低油价下低渗油藏开发技术及管理分析

1、低渗稠油断块低渗稠油断块低渗稠油断块纯梁纯梁厂动用储量厂动用储量分类图分类图单位：万单位：万吨吨低渗油藏是我厂勘探开发的主要阵地纯梁纯梁厂厂20152015年年产油量分布图年年产油量分布图 已动用低渗透地质储量13456.5万吨，占58.1%,2015年年产油量55.5万吨，占58.4%，剩余可采储量450.9万吨，占52.1%。13456.513456.58232.48232.4 1471.81471.855.555.525.925.9 13.6 13.6 73.973.9341.4341.4450.9 450.9 58.1%58.1%35.5%35.5% 6.4% 6.4% 58.4%58

2、.4%27.2%27.2%14.4% 14.4% 8.5%8.5%39.4%39.4%52.1% 52.1% 单位：万单位：万吨吨单位：万单位：万吨吨纯梁厂剩余可采储量分布图纯梁厂剩余可采储量分布图前言纯梁低渗透油藏开发现状表纯梁低渗透油藏开发现状表 采油速度（0.41%）、采出程度（15.5%）、采收率（18.9%)，处于中高含水、低速、低采出程度阶段。u目前现状前言胜利油田分公司纯梁采油厂前言 近年来，纯梁厂针对低渗透油藏储量品位低、开发难度大、效益差等实际问题，转变观念，攻坚克难，以创新理念为支撑，推广低成本开发技术，深化系统节点管理，强化精细油藏管理，低渗透油藏开发水平进一步提升，油藏

3、开发形势逐步改善、油田开发成本得到有效控制。8.58.37.67.57.87.87.57.47.57.26.86.67.07.06.56.77.06.86.97.37.25.07.510.02.32.32.32.22.22.22.12.12.12.22.12.02.02.01.91.91.81.81.81.81.81.01.52.02.53.03.572.671.870.470.471.671.671.471.171.970.070.069.670.771.471.472.174.373.674.175.175.060.070.080.01366136013131374134813581329

4、13481363147715151492156615491569157515551594156715781575100014001800252627262424232321212121212020191818192019102540201012 20110369122012036912201303691220140369122015036912低渗透油藏平均单井指标变化规律单单井井日日液液单单井井日日油油含含水水液液面面单单井井日日注注稳稳稳稳升升稳稳稳稳前言胜利油田分公司纯梁采油厂1764 1990 2166 2447 2667 3053 3166 3202 0 5000 2008年2009

5、年2010年2011年2012年2013年2014年2015年152 163 154 155 282 291 153 222 0 250 500 394 413 454 559 647 688 657 714 0 500 1000 468 464 514 518 530 527 540 559 0 500 1000 159 157 281 288 394 447 517 627 0 1000 591 793 763 926 815 1100 1299 1081 0 500 1000 1500 吨油折吨油折旧费用旧费用 (元元/吨吨)吨油人吨油人工成本工成本 (元元/吨吨)吨油操吨油操作成本作成

6、本 (元元/吨吨)吨油吨油 政策性政策性 费用费用(元元/吨吨)吨油折吨油折耗费用耗费用 (元元/吨吨)(13.3$/bbl)折耗率折耗率(%)101313.415.214.517.618.614.7010202008年以来采油厂低渗透油藏开发成本变化曲线前言 采油厂低渗透油藏操作成本保持相对稳定，2015年为559元/吨，占完全成本的16.7%，比分公司操作成本低（572元/吨），占总成本的 25.9%。吨油完吨油完全费用全费用 (元元/吨吨)胜利油田分公司纯梁采油厂目目 录录一、低渗油藏存在问题及潜力分析二、改善低渗油藏开发效益的主要做法三、下步攻关方向及展望（一）十二五低渗油藏取得的主要

7、成果纯103-3块构造井位图u 新区：推广仿水平井技术，建立有效驱替仿水平井技术建立裂缝适配井网，提高水驱波及体积；实施同步注水提升地层能量，提高单井产能。低渗透新区新增产能情况低渗透新区产能建设开发成本变化情况32.81.91.30123420112012201320142015新新建建产产能能（万万吨吨）14.917.327.817.4-5515253520112012201320142015开开发发成成本本（$/B）u 新区：集成技术，致密油藏实现有效动用序序号号井号井号压裂压裂级数级数投产日期投产日期初期生产初期生产目前生产情况目前生产情况( (2012016 6. .1 1) )累油

8、累油t t日液日液t t日油日油t t含水含水% %液面液面m m日液日液t t日油日油t t含水含水% %1 1樊樊154-154-平平1 112122011/6/22011/6/2179.9179.976.876.857.357.31508150815155.85.861.661.618715187152 2樊樊154-154-平平2 220202012/3/82012/3/850.150.126.326.347.647.61186118619.719.710.910.944.844.817155171553 3樊樊154-154-平平3 310102012/2/202012/2/2030

9、.530.5161647.647.6150315037.97.94.54.542.542.510228102284 4樊樊154-154-平平4 411112012/3/202012/3/2069.269.2353549.449.4147614767.37.34.24.242.242.212142121425 5樊樊154-154-平平5 517172012/12/272012/12/2731.331.3161649491601160113.913.98.18.1424210782107826 6樊樊154-6HF154-6HF17172012/6/302012/6/3010.510.55.6

10、5.646.746.7157715777 73.43.451.751.7794179417 7樊樊154-154-平平7 713132012/5/12012/5/110.110.15.45.446.546.5178717873.93.92.22.24343579457948 8樊樊154-8HF154-8HF112012/7/162012/7/1638.738.716.316.357.957.9187818788 84.64.643.743.7733873389 9樊樊154-9HF154-9HF112013/1/242013/1/2426.726.713.913.94848160416048

11、.38.34.94.941.741.7687368731010樊樊154-10HF154-10HF112013/1/242013/1/2430.330.315.815.84848166416649.59.55.15.144.544.590689068平均平均47.747.722.722.752.452.41578.41578.410105.45.446.146.11060310603樊樊154块非常规井单井生产数据表块非常规井单井生产数据表樊樊154154块沙三中二砂组顶面构造图块沙三中二砂组顶面构造图樊樊154-154-平平1 1井身结构示意图井身结构示意图 利用长井段多级分段压裂水平井弹性

12、开发利用长井段多级分段压裂水平井弹性开发 ，实现了樊实现了樊154154块、樊块、樊116116块的有效动用，目前单块的有效动用，目前单井累油超过井累油超过1 1万吨，预计单井可采储量为万吨，预计单井可采储量为2.12.1万万吨，开发成本为吨，开发成本为44$/bbl44$/bbl。（一）十二五低渗油藏取得的主要成果u 老区：推广差异开发技术，建立均衡驱替。 在剩余油分布规律研究的基础上，以经济有效提高储量动用率为目的，通过在剩余油分布规律研究的基础上，以经济有效提高储量动用率为目的，通过细细分层系和适配井网，分层系和适配井网，结合差异化储层改造和分层结合差异化储层改造和分层注水注水，实现均衡

13、有效，实现均衡有效驱替驱替。（一）十二五低渗油藏取得的主要成果层间差异层间差异 细分调整细分调整层系层系细分细分层系层系重组重组平面矢量平面矢量 适配部署适配部署井井网井网井距优化距优化水力径水力径向射流向射流储层储层 差异改造差异改造分层分层酸化酸化分层分层压裂压裂层系与层系与渗流阻力渗流阻力适配适配 井网、钻孔与井网、钻孔与平面非均质平面非均质适配适配改造参数与改造参数与纵向非均质纵向非均质适配适配差异差异 注注采调整采调整注采注采耦合耦合分层分层注水注水注注采采参数参数适配适配低渗油藏差异开发技术低渗油藏差异开发技术实现流体均衡有效驱替纯纯17-117-1纯纯7 7纯纯1717纯纯2 2

14、纯纯6969纯纯6 6纯纯12-712-7纯纯32-332-3纯纯7575纯化油田沙四上构造井位图纯东新区纯69块纯75块纯17西区：2013年先导：2012年纯7块： 2010-2014年纯6块：2014年纯2块：2012年u 老区：推广差异开发技术，建立均衡驱替。 纯化油田自2010年以来，开展差异调整，覆盖地质储量4408104t，新钻井178口，进尺45.4104m，增建产能13.4104t，新增可采储量228.4104t ，提高采收率5.1%。（一）十二五低渗油藏取得的主要成果（一）十二五低渗油藏取得的主要成果u 高油价下，通过高投入保持了产量稳定68.670.172.671.671

15、.970.774.375.03065100259268290.9709355284.3032097271.3174516291.0580645264.6367742275.21020040058.256.160.962.361.361.858.355.550.055.060.065.02008年2009年2010年2011年2012年2013年2014年2015年年产液(104t)年均含水(%)年产油(104t)低渗油藏主要指标变化规律年注水(104m3)油井总/开井数口59163571677279979982584696810091098117112281207126412750400800

16、12001600186188222220218204212222 0200400（二）存在的主要问题u难建立有效驱替，水井欠注严重分类分类总总井井物性物性差差后期堵后期堵塞塞泵压泵压低低欠注井数（口）欠注井数（口）1081085757383813 13 日欠注水量（日欠注水量（m m3 3）2370237011801180973973217217采油厂低渗透油藏欠注井统计表油压油压日注日注39m321MPa20MPa22MPa24MPa70m325MPa43m325m324MPa66m321MPa65m315MPa18m352m321.5MPa19m324MPa50m315MPa15m321M

17、Pa纯东新区渗透率等值线图1 1号断块号断块2 2号断块号断块5 5号断块号断块u非均质严重，见效方向性强u北部物性好的区域吸水能力强； u物性较好区域见效特征明显。平面上1、储层品位低，非均质性严重，开发矛盾突出梁梁2424块块5 53 3+6+61 1砂组井网分砂组井网分布图布图注水不见效区注水不见效区注水不见效区注水不见效区完成配注欠注欠注欠注完成配注纯17块小层渗透率柱状图纯17块纵向吸水剖面6.4 13.8 15.7 3.4 8.6 3.7 8.3 4.7 6.2 7.9 1.3 4.0 2.0 1.6 2.9 1.5 5.7 2.2 01020C11C21C31C34C41C44C

18、52相对吸水量相对吸水量 %纯化油田C1-3组纯化油田C4-5组C1C1组粉砂岩组粉砂岩C2-3C2-3组鲕粒灰岩、灰质砂岩组鲕粒灰岩、灰质砂岩C4-5C4-5组泥灰质砂岩组泥灰质砂岩启动压力启动压力9.5MPa9.5MPa，米吸水指数米吸水指数0.95m0.95m3 3/ /（MPa.mMPa.m）；）；启动压力启动压力14.6MPa14.6MPa，米吸水指数米吸水指数0.55m0.55m3 3/ /（MPa.mMPa.m）；）；启动压力启动压力22.16MPa22.16MPa，米吸水指数米吸水指数0.51m0.51m3 3/ /（MPa.mMPa.m）。）。C6-9C17-19 C17-5

19、3C17-22 C6-10 C17-64C17-31C17-3C7N19C3纯纯1717块纯块纯6-96-9纯纯7N197N19井剩余油饱和度分布图井剩余油饱和度分布图u储层物性差异大、动用不均衡u层间启动压差大、分注难度大纵向上1、储层品位低、非均质性严重，开发矛盾突出（二）存在的主要问题胜利油田分公司纯梁采油厂低渗油藏低渗油藏20152015年单井日油能力分级年单井日油能力分级单井 日油（t/d） 开井数（口） 占比例（%） 单井日油（t/d） 单井 日液（t/d） 含水 （%） 动液面（m） 314016.5 4.41160.0 1514合计846100 1.777.274.7 1605

20、低渗油藏低渗油藏20152015年单井日液能力分级年单井日液能力分级单井 日液（t/d） 开井数（口） 占比例（%） 单井日油（t/d） 单井 日液（t/d） 含水 （%） 动液面（m） 1018622.0 2.518.986.8 1142合计8461001.777.274.7 160533%78%279口660口低渗透油藏注水情况统计表低渗透油藏注水情况统计表油压油压 （MPaMPa）开井开井数数 （口）口） 占占比例比例 （% %） 单单井井 日注日注 （t/dt/d） 1613732.2 21.7 16-2511827.8 16.7 25-3211326.6 18.3 325713.4

21、9.5 合计合计425100 19.412614398403017.113.48.80102030400501001501616-2525-32 32 开井数（口）开井数（口）单井日注（单井日注（t/d）不同注水压力等级的水井分布不同注水压力等级的水井分布2、油井低产、水井欠注现象突出（二）存在的主要问题926815110012991081050010001500201120122013201420153、折旧折耗高采油厂低渗透油藏完全成本构成图分公司完全成本构成图u折旧折耗上升幅度快，十二五期间吨油增长了382元； u折旧折耗成本占比高达41%，比分公司高11%。完全成本：完全成本：3203

22、元元/吨吨完全成本：完全成本：2159元元/吨吨吨油折旧吨油折旧, 643, 30%吨油人工吨油人工, 537, 25%吨油分摊吨油分摊, 406, 19%吨油操作吨油操作成本成本, 573, 26%15528229115322205010015020025030020112012201320142015采油厂十二五折旧变化图采油厂十二五折耗变化图采油厂十二五资产净值与折耗变化图元元/吨吨元元/吨吨u折耗率18.6%（分公司平均为13.1%）；（二）存在的主要问题5741646180566223226734625857929111981460109347126879990950200,0004

23、00,000600,000800,00020112012201320142015资产净值资产净值资产折耗资产折耗万元万元胜利油田分公司纯梁采油厂（三）开发效益评价无效无效单元单元低效低效单元单元有效有效单元单元减亏区减亏区运行成本运行成本亏损区亏损区运行成本运行成本 产出效益产出效益操作成本操作成本 产出效益产出效益操作成本内部收益率操作成本内部收益率12% 产出效益产出效益操作成本内部收益率操作成本内部收益率12%12%纯梁采油厂减亏模板纯梁采油厂减亏模板3737个个3535个个9 9个个创新创新运用三线四区经济评价模式，对全厂所有低渗基础单元进行效益评价。操作成本操作成本内部收益内部收益=

24、12%减亏区减亏区效益 分类 单元数（个）单元数百分比（%）动用储量(104t) 储量百分数（%） 可采储量(104t) 可采 储量百分数（%） 井数（口）井数百分数（%） 年产油(104t) 年产油百分数（%）采收率(%) 3745.7 656348.4 123848.4 46058.3 35.4 63.7 18.9 3543.2 569942.1 113544.3 26134.7 18.3 33.0 19.9 911.1 12859.5 1877.3 1257.0 1.8 3.2 14.6 总计 81100.0 13547100.0 2560100.0 84610055.5 100.0 1

25、8.9 胜利油田分公司纯梁采油厂100012501500175020002250250002468动动液液面面（m）单井日液（单井日液（m）020406080100051015202530综综合合含含水水（%）单井日液单井日液含水含水- -可采储量采出程度分布图可采储量采出程度分布图低效类型一：低效类型一：高液量高含水低效类型二：低效类型二：低液量低能量单井日液-动液面图单井日液-综合含水关系曲线u 低效单元：低液量低能量、高液量高含水 2 种类型020406080100020406080100可采储量采出程度（可采储量采出程度（%）综合含水（综合含水（%）高操作成本单元低操作成本单元有效单元

26、有效单元无效无效+低效单元低效单元高液量高含水单元：注采失衡，液量处理费用高 低液量低能量：地层压力低，作业频次高（三）开发效益评价胜利油田分公司纯梁采油厂低效类型一：低渗透油藏低效单元高液量高含水原因原 因 单元数（个）储量(104t)标定 采收率（%）采出 程度（%）采油 速度（%）单井 日液（t/d)单井 日油（t/d）含水(%)井网不完善102082.318.3616.60.1410.41.387.8注水方向性强 71684.219.617.10.3210.31.585.2层系适应性差101326.226.923.90.213.81.886.5总计275092.8 2118.70.21

27、111.586.3低效类型二：低渗透油藏低效单元低液量低能量原因原 因 单元数（个）储量(104t)标定 采收率（%）采出 程度 （%）采油 速度 （%）单井日液（t/d)单井 日油（t/d）含水(%)注采不见效6460.18.56.30.12.90.5182.6物性差、注水难度大 6392.014.412.80.226.41.1182.6储层堵塞 5964.819.813.30.386.31.5478.5总计171816.9 15.111.40.275.61.2277.9（三）开发效益评价胜利油田分公司纯梁采油厂低液 低能物性差、注水难度大注采井距大储层堵塞协调供排关系精细注水管理储层改造樊

28、31；纯19梁4；樊23纯41；樊124井网不完善层系适应性差注水方向性强高液高含水单层突进明显低成本调剖封堵技术分层酸化 分层注水适配井网协调注采关系精细注采调配井网重构纯75、樊15纯69；纯5沙四樊12；梁20樊29；樊128 纯26；纯6纯东新区；纯2问题问题对策对策典型单元典型单元低效变高效、无效变有效有效再提效保持 井网完善注采比优化能量保持水平优化+ 供排关系 优化纯2、纯26等低渗油藏提质增效潜力分析（三）开发效益评价胜利油田分公司纯梁采油厂目目 录录一、低渗油藏存在问题及潜力分析二、改善低渗油藏开发效益的主要做法三、下步攻关方向及展望（一）更加注重适配井网，建立有效驱替（二）

29、更加注重井网重建，增加水驱控制储量（三）更加注重油藏动态分析，精细注采调配（四）更加注重低成本技术应用，精细层间效益挖潜（五）更加注重单井细胞管理，协调供排关系胜利油田分公司纯梁采油厂（一）更加注重适配井网，建立有效驱替樊144块沙四上构造井位图孔隙度：12%渗透率：51010-3-3m m2 2 粘度：粘度：1.26mPa.S1.26mPa.S递减25.1%平均单控可采1.4万吨递减10.9%平均单控可采2.0万吨樊144小井距开发单控可采标定樊144大井距（适配井网）开发单控可采标定注采井距：200m 半缝长：150m注采井距：250-320m 半缝长：200m 大型压裂缩小井距注入压力水

30、质管理适配井网高油价建立有效驱替方式更加 注重低油价 提质量 增效益胜利油田分公司纯梁采油厂1、建立适配井网，完善注采结构 以建立以建立有效驱替有效驱替、提高水驱波及系数提高水驱波及系数为目的，优化井网井距，强化剩余油的为目的，优化井网井距，强化剩余油的量化研究，合理优化量化研究，合理优化投产层位投产层位和和投产方式投产方式，结合，结合变密度射孔、分层酸化、分层注变密度射孔、分层酸化、分层注水水等技术，建立起适配井网，改善低渗油藏的开发效果和效益等技术，建立起适配井网，改善低渗油藏的开发效果和效益。井排方向优化砂体展布研究储层物性研究非均质性研究技术井距研究经济井距研究分层压裂分层注水量化剩余

31、油水淹层识别优化射孔方式确保有效驱替井网形式优化低渗透油藏适配井网以砂体展布定井网井距以导流能力定工艺措施以剩余饱和度定投产层位以应力方向定井排走向分层酸化低渗透油藏适配井网调整思路胜利油田分公司纯梁采油厂 利用数模技术对三种转注方式下的开发指标进行对比，当转注井排方向与地应力方向保持一致时效果最好。不同井排与地应力方向夹角下日油对比曲线 以应力方向定井排走向以应力方向定井排走向与地应力夹角90与地应力夹角45与地应力夹角0基础井网1、建立适配井网，完善注采结构胜利油田分公司纯梁采油厂纯纯17-117-1块块C3-5C3-5层系井网适配部署图层系井网适配部署图二 O一一年十一月6C17C17-

32、1C17-10C17-11C17-12C17-15C17-17C17-18C17-2C17-2-x1C17-2-x2C17-2-x3C17-26C17-27C17-28C17-29C17-3C17-3-x1C17-3-x3C17-32C17-4C17-4-x2C17-4-x3C17-5C17-5-x1C17-54C17-57C17-58C17-59C17-6C17-6-x2C17-60C17-7C17-7-x1C17-7-x2C17-8C17-8-x2C17-9-1C17-Nx18C17-Nx4C17-Nx9C17-c15C17-x16C17-x25C17-x51C17-x65C17-x66C

33、17-x67C17-x68C17-x69C17-x71C17-x72C17-x9C17-xJ1C26-15C26-30C26-46C26-x47C40C40-5C7-12C7-13C7-14C7-N19CN40T58.68.05.62.911.312.05.17.111.76.24.62.17.26.710.09.67.65.57.46.88.05.53.65.28.64.56.01.05.68.87.57.98.98.88.115.74.27.88.75.89.64.39.84.65.67.35.36.56.17.36.46.67.66.510.28.61.24.18.64.34.77.27

34、.85.85.34.40100 200 300 400米纯17-1块S4Cs1-2砂组有效厚度等值图4126500412650041260004126000412550041255004125000412500020609000206090002060950020609500206100002061000020610500206105002061100020611000图 例井口油井水井等值线下盘上盘0100 200 300 400米图 例井口油井水井等值线下盘上盘二一四年四月胜利油田分公司地质科学研究院绘图：单宝忠 审核：郭迎春以砂体展布定井网井距0100200300400010203040

35、5060空气渗透率，10-3m2极限控制井距，m(30,215)(10,112)纯化油田技术极限井距计算图版纯化油田技术极限井距计算图版纯化油田经济极限井距计算图版纯化油田经济极限井距计算图版1、建立适配井网，完善注采结构胜利油田分公司纯梁采油厂更加注重剩余油量化研究加大了主力单元模型化，64个开发单元95%已有完成地质模型，利用数模量化剩余油分布。加大了动态监测力度，饱和度测井15口/年，吸水剖面50-60口/年，压力测试 60-80口/年；建立了不同油藏水淹层识别图版；量 化剩 余 油 分 布油组油组小层小层砂层砂层层段层段0.460.480.520.54纯26块含水率模型纯6块精细地质模

36、型纯26块各小层剩余油分布图以剩余饱和度定投产层位剩余油剩余油 饱和度饱和度1、建立适配井网，完善注采结构胜利油田分公司纯梁采油厂012347580859095100油层弱水淹层中等水淹强水淹特强水淹0510157580859095油层弱水淹中等水淹强水淹特强水淹电电 阻阻 率率 （.m）AC(s/ft)电电 阻阻 率率 （.m）AC(s/ft)C1组长石粉砂岩水淹层识别图版 C4组泥灰岩水淹层识别图版 1492m 4642m 1490m 1587m 1765m 1576m 1724m 1601m 1642m累油累油1462吨吨纯11-斜87井开发曲线纯11-斜87井测井曲线图电阻率电阻率.m

37、C1S3X34 按照按照C1组砂岩标准为特强水组砂岩标准为特强水淹淹 ；从岩性上看为灰质粉砂岩，；从岩性上看为灰质粉砂岩，重新解释为油层。重新解释为油层。建立了不同岩性水淹层的评价图版指导油井投产以剩余饱和度定投产层位以剩余饱和度定投产层位1、建立适配井网，完善注采结构胜利油田分公司纯梁采油厂以剩余饱和度定投产层位纯纯32-26测井图测井图C2-H1C1纯纯12-纯纯32-18井含油饱和度分布图井含油饱和度分布图纯纯12-纯纯32-18井渗透率分布图井渗透率分布图C12C12-124C12-121C32-18C12C12-124C12-121C32-18纯纯32-26井开发曲线井开发曲线208

38、m 563m 856mwororwroRRkKKhln54287.0通过变密度射孔均衡层间物性、含水差异高含水淹层避射； 低动用层、物性差层增加射孔密度。C1组水淹程度高，射孔C2-H1,C3-5组物性差，增加射孔密度。1、建立适配井网，完善注采结构胜利油田分公司纯梁采油厂纯纯25块地层压力分布图块地层压力分布图C25X13C25X18C25X13-C25X18导流系数分布图导流系数分布图C1C2C3C4C5以导流能力定工艺措施纯纯25块沙四上储层渗透率分布图块沙四上储层渗透率分布图 多多层合层合采时总采时总的产液量为：的产液量为：1121=1lnln21nnroiw irw iw iiiit

39、tiiioiw iwwkSkSK hpG dQQddmrmmr层数物性生产压差 根据储层物性、地层能量保持状况、含水状况制定投产措施。1、建立适配井网，完善注采结构胜利油田分公司纯梁采油厂38.141.388.30 02020404060608080100100201320132014201420152015纯纯25块注采开发曲线块注采开发曲线+7+45+35-47%+3+748.95.30246810初期目前单单井井日日油油（吨吨）纯纯25块平均新井产量情况块平均新井产量情况 部署新井7口，日增油35吨，综合含水下降47%，区块开发效果得到明显提升。通过精细注采完善，实现了边际区块的高效开发

40、。注采对应率变化曲线注采对应率变化曲线开发指标明显变好典型区块纯纯25块构造井位图块构造井位图1、建立适配井网，完善注采结构胜利油田分公司纯梁采油厂保持油水比例不变保持油水比例不变, ,以不同总流速驱替以不同总流速驱替油水驱替速率比1:1油水驱替速率比1:10油水驱替速率比1:20 相同的流速下，油相需要更高的启动压力。2、提高注入压力，确保按需注水胜利油田分公司纯梁采油厂 随着驱替速率的增加，启动压力梯度逐渐降低，开发初期通过提高泵压保证注水效果。岩心号气测K(毫达西)油水驱替比例1：11：101：20残余油下水驱实验结果83-3-20.556含水饱和度0.54780.63050.66530

41、.7011启动压力梯度(MPa/cm)0.00841 0.00710.00600.0046 83-5-121.762含水饱和度0.52240.59290.66060.7217启动压力梯度(MPa/cm)0.006240.00510.00430.003683-5-72.302含水饱和度0.53170.61820.67380.7352启动压力梯度(MPa/cm)0.00444 0.00390.00320.0023 89-3-114.1229含水饱和度0.55210.64140.68420.7411启动压力梯度(MPa/cm)0.00184 0.00150.00140.0013 83-4-57.39

42、6含水饱和度0.50370.62010.67110.7502启动压力梯度(MPa/cm)0.00137 0.0012 0.00110.0009不同驱替速率两相启动压力实验结果汇总不同驱替速率两相启动压力实验结果汇总表（高表（高8989）2、提高注入压力，确保按需注水胜利油田分公司纯梁采油厂 假设在注水井周围形成稳定假设在注水井周围形成稳定的流动区域，水井注入量为的流动区域，水井注入量为Q Q，注，注水井和生产井距为水井和生产井距为2R2R，考虑启动，考虑启动压力梯度，计算井口注入压力：压力梯度，计算井口注入压力：利用考虑启动压力注水压力计算公式确定利用考虑启动压力注水压力计算公式确定)/(00

43、5.0P935.0mingrandcmMPakxPogo6010543.0lnghPRPKHrRQPwgrandw注室内实验结果：室内实验结果：井控半径地层系数启动压力纯纯111井区构造图井区构造图纯纯103井区构造图井区构造图增压注水见效油井生产情况统计表增压注水见效油井生产情况统计表 计算纯103块井口注入压力为30.5MPa，将系统压力提高到32MPa，实现按需注水。2、提高注入压力，确保按需注水胜利油田分公司纯梁采油厂低渗油藏存在边界层，有效孔喉半径小，液相渗透率只有空气渗透率的1/10，必须确保注优质水。3、强化水质管理，确保注合格水y = 0.0838x1.020200.511.5

44、0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415边界层厚度边界层厚度，m粘土矿物含量，粘土矿物含量，%粘土矿物含量与边界层厚度关系粘土矿物含量与边界层厚度关系低渗透典型单井孔喉特征参数统计表低渗透典型单井孔喉特征参数统计表胜利油田分公司纯梁采油厂纯梁低渗透油藏分油藏类型水质标准油藏类型渗透率分级动用地质储量区块水质标准固体颗粒直径一般低渗透10mD50mD6680纯6、纯17、纯7、纯32、纯2、纯69等A21.5特低渗透3mD10mD4615纯103、樊151、樊144、樊147、高890、梁24、纯107等A11致密油3mD1197樊154、樊128等A10.5水源供往油田

45、供往注水站精细过滤装置过滤方式水质标准 是否达标首站纯化纯化及小营油田纯一注、纯二注、纯三注、纯四注、纯五注、纯六注、纯九注、纯75注、小营注、纯七注、纯八注、纯十注纯一注、纯五注、纯七注、纯八注、小营注两级沉降（改性）+钛金属膜过滤A2樊家输油站污水大芦湖油田樊一注樊一注沉降除油+SSF+金属膜过滤A1就地分离污水+清水F41块樊五樊41沉降除油+金刚砂+金属膜过滤A1明化镇清水纯化外围、梁家楼外围、大芦湖、乔庄、正理庄、高青梁24、纯107、梁228注、樊120、樊120-3无A2樊147注、高890注、樊二注、樊128注、樊147、高890、樊二注、樊128钛金属膜过滤A1樊154注、梁

46、203注、梁四注、樊六注、乔二注樊六注钛金属膜过滤A2纯梁低渗透精细过滤装置开展水质大调查，确定水质标准3、强化水质管理，确保注合格水胜利油田分公司纯梁采油厂u源头抓水质源头抓水质优化首站污水加药方案优化首站污水加药方案改造樊家站污水处理系统新建改造改造金属膜新建新建樊1注提升泵新建核桃壳新建樊2注金刚砂新建减少污泥量28.9吨/ /天方水费用降低 0.5 元42.413.501020304050改前改前改后改后污污泥泥量量1.731.2300.511.52改前改前改后改后药药剂剂费费用用序号加药位置药剂名称投加浓度（mg/l)加药量（t/d)加药方式1混合反应罐30%NaOH溶液100020

47、.5 连续2混合反应罐助凝剂4.0 0.08 连续 3二次罐进口杀菌剂350.74每三天冲击4过滤罐进口清洗剂1.10.75连续调整药剂配方3、强化水质管理，确保注合格水优化首站污水药剂配方30%NaOH溶液替代碱度调节剂(Ca(OH)2+NaOH)加强现场药剂质量检测确保关键设备运行时率100%污水站胜利油田分公司纯梁采油厂健全沿程水质监控系统健全沿程水质监控系统健全监控网络，建立预警机制u沿程控水质沿程控水质建立三级水质分析制度建立月度考核兑现制度5座污水处理站，17座注水站，35座配水间，38口注水井加大注水站及管线清洗力度加大注水站及管线清洗力度2015年下半年采油厂储水罐清洗53座，

48、占采油厂总罐数76座的70%。3、强化水质管理，确保注合格水对纯五注、纯一注、高890注、樊147注、纯七注等4座注水站精细过滤装置滤芯进行清洗。对樊一注、樊147注、高890注水管网系统采用表活剂+杀菌剂进行了化学方式清理。对纯一注、纯二注、纯八注等10座注水站管网系统采用“高压气脉冲”物理法清洗。实行采油厂月度分析、三级单位旬度分析、水处理站（班组）日分析制度胜利油田分公司纯梁采油厂u井口保水质井口保水质39.4463540455020142015井口水质达标率固定洗井流程可回收式方池子活动罐车组3、强化水质管理，确保注合格水定期洗井与按需洗井相结合根据每一口水井的具体情况，配套了固定洗井

49、流程、可回收式方池子、活动罐车组等洗井方式采用大排量洗井、氮气助排一是二是三是强化洗井胜利油田分公司纯梁采油厂23052010711962121210510152014.6 2014.12 2015.3 2015.5 2015.7 2015.9含油含油悬浮物悬浮物3718181517136832323205101520252014.6 2014.12 2015.3 2015.5 2015.7 2015.9含油含油悬浮物悬浮物（mg/L）（mg/L） 樊樊2929块属于块属于低渗透低渗透油藏，油藏，今年今年通过通过水质改性，水质改性，并加强并加强水质管理水质管理，定期定期清罐清罐、冲洗冲洗管线管

50、线、水井洗井水井洗井，有效改善了注水水质，有效改善了注水水质，目前井口水质目前井口水质A1A1级级，满足油藏满足油藏需求。需求。注水站出口水质化验指标注水井井口水质化验指标（樊8-14）樊29块吸水指数、启动压力变化曲线注污水注污水注水站改造后注注水站改造后注清水（污改清）清水（污改清）18.519.419.519.818.617.515.715.914.814.513.815.65101520201020112012201320142015启动压力启动压力吸水指数吸水指数12.59.610.511.18.65.405101520201020112012201320142015注污水注污水注水

51、站改造后注注水站改造后注清水（污改清）清水（污改清）樊29块自然递减变化图自自 然然 递递 减减 （%）3、强化水质管理，确保注合格水樊29块构造井位图胜利油田分公司纯梁采油厂1、加大水井工作量，建立有效水驱井网一是明确欠注原因，攻欠增注层内差异：层内非均质性和含水饱和度有差异，机械分层无法实现层间差异：不同层系岩性、物性、非均质性有差异，需分层系改造岩性差异：岩性差异对酸液体系选择要求高 机械分层酸化工艺化学分层酸化工艺优选酸液体系：复合酸解除近井污染，多氢酸基质深部酸化）泵压低升压储层物性差酸化增注油层堵塞储层改造分层欠注欠注层增注炮眼堵塞氮气返排增注对策酸化增注工艺优化（二）更加注重井网

52、重建，增加水驱控制储量 2015年实施增注井34口，措施有效率88.2%，日增注水量995m3，2015年单井增注费用由18万元降到12万元，对应20个油井见效，日增油18.5吨，累增油2622吨。分酸分注一体化管柱问题增注方法胜利油田分公司纯梁采油厂二是加强分层注水，减轻层间干扰细化层间矛盾,利用补偿锚定技术、分酸分注一体化技术改善层间吸水差异。1、加大水井工作量，建立有效水驱井网C26-68井渗透率柱状图2.62.92.90.50.40.315.212.90.50.525177.614.512.41.1020H43H44H45H46H47H48H48H52C26-68井组日度注采曲线124

53、5m1201m1258m1236m+0.8t75%15.3800.691.47005.581.814.810.4827.929.0712.8102040H43H44H45H46H47H51H52分分注前注前分分注前注前C26-68C26-68合注吸水剖面合注吸水剖面三率示范区（纯三率示范区（纯2626块）自然递减率块）自然递减率（% %）3.623.624.014.010 01.931.930 00 07.477.471.391.392.912.916.76.711.211.24 414.814.81 110.510.56 612.812.88 815.915.96 66.526.520 01

54、0102020H43H43H45H45H46H46H47H47H48H48H52H52C26-68C26-68分注分注吸水剖面吸水剖面C26-68井区构造图C26-68井分注管柱胜利油田分公司纯梁采油厂全力加大水井工作力度低渗油藏注采对应率6671.873.26065707520132014201557.268.970.202040608020132014201528.734.137.5010203040201320142015低渗油藏分注率低渗油藏层段合格率% 2015年实施水井93口（投转注17口），增加日注水量1711m3，日增油26.6吨，增加/恢复水驱储量233.5万吨。水井工作量柱

55、状图1416101491881516201711060012001800201020112012201320142015增增加加日日注注水水量量（m3）井井 次次 （口）（口）增加日注水量柱状图1、加大水井工作量，建立有效水驱井网胜利油田分公司纯梁采油厂采油厂低渗透油藏停产油井统计表采油厂低渗透油藏停注水井统计表 井网完善是保证低渗透油藏高效开发的关键，低油价下，停产井恢复重建井网是提高开发效益的有效手段。2、加强停产井治理，恢复水驱控制井网停产原因停产原因井网是否井网是否需要需要井数井数影响日影响日油油（吨（吨) ) 损失储量损失储量（万吨）（万吨） 损失可采储量损失可采储量 （万吨）（万吨

56、） 套坏停产套坏停产 是是262614.314.3106.6106.612.712.7否否4 42.22.218182 2小计小计303016.516.5124.6124.614.714.7低产低液低产低液是是363612.212.212612611.211.2否否12124 444.444.43 3小计小计484816.216.2170.4170.414.214.2高含水停高含水停产产 是是333311.911.9158.4158.412.512.5否否5 51.71.717.517.51.91.9小计小计383813.513.5175.9175.914.414.4地面限制地面限制 是是27

57、27141497.297.210.810.8否否3 31.61.611.711.71.21.2小计小计303015.615.6108.9108.91212其他其他是是545410.810.881818.18.1否否12012024.0 24.0 1801801818小计小计17417434.834.826126126.126.1小计小计是是17617663.2 63.2 569.2 569.2 55.3 55.3 否否14414433.533.5271.6271.626.126.1合计合计32032096.7 96.7 840.8 840.8 81.4 81.4 停注原因停注原因井网是否需井网

58、是否需要要井数井数影响日注影响日注（立方米（立方米) ) 损失水驱储损失水驱储量（万吨）量（万吨） 套坏停产套坏停产 是是1414183.4183.4102.2102.2否否0 0小计小计1414183.4183.4102.2102.2欠注欠注是是24249696115.2115.2否否1 15 54.64.6小计小计2525101101119.8119.8地面限制地面限制 是是6 662.462.432.432.4否否小计小计6 662.462.432.432.4无功注水无功注水是是272721621656.756.7否否3 318186 6小计小计303023423462.762.7其他其

59、他是是141477773535否否20201101105050小计小计4 443.243.212.812.8小计小计是是8585634.8634.8341.5341.5否否242413313360.660.6合计合计109109767.8767.8402.1402.1胜利油田分公司纯梁采油厂0200400600800102030405060708090100措措施施增增油油界界限限（吨吨/井井次次）措施费用（万元）措施费用（万元）40美元美元50美元美元60美元美元70美元美元80美元美元酸化补孔卡封纯梁采油厂措施增油界限图版停产井治理思路 分析停产停注原因，按照“效益优先”、“恢复失控储量”

60、的原则，强化挖潜潜力评价，注重层系井网的重建，加强工艺适应性评价，制定合理的技术对策，深挖停产井增效潜力。扶停 原则统筹考虑井网完善优先考虑经济效益单井经济评价井组潜力评价单井技术对策综合考虑工艺适应性提前落实地面可行性工农关系处理u治理思路 有恢复潜力的停产油井106口，影响日油46.6吨，损失储量417万吨，损失可采储量41.3万吨，资产净值为 2.67亿元； 有恢复潜力的停注水井45口，影响日注水量374m3，损失水驱储量209.5万吨，资产净值为0.37亿元。 停产井恢复潜力2、加强停产井治理，恢复水驱控制井网胜利油田分公司纯梁采油厂u治理对策治理对策挖潜重点方向技术对策纵向挖潜高渗层