层间动用状况监测技术项目组阶段工作汇报10.8.31.doc

层间动用状况监测技术在西南油田的应用效果评价内容提要：西南油田投入注水的油藏类型主要是中渗复杂断块油藏和高压低渗油藏，目前该类油藏均已进入中高含水开发后期，产量逐年递减，为减缓递减，提高采出程度，必须搞清各类储层层间动用状况，加强适合于西南油田的监测资料的应用力度。目前注入、产出剖面资料适合于西南油田各类油藏，剩余油饱和度监测技术比较适合的有高精度碳氧比测井技术、PNN饱和度测井技术，通过各类监测技术在西南油田的应用，指导了油藏的精细开发，提高了精细调整措施的有效率。主题词：西南油田；产出剖面技术；PNN饱和度测井技术；以油藏经营管理为中心，强化老油田地质基础研究，加强精细调整工艺技术攻关，针对不同的油藏类型实施不同的调整对策二三类层能够水驱动用的中渗复杂断块油藏，应用沉积微相研究成果，强化相控剩余油研究，对剩余油相对富集的二三类层，采取卡封分注、打塞、挤堵、补孔归位等手段进一步缩短注水井段，重组二三类层井网，挖潜二三类层剩余油；二类层水驱动用困难的高压低渗油藏，在相控剩余油研究的基础上，一类层主要通过注采井别转换、换向注水等方式实施点弱面强、温和注水提高一类层水驱采收率，二类层采取注单层、最小自然段等注水方式，提高注水压力，对应油井采取压裂引效等开发方式，提高这类低渗、特低渗油藏的注水开发效果。1. 概述西南油田位于东濮凹陷中央隆起带西留构造南部次级地堑内，是一个异常高压、高温、高气油比、低渗、高饱和的复杂断块油气藏。主要含油层位为下第三系沙河街组沙二下、沙三上和沙三中亚段。油藏埋藏深度2210-4000m之间。自1983年以来，陆续投入开发了9个断块区35个开发单元，动用含油面积64.4km2，动用石油地质储量8610.18104t，标定可采储量2016.99104t，标定采收率23.43%。西南油田油藏类型分为中渗复杂断块油藏、高压低渗油藏、常压低渗油藏、天然能量油藏和特殊油藏五种类型。其中投入注水开发单元24个，地质储量6587104t占总储量的76.5%。2. 研究内容西南油田投入注水的油藏类型主要是中渗复杂断块油藏和高压低渗油藏，目前该类油藏均已进入中高含水开发后期，产量逐年递减，为减缓递减，提高采出程度，必须搞清各类储层层间动用状况，加强适合于西南油田的监测资料的应用力度。3. 技术创新内容3.1注入剖面监测技术注入剖面监测技术主要有同位素吸水剖面和氧活化吸水剖面，同位素吸水剖面主要应用于中渗、低渗油藏；氧活化吸水剖面则多应用于注水压力较低的（28Mpa以下）中渗油藏，这两项技术在西南油田已得到成熟的应用，成功的解决了高压、低压注入剖面层间吸水动用状况问题，为注水开发单元层间水驱动用状况提供可靠依据。3.2产出剖面监测技术产出剖面监测技术目前在西南油田应用的主要有两项技术，环空和五参数测产出，环空产出主要应用于无自喷能力的抽油生产井，五参数产出主要应用于有自喷能力、井口有溢流的生产井。这两项技术在西南油田已得到成熟的应用，成功的解决了生产井各小层产油、水状况，并进行定量解释分析，为生产井层间动用及水淹状况提供可靠依据。3.3剩余油饱和度监测技术剩余油饱和度测试目前在西南油田应用的主要有两项技术，高精度碳氧比和中子寿命测井，高精度碳氧比主要适用于中渗油藏的剩余油饱和度测试，尤其对未射孔层的水淹解释精度较高，好于裸眼井的水淹层解释，近几年在西33块、95块等中渗开发单元应用效果较好。这项技术在西南油田已得到成熟的应用，为中渗油藏注水开发后期剩余油的分布提供可靠资料。而中子寿命测井由于应用效果不好已逐渐被淘汰。针对高压低渗油藏剩余油饱和度监测技术，还没有成熟的应用技术，今年引进的PNN饱和度测井技术是否能解决低渗油藏剩余油认识问题，应用效果待进一步评价。3.4分层启动压力监测技术分层启动压力测试目前在西南油田应用的主要有两项技术，氧活化和五参数测试，氧活化主要用于注水管柱下到油层底部的注水井，而五参数主要用于注水管柱下到油层顶部的注水井，这两项技术在西南油田已得到成熟的应用，成功的解决了注水井各小层的启动压力，为注水井层间水驱控制、动用状况提供可靠依据。4. 效果分析4.1吸水剖面资料应用效果分析4.1.1氧活化找漏应用效果分析西79-83井组分析井组概况:西79-83井组位于西138块北部复杂带，对应水井西79-82井、西79-84井，注水层位分别为S2下3-5砂组、S2下2-4砂组，注采井距分别为410m、430m。西79-83井生产简史分析:西79-83井于1992年5月新投，初期日产油5t，不含水，由于该区域构造复杂，储层变化大，该井一直处于天然能量生产，于1992年10月，日产液量、含水突然上升，由9.8*8.4*15%升至29.7*1.2*96%，矿化度为17.4104mg/L，分析认为属于地层水，综合分析该井出水主要是由于套管损坏，于1993年高含水关井，累计产油1046t。氧活化测试资料应用效果分析:2008年通过对西138块北部复杂带构造、储层精细研究，先后将停产井西79-82井、西79-84井转注，完善注采井网，当注水量累积达到7000m3时，对应停产井西79-83井于2008年12月8日实施氧活化找漏，测试结果显示2370-2420米处套管漏失，根据测试结果于2008年12月28日实施挤漏重炮措施，措施后日产液6.1t，日产油5.5t，含水10%，当对应水井累积注水1.2104m3时，对应油井于2009年1月23日见到注水效果，见效前日产液6.6t、日产油5.9t、含水10%，见效后日产液8.4t、日产油8t、含水5%，见效初期日增油2.1t，截止目前该井累增油2928t。4.1.2吸水剖面资料判断管外窜应用效果分析西99-24井组分析井组概况:西99-24井组位于西99南块，该井于2004年11月转注S2下4砂组，对应油井西99-25井，初期油压14MPa，日注51m3。井组调整前存在的主要问题:注水井西99-24井管外窜。2007年4月吸水剖面测试结果显示，目的层（21号层）吸水较少（14.7%），S2下4的24-30号层（未补孔）主吸（85.3%），2008年吸水剖面测试结果相同，分析认为该井由于2005年3月酸化增注所致（酸化前油压37MPa，日注11m3；酸化后油压31MPa，日注52m3）。调整措施及效果:2009年5月依据吸水剖面结果对注水井西99-24井实施二次固井，措施前油压37.5MPa，日注34m3，措施后油压37.5MPa，日注11m3。措施后吸水剖面结果显示目的层S2下4的21号层吸水100%。当注水井累注2846m3时，对应油井西99-25井于2009年9月实施压裂引效措施，措施前日产液3t，日产油2t，含水34%，措施后日产液17t，日产油9.4t，含水45%，日增油7.4t。4.1.3应用吸水剖面资料实施层间精细调整4.1.3.1西95-6井组分析井组概况:西95-6井组位于西95块北部，对应油井西95-91井，注采井距240m，注水层位S3中3砂组。利用吸水剖面资料所做的主要工作：西95-6井于2006年3月转注，该井组属于长期注水不见效井组，通过吸水剖面资料分析发现S3中3砂组的9号层主吸88%（非目的层），目的层层吸水12%，由于目的层吸水较少，导致该井组长期注水不见效，根据吸水剖面资料，于2009年4月，对水井西95-6井实施卡封单注。井组调整后效果分析：当水井西95-6井累注1450m3时，对应油井西95-91井于6月见到注水效果，见效前日产液6.4t、日产油1.0t、含水84%，见效后日产液18.2t、日产油7.6t、含水58%，日增油6.6t，目前日产液15.5t、日产油6.2t、含水60%，累增562t。4.1.3.2西33-1井组分析井组概况：西33-1井组位于西33断块区南部西33主块，井组注水层位S2下6的2-3号小层，对应油井西33-241井，井距180m，新增水驱动用储量0.8104吨。应用吸水剖面监测资料效果分析：2008年11月对水井西33-1井实施钻塞重炮卡封注S2下6.7砂组。对应油井西33-241于2009年2月中旬见到注水效果，见效前日产液11.6t，日产油1.2t，含水90%，见效后日产液19.9t，日产油10.9t，含水45%，日增油9.7t。根据吸水剖面显示S2下6的2-3号小层主吸83.5%，分析认为对应油井W33-241井该小层见效。目前油井W33-241井日产液21.4t，日产油2.1t，含水90%,分析认为该小层已见效水淹。下步调整措施：目前该井组存在的主要问题是对应油井S2下6的2-3号小层西33-1井方向已见效水淹，下步对水井实施换封调层，加强S2下7砂组供液，培养新增见效层位。4.2剩余油饱和度资料应用效果分析4.2.1应用高精度C/O资料堵水补孔效果分析西95-98井组分析井组概况：西95-98井组位于西95块南部，对应水井2口：西148井：注水层位S3中3砂组、油压39.5MPa，日注100m3；西新95-22井目前待分注。应用高精度C/O资料效果分析：西95-98井于2009年6月新投S3中3砂组的13-16号层，投产后日产液13.8t，日产油0.3t,投产效果差，为挖潜该井潜力，于2009年8月13日实施高精度碳氧比测井，结果显示S3中3砂组的14-16号小层为主产水层，S3中1、3砂组的7、9、10、13号小层剩余油相对富集，结合动态分析，认为该测试结果与该井区注水井吸水状况吻合，根据测试结果实施全井段挤堵补孔S3中1.2砂组的7.9.10号小层，重炮S3中3砂组的13号小层，措施后初期日产液4.5t、日产油4.1t、含水8%，目前日产液3.0t、日产油2.8t、含水5%。4.2.2应用PNN饱和度资料效果分析西72-436井组分析井组概况：西72-436井组位于西72-134块北部，该井于2009年7月初转注，对应油井西72-102井，注采井距160m，注水层位S2下7砂组、油压34MPa，日注60m3。利用PNN测试资料所做的主要工作：西72-436井转注前生产层位S3中6-7砂组，日产液21.6t、日产油0.2t、含水99%，为挖潜该井其它层位剩余油，于2009年5月8日对该井实施PNN剩余油饱和度测试，结果显示S2下7的1号层平均泥质含量8.4%，平均孔隙度17.0%，该层底部3069.6-3072.2m显示一定的含油饱和度，平均含水饱和度66.2%，其它层位含油饱和度较低。根据PNN测试结果于5月18日对该井S2下7的1号层底部3069.2-3072.2m实施补孔，措施后不出，结合临井西72-102井生产情况（该层位累产油3200t），分析其主要原因由于该层位地层能量被释放（压力系数0.53），地层亏空较大。通过利用PNN测试结果措施后，认为该井区S2下7砂组未水淹，于2009年6月对油井西72-436井实施转注，对应油井西72-102井，补充地层能量。井组调整后效果分析：注水井西72-436井初期油压34MPa,日注60m3，当水井累注1610m3时，对应油井西72-102井于8月见效，见效前日产液0.8t、日产油0.1t、含水92%；见效后日产液13.4t、日产油3.4t、含水75%，日增油3.3t，截止目前累增油105t。5. 下步工作安排项目安排2010年层间动用状况监测总工作量331井次，其中同位素吸水剖面195井次，氧活化吸水剖面70井次、产液剖面20井次、碳氧比饱