南堡1—29斷塊見水特征研究和治理對(duì)策

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1、南堡1—29斷塊見水特征研究和治理對(duì)策　　【摘要】南堡1-29斷塊是南堡油田主力注水開發(fā)油藏之一，隨著開發(fā)的深入，油藏綜合含水上升趨勢(shì)日益明顯，油藏穩(wěn)產(chǎn)形勢(shì)加劇，首先從見水井平面分布、縱向分布、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)三方面分析其特征，把握整體的見水狀況，然后進(jìn)一步分析其見水受控因素，包括非均質(zhì)性、注水井吸水差異、采液強(qiáng)度等，最后根據(jù)見水特征提出相應(yīng)的治理措施以提高南堡1-29斷塊水驅(qū)波及體積，提高水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量，并緩解含水上升趨勢(shì)，提高整體開發(fā)效果?！娟P(guān)鍵詞】1-29斷塊見水特征受控因素注水開發(fā)1研究區(qū)概況南堡1-29斷塊位于河北省唐山市灤南縣境內(nèi)的水深3～10

2、米的灘海區(qū)，是一個(gè)被斷層復(fù)雜化的潛山披覆背斜構(gòu)造。該區(qū)發(fā)育館陶組、東一段兩套含油層系，其中館陶組為主力含油層系，構(gòu)造上相對(duì)整裝。斷塊主力油層NgⅣ油藏為辮狀河沉積，含砂率一般為50%～70%，局部可達(dá)70%～90%，以砂巖為主。膠結(jié)物以泥質(zhì)為主，膠結(jié)類型多為孔隙式膠結(jié)。該斷塊NgⅣ油藏孔隙度18.7～25.0%，平均為22.7%，滲透率73.5×10-3μm2～340.6×10-3μm2，平均為183.1×10-3μm2，為高孔中高滲儲(chǔ)層。6截止2012年7月，該斷塊有油井30口，開井26口，日產(chǎn)液591t，日產(chǎn)油513t，綜合含水13.2%，地

3、質(zhì)儲(chǔ)量采油速度1.8%，累計(jì)產(chǎn)油49.6×104t，采出程度4.81%，注水井12口，開井11口，日注水平1700方，累計(jì)注水46萬方，累計(jì)注采比0.47。隨著開采的深入，含水逐漸升高，目前采出程度僅7.4%，但綜合含水已達(dá)35%，穩(wěn)產(chǎn)形勢(shì)嚴(yán)峻。統(tǒng)計(jì)目前該斷塊共有19口油井見水，其中為注入水推進(jìn)的有13口，占見水井井?dāng)?shù)的68%，含水比重占到78%。為此，針對(duì)此部分由注入水導(dǎo)致的見水井的見水特征及受控因素的分析對(duì)提高整體油藏的開發(fā)效果具有重要意義。2見水特征分析（1）平面分布特征。見水井主要分布在水下分流河道微相河口壩微相，且處于高滲透區(qū)，孔隙度的

4、大小對(duì)含水影響不大。（2）剖面分布特征。本區(qū)主力油層NgⅣ油藏為辮狀河沉積的復(fù)合韻律砂巖、含礫不等粒砂巖，高孔中高滲砂巖儲(chǔ)層，見水部位有層底部也有層中部。（3）見水井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征。6受注入水推進(jìn)影響的井主要表現(xiàn)在液量上升，同時(shí)注入水在不同原因的引的生產(chǎn)特征也不相同，主要原因有注采比偏大、剖面水驅(qū)不均，注入水單層突進(jìn)、油井存在高滲或者大孔道、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)。根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，南堡1-29斷塊油井平均受效天數(shù)為116天，壓力傳導(dǎo)速度3.18米/天，見水平均天數(shù)為390天，水線推進(jìn)速度為0.88米/天。截止到2012年8月，總共有6口油井見到了示蹤

5、劑，平均水驅(qū)速度2.2米/天。與上述統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)基本相符。3見水受控因素分析3.1非均質(zhì)性油田由于注水開發(fā)過程中儲(chǔ)集層非均質(zhì)性及注入水長(zhǎng)期沖刷、剝蝕等影響，容易產(chǎn)生差異滲流，延高滲透條帶推進(jìn)并產(chǎn)生優(yōu)勢(shì)滲流通道，進(jìn)而形成大孔道。3.1.1平面均質(zhì)性根據(jù)沉積微相研究結(jié)果及巖性參數(shù)表征結(jié)合目前生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，初步研究了南堡1-29斷塊主力開發(fā)小層高滲透條帶的分布規(guī)律，結(jié)果表明：高滲透條帶會(huì)隨著注水量的增變成優(yōu)勢(shì)滲流通道，進(jìn)而形成大孔道從而加劇了油層非均質(zhì)性及層內(nèi)矛盾，進(jìn)一步增加了老油田提高采收率的難度。南堡1-29斷塊高滲透條帶主要分布在相對(duì)較厚的2#、3#及6

6、#砂，位于分流河道微相的中下部。分布范圍較窄，連片性差，一般呈帶狀和土豆?fàn)罘植迹▓D1）。6根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)反應(yīng)，前期受壓力傳導(dǎo)影響，井組油井普遍見效，但只有單一方向見水，且見水后見水井含水上升明顯，其余井產(chǎn)量下滑，受效期受井組單個(gè)井見水影響明顯，也證明了在注水井和油井之間有可能形成了優(yōu)勢(shì)滲流通道.從而加劇了油層非均質(zhì)性及層內(nèi)矛盾，見水井成為主要泄壓點(diǎn)，導(dǎo)致水驅(qū)不均。3.1.2剖面非均質(zhì)性通過所測(cè)吸水剖面顯示指狀吸水、尖峰狀吸水、部分射孔段不吸水普遍存在，注入水易沿高滲帶突進(jìn)，造成油井見水快，易見水的局面。3.3采液強(qiáng)度影響采液強(qiáng)度大小的因素有多方面，

7、包括沉積特性、油層滲透率、注采對(duì)應(yīng)關(guān)系、生產(chǎn)壓差、泥質(zhì)含量、原油物性等。但在沉積環(huán)境相同且處于同一滲流單元的油井，如果采液強(qiáng)度大，由建立了相對(duì)較大的壓降區(qū)域，更容易誘使邊底水錐進(jìn)與注入水的突進(jìn)，統(tǒng)計(jì)南堡1-29斷塊13口見水井見水時(shí)間與采液強(qiáng)度及采出程度的關(guān)系，認(rèn)為合理的采液強(qiáng)度應(yīng)保持在控制在1.8m3/（m.d），采出程度7%左右，無水采油期達(dá)450天。4見水治理對(duì)策4.1雙向堵水6油水井雙向堵水，有效控制無效水循環(huán)。根據(jù)找水結(jié)果證實(shí)為水淹，實(shí)施雙卡后一定程度上控制了含水，同時(shí)后期及時(shí)安排對(duì)應(yīng)水井細(xì)分以控制分層水量。4.2早期調(diào)剖NP12-X8

8、5井組累注采比達(dá)1.1，但X94井未受到注水效果，表現(xiàn)供液不出的現(xiàn)狀，經(jīng)過X85調(diào)剖后，改變了水驅(qū)方向，X94明顯出現(xiàn)受效跡象，液油均有