井组层间精细注采调整部署汇编

1、2009年井组层间精细注采调整部署及实施情况内容提要：针对井组层间调整不到位，低效井组多的状况，分公司开发管理部统一安排部署了层间精细注采调整。通过加强新老区注采配套，针对不同油藏类型实施不同的调整对策。2009年共审批井组层间精细调整工作量66井次，实施51井次。新增油井见效井组26个，累增油18278吨；通过注采调整及效果分析得出在开发中后期高含水期开发的老油田，开展储层精细微相研究是挖潜剩余油的关键。根据油藏分类不同实施开发方式是基础，再配以工艺技术攻关，才能有效减缓递减，提升开发效果，主题词：西南油田，2009年，低效井组、层间精细注采、注采调整1. 概述：1.1. 部署思路2009年

2、井组层间精细调整的主要思路是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，加强新老区注采配套，针对不同的油藏类型实施不同的调整对策。1.2. 工作量部署2009年预计实施层间精细注采调整井组66个，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，其中注水井精细注水工作量61井次，配套油井工作量32井次，预计增加水驱控制储量73.0×104t、增加水驱动用储量48.0×104t，日增油223t、年增油2.54×104t。西南油田2009年井组层间精细注采调整工作量安排汇总表潜力类型井组数井数（口）措施合计

3、(井次)水井措施工作量（井次）对应油井措施工作量（井次）预计日增油(吨）预计年增油（万吨）合计水井对应油井小计卡堵（机械卡堵）注灰/填砂/打塞卡封和打塞挤堵（化堵、挤水泥封堵）一级两段分注大修增注其它小计堵水对应补孔对应压裂对应提液大修其它单砂体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 二三类层重组11 25 11 14 15 10 1 3 1 3 2 5 2 2 1 41 0.37 合计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（推广）内容：1、 工作量总体实施情况及效果2.1.1 井组实施成功率2009年共实施调整井组51个，实施不成功的井组2个（W79-301和西72-485井组），实施成功率96%。2.1.2 效果分析水井措施：通过实施井组层间精细注采调整，注水井注水层数由措施前的361个减少到149个，减少了212个，平均单井注水层数减少4个；并遵循了细化到小层、强化单层注水的目的；油井措施：由于补孔和压裂措施均是在精细调整的前提下进行注水培养后对应实施的，所以效果都比较好。见效井组已失效原因分析：见效油井失效5口，其中由于油

5、井潜力层水淹引起的失效有3口，水井吸水变差1口，井况影响1口。从油藏分类来看：无论在中渗油藏还是低渗油藏中潜力层水淹都是导致油井见效的主要原因。2、 井组调整整体区块已实施工作量和效果分析2.2.1. 目前存在问题由于受地层矿化度高、地层温度、地层地应力作用等因素的影响，井况问题多，使层间调整更为困难；储层物性变化大，层间矛盾突出，二三类层无法形成有效层间接替，影响了开发效果的提高。2.2.2. 精细注水方案部署2.2.2.1. 方案部署原则及思路原则：以一类层的边角剩余油为主要对象。以重组二三类层井网为基础，实现产量的有效接替。思路：利用沉积微相的研究成果，通过强化主河道的注水，挖掘一类层侧

6、翼的边角剩余油；通过分注、酸化増注等手段，改善层间矛盾造成的储量动用不均的现象，强化二三类层的水驱动用，提高油藏层间动用程度。2.2.2.2. 方案部署及目标部署：油水井共34井次，油井12井次、水井22井次。目标：油水井的开井利用率87%，注采井数比0.78，新增收效方向21个；油藏年产油量7.88×104t，综合递减控制下降到13.69%，自然递减控制下降到19.79%，综合含水下降了3%；水驱控制程度55.39%，增加水驱控制储量68×104t，水驱动用程度由37.04%提高到40.07%，增加水驱动用储量52×104t。3、 技术内容：3.1. 单砂体注水

7、见效3.1.1. W33-425井组应用沉积微相研究成果挖掘单砂体剩余油通过沉积微相精细研究分析，认为西33-425井、新西33-46井S2下5的6-7号小层属同一水下分流河道，西33-425井于2009年2月3日对该井实施酸化增注3。随着注水量的恢复，对应油井新西33-46见到该井注水效果，截止目前见效累增油1539t。3.1.2. W95-66井组挖掘单砂体剩余油该井区西95-66、西95-49、西95-47井沙三中1砂组1号小层均位于水下分流河道侧翼微相。2009年4月21日，西95-66井打塞单注沙三中1砂组1号小层，初期注水压力36.5MPa，日注水80方；西95-49井于5月6日打

8、塞补孔，初期自喷生产，日产液21吨，日产油17.8吨，含水15%，到目前累计增产原油1887吨。3.2. 最小自然段注水见效3.2.1、 西79-6井组应用层内差异挖掘单砂体的边角剩余油水井79-6于2008年12月打塞卡封后，注水压力10 Mpa，日注水量40m3，油井79-50与2009年1月补孔后即见效，初期5mm油嘴自喷生产，日产液42m3，日产油20.2t，含水52%，目前5mm油嘴自喷生产，日产液30m3，日产油15t，含水50%，截止目前累计增油2625t。3.2.2、 西新72-8井组主河道侧翼剩余油挖潜新西72-8井与西88-17井沙三中6砂组8号小层均位于水下分流河道微相，

9、储层物性较好，连通较好。西88-17井于5月27-31日换封调层单注沙三中6砂初期注水压力35.5MPa，日注水48方；新西72-8井5月18日大修钻塞挤堵补孔改采，初期自喷生产，日产液24.7吨，日产油24.7吨。目前累计增产原油549吨，分析认为已见到西88-17注水效果。3.2.3、 西88-1井组应用沉积微相分析挖掘侧翼剩余油由于西88-1井2009年8月15日换封调层与西88-53井对应补充底层能量，西88-53井长期保持稳产，目前日产液16.8吨，日产油8.4吨，含水50%，到11月底累计增产原油865吨。3.3. 二三类层注水见效3.3.1. W33-1井组挖潜二三类层剩余油西3

10、3-1井S2下6砂组2-3号小层从沉积微相上来看位于水下分流主河道，往南储层变差，而油井西33-241位于水下分流河道侧翼。由于层间差异的影响，该小层基本未水驱动用，在该区域应为剩余油的富集区。2008年11月对西33-1实施钻塞重炮注S2下6砂组2-3号小层，对应油井西33-241便于2月旬见到注水效果，见效前日产液量11.6t，日产油量1.2t，含水90%，见效后日产液量19.9t，日产油10.9t，含水45%，日增油量9.7t，截止目前见效累计增油1942吨。3.3.2. W79-58井组挖潜河道侧翼剩余油西79-58井S2下7砂组5号小层（35号层）从沉积微相上来看位于水下分流主河道，

11、往南储层变差，而油井西79-19位于水下分流河道侧翼。由于储层物性的影响，该小层基本未水驱动用，该区域应为剩余油的富集区。2009年9月对西79-58实施换封调层注S2下7-8砂组35、42-43号层，由于对应油井西79-19储层污染，10月上旬对西79-19井该层实施重炮，措施后即见到西79-58井注水效果，见效后日产液量18.7t，日产油16.8t，含水10%，日增油量16.7t，截止目前见效累计增油862吨。4、 取得效益：4.1. 技术效益4.1.1. 隔层小影响卡封单注措施的实施西南油田属高压低渗透多油层油藏，砂体成组性强，各小层层间物性差异大，层间隔层常小于5m，导致实施层间精细注

12、采调整时对工艺技术要求高。4.1.2. 固井质量差管外窜导致卡封失败由于固井质量差，导致座不住封或卡封失败，严重影响了层间精细注采调整措施的实施，使得注单层或最小自然段的地质目的无法实现。4.1.3. 井况问题导致措施成功率低一是在油层顶部发育沙一盐，由于盐岩的塑性流动导致众多井在沙一段套管严重变形或错断；二是井深、高温、高压、高矿化度等油藏特点导致套管结垢腐蚀严重。4.2. 经济效益2009年累计产原油2.54×104t，累产天然气10726×104m3，原油价格按2720元/吨计算，天然气价格按936.83元/千方，经济效益7909.5万元；总投入3916万元，投入产出比1：2.02，共创经济效益3993.5万元。5、 认识与建议5.1. 对进入中高含水期开发的老油田，开展以沉积相、微相为主的沉积模型研究，进行储层精细描述是剩余油挖潜成功的关键。5.2.