低渗油藏精细注水技术研究.doc

低渗油藏精细注水技术研究
宋晓
(中油辽河油田公司欢喜岭采油厂,辽宁盘锦 124114)
摘要: 欢东油田稀油低渗透油藏地质储量4465万吨,%,%,注水开发潜力较大。由于该类油藏地质条件差,对注采工艺要求苛刻,注水开发难度大。针对大部分中高渗油藏已经处于开发后期,增产难度大的现实,从开发形势和发展需要出发,笔者以欢北杜家台油层为突破口,开展了低渗透油藏精细注水工作,以点带面逐步推进,带动了我厂低渗透油藏注水开发的新局面,为产量结构的调整奠定了基础。
关键词: 低渗油藏; 注水开发;注采工艺
1基本概况
,开发水平低
欢北块位于辽河断陷西斜坡南部,开发目的层为杜家台油层。,地质储量2409万吨,占低渗透油藏储量的54%。油藏曾早期转注67口井实施注水开发,受注入水水质和地质条件的影响,由于注水压力高注不进,未能实现持续有效注水开发,处于低速开发阶段。
,非均质性严重
欢北杜家台储层为一套由褐灰—深灰色泥岩与浅灰色砂岩、含砾砂岩、砂砾岩及砾岩组成的正韵律储层,岩性以浅灰色细砂岩、粉细砂岩为主,成份以长石、石英为主;胶结物有泥质和钙质,胶结类型以孔隙式胶结为主。,油层平均有效厚度16米。
平面上,由于砂体受沉积相带的控制,相带窄,砂体侧向上连通性差,砂体之间、微相之间渗透率相差数倍甚至十几倍。总体上主体相带物性好,孔隙发育,连通性好,非主体相带物性差,孔隙不发育,连通性差,500米井距连通系数仅40%。
纵向上,不同油组之间渗透率和孔隙度差异大,Ⅱ油组物性好,Ⅰ、Ⅲ油组物性差。层间渗透率级差一般在100-634倍,最高达4000倍以上。

该块油层主要受构造控制,小层都呈条带状分布,分为三套油水组合。按油水分布关系分类,杜Ⅰ组为边水油藏,油水界面-2630米;杜Ⅱ组局部存在边水,油水界面-2682米,杜Ⅲ组为边水油藏,油水界面-2775米。油藏类型为具有边水的岩性-构造油藏。
天然能量小
欢北杜家台油藏主要驱动能量为油藏本身的弹性能量和边水能量,从试水资料来看,各油藏边水不活跃,能量小。开采初期为溶解气驱和弹性驱动,中后期部分断块为边水驱动。%,%。
2 低渗油藏精细注水技术研究


注采井别设计过程中,相对注水井构造低部位油井采用长井距,构造高部位油井采用短井距,保证不同构造位置油井均能见到较好注水效果。

针对该块物性差、连通程度低的问题,结合沉积相带分布特征,优化注采井网,采取高注低采,厚注薄采的注采方式。

根据临界流速计算公式:
Qp=(×2Rw/Ri2).[/(+)] 计算,得出单井注水量为30~50方。由于低渗油藏油水两相相对渗透率相对较低,尤其是油相渗透率见水后急剧下降,为避免放大注水量造成油井见水后含水急剧上升的现象发生,采用多井少注,点弱面强的方式进