桑合油田查9断块区单层注水技术研究.docxVIP

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桑合油田查9断块区单层注水技术研究

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摘要：本文通过对桑合油田查9断块区注水对策研究，确立了以单层注水为手段，以提高主力层水驱动用程度为目的，最终达到控制含水上升、减缓自然递减，提高油田最终采收率的目的。

关键词：桑合油田；单层注水；精细油藏描述；剩余可采储量

桑合油田区域构造上处于二连盆地西缘川井坳陷北部的白音查干凹陷内。含油层位为下白垩统都红木组，油藏埋深750-1200m。

查9块自注水开发以来，矛盾不断显现，表现在产量下降快，含水上升快，开发指标差，产量接替困难，油田递减大，严重影响了油田的开发效果。[1]

主力油层油藏描述

1.1精细构造落实

经过构造精细研究，查9断块区在大的构造格局上基本未变，局部有一些小的变化。

①查9块的查9-12小块东断层，延伸查9东断层，查9-12为独立小块。

②查9块的查11小块根据新钻井查9-27和查9-28资料，以及小层细分和注采情况，查11井区附近构造更落实了。

查12块南部新落实一条断层，在查12-4南，倾向北西，断距20米。

1.2沉积相带与砂体展布规律

桑合地区自腾格尔组到都红木组为一水进的过程，腾格尔组为一套辫状河三角洲、扇三角洲的沉积，而上覆都红木组都一段为一套扇三角洲－深湖相沉积，都二段与都三段为深湖－半深湖相沉积。可见都红木组都一段为一个湖盆范围扩大、扇体萎缩的过程。扇三角洲的展布范围从第四到第一砂层组逐渐变小。[2]

1.3地层小层对比与细分

对查9断块区都红木组一段主要含油层段进行层序划分。Ⅰ砂层组划分3个短期旋回，其中1小层为反旋回，2、3小层为正旋回。Ⅱ砂层组划分4个中期旋回21个短期旋回。Ⅲ砂层组划分3个短期旋回，其中2小层为正旋回，1、3小层为反旋回。Ⅳ砂层组划分9个短期旋回，1、2、3、7、9小层为正旋回，4、5、6、8小层为反旋回。[3]

1.4储层非均质性研究

根据取芯井物性分析资料，渗透率级差为4.6-3965.7，突进系数为1.6-7.2，渗透率变异系数为0.34-0.995，69%层内变异系数0.7，层内非均质程度较强。

根据39口井4个砂组36个小层非均质参数统计，层间渗透率级差为9.74～7711.68，突进系数为1.91～14.87，变异系数为0.4～0.97，61.5%的井点变异系数0.7，说明储层层间非均质性较强。其平面渗透率级差为34.2-6934.5，突进系数为3.3-17.7，变异系数为0.4-0.97，91.7%的小层变异系数0.7，平面非均质程度较强。

2注水开发效果分析

2.1水驱动用状况

利用分小层统计叠加的方法，统计查9断块区水驱动用情况，查9断块区水驱控制地质储量为103.79万吨，水驱控制程度67.5%；水驱动用地质储量85.06万吨，水驱动用程度55.3%。[4]

2.2注水井吸水剖面分析

根据查9块断块区注水井吸水剖面分砂组统计结果，吸水层数占射孔层数的40.5%，吸水厚度占射孔厚度的42.7%。

根据沉积微相吸水情况统计结果。河道砂微相吸水状况最好，河道侧翼微相次之，最差的是前缘席状砂。

2.3采油井产液剖面分析

根据查9断块区油井产出剖面砂组统计分析，Ⅱ砂组是主产层，Ⅳ砂次之，Ⅲ砂组最差。从产出剖面沉积微相统计结果来看河道砂微相是主产层，河道侧翼微相次之，前缘席状砂微相最差。统计各井的相对产液量，其值在河道砂、河道侧翼、前缘砂微相中所占的比例分别为52.2%、25.2%、22.6%。

2.4水驱开发潜力

根据查9断块区储量分布以及采出状况，平面上剩余油主要集中在查9、查12块的查9-3等5个井组，合计剩余可采储量5.52万吨，占总剩余可采储量6.79万吨的81.2%。

纵向上剩余油主要集中在d1Ⅰ1－2、d1Ⅱ12－4、16－7、21－2、d1Ⅳ4，共10个小层，合计剩余可采储量5.23万吨，占总剩余可采储量77.1%。

根据小层采出情况分类统计，Ⅲ类储层的采出情况的最好的，采出程度达到7.8%。Ⅰ类储层和Ⅱ类储层采出情况较低，分别为4.2%和6.7%，从剩余可采储量分布情况看，Ⅰ类储层剩余可采储量3.36万吨，占总剩余可采储量的49.53%。由此看出，Ⅰ类储层剩余可采储量大。

3单层注水技术应用

3.1重点井组水井实施单层注水

按照整体部署，完成水井工作量7井次，其中转注1口，分注6口井，进一步完善了6个一对一注采井组的单层注水。通过工作量的实施，在桑合油田查9断块区已经全部实现单层注水；新增加动用地质储量12.1万吨，增加水驱控制储量8.7万吨，控制程度提高2.58%，增加水驱动用储量21.6万吨，动用程度提高6.41%。

3.2强化单层注水的精细管理

共实施关停油水井、工作制度工作参数