高压低渗透油藏精细注采调整研究
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摘要： 文南油田位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部次级地堑内，是一个异常高压、高温、高气油比、低渗、高饱和的复杂断块油气藏，动用含油面积64.4平方公理，动用石油地质储量8762.15万吨。经过二十多年的勘探开发，文南油田已进入高含水、高采出的中后期开发阶段，油田稳产基础薄弱。通过精细注采调整，加强注采管理，提高了水驱动用程度，夯实了油藏稳产基础。
关键词： 精细调整； 注采管理； 水驱动用
中图分类号： TE355文献标识码： A 文章编号： 1009-8631（2012）02-0042-01
1 地质背景
文南油田管理着9个极复杂断块区域，是一个地质构造破碎、油层埋藏深、低渗透复杂断块油气藏，油气田由213个含油断块组成，断块含油面积小于0.1平方公里的断块109个，占断块总数的51.2%，是一个典型的低渗透极复杂断块油藏。经过近30年开发，已进入高含水开发后期，油藏水驱效率不高的现状,继续稳产的难度面临新的问题。
2 注水开发中存在的主要问题
2.1见效井授控方向单一，平面调控难度大
文南油田由于油藏埋藏深、物性差，构造复杂，油井受控程度低且受效方向相对单一，导致油井平面调控难度大，接替困难。2010年12月，油井开井数608口，受控井395口，占总开井数的65%。其中：单向受控井242口，占总开井数的39.8%；双向受控井119口，占总开井数的19.6%；多向受控井34口，仅占总开井数的5.6%。
2.2储层水驱动用困难，注水状况变差
由于储层物性差、构造复杂，造成水驱动用困难，注水压力逐渐升高，单井日注水量下降，注水状况逐年变差。由于注水压力高，注水井分层调堵困难，文南油田共有注水井482口，开井376口，其中分注井145口，占总开井数的38.56%，分注率较低。
统计全油田1109口油水井中，井况有问题井475口（不包括报废井）。减少水驱控制储量701万吨，减少水驱动用储量440万吨。
3 精细注采调整的主要做法
3.1完善井网，精细调整，提高水驱动用程度
3.1.1平面上精细注采调整，完善注采井网
在油井受效方向、层位单一的区域增加注水井点、注水层位，实施多点温和注水，提高储量水驱控制和动用程度，2011年共实施这类转注井22井次，增加油井受控方向31个，增加水驱控制储量66.4万吨，增加水驱动用储量45.6万吨，该类新增见效井7口，日增油15.1吨，累增油2140吨；精细小层组合，中渗复杂断块油藏一类层水淹严重，对剩余油较富集的二类层单独组网水驱动用，共实施水井措施工作量15井次，其中转注6井次，大修1井次，分注5井次，打塞3井次，增加水驱控制储量31.1万吨，增加水驱动用储量20.1万吨，二类层见效4口，日增油18.8吨，累增油1709吨；针对文南油田构造复杂的现状，通过精细地层对比，理清小断层组合关系，立足于小断块一对一实现注采完善，共实施转注6井次，分注2井次，增加受控油井11口，增加水驱控制储量22.1万吨，增加水驱动用储量14.2万吨，复杂带见效2口，日增油10.4吨，累增油2657吨。
3.1.2纵向上以井组为单元实施层间精细调整，改善层间矛盾
强化老油田地质基础研究，加强精细调整工艺技术攻关，加强新老区注采配套，针对不同的油藏类型实施不同的调整对策，实施调整井组60个，涉及注水井60口，对应油井69口，新增油井见效井组28个，初期日增油能力116.6吨，累增油1.9675万吨。其中油井措施见效井组7个，初期日增油能力47.2吨，累增油5237吨；油井注水见效井组21个，初期日增油能力69.4吨，累增油1.4439万吨。
3.1.3加大降压增注工作力度，改善低渗油藏注水状况
针对不同的储层和污染原因，加强措施论证和增注技术研究，形成了适合文南油田油藏特点的降压增注系列技术。对于注水过程中有机物、机械杂质、地层深部结垢等造成远井地带堵塞，应用砂岩缓速酸增注工艺技术；对于高分子聚合物钻井泥浆或压裂液、细菌造成的欠注井，应用氧化深穿透增注技术；泥浆注灰污染造成的近井地带堵塞，应用土酸酸化工艺技术；针对文南油田部分酸化井有效期较短的实际问题，引进了多氢酸降压增注工艺技术。2011年共实施降压增注38井次，措施前平均注水压力35.9MPa，措施后平均单井注水压力28.9MPa，平均单井压降7MPa，平均单井日增水量26m3，平均单井累增水量3099m3，对应油井48口，见效9口井，累增油2734吨。
3.2加强油藏动态分析，及时动态调配
对油藏动态变化认真研究、及时分析，摸索不同类型油藏不同含水阶段的合理注采比。2011年实施动态调配395井次，有效392井次，其中配注上调210井次，下调182井次，对应油井464井次，有68口油井见到调配增油效果，见效增油4110吨。
3.2.1开展不稳定注水实验，挖掘高含水井组潜力
2011年在高含水油藏，优选相对封闭的区域，开展不稳定注水实验，对长期停关水井共实施不稳定注水21井次，有效20井次，对应油井21井次，目前有3口油井见到周期注水的效果，见效日增油2.9吨，累增油765吨。
3.2.2开展低无效注水调查，降低低无效注水
在全厂范围内开展低无效注水调查，治理无效注水井17口，日减无效注水量560m3；治理低效注水井45口，日减低效注水量1542m3。
3.3强化水质质量管理，确保油藏“喝好水”
细化污水处理收油节点管理，调整两级收油罐的进水量和收油层面，保证进站水的含油量在120mg/L以下、除油率稳定在80%以上；细化加药沉降节点管理，完善技术协议，量化了沉降罐出水水质指标，提高了水质质量；加强了两级滤罐操作管理，压缩一级滤罐反冲洗周期2小时，适当加大其反冲洗强度，二级滤罐定期药剂浸泡和暴氧，提高了滤料过滤再生能力；加强药剂和水质质量监测，杜绝了不合格药剂的使用，注水罐定期集中杀菌、注水干线周期性杀菌，注水系统细菌含量控制在标准值，确保水质达标。
4 精细注采调整的主要效果
4.1提高了水驱动用程度
2011年共实施注水井措施149井次，增加水驱控制储量176.5万吨，增加水驱动用储量132.4万吨，增加受效方向199个，有44口油井见到调整效果，年增油15067吨；加强了注采井网的配套完善工作，共转注32口井，增加油井受控方向45个，增加水驱控制储量98.5万吨，增加水驱动用储量67.0万吨。
4.2改善了油井见效效果
2011年文南油田新增见效井78口，初期日增油360.5吨，年累增油4.1746万吨。通过精细调整治理增加受效方向207个，已有28口油井见到调整效果，初期日增油116.6吨，累增油1.9675万吨。
4.3减缓自然递减，老区开发效果明显改善
贯彻精细调整、精细治理的思路，深入开展以井组、单砂体为单元，以二、三类层为主要调整对象，立足于剩余油挖潜的精细注采调整和综合治理工作，全年实施井组精细调整60个，增加水驱控制储量40.6万吨，增加水驱动用储量49.2万吨；文33块沙二下、文33块沙三上、文88块、文72块沙三中、文95块开发状况明显改善；文南油田自然递减、综合递减同比分别下降6.05和6.46个百分点。