冷41块水侵规律探析及治理效果研究.docVIP

冷41块水侵规律探析及治理效果研究1.概况 1.1地质概况 冷41块位于冷东断裂背斜构造带中段，东靠冷48块，西临陈家凹陷，北依冷42块，南接冷115块。它是受控于东界冷48断层的断鼻构造，轴线为北东向，闭合面积2.6Km2，闭合幅度300m，构造高点在冷42-555井附近。主力油层S32探明含油面积2.3Km2，地质储量2189×104t。 本区块S32储层岩性以砂砾岩为主，平均孔隙度为14.7%，平均渗透率106.6×10-3um2，油层埋深1395-1690m，油层厚度为80-120米，油藏类型为边、底水驱动块状巨厚油藏，油水界面-1690m。平均原油密度为0.9842g/cm3（20℃），地面脱气原油粘度（50℃）为101228mPa.s。 S32油层发育受构造和岩性控制，油稠、含油井段长，采用100米正方形井网，两套层系蒸汽吞吐开发。 1.2开发现状 冷41块是冷家油田的主力区块，该块目前总井数268口，开井190口，日产油710.0吨，平均单井日产3.73吨，综合含水79.7%，采油速度1.17%，累计产油369.4×104吨，采出程度17.5%。平均注汽周期11.7，日注汽量2558吨，累计注汽量727.3×104吨，累计油气比为0.51，回采水率104%。 2.边底水水侵规律的认识 2.1边底水侵入机理 冷41块为边底水驱动的油藏，从水层厚度等值图可以看到，该断块有广阔开放的边底水，原始水油体积比为2.05，水体能量较大。南部由于处于构造低部位，因而也是水层最为发育的地方。 随着开采时间的增长，采出量的增加，油层亏空的加剧，势必会造成油层压力下降，边底水侵入，见水油井逐年增加。 加上冷41块隔层不发育，垂向渗透率高，垂向与水平渗透率比高达0.68。由冷41块隔层厚度等值图可以看到，该块中部隔层不发育，只在东部与西部有零星少量隔层，且厚度也不大，这就为边底水锥进创造了条件。又由于该块属于特超稠油油藏，原油在原始油层温度条件下基本不具有流动能力，注汽加热多轮次后，由于加热半径仍然不超过35m。加热范围内油层动用程度高，地层亏空严重，油层与水层间的压差很大，引起底水快速锥进。 2.2、平面上边底水侵入状况的认识 2.2.1、北部：见水时间较晚，平均在3.9个周期以后见水，且回采水率峰值出现得也较晚，在第七周期，高达1.90，周期产水也达到最高值。 2.2.2、南部：见水时间早，平均在1.1个周期见水，有些井投产即出水如：56-557、56-563井。回采水率峰值出现在第三周期，高达2.81，比北部提前4个周期。也就是说南部见水早且水淹速度快。 2.3、纵向上不同部位水侵层位各不相同 3、边底水治理措施及效果分析 冷41块在开发过程中边底水侵入，极易导致部分油层在尚未充分动用的情况下就水淹，如果不及时采取措施进行治理，抑制水淹的蔓延，那么就会造成开采困难，储量动用程度下降。因而，寻找并实施相应的措施，有效的治理边底水锥进，尽可能多的采出原油，是提高油层采收率及蒸汽吞吐效果的关键。 3.1底水侵入方式 冷41块边底水侵入的方式为：底水锥进。因为冷41块是个块状的巨厚油藏，而且隔层不发育，这就为底水锥进创造了条件，开放了道路。 3.2治理措施及效果分析 3.2.1水泥隔板堵水 针对早期出现的底水锥进，我们采用了打水泥隔板的方法进行治理，收到了较好的治理效果。1999年至2001年共计实施该项措施18井次，见效12井次，周期平均增油245.5吨。如33-560井，在第二、五周期进行了打水泥隔板堵水，收到了较好的效果，回采水率上升势头得到了很好的遏制。 随着底水的进一步上窜，重复打水泥隔板的方法效果逐渐变差，当油层水淹加剧，水锥半径范围加大，超越了打水泥隔板的有效控制半经时，该项措施已不起作用，我们也只能放弃下部水浸油层，退而补射上部油层。造成了水浸油层的大量剩余油的废弃。 3.2.2、化学调剖 冷41块属于巨厚块状油藏,井筒内S32油层连续隔层基本不发育,当边底水锥进上窜时,我们不能采取井筒内下封隔器的方法进行堵水，因此水浸初期采用了化学调剖的方法来抑制底水的上窜，共实施该项措施22井次，见效19井次，平均周期增油22.1吨。如：36-561井,在第4、7、8周期采用了化学调剖，措施效果比较明显。 经过调剖及连续调剖，很好的抑制了见水油井回采水率上升的势头。但这种方法，对边底水不能进行较彻底的封堵，只能通过调整近井筒处吸汽剖面来延缓水淹速度。油井见水初期，化学调剖是一种有效利用底水能量来改善开发效果的方法。 3.2.3、堵水补层 随着油层水淹程度的加重，200