耿271长8油藏稳产技术研究及效果.docx

耿271长8油藏稳产技术研究及效果编写：王继文①摘 要：耿271长8油藏属典型的超低渗透油藏，储层物性差，非均质性严重，受储层物性在 平面分布上差异性彫响，不同油藏部位存在不同开发特征及开发矛盾开发过程中不断实施注 水技术政策调整、注水方式摸索试验及注水井剖面治理，油藏水驱开发效果得到改善，但受油 藏局部裂缝发育，裂缝主向油井水淹侧向油井注水受效程度低，递减大,油藏南部剖面均匀吸 水比例低，油藏平面水驱不均，水驱优势方向上油井含水上升趋势明显因此研究和优化合理 的稳产注水技术政策及注水方式对改善油藏水驱，提高单井产量，控制含水上升等工作十分重 要关键词：长8油藏稳产技术含水上升一、开发简况（一）、地质特征耿271长8油藏位于陕西省定边县堡子湾乡境内，含油而积28.73 km2,储量1353.6X1041 主休带砂体厚度大于15m,平均油层中部深度2593m,平均孔隙度为8.66%,渗透率为0.38mD, 屈半深湖一深湖相沉积坏境，为曲流河三角洲相，沉积砂体分布受物源和沉积休系展布控制， 平面上主要呈西北至东南条带状展布，局部发育有轴向北东向及近东西向的鼻状隆起，（说明该 区鼻状隆起的成因并非仅差异压实作用）。

二）、开发简况耿271长8油藏于2010年投入开发试 验，2011年采用反九点面积注水井网注水 开发目前油井开井数344 口，日产油水 平484t,单井日产能力1.41t,综合含水 19.2%,阶段综合递减19.0%,标定自然递 减19. 6%；含水上升率1. 1% ；水驱储量动 用程度82. 5%；地层压力保持水平91.2% 水井开井数112 口，日注水平2422m7do刘询嫄耿271井区长&油藏剖面图二、存在问题（一）、油藏北部新增孔隙见水，局部点状见水增加山于油藏不同部位储层物性存在差异，耿223单元边部局部渗透率达3. 5mD,高于巾•元内 其它区域，注水井累计注水量达到6000m3左右时对应油井见水，分析见水类型为孔隙型见水耿223单元港透率图 耿223单元见水井分布图耿223单元2012年新增见水井4 口，其中江31-51处于物性最好区域，注水即见效，初期 产量高，但生产3个月后陆续出现高含水，停注江32-51验证对应关系明显；江29-50江29-51、 江30-50在注水井累计注水量达到8000-10000〃时出现含水上升，分析认为该部位见水井主要 受物性因素控制二）、储层非均质性导致油藏水驱不均耿271长8油藏剖而非均质性以及物性的影响，吸水状况及水驱油效率较低，表现在平而 上注入水取向突进，剖而上注入水易沿高渗段突进，引起一•次性动用多层段的注水井层间、层内矛盾更加严重，油藏幣体水驱状况差。

统计2010-2012年98 口吸水剖面资料,其 中有37 口不正常吸水, 2012年有5 口井部分层 段不吸水,8 口尖峰状吸 水，均匀吸水比例58. 1%,水驱动用程度 79.6%统计31 口已测 试吸水剖面的水井物性 参数，其中渗透率大于1 的注水井16 口，均匀吸 水10 口指状吸水6 口， 吸水状况好；渗透率小 于1的注水井15 口，均长8泪B藏2010-20124匚分单元吸水剖0酊状况与单井产能统计表油藏部位测试年份测试井 数均匀吸水指状、 尖峰状部分层段 不吸水均匀吸水比例水驱储星 动用程度单井产能（t ）耿223-耿2452010年942344 459. 72. 42011 年1 182172. 777. 82. 2201 2 年751171 480. 61 6耿2692010年321G6 756. 71 5201 1 年522140 050. 91 1201 2 年43175. 084. 10. 6耿27120 2年6426G 765. 93 4201 1 年1210283 369. 43. 12012 年42250. 094. 32. 7耿2012010年54180 068. 41. 72011 年411225 056. 81. 12012 年531160. 082. 80. 8罗52201 1 年742157 150. 51.0201 2 年613216 781. 10. 7耿312201 1 年54180. 078. 61.542012 年32166 765. 70. 73耿123201 2 年22100. 079. 70. 62合计20 2年23146360. 963. 2201 1 年442910565 970. 91 62012 年31188558 179. 61・(8匀吸水6 口，指状尖锋状吸水9 口，吸水状况较差。

H、裂缝主侧向压差大，侧向井难以受效区块见水井数（口）见水方向注入水地宏水NE108 ?NE1659NE42:NE750耿羽32111耿24552122耿2691O10耿771871H*2O155罗5244舍计34323236H火271长8油裁见水井来水方向统计表油藏裂缝发育，主要裂缝方向 NE108、NE700通过注采关系验证， 耿271长8油藏水淹部位耿269、耿201 单元见水方向主要为NE1080 ,罗52单元见水方向为NE70 o水淹主要原因为裂缝型、裂缝孔隙型，统计目前裂缝及孔隙型水淹井数34 口其中耿269、耿201单元NE108裂缝逐步拉通，主向井压力保持水平118%,侧向井压 力保持水平67%,差异较大，主向井水淹侧向井不见效，产量递减快四）、耿271物性较好区域能量补充与含水上升矛盾突出耿271单元地 层系数12.4,物性 较好，累计注采比 1.01,剖而吸水不 均，注水见效，2012 年陆续有4 口高产 井见水，通过动态验 证均己验证清对应 关系，江67-24测试 地层压力12. 97MPa,压力保持水平仅69. 3%,对应注水井配注10n?,油井出现高含水，为控制含水上升并补充地层能最，实施不稳定注水措施。

补充地层能杲与油井含水上升矛盾突出五）、局部注水井欠注，井组递减增大耿271长8油藏注 不进及注不够井13 口， 平均压力22. 5Mp“,JW 江30-47等10 口井进行 多次酸化、压裂等措施 仍不见效欠注井组递 减增大江30-47、江 50-35井欠注，井组递减 均较大，月度递减分别 为：3.5%、6. 2%o三、稳产技术对策（T、落实分区域开发技术政策，均衡平面能量分布油藏开采坚持“总体温 和、局部调桀、低产区治理” 的注水开发技术政策同一油 藏不同区域山于沉积特征、储 层物性、开发方式、开发阶段 及开发动态特征的不同，暴露 出來的主要问题和孑盾不尽 相同，所需制立和实施的技术 对策也不尽相同，刘即嫄长8油藏单元目曲袖載/元卄发待征孚灰khffi日前注木技术政筑单井日注 (n?>注水强反 (m/m.d )注剩匕耿223单元单井产能较局・灯郃山现几傲犁见水箱征.12.61&6221.71.9耿243如元哎局郃剖而毁水不瓯 出现单井点见水待征•单井产能相 对较低•11.210.2222.02.7耿269单元汛血吸水状况益.龙单元内水淹親绘线发育形响.廉沛子 H宪出，单井产诡低•11.412.0211.8耿271单元4产形势稳疋・单井产腔相对钱岛.11.617.8191 71.0耿201单元81面吸水状况枕歪.单井产能相对妆低.向井注水 受效稈汝気.12.414.7241 92S刃52单元受储层非均虜性強.剖面吸水不均.单井点见水与提岛注 水受效矛庙史;II・12.926.5191.54.9耿271 K8油紙单元目前注水技术政策油藏根据油藏不同物性特征、产能差异、开发孑盾，科学合理的划分为6个注采单元，分别为: 耿223、耿245、耿269、耿271、罗52、耿312单元，采収不同的注水政策。

同时依据不同单元的注水井吸水、油井见效以及油藏的采出和压力恢复状况制定不同的技术政策，精细单井配 注，促使平面上的水驱方向均衡和剖面上水驱厚度的增加，提高注入水的波及体积主要工作: 对低压低产区域的41 口井强化注水，上调配注154m7d対罗52单元局部构造差异大，层内物性差异大区域，因强化注水局部油井含水上升，耿271单元注水见效含水上升井，耿245单 元点状见水井对应的35 口井下调配注171m7d,不稳定注水19 口，通过精细的注采调整，低压 区能量平稳，有52 口井产量上升，单井日增油0. 3t,有效的减缓了油田自然递减二人坚持低产井措施治理，提高单井产能山于油藏不同部位储层物性存在差异，低产井主要分布在油藏南部罗52单元、油藏中部耿 269裂缝带侧向井、耿245地层堵塞井等几个部位,这些低产井储渗较差，治理难度大o2010-2012年针对油藏南部罗52单元低产区块以强化注水为基础，在能量补充的基础上对低产井实施措施 引效，对耿269裂缝带侧向井实施堵水措施，不见效区域实施沿裂缝强化注水，促使侧向井见效1、油井开展压裂措施解堵，提高单井产能主要针 对耿245单 元，油井初 期产能高， 生产6-10 个月后产能 下降至0. 5t 左右，递减 加大，累计散271长8油藏牟綃压舉并生产曲线2 :沪兰 19注采比高，地层能量充足井，2012年实施压裂措施4井次，单井日增油1.5t,措施有效期3-5 个月。

2、裂缝主向井调剖，促使侧向井见效主要针对耿269、耿201单元裂缝较发育，主向井压力保持水平137%,侧向井仅72%,侧 向井月度递减达3. 6%,为提高注采单元内水驱储量控制程度，提高单井产能，相应水井实施化 学调剖4井次,油井堵水1井次见效2井次,水驱指数1118. 32 t 10. 07,井组累计增油403t, 注水井压力平均上升1. 3MPao对应油井累计增油378to化学调剖井组效果统计表序 号井纽井组 井数 (U)猎施前12.01累计增油(t)丿1组产液童(t)平均单井 日产油