文明寨油田注水开发效果分析

1 文明寨油田注水开发效果分析 一、基本情况 （一）地质特征 文明寨油田位于东濮凹陷中央隆起带北端，是一穹隆背景下被断层复杂化的极复杂断块油田，含油面积 油地质储量 2234 104t。 图 1 文明寨油田区域位置 油田主要地质特征： 2 1、构造特征 断层多 : 文明寨构造断裂系统极其发育，统计到 2005 年 6 月完钻的 444 口井，每口井都钻遇断点，大部分井钻遇 4断点，最多 1 口井 (明 61 井 )钻遇 11 个断点。根据断点组合结果，落差 200明 5 断层、卫 7 断层、明 14 断层等二级断层切割形成地垒形构造主体；垒块中发育 20 多条落差40三级断层，使垒块复杂化，形成多个垒堑相间的格局，将油田分为6 个断块区；各断块区被数量众多的落差 10序级小断层复杂化。 表 1 文明寨油田断层状况表 级 别 断层数 落 差 （ m） 走向 倾向 作用 二级 3 200东或东西 南东、南、北 边界 三级 22 40北东或南北 以东为主西次之 断块区 低序级 246 10北东为主 多方向 复杂化 表 2 文明寨油田断层 区划分表 断块 名称 构造 位置 边界 断层 含油 层位 叠合 面积 质 储量 104t 主力油层 层位 储量 % 卫 7 北翼 卫 7 沙 1、 2 沙 3 上 0 94 278 沙 2 上 沙 2 下 75 3 明 16 西翼 卫 7、明 62 沙 1、 2 沙 3 上 1 04 140 沙 2 下 沙 3 上 82 0 明 1 西 西部 卫 7、明 62 明 25、 14 沙 1、 2 沙 3 上 1 76 604 沙 1 沙 2 88 6 明 1 东 顶部 卫 7、明 25明 83、 14 沙 2 上、下 沙 3 上、中 2 12 533 沙 2 下 沙 3 上 83 5 明 6 东部 卫 7、明 83 明 14、明 5 沙 2 下 - 沙 4 2 30 503 沙 2 下 沙 3 上 84 3 明 14 南部 明 14、 23 沙 3 中 - 沙 4 1 44 176 沙 3 中 沙 3 下 82 2 合计 沙河街组 6 84 2234 沙 2 下 沙 3 上 65 5 3 断块小：通过大量油藏剖面图结合各层位含油面积图大致统计，全油田大约有 218 个小断块，断块密度达 31 个 /破碎的明六块断块密度 37 个 /计共有含油小断块 211 个，最小含油面积 大含油面积 于 地质储量集中在含油面积小于 表 3 文明寨油田含油小断块统计表 分类标准 断块数 储量 类 别 宽度 m 长度 m 含油面积 量 % 万吨 % 大断块 500 600 43 断块 200500 9 断块 块宽 度一般大于400m，具备形成注采井网的条件，具体做法： （ 1）通过局部加密和技术改造优化和完善注采井网； （ 2）以 150距采用点状面积注水井网； （ 3）通过转注、投注增加注水井点，不断加大注采井数比。 （ 4）根据储层情况，精细划分开发层系。 典型区块：明一西块层系细分 16 明一西块从 90 年开始以一下二上 1 和二下三上，三中三下三套开发层系开发， 2002年底区块采出程度为 综合含水为 阶段含水上升率为 井网密度为 /进入“高含水，高井网密度，高采出程度”三 高开发阶段，具体表现在以下几个方面： （ 1）注水井段长，层间差异大，水井大段合注后吸水厚度逐年下降，高渗透层吸水量逐年增加：从对比的近 3 年可对比剖面的吸水状况统计表可以看出，总吸水厚度由 下降到 ，减少 ，吸水厚度百分数由 降到 降了 百分点，而相对吸水大于 30%的厚度由 上升到 ，增加 。 （ 2）地层压力低，层间压差大干扰严重，、类储层水驱动用程度低 统计 98 年以来的 11 口油井 料可以看出，单井不同测压点间最大压力压力系数与最小压力系数比值在 之间，平均为 ，而平均地层压力系数为 样低的压力系数以及较大的比值说明层间干扰十分严重，另外从单井最大压力系数对应的渗透率小于最小压力系数对应的渗透率，说明高渗透率存水率低，卸压快，单层突进严重。 明一西块 计表 另外区块层间非均质严重，特别是注水开发后，部分高渗层突进现象明显，注入水沿高渗带短路循环，水驱波及体积小，水驱动用程度低，相对差层难以动用，从储层评价及潜力评价对照表可以看出，类储层水驱动用程度为 采出程度为 而类储层水驱动用程度为 采出程度为 。 井号 测试日期 测试深度点数 测 试 点 最 高压力系数 测试点最底压力系数 全井平均压力系数 最大值 /最小值 最大值 /平均值 最大值对应 K 值 最小值对应 K 值 9 10 9 8 （ 3）存水率低，水驱控制程度较高而水驱动用程度较低 整个区块物性好，但层间差异大，区块中部条带储层发育，连通性好但存水率低 ,存水率仅为 其中二上 1 和二上 2 两砂组为 于边水活跃 ,累计注入水小于地层产出水，二下存水率为 明该层系高渗透通道存在比例大，指进现象严重，三上三中三下存水率相对较高，分别为 此低的存水率造成部分层尽管有水井控制，连通关系也好，但水驱动用程度依 然不高。 根据明一西块的开发中存在的问题及储层情况，把沙一下至沙三下分为 6个开发层系 :沙一下二上 1，二上 2、沙二下、沙三上、三中、三下，每套层系具有一定的储量基础，流体性质上比较相近，渗透率级差中等水平。具体做法： （ 1）边水较活跃的一下二上 1 井网通过挤堵抽稀，井距拉大到 300间，仅在高部位保留采油井点，减少无效注水量、无效产液量，有效控制油井含水； （ 2）在剩余油富集区，利用一下二上 1 以及二下层系高含水油井改采，重建二上 2 井网，（借鉴一下二上 1 由于注水开发水淹快的经验，同时考虑该层系边水活跃 ,可 以充分利用边水能量而暂时不部署水井 ,仅在高部位部署油井 ,井距在 200 米左右；） （ 3）调整二下三上层系为二下、三上两套注采井网，原合注水井通过打塞、挤堵等手段实现分层系注水 ,利用封隔器实现层系内细分 ,由一套开发井网变为两套开发井网，井距适当拉大 50 米； （ 4）通过打调整井、大修、转注建立三中三下井网 ,井距控制在 150间。 明一西块层系划分依据评价表 沙一下、二上 1 二上 2 - 5 二 下 1 - 4 三 上 1 - 4 三 中 6 - 7 三 下 1 - 4层系内小层数 5 9 17 14 15地质储量 00 8 明一西层系细分对比表 通过方案的实施，优化重组了五套开发井网 ,在注采井数比保持在 1： 井受控率由 82%提高到 88%，增加受效方向 33 个，其中不受控井减少8 口，单向受控井减少 10 口，双向受控井增加 12 口，多向受控井增加 10 口，区块水驱动用程度由 高到 提高 采储量增加 104t，提高采收率 百分点，使明一西块开发形势趋于好转，开发效果明显变好。 明一西块 2002发指标对比表 典型区块：明十四块建立独立层系井网 明十四块沙四段含油面积 质储量 2001 年钻遇沙四段井有 13 口，油井 6 口，水井 7 口，多与上层系沙三中 有 1 口油井 单采。水井多为关停， 7 口水井仅有 2 口注水，且吸水剖面显示沙四段吸水很差。 2001 年开始实施建立沙四段独立层系注采井网方案：通过投注 1 口，转注 3口，水井卡堵归位 1 口，回采 1 口，沙四段形成了 6 注 7 采较完善注采井网，区年份水驱控制储量水驱动用储量年产油量综合含水 自然递减 综合递减2002 井注采井数比井距 受控率五套层系油井 水井注采井数比井距 受控率一下二上 15 4 1 ： 1 . 2 5 350 100抽稀井网，控制含水二上 2 10 200边水控制高部位部署油井，充分利用边水能量小计 8 10 1 ： 0 . 8 200 100 15 4 300二下 21 11 1 ： 1 . 9 200 3 12 1 ： 1 . 2 180 3 21 1 ： 1 . 5 6 150 4 23 1 ： 1 . 4 8 200 1 ： 2 . 5 250 1 ： 1 . 4 200 100转注、大修恢复完善井网层系归位，优化为两套层系，提高层间动用程度200 100二下三上33 21 1 ： 1 . 5 6 150 0 1 ： 0 . 8层系调整前 层系调整后具体对策 19 块注采井数比 1： 井受控率 100%。增加水驱控制储量 25 104t，增加水驱动用储量 18 104t。 方案实施后，区块年产油量由 04t 上升到 04t，降到 综合递减由 降到 自然递减由 降到 明十四开发曲线 典型区块：明一东块优化恢复注采井网 区块自 1990 年以来分二下、三上两套开发层系。 受腐蚀和地层出砂严重等原因影响，截止到 2000 年底，区块共发现事故井38 口，其中油井事故 15 口、带病生产 10 口、关井 5 口，注水井事故 22 口、带病注水 15 口、关井 8 口，区块井网密度下降到 /块水驱控制储量，水驱动用储量与正常相比分别下降 104t、 104t，严重破坏了沙二下三上的注采井网：沙二下井网注采井数比 1： 少到 1： 三上井网注采井数比 1： 少到 1： 时的注采井网不能满足开发的需要：一是对断层边角带及构造复杂区储量没有很好控制动用；8 1 996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004自然递减综合递减 20 剩余可采储量控制动用程度低；三是事故井区及构造复杂区井网不完善。于是在原 2 套层系的基础上利用调整井 6 口及事故井更新（ 2 口）、侧钻（ 10 口）、大修（ 3 口）等手段，进行注采井网优化、完善；同时新井或下 4“套井投产（注）时不再打开高产出层，井网优化完善的同时，原层系也逐步优化更新。 明一东优化注采井网对比表 增加水驱控制储量 40 104t，增加水驱动用储量 33 104t，增加可采储量19 104t，综合递减和自然递减明显得到控制，综合递减由 降到 下降 百分点；自然递减由 降到 下降 百分点。阶段含水上升率由 降到 明一东块开发曲线 层系 项目 生产井数 油井 水井 注采井数比优化前 19 15 4 1 ： 3 . 7 5优化后 34 18 16 1 ： 1 . 1差值 15 3 12 - 1 ： 2 . 6 5优化前 20 14 6 1 ： 2 . 3优化后 27 14 13 1 ： 1 . 0 7差值 7 4 3 - 1 ： 1 . 2 996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004自然递减综合递减 21 4、加密井网落实动用储量，不断增加动用断块数和剖面连通厚度，提高极复杂断块区水驱开发效果 主要针对文明寨最复杂的明六断块区，总体以众多较小自然断块组成，小断块面积一般小于 块宽度 300m。调整治理思路是： （ 1）整体不考虑开发层系，以小断块为基础考虑注采井网； （ 2）根据自然断块规模，以控制断块区内主力油层为目标，在构造相对简单、油层厚度大的断块区形成小规模点状面积井网；在较小断块内井距缩小到100取一注一采、两注一采或一注二采的方式不规则点状注水，低部位注水。 （ 3）极其复杂而又认识不清的小断块区，通过内部加密（见构造认识方法部分）落实构造，积极寻求增加动用储量和注采完善。 典型区块：明六块 为文明寨油田最破碎区块， 1995 年以后，区块步入高含水开发期，由于构造落实程度不一，加上井况恶化，为改善开发效果， 1996 年以来，逐步开展构造研究工作，通过 井网完善程度的不断提高。但到 2002 年区块井网密度 驱控制程度为 油井 43口，只有 22口见效，仅占开井数的 并且大部分都是单向受效，见效油井产量增长不明显，非见效井产量更低；还有近 20 口井单井单块，无法水驱动用，近 80 104 t 左右储量处于弹性开采状态。根据这一状况 2003在深化构造认识的基础上，通过加密完善调整，断裂系统进一步清楚，并得到了注采完善。 （ 1）边部区域滚动增储、构造逐步落实、不断注采完善 为进一步控制新增储量、深化认识，陆续沿垂直构造 主测线部署滚动扩边井6 口井，加密后构造认识程度进一步提高，目前该块共有油水井 9 口，其中油井7 口，水井 2 口（明 ），初步建立了沙三上注采井网。落实地质储量 40 104t，增加可采储量 15 104t，新增水驱控制储量 6 104t，增加水驱动用储量 104t。 （ 2）构造较简单断块，进一步完善注采井网 22 断块区内目前认识有 6 个较整装断块，涉及 9 个井组。小面积 制储量约 160 104t，约占总储量的 30%。由于构造相对简单，能形成较为完善的注采井网，水 驱控制、动用程度高，采出程度高，含水高，挖潜余地较小。 针对这些区域层间矛盾突出、单层突进严重的问题，通过转注、细分、调剖(驱 )、分层增注等精细挖潜措施，提高层间动用，井网得到进一步完善和优化，共实施配套工作量 15 井次，其中转注 2 口，分注 7 口，调剖 4 口，增注 2 口，实施后增加水驱控制储量 5 104t，增加水驱动用储量 6 104t，104t。 （ 3）极复杂难认识小断块区进行井网加密调整完善注采井网 在区块内部存在着大量构造极复杂、落实程度较低的区域，遍布区块大部分范围，面积分散，控制储量约 260 104t，占总储量的 50%左右，此类断块区的特点是构造极复杂，常规手段难以认识，注采关系复杂，注采完善程度低，但储层发育稳定、油层厚度大、储量丰度高，是主力挖潜区域。需要通过加密井网，进一步落实构造，调整和注采完善，提高动用程度，增加可采储量。 2003区块共实施加密井 10 口，通过井网加密进一步深化了构造认识，新落实断块 7 个，在构造认识的基础上通过进一步调整和注采完善，落实了9 个井组 25 口油水井注采对应关系，实施转注 2 口，分注 3 口，调剖 2 口，增注 1 口，增加受效方向 10 个，原来有注无采、有采 无注的状况得到改善，增加水驱控制储量 21 104t，增加水驱动用储量 12 104t，增加可采储量 104t。 典型井（明 395 井）：通过加密验证了明 112 井区油井明 112 与水井明 201、205、 206、新 208 之间的注采对应关系。该井钻遇目的层油层 /2 层、干层 /9 层、水淹层 /15 层。 2004 年 2 月 28 日投产 ,通过水淹层分析及压力研究，认为在沙三上、三中 1 明 112 与水井明 201、 205、 208 属同一构造区，三中 5 与明 206 属同一区域；在此基础上，调整了注采井网：恢复明 201沙三中 1 注水，明 206 分注三中 5 与明 395 井形成注采对应。水驱控制和动用程度进一步提高，形成注采后明 395 井持续稳产高产，年累产油已达 2225 t，落实水驱控制储量 5 104t，增加水驱动用储量 104t，增加可采储量 23 104t。 （ 4）构造清楚的单井单块 对于构造落实程度较高，单井单块的区域，结合动态资料，深入分析单井产量变化规律，及时提出合理的配套措施，改善产量结构，提高采出程度。共实施油井工作量 12 井次，其中补孔 5 井次，泵加深 7 井次，累计增油 1100t。 通过加密调整治理，明六块总井数达到 82 口，油井 50 口，水井 32 口，注采井数比 1： 网受控率提高 增加动用地质储量 40 104t，增加水驱控制储量 32 104t，增加水驱动用储量 104t，增加可采储量 104t，采收率提高 综合含水下降 年产油增加 104t，采油速度提高 综合、自然两个递减分别下降 表 4 井网受控情况对比表 明六块开采曲线 996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004自然递减综合递减小计 油井 水井 小计 受 控 率 ( % ) 单向 双向 1 34 27 26 3 10 3 2 50 32 43 86 26 14 3 7差值 21 16 5 17 3 4 0 数 ( 口 ) 受控井不受控井 24 （三）针对低无效注水及产液，调整注采结构，实现层间转移 构造相对简单区块细分层系，完善注采井网后， 由于层系内油层厚度依然较大，层间矛盾依然存在；而极复杂区块没有分层系井网，层间更为突出。统计明一东、明一西、明六块调整初期 39 口注水井吸水剖面： 厚度不吸水，厚度强吸水。因此在调整好层系井网的基础上，必须伴随注采结构调整，降低低无效注水和产液量。 主力区块调整治理初期吸水剖面统计表 1、以 两级三段为主，提高分注率和分层注水合格率 1996 年 共实施分注 37 口井，层段重组和细分 37 口井，油田分注率由 升到 分层测试合格率从 高到 88%。 如 1初期转注，驱油效果不明显，后依据吸剖及物性差异将 1分为二级三段：吸水较好的二下 4 三上 1 分为一段，物性相对较差的二下 2下 3分为一段，加强了弱动用层注水，对应油井新明 128 井、明 218、明 55、明 相继见效，井组日增油能力 。 2、封堵高产出层，减少低无效注水和产液。 以动态分析和剩余油监测为依据，从油藏和注采井组整体出发，采取封堵措施，减少无效液量（水量），改变水驱方向。共实施油水井堵水措施 53 井次（油井 45 井次，水井 8 井次），增油 104t，降水 104t。如明 153 井根据C/O 成果全井挤堵、重射差层后日增油 如明 160 井强吸水层为沙二上1，打塞封堵单注沙一后，对应油井明 1液增油 ,日增油 10t，累计增油 825t。 3、开展区块整体调剖，减缓层间、平面矛盾 针对常规调剖效果变差、单井点调剖效果不明显的情况，推广应用 策、大剂量深部调剖、微生物调剖等技术，以控制强吸水层注水强度，缓解层间、层内矛盾，共实施 102 井次，见效增油 104t。九七年明一东开展 策整体调剖后，自然递减由 降到 含水上升率由 降到分类 厚度 厚 度比 吸水量 吸水强度 相对吸水不吸水 58 170 828 5 2003明一东开展微生物调驱、大剂量深部调剖后，降到 含水上升率由 降到 4、采取系列增产增注措施，提高非主力层（差层）的水驱动用程度 水井上应用解堵、增注工艺，提高井底完善程度，启动非主力层：实施分层酸化、暂堵酸化等降压增注措施 26 井次，实施提压增注（增注泵）措施 16 井次，平均增加吸水厚度 对应油井见效 51 井次，年增油 0 4t。其中明1层酸化，对应油井增油达 6t/d，累计增油 1012t。 通过综合应用以上“分、堵、调、增”实施注采结构调整，高渗强水淹层吸水强度由 降到 层吸水强度由 10 年降低低无效水量 1600*104无效液量 1500*104t，油井见效增油每年保持在 104t 以上。 主力区块调整治理后吸水剖面统计表 （四）精细的注采管理 1、严格的注采管理制度 在注采管理上，严格落实“日观察、旬（周）分析、月总结、季调查”的动态分析管理制度，加快了信息反馈等问题的处理速度， 及时解决了注水、含水、能量、液量间的矛盾，针对文明寨注采反应快的特点，变旬分析为周分析；每季注采调整方案的实施 ,从宏观上进行注采结构调整，较好地协调了层间矛盾，控制了含水上升。 2、合理的注采比 由于构造复杂，合理的注采比较常规整装油田难确定。通过二十多年注水开分类 厚度 厚 度比 吸水量 吸水强度 相对吸水不吸水 234 606 840 6 发摸索，在相对整装的区块由于物性好，注入水沿高渗透连通层突进，造成对应油井见效块、见水快，压制低渗透层不见效、不出力，注采比应小于 1，实践表明控制在 间，含水上升率控制在 1%左右，地层能量高于饱和压力；在构造较复杂区块，注采比应大于 1，实践证明保持在 间效果较好。 3、预警式超前控制 提出了先期动态注水模式：即根据井组的注采反应周期，进行主动调整井、层注水量，彻底改变以往油井含水上升（能量下降）观察落实水井调水的模式，使油井维持在合理的含水和能量状态下，减少因含水上升或能量下降导致的产油下降。 如明一东沙三上水井从 1 33 和 35 的见效周期为 35 天左右，在距上次调水的 30 35 天即进行第二次反向调水。效果见下图： 4、频繁的动态调水 文明寨油田油井生产厚度大，注水井注水厚度大、井段长，加上注采井距较小，油井见效 见水快，平均见效周期在 25。生产动态变化快，要求调配水量相应频繁，一般在分注的基础上进行频繁分层动态调配。另外在不断完善注采系统的同时，由于井距、层位、注采对应关系在不断改变，大量细致的动态调配明 1 - 3 3 井 组 注 采 曲 5日 注 ( m 3 )液 量 ( t )油 量 ( t )含 水 ( % ) 27 水工作都要及时相应的进行，频繁的动态调水是控制油井见水、含水上升速度的有效手段。 文明寨油田“九五”以来动态调水效果表 三、认识和结论 1、极复杂断块油田注水开发过程中，不断深化和细化对断裂系统的认识，是提高注水开发水平的重要基础工作；尤其进入高含水开发后期，低序级断层的认识是越来越重要； 2、通过 20 多年 开发过程中形成的对断裂系统的规律性认识和系列认识手段可以有效地指导低序级断层的认识； 3、对于在多井点钻遇油层但井点间现有资料无法认识的极复杂断块区，在井网密度研究的指导下，进行井点间加密，即可以实现储量动用和注采完善，又可以取得对构造的认识； 4、断块小，构造极复杂，必须有足够的井