超前注水在盘古梁油田应用前景.docVIP

超前注水在盘古梁油田应用前景一、油田概况 盘古梁油田位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡的西南部，本区长6油藏属岩性油藏，油藏埋深1907m，平均原始地层压力为13.0Mpa，饱和压力6.84Mpa，地饱压差6.2Mpa左右，原始气油比65.7m3/t，无边底水，原始驱动类型为弹性溶解气驱。 盘古梁油藏特点：主力层为长62，最大主应力方位为NE72°，人工裂缝方位主要为NE68°～74°，采用菱形反九点井网注水开发，排距180m，注水井到角井井距500m，其方位NE72°与地应力裂缝方位基本一致。 二、超前注水的优势 1.能维持较高的地层压力和驱动压差 注水开发油田注水时机的早晚，不仅直接影响到地层压力保持水平，而且直接制约了储集层物理性质特征的变化。 特低渗透油田的启动压力、驱动压差及梯度均较大。进行超前注水，尽快建立起较高的压力梯度，当注水达到一定数量时，油层中任一点的压力梯度均大于启动压力梯度，此时，便建立起有效的压力驱替系统，油井开始见效。 2.能保持流体较好的渗流状态 先注后采能防止原油物性变差 由于特低渗透油层供油面积小，供油面积内压力消耗大，生产不长时间之后，地层压力降低到饱和压力以下，地层原油开始脱气，脱出气体部分随原油流入井底，部分滞留于地层之中，脱气原油在地层中建立新的相态平衡状态。当注水井开始注水之后，地层压力回升，地层中脱气原油在新的相态平衡状态下随着压力的升高建立新的原油物性体系，此时由于脱气的作用即使在相同的压力下地层原油粘度、密度将更大，体积系数减小，从而增大了原油渗流阻力，在相同生产压差下将使原油产量减少。当油田采用先注后采方式时，由于地层压力的保持与恢复，可避免原油物性的变差，有利于提高产量。 三、在盘古梁油田的应用前景 1.超前注水开发技术 三叠系延长组油藏属于低压油藏，油田开发实践表明，即使在原始地层压力条件下，注水井投产初期，油层仍有较大的吸水能力。 其它同类型三叠系油藏采用超前注水的方式，成功地减缓了油井产量的递减，同样能有效地提高注入水波及体积，使油田实现了长期高产、稳产，为三叠系油藏提高探明储量动用程度积累了丰富的经验。 合理压力保持水平：对地层、排距一定的油藏，超前注水一定时间后，地层压力提高，油井投产后，油水井间有一个压力分布，地层压力提高的不同，任一点压力梯度不同，当地层压力提高到一定值、对应任一点压力梯度都大于该储层启动压力梯度时，即认为该压力下建立了有效的驱替压力系统。长6油藏渗透率一般在0.64～1.81×10-3μm2，则超前注水合理压力保持水平为120～137%左右。 根据超前注水的实际效果分析，当注水强度大于3.0m3/d.m时，油井投产后含水上升较快，见水较快，这一统计结果与上述理论计算基本吻合。 2.超前注水天数确定 长6油藏采用超前注水开发，地层压力达到原始地层压力的120～137％，可获得较好的开发效果。 根据长6储层最大注水强度为3.0m3/m。据此计算，长6油藏最大超前注水天数125天，单井日注水量40m3/d，超前注水量达4800m3时，地层压力方能达到原始地层压力的120～137％。 针对这一问题，在整体提高全区注采比（1.4-1.6）的同时，精细油藏动态，根据油井产量及液面的变化情况，将生产区块划分为高产高液面区、中产高液面区、中产中液面区、中产低液面区、低产低液面区。对中、高产高液面区控制注水强度，对低产低液面区、中低产低液面区适当加强注水，目的是加快油藏能量恢复，促使注水见效。动态反应表明，当注采比提高到1.4以后，地层能量恢复速率明显提高（折算达到1.0MPa/年），油井见效程度明显增加，见效周期从早期的5-6个月缩短到4个月左右，油井产量持续下降的趋势得到控制。 因此，合理的注采关系模型——“先建立有效驱替系统、再保持温和注水格局，不断追求精细的注采平衡”逐渐建立起来。 3.确保同步注水的同时积极开展超前注水技术 三叠系延长组油藏属于低压油藏，油田开发实践表明，即使在原始地层压力条件下，注水井在投产初期，油层仍有较大的吸水能力。 理论研究和开发实践已经证明：先期注水有利于快速建立驱替系统，减少储层的应力伤害，盘古梁油田的生产实践表明：注水时间不同，日产油量递减趋势不同，注水越早，其平均单井产量越高，递减速度也越小；根据动态资料统计，超前注水时，油井的递减幅度明显小于注采同步。 四、结论及认识 1.注水强度与注水井井底流压有关，一般注水井最大流压以不超过地层破压的90%为准。 2.长6油藏采用超前注水开发，地层压力达到原始地层压力的120～137％，可获得较好的开发效果。 3.先期注水有