2009胜利油田开发技术座谈会材料9.doc

加快推行一体化治理 努力提高老油田水驱采收率 胜利油田分公司东辛采油厂 2009年2月2日  加快推行一体化治理 努力提高老油田水驱采收率 编写：隋春艳 牛拴文 徐赋海 马来增 路智勇 董福生 颜春者 卢惠东 初审：赵明宸 审核：马代鑫 杨 勇 2009年2月2日目 录 前言： 1 一、广利油田影响采收率的因素 1 （一）概况 1 （二）开发简历及现状 1 （三）存在问题 2 （四）莱1断块综合调整的启示 3 二、广利油田一体化治理的做法 4 （一）改善源头水质，减缓水质腐蚀 4 （二）精细地质研究，二次完善注采井网 8 （三）科学配注，启动调水工程，提高注采比 10 （四）加强工程技术配套，实施治理一步到位 11 （五）强化注采动态调配和现场注采管理 12 三、广利油田一体化治理的效果及认识 13 （一）一体化治理的效果 13 （二）一体化治理的认识 15 1、精细油藏描述、找准剩余油是一体化治理的基础 15 2、改善注水水质是一体化治理的前提 15 3、技术进步是一体化治理的关键 16 4、精细管理是一体化治理的保障 16 5、一体化治理是提高老油田采收率的重要手段 16 四、推广一体化治理的部署安排 16 （一）东辛油田推广一体化治理开展的前期研究工作 17 1、断块油田精细地质研究 17 2、水质腐蚀机理及稳定技术研究 18 3、开展欠注层改造技术研究，提高潜力层储量动用程度 20 4、开展大压差井分层技术研究，提高层间差异大井的动用程度 21 （二）东辛油田中部断块区一体化治理部署 22 前言： 东辛复杂断块油田经过四十多年的开发，进入“三高”开发阶段。围绕老油田稳产工作，在注水上做了大量工作，先后开展了注水井“三个一百” 、水井补欠账治理和水井专项治理等工程。2001年以来，平均每年投转注84口井、恢复停注51口井、欠注层改造118口井，但开水井数和注水量没有明显增加，欠注层仍居高不下，动液面持续下降。如何夯实断块油田稳产基础成为摆在我们面前的一项重要课题。针对这种情况，我们进行了分析和思考：油田开发到了中后期，多种矛盾和问题相互交织，单凭一项或者几项单一的措施都是难以凑效的，必须从源头到过程，多措并举、综合治理。为此，我们在广利油田开展了注水一体化治理工程。 一、广利油田影响采收率的因素 （一）概况 广利油田是一个开发30多年的老油田，是一个常温、常压、常规稀油的整装构造油藏，主力含油层系沙四段，含油面积31.8Km2，有效厚度13.1米，地质储量4791×104t，可采储量2011×104t，采出程度33.4%，油层纵向及平面非均质严重，变异系数0.72。地层水水型为CaCL2型，矿化度高，一般在4.71-12.33×104mg/L之间，平均为5×104mg/L。 （二）开发简历及现状 广利油田74年投入开发，76年开始注水，81-88年进行多次综合调整，采油速度最高达到3.09%,89-95年滚动开发莱14块和沙二段油藏，95年后由于油水井大批腐蚀损坏，造成井网不完善，产量快速递减，再加上注水套窜严重，地层能量下降快。 方案实施前，该油田投产油井125口，开油井73口，日液能力7536t，日油能力279t，综合含水为94.5%，累产油量1599.6×104t，采出程度33.4%，采收率为38.3%，采出可采储量的93.5%，采油速度0.18%，投注水井158口，水井开47口，日注水平6987m3，月注采比0.85,累计注水为7884.913×104m3，累计注采比为0.77。平均动液面1375m，地层总压降12.22MPa。 （三）存在问题 1、井网损坏严重,导致单元注采系统极不完善，水驱控制程度低，只有59.2%，油井多向受效率只有36.9%。 2、平面及纵向非均质严重，储量动用状况不均衡 砂体平面及纵向非均质严重，变异系数高达0.72，突进系数2.5-4.1，渗透率级差3.5，低渗层区、段的潜力难以得到较好的发挥。 3、注水系统腐蚀严重，注水干压低，无法适应开发中低渗透潜力层的需求 高矿化度的地层水不仅对油水井井下管柱腐蚀严重，对地面系统也同样腐蚀严重，由于管网老化，目前注水干压只能维持在10MPa左右，而油藏低渗区、层的启动压力在11MPa以上，因此目前管网很难适应中低渗透潜力层开发的需要。 4、目前广利油田采用自身产出水回注，由于区域注水量不足，造成水驱指数下降（为-0.34%），累计存水率为-0.07%，油田递减加大，水驱开发效果变差。目前注采比只有0.77，地层压降高达12.22MPa。 （四）莱1断块综合调整的启示 莱1断块2002年实施技术改造方案，实施新钻水井4口，大修水井7口，方案实施后增加日油能力40吨，见到一定的效果，2003年实施注采井网完善的综合调整方案，设计