一步治理对策,（一）开发思路,一是依据目前不同类型油藏的实际开发注水状况和剩余油分布特点，以细分开发层系、分层注水工艺和攻欠增注为手段，合理控制中高渗层吸水量，加强中低渗层攻欠增注力度，调整注水结构，改善产液结构，努力提高油藏水驱储量控制程度和动用程度。,二是立足于现有的开发工艺注水技术手段，不断消化、引进适合复杂断块油藏系列的新工艺、新技术，逐步完善不同类型油藏配套工艺技术，不断提高油水井利用率，改善油藏
13、开发效果。,三是多管齐下，进一步改善水质质量。2005年为进一步改善注入水水质，在加强水井洗井、污水站配套完善和更换水井管线的基础上，完善检测手段和检测制度，定期对污水站的水质情况进行检测，以辛一污水站精细污水处理和辛二站超滤膜先导试验为典型，以点带面，同时全面推广药剂投加风险承包制度，以有限资金保证污水水质处理到最好程度。,（一）开发思路,（二）不同类型油藏进一步治理对策,1、开启断块油藏,含油面积26.1km2，地质储量5107104t，采收率48.22%，可采储量采出程度86.37%，剩余可采速度16.5%，注采对应率高达96.7%，水驱动用程度91.9%，地层总压降3.98MPa。,1
14、、开启断块油藏,一是利用复杂结构井技术挖掘正向构造剩余油，对于剩余可采储量2万吨以上的区域，可选择水平井开发，对于剩余可采储量小于1万吨区域，可选择侧钻井开发；二是开展不稳定采油和不稳定注水先导试验，对高含水进行间歇采油；三是优化提液时机和提液幅度，提液稳油；四是提高注采比，保持地层能量，目前注采比只有0.3，下步注采提高到0.6（平衡注采比为0.6），保持地层能量。,2、半开启断块油藏,含油面积73.0km2，地质储量16427104t，采收率40.38%，油水井数比1.75:1，动液面922.4m，地层总压降6.86MPa，可采采出程度74.25%，剩余可采速度7.0%。注采对应率84.9
15、%，水驱控制程度76.4%，水驱动用程度68.8%。目前存在的主要问题是层间储量动用不均衡，层间干扰严重。,2、半开启断块油藏,下步将细分开发层系技术和井网优化重组相技术结合，以攻欠增注和细分注水为手段，不断提高动态注采对应率和层段合格率，减缓层间干扰，改善层间动用状况。2005年计划对营13和营17断块实施细分开发，设计新井30口（油井20口，水井10口），预计恢复产能8.3104t，新增可采储量73104t，采收率提高5.48%。为保持细分开发效果，夯实老区稳产基础，水井必须做到“分得开、注得进、测得准、长期有效”，主要做好以下四方面工作：,2、半开启断块油藏,（1）推广应用水力机械联合套
16、管除垢技术,套管内壁结垢较薄且软：水力机械刨削法除垢；套管内壁结垢厚而硬：采用水力机械钻削法；2004年除垢28口井，效果较好，2005年推广应用100井次。,除垢前,除垢后,2、半开启断块油藏,（2）加大分层注水管柱优化设计力度 针对东辛油田分层注水管柱蠕动、结垢、腐蚀的特点，根据“防治结合”的原则，采用分层注水管柱优化设计软件，对不同类型油管的组合及封隔器位置的设计进行优化，根据油藏特点、注水参数及分层要求，配套氮化防腐油管。,对于层间差异不大于5MPa的注水井，采用补偿式自验封管柱。,封上注下或下层压力高于上层压力5MPa以上的分注井，应用长效防蠕动管柱。,2、半开启断块油藏,（3）加强
17、中低渗水井的攻欠增注工作，目前已经细分的11开发单元，欠注井90口，日欠注日欠注4627m3/d，2005年预计减少欠注层50个，增加有效注水2750m3/d，合理恢复地层能量，改善产液结构，保持有效液量稳中有升，夯实稳产基础。（4）加大大修力度，恢复停产停注井，完善注采井网，增加油水井开井数，预计2005年大修恢复水井35口，增加日注能力2800m3/d，大修扶停油井30口，恢复日油能力165t/d。,3、复杂小断块油藏,含油面积5.8km2，地质储量797104t，采收率26.07%，油水井数比3.8:1，动液面908.6m，地层总压降8.96MPa，可采储量采出程度69.56%，剩余可采
18、速度15.67%。注采对应率43.4%，多项受效率7.8%，水驱控制程度45%，水驱动用程度38.7%。目前存在的主要问题是注采井网不完善。,下步主要利用高精度三维地震资料结合测井资料，特别是要很好的利用相干体分析技术，合理组合断层，加大水井转注和恢复力度，完善注采井网，进一步提高水驱控制和动用程度，夯实稳产基础。,4、简单断块油藏,含油面积48.8km2，地质储量7245104t，采收率37.78%，投油井215口，开油井129口，投水井223口，开水井91口，地层总压降10.55MPa，可采采出程度89.78%，剩余可采速度8.33%，水驱控制程度89.3%，水驱动用程度76.8%。目前存
19、在的主要问题是油水损坏严重，注采井网不完善。,4、简单断块油藏,2005年计划以莱38断块为试验区，优选5口重点水井开展小套管修复试验。2006年准备对营8断块实施综合调整，完善注采井网。,5、低渗透岩性油藏,含油面积25.3km2，地质储量2624104t，采收率22.50%，注采井距300m左右地层总压降13.62MPa，可采储量采出程度55.25%，剩余可采速度6.16%，注采对应率57.8%，多项受效率27.6%，水驱控制程度54.6%，水驱动用程度47.0%。目前存在主要问题是注采井距大，水井欠注严重，油井供液不足。,5、低渗透岩性油藏,一是加密注采井网，提高单元储量动用程度。,有效
20、注采井距240m,下步要进一步扩大加密范围，预计钻加密井25口，增加可采储量60万吨，增加产能9.2万吨，水驱控制程度由50.6%提高到76.2%，注采对应率从64.3%提高到85%，增加可采储量60104t。,5、低渗透岩性油藏,2003年引进多元复合酸酸化技术,施工5口井，有效率为100，累积增注3.2121X104 m3，下步要加大推广应用力度。,二是实现低渗透油藏采油工艺技术上的重大突破。目前开注水井36口，其中欠注井24口，日配注1360m3/d，日欠注805m3/d。为了进一步改善低渗透油藏开发效果，推广应用多元复合酸降压增注技术，开展预置定向多裂缝压裂技术研究，引进ICT Jet
21、Drill射流深穿透射孔技术试验。,6、中高渗岩性油藏,含油面积14.8km2，地质储量2235104t，采收率33.11%，压降6.62MPa，可采储量采出程度80.33%，剩余可采速度10.32%，注采对应率90.6%，多项受效率58.6%，水驱控制程度74.3%，水驱动用程度67.6%。目前存在主要问题是核部高渗透区形成高渗透条带，而边部低渗透区储量难以有效动用。,6、中高渗岩性油藏,注采对应率90.6%，多项受效率58.6%，水驱控制程度74.3%，水驱动用程度67.6%。,（1）加大水平井应用力度，提高边部低渗区储量动用程度,6、中高渗岩性油藏,（2）化堵调剖，改善高渗区水驱效果,6
22、、中高渗岩性油藏,（3）加大攻欠增注力度，提高边部油藏水驱动用程度,目前中高渗岩性油藏开注井28口，日配注2820m3/d，实注2389m3/d，日欠注431m3/d，其中欠注井9口，占注水井32.1%，日注558m3/d，日欠注432m3/d，如营6沙三边部水井欠注井3口（6-23、-33、-40），日配注230m3/d，日注66m3/d，下步要加大攻欠增注力度，确保边部水平井高效开发。,7、砾岩油藏,含油面积10.1km2，地质储量1906104t，采收率12.38%，动液面1250m，地层总压降-8.60MPa，可采储量采出程度58.77%，剩余可采速度14.28%。注采对应率54.5%
23、，多项受效率13.7%，水驱控制程度45.0%，水驱动用程度40.8%。目前局部储层连通性不清，水井欠注严重。,7、砾岩油藏,（1）进一步加强储层连通性研究，完善注采井网,7、砾岩油藏,（2）加大水井攻欠增注力度，协调注采关系 目前砾岩油藏配注井29口（套坏停2口），其中欠注井18口，占注水井62.1%，日注548m3/d，日欠注782m3/d，下步主要加大酸化技术应用力度，改造欠注层。,一、基本概况二、分类评价，配套治理，增加水驱动用程度三、目前注水开发油藏面临的主要形势四、注水开发中存在的主要问题及对策五、结论与认识,汇报提纲,五、结论与认识,五、结论与认识,1、不同类型油藏水驱开发效果差异比较大，其内在控制因素各不相同，只有有针对性的开展治理工作才能取得最佳开发效果。2、水井欠注、分注率和层段合格率低是目前限制水驱开发效果进一步改善的主要矛盾，有效提高注水质量，改善注水结构是进一步改善开发效果的根本。3、油水井套损严重，阻碍了注采井网进一步完善，如何减少油水井套损是下步完善注采井网的重中之重。4、精细油藏描述，提高油藏认识精度，是改善水驱开发效果的基础。,谢谢大家,
