辽河东部凹陷小22块粗面岩油藏.pdfVIP

22 22 辽河东部凹陷小2222块粗面岩油藏注水开发初步认识 摘要：火山岩注水开发存在水窜水淹，见水不见效的风险。针对辽河油田小22块裂缝性油 藏裂缝分布特征。油田开发生产特征，压降规律及水锥规律，在注水开发适应性、可行性、 必要性研究基础上，在局部进行注水试验。试验表明：火山岩注水见效与否的关键取决于储 层裂缝特征、油井含水高低、注水时机、注水方式及注采比。初步认为目前油田注水是有效 的，应继续扩大注木规模，坚持注水开发。 关键词：粗面岩；裂缝；注水开发；注水方式；辽河油田 小22块粗面岩油藏位于辽河东部凹陷黄沙坨构造带，它是以粗面岩为目的层的油田， 目前累产油已达百万吨以上。产气达两亿多立方米，这是一个具重要研究意义的特殊油藏。 它集超深井和特殊岩性于一体。储层特征极为少见，属于受岩性及构造双重因素控制的块状 3 4 裂缝性边底水油藏，探明含油面积9.3km ，地质储量1640×10 t，油藏埋深2800~3100m。 3 由爆发相、喷溢相和溢流相组成。目前小 22块井网密度8.38口/km ，油井总数59口，开 井43口。日产油228t；水井总数16口t开井7口}采油速度0.8%，采出程度11.5%，累注 4 3 采比0.17，累积亏空222x10 m 。小22块作为火山岩注水试验区块，注17个月来个别油井 见到了不同程度的受效迹象，为进一步扩大注水规模奠定了基础。 1 1 11天然能量开发特点 小22 块油藏以2%以上的采油速度连续高效开发 5 年，充分暴露了裂缝性油藏开发中 的共性，即初期高产，压降快，底水锥进速度快，递减大，油田开发没有稳产期等特点。 1.1 1.1 11..11天然能量不足．地层压力下降快 水油体积比为5:1，边底水能量不充足。原始地层压力31.5MPa，但平面上压力分布不 均，中南部裂缝发育区压力高，构造边部及北部物性差的地区压力只有16~23MPa。开发后 地层压降速度很快，转前注前已降至18.1MPa，平均年压降3.1MPa，能量补充势在必行。 1.2 1.2 11..22受储层裂缝发育程度控制油井产能差异大 油井产量高低主要受裂缝发育程度控制，主产井集中在油藏中部沿长轴方向呈条带状展 布，且连片分布。投产初期38 口井有18 口实现自喷生产，日产油40t/d 以上的有15 口， 平均流压27.3MPa，而在构造边部及北部物性差地区有8口井未见油气显示。 1.3 1.3 11..33无水采油期短，采出程度低，底水锥进速度快 4 单井无水采油期为4~62个月不等，单井无水期最高采油量为5.7×10 t，含水上升很快t 平均月含水上升速度5%~70%，油水界面平均上抬200m，有18口发生暴发水淹，无水期采 出程度只有0.3%，转注前油田综台含水已达67.9%。 1.4 1.4 11..44水平井挖掘锥问带剩余油潜力小 2004~2005年共实施4口水平井，初期均能自喷生产，但很快水淹。说明水平井挖掘裂 缝性油藏锥问带潜力小，尤其是在采出程度大、压降大的地区不宜实施水平井。 2 2 22油田注水开发特征 2.1 2.1 22..11注水方式及注采比 3 小22块2005年4月进行转注试验，初期注水井点少，日注量为233m /d，到2006年6 3 月注水量829m /d，注采比大于1。注水初期地层压力仍然在下降；2005年12月降到最低 点18.1MPa，总压降13.4MPa； 2006年1 月地层压力开始稳步回升，2006年10月已恢复 到21.3MPa；17个月恢复2.7MPa，月平均恢复0.16MPa，说明注入水正在有效的弥补地下 亏空。 由于油藏范围比较窄小，为充分利用边底水能量，对油藏低部位井进行注水。利用油水 密度差提高水驱效率，使水线向油藏底部向高部均匀推进，同时考虑边部加底部注水方式见 效较