6-头台油田扶余油层小排距注水中后期综合调整技术研究20100907.doc

头台油田扶余油层小排距注水中后期综合调整方法 宋正江 (大庆头台油田开发有限责任公司，黑龙江 151300) 摘要：头台油田扶余油层属于特低渗透裂缝型储层，基质渗透性差、裂缝比较发育，进入小排距线状注水中后期以来，随着注水压力上升，油井综合含水上升速度加快，表现出非东西向裂缝水淹特征。为控制油田含水率上升速度，改善开发效果，从扶余特低渗透裂缝型储层基质—裂缝渗流特征和注水开发过程中现代地应力场变化特征研究入手，进一步研究非东西向裂缝水淹与水平主应力的关系，提出以改变局部应力场为主的小排距综合调整方法。具体通过限压注水、周期注水及注采系统调整，恢复储层局部水平应力场，控制非东西向油井裂缝水淹，改善小排距井网开发效果。在茂11区块开展现场调整试验以来，局部应力场的非均一化得到恢复，含水率上升速度减缓5.43%，自然递减减缓11.39%，取得了明显的调整效果。 关键词：特低渗透储层；裂缝型储层；水淹；水平应力场；限压注水；调整方法 中图分类号：TE34 文献标识码： A 文章编号：1009-9603（2010）06-0000-00 收稿日期: 2010-08-31；改回日期: 2010-10-13。 作者简介：宋正江，男，工程师，从事油田开发地质工作。联系电话：（0459）4464294，E-mail:szhengjiang@。 基金项目： 头台油田扶余油层属于干旱气候条件下浅水湖盆特殊类型的河流—三角洲沉积，岩石类型为细粉砂岩，砂体类型主要为水下分流河道和辫状河道。储层裂缝普遍发育，为特低渗透裂缝型储层。探明含油面积为49km2，石油地质储量为3057×104t，已动用含油面积为26.4km2，动用石油地质储量为1933×104t。平均砂岩厚度为30.6m，平均有效厚度为13.5m，平均孔隙度为12%，平均渗透率为1.25×103μm2，含油饱和度为55%。 头台油田注水开发经历了从300m×300m反九点面积注水井网、212m排距线状注采井网，加密调整到70和106m小排距的线状注水井网。开发初期采用反九点法面积井网表现为东西向油井水淹严重，南北向油井不受效，开发效果不理想；排距缩小后，建立起有效的驱动体系，开发效果得到明显改善。但随着注水压力上升，出现含水率上升快、平面矛盾加剧的问题。茂11区块注水开发10年非东西向油井水淹井比例达到27.1%，平均含水率为63.4%，表现出明显的裂缝水淹特征。 裂缝开启顺序是受现代应力场控制[1]，而非东西向油井裂缝水淹，表明储层注水开发中后期地应力场发生了变化。为控制非东西向油井裂缝水淹，改善油田开发效果，在地应力场变化规律基础上，研究了东西向裂缝开启与地应力场变化的关系，提出了控制非东西向裂缝开启、避免油井水淹的调整方法。 1 储层渗流特征 1.2显裂缝系统渗流特征 头台油田露头、岩心观察及裂缝测试研究结果表明，储层中裂缝普遍发育，显裂缝呈规律分布。显裂缝的线密度为0.054条/m，由宽度大于60μm、长度大于2cm的大裂缝组成。主要由近东西向裂缝（NE98°）和4组天然裂缝（NE60°，NE120°，NE30°，NE0°）组成的裂缝体系[2]。在注水开发中主要具有3方面的特征：①裂缝具有可联结性，延伸距离远；②裂缝具有高渗透性特征，注入水在裂缝中渗流速度快；③近最易开启近最易开启最开启2 地应力场变化规律 3 恢复水平应力场非均一的综合调整 注采系统调整限压注水周期轮换注水3.1 注采系统调整 3.2 限压注水 3.3 周期轮换注水 4 现场试验调整效果 4.1 注采系统调整效果 2005年共进行注水井转油井20口，裂缝水淹高含水油井重新开井18口，加密注水井38口。 降低了老注水井排地层压力 注采系统调整提高了老油井受效程度4.2 限压注水结合周期轮换注水调整效果 注水压力下降注水结合周期轮换注水调整稳油控水效果明显5 结束语 李民河李震平锐低渗透裂缝型油藏水力缝延伸特征分析——以克拉玛依油田百31井区佳木河组油藏为例油气地质与采收率2005,12（4）：70-72. 祝春生程林松.特低渗透砂岩油藏渗流特性研究油气地质与采收率侯晓春蒋漫旗.微裂缝性特低渗透油藏单向稳态渗流压力分析油气地质与采收率特低渗透裂缝性储层注水开发中后期地应力变化及开发对策现代地质2008,22(4) :647-654. [11] 张琪.采油工程原理与设计[M].山东:中国石油大学出版社,2000. [12] 李莉,韩德金,周锡生.大庆外围低渗透油田开发技术研究[J].大庆石油地质与开发,2004,23（5）：85-87. [13] 杨俊杰.低渗透油气藏勘探开发技术[M].北京:石油工业出版社,1993. 以下未修改: Research of Synthetic Adjustm