阿南油田地层压力保持水平及下步开发建议.docx

阿南油田地层压力保持水平及下步开发建议二连油田分公司地质研究所动态室2003年3月目录、几前、阿南油田地层压力分布情况一）、阿南油田地层压力总体现状„„„„„„„„„1二）、平面上地层压力的分布特征„„„„„„„„„2（三）、不同层系间的地层压力分布特点„„„„„„„4、阿南油田提液降压效果评价 „„„„„„„„„„„5一）、九八年提液降压以来的总体情况„„„„„„„5（二）、九八年以来提液降压的主要做法及效果评价„„6三、阿南油田下步开发意见 „„„„„„„„„„„„„9一）、总体开发思路 二）、下步开发对策13四、总体认识前言阿南油田于 89 年 10 月采用反七点法三角形面积井网同步注水开发由于为低渗透储 层，注水见效慢，见效状况差，见效后产液指数仍进一步下降，为此采取了逐步将注采比 提高到 2.0 以上的强化注水做法，地层压力也随之上升到 20.0Mpa 左右，导致油水井套变、 套损，含水上升快，产量递减大等开发矛盾98 年以来，我们开展了提液降压试验，希望 通过提高液量来降低地层压力虽然经过不断提液，一定程度使地层压力有所下降，但目 前油田仍存在部分区域的地层压力居高不下，且发现油、水井又形成一个套变、套损的高 峰期，已开始严重影响油田的综合治理工作。

本次在进一步认识阿南油田地层压力保持水 平的基础上，对 98 年以来开展的提液降压工作进行系统分析，希望能够找出今后阿南油 田减缓递减，实现一定时期内相对稳产的局面一、阿南油田地层压力分布情况(一)、地层压力总体现状 分析阿南油田的地层压力分布情况，认为目前地层压力在整体偏高的情况下，存在着 地层压力相对合理的区域，地层压力分布差异较大，平面上很不均衡1、动态监测结果反映统计 2001 年以来所测的各项压力资料，有如下认识：(1) 1、统计21 口井的油系统测压结果，反映平均地层压力17.6Mpa，高于原始地层 压力4.9Mpa，其中8 口井的地层压力高于18.0Mpa, 6 口井介于14.6〜17.5Mpa, 7 口井的 地层压力低于14.6Mpa，接近于原始地层压力表明油系统既存在地层压力偏高的区域， 也存在部分地层压力不高的区域2) 、统计50 口井的水系统测压资料，反映平均地层压力21.1Mpa，高于原始地层压 力8.4Mpa，其中42 口井的压力高于18.0Mpa，超过原始地层压力5.0Mpa； 4 口井的压力 高于原始地层压力2.0〜5.0Mpa, 4 口井的压力低于14.5Mpa,接近于原始地层压力。

表明 水系统的地层压力也是整体偏高，但在分布上却是以高压为主，地层压力不高的区域为辅2、近年来加密调整井的 DST 测试资料反映 近两年来油田所钻的加密调整井，主要集中于物性较差的区域，由于见效状况差，附 近注水井长期憋压，统计5 口井的DST测试资料，平均压力20.3Mpa,高出原始地层压力 7.9Mpa，反映加密区域地层压力相对较高如阿31断块AI下加密调整区域，地层压力较 高，从2001年阿31-68井所测的DST测试来看，地层压力为21.5Mpa，与动态监测资料所 反映的结果一致3、从地下的注采均衡情况来看截止到2002年底已累积注入15 7 7 . 92 95X 104m3,而累积采出油量516.0722X 10413,累 积采出水量72 3 . 2 7 95X 104/3，累积注采比为1.15，高于1.0从累积地下亏空体积来看， 目前油田的累积地下亏空体积为201.5 9 2 0X 104m3，从侧面说明地层压力应高于原始地层 压力二）、平面上地层压力的分布特征1、物性好的河道、主河道区域，压力分布有两种情况（1） 、第一种情况是累积注采比大于1.0以上，油水系统皆高压，主要分布于： 一是阿 31 断块 AI 中部区域， AI 南部， AII 南部等主河道区域，累积注采比大于上 下 上1.0。

统计近三年来所测的6 口注水井的压降资料，地层压力为23.0MPa，高出原始地层压 力9.4MPa统计4 口生产井的压恢资料，地层压力为22.8MPa,高出原始地层压力9.2MPa 油水系统皆高压二是阿3断块的构造高部位区域，累积注采比在1.0以上统计5口注水井的压降资 料，目前水系统地层压力为20.4MPa，地层总压差为6.5MPa统计3 口生产井的压恢资料， 油系统地层压力为18.3MPa，地层总压差为4.4MPa，表现出油、水系统地层压力都相对较 高的特点三是阿11断块整体压力较高，绝大部分注水井组的累积注采比大于1.2以上统计 5 口注水井的压降资料，显示水系统的地层压力21.8MPa，高于原始地层压力8.5MPa统 计2 口生产井的压恢资料，显示油系统的压力为21.5MPa，高于原始地层压力8.2MPa2） 、第二种情况是累积注采比小于1.0，地层压力一般在合理范围之内，主要分布 于：一是阿31 断块南部主河道区域，其主力注水井的累积注采比仅为 0.7目前水系统 地层压力为17.6MPa，地层总压差为5.2MPa；油系统地层压力为15.1MPa，地层总压差为 2.7MPa,属于相对较低的地层压力分布范围之内。

二是阿10断块主产区域，累积注采比仅为0.9左右，对主力注水井A10-39N进行压 降测试，结果反映地层压力为13.8MPa，地层总压差为0.7MPa，属于正常地层压力分布范围之内2、物性差的边部、河道间区域一是水系统的压力较高，主要分布于阿 31 断块北部和西边部区域、阿 3 断块的边部 区域、阿 11 断块西南部区域统计区域内 14 口注水井的压降和 19 口长期停注井的静压 资料，均显示为高压，平均分别为21.45MPa和22.67Mpa,对应地层总压差分别为8.04MPa 和 9.04MPa二是油系统的压力较低主要分布于阿 3 断块边部、阿1 1 断块边部及中部物性差区 域，阿31断块北部及南部的边部区域统计4 口井的压恢资料，平均为13.7MPa，接近于 原始地层压力分析认为主要是物性较差区域的油井，由于见效较差，注水井的压力很难 波及到油井，油井一般显示为较低的地层压力如阿 31-426 井，处于河道间，油层物性 较差，测压力恢复时，恢复4天后，仅达到9.5MPa,与处于物性较好区域内的阿31-431 井相比，相差达lO.OMPa以上3、导水断层及其附近区域表现为高压特点主要为阿11-225 井，阿11-228，阿31-71，阿418 等断层及其附近区域，从油水系 统来看，皆表现为高压特点。

一是与导水断层表现出明显见效关系的油井，压力很高，显示该区域为高压系统统 计断层附近所测的3 口压恢井，反映地层总压差均大于6.5MPa，典型如阿31断块All上 层系的阿 31-404井，处于阿 418 井导水断层附近， AI 层系的阿 31-208 井注示踪迹，该 下井见到明显显示，通过断层见效，测压恢96个小时后，压力就能恢复到18.5MPa,压力较 高二是监测导水断层附近区域的水系统，结果发现压力很高，显示该区域为高压系统 统计断层附近9 口长期停注井的静压，显示压力均在23.0MPa以上，平均静压24.3MPa， 高于原始地层压力 10.4MPa三是作业过程中，发现导水断层附近区域的压力很高，显示该区域为高压系统，如阿 11-215井，该井处于阿11-228井断层附近， 2000年对该井进行注灰、补孔时，压力非常 高，井口压力高达9.8MPa，放喷时日产水200m3以上，无法实施任何措施4、由于油层污染堵塞，造成压力异常，不符合地层压力与注采平衡和物性差异分布 相关的特点一是从水系统分析，由于水质较差及调剖等影响，长期注水后，造成油层污染堵塞， 引起区域水系统压力持续上升主要分布在阿3 东断块主产区域，统计5 口注水井的压降 资料，反映地层压力为22.4MPa，地层总压差为9.5MPa，但其累积注采比在1.1以下，与 物性和累积注采比基本相同的阿31断块AI南部相比，高出了 1.8MPa。

下二是从油系统来看，由于油井在采油、作业等过程中，造成近井地带遭受污染而形成 高压主要分布在阿11断块南部的阿11-315井区，阿31断块的阿31-34井区，阿31-420— 阿31-430井区统计该类2 口生产井的压恢资料，反映压力为23.2MPa，地层总压差超过 lO.OMPa典型如阿31-34井区，该区域的油井阿31-34、阿31-35等井均存在不同程度的 污染，阿 31-35 井 2002 年实施解堵后，提液效果明显；进行阿 31-34 井的压恢测试，结 果反映压力23.4MPa，总压差为10.5MPa，表皮系数在3.5以上三）、不同层系间的地层压力分布特点阿南油田细分开发层系的断块为阿31 和阿11 断块，由于层系间的物性不同，埋深不 同，因而不同层系间的地层压力分布有一定差异1、 阿31 断块不同层系间的压力分布差异大（1） 、物性差异影响阿31 断块不同层系间的地层压力差异阿31断块目前四套层系中AI层系和All层系物性最好,AI和All层系相对较差上 上 下 下各套层系的地层总压差相应表现为，AI层系的地层总压差最低，为5.9MPa； AII层系的 上上地层总压差次之，为7.7MPa；AI和AII层系的地层总压差较高,分别为8.5MPa和10.5MPa。

下下一是在纵向上，各套层系的地层总压差相应表现为,AI层系的地层总压差最低，为5.9MPa；上AII层系的地层总压差次之，为7.7MPa；AI和AII层系的地层总压差较高,分别为8.5MPa 上 下 下和 10.5MPa2） 、累积注采比影响阿31 断块不同层系间的地层压力差异 测压资料反映，累积注采比越高地层压力越大以阿 31 断块为例，目前四套累积注采比层系由上到下分别为 0.82、 1.25、 1.1、 1.29，除 AI 层系外，其他层系均大于1.0上各套层系的地层总压差相应表现为，AI层系的地层总压差最低，为5.9MPa； AII层系的 上上地层总压差次之，为7.7MPa；AI和AII层系的地层总压差较高,分别为8.5MPa和10.5MPa 下下2、 阿 11 断块的各套层系间压力差异小目前阿 11 断块的 AII 层系基本处于停产状态，断块以 AI 、 AI 两套层系为主进行生上下产其中统计AI层系3 口注水井的测压结果，平均压力24.2MPa,地层总压差为11.2MPa；上统计AI层系2 口注水井的测压结果，平均压力23.8MPa,地层总压差为10.2MPa；两套 下层系的地层总压差相差仅为l.OMPa。

二、阿南油田提液降压效果评价（一）、九八年提液降压以来的总体情况 针对地层压力偏高，油水井套变套损严重的情况，九八年以来，我们制定了阿南油田 提液降压政策，通过几年来的提液及注水调整，一定程度上实现了降低地层压力的目的 主要表现在如下几个方面：1、 地层压力总体上升趋势得到控制，部分区域实现了合理开发地层压力 一是阿南油田的地层压力总体上升趋势得以控制对比98年以来阿南油田所测的压力情况，其中注水井所测的压降，反映地层压力的变化趋势为，先由98年的19.4MPa上升 到2001年的最高值20.6MPa,后逐渐开始下降到2002年的18.9MPa其中生产井所测的 压恢，反映地层压力基本保持在18.5MPa左右其中长期关井后所测的静压，反映地层压 力的变化趋势为，先由98年的17.0MPa上升到2001年的最高值22.8MPa,后逐渐开始下 降到2002年的21.5MPa二是阿南油田的部分区域实现了合理开发地层压。