大港油田低渗油藏治理及分析.pptxVIP

大港油田低渗油藏治理及分析;一、低渗油藏研究背景;（一）研究背景;张海52-18岩芯照片;目前难以动用开发储量为5867.92万吨：

自然保护区、城市、储气库占压合计4510.25吨；

因埋藏深（4000米），储层物性差，经济效益目前不达标储量1270.6万吨；

井网兼探可控储量87.07万吨;埕海油田低渗油藏集中主要分布于埕海二区西部张9、张1601断块以及埕海三区的张1504区块;板桥地区低渗油藏集中主要分布于板桥油田的深层、长芦油田和塘沽油田;低渗油藏产量是采油厂（公司）产量的重要构成：

油井数107口，占采油厂（公司）的21.79%；

产量265.81吨，占采油厂（公司）的20.04%；

低渗油藏采油速度0.42%;（二）低渗油藏治理思路;尊重油藏开发客观规律，低渗油藏应缩短开发周期，初期以压裂改造为主，中后期以注水稳压为重点。突出快速拿产，短周期回归成本，强化一次性投入的产出量，同时??观正视低渗油藏的高递减率;2021年储层改造压裂井实施跟踪表;一、低渗油藏研究背景;（一）稳产治理重点区块;1.张1504断块;Es2z1;自2017年投入开发，处于低效低速开发状态，2018年探索了大斜度井+下泵模式，2019年探索海水基压裂及增能（张海50-16、张海54-22、张海48-18压裂与张1504增能），实现低渗油藏治理的突破，2020年实施了推广应用2口井（张海50-20压裂、张海52-18增能），2021年实施了1口井增能（张海48-14）。目前日产36.36吨，日产气1.1万方，累产油4.3万吨，采出程度3.4%，采油速度1.1%;注入层位：Es2z1、2（99、101、104、105、107、109、110、111）层(3986.2—4080.3，44.8米)；

2020年12月2日12:00开始增能注水，初期排量0-2方/分时泵压43MPa。2小时后排量2方/分时泵压42.2MPa，至12月29日排量2方/分时泵压43MPa。注入过程压力变化不大，说明地层能量较充足。截止12月29日12:00累计注入35000方。

增注后4口受益井，有3口压力有反馈;邻井反应明显：张海48-18压力上升波动明显、张海50-20油压上升、张海50-16井油套压上升;张1504断块沙二段构造井位图;通过压裂、增能注水、井网调整等工作，实现低渗区块由衰竭式开发向注水开发的转换，双多向受益井3口，单井受益井1口，受储层变化影响，1口井注水见效???;3）油藏压力;;2.长芦油田;;（2）生产特征;地层异常高压，新井投产初期自喷产能较高

板深51断块属于异常高压油藏（压力系数1.44），全区先后投产34口油井，26口直接投产，8口为压裂后投产，投产初期具有较高的生产能力，全区平均单井初期日产油31.33t，其中初期产量大于20t/d的有23口（压裂投产4口），占投产井总数72%。且多数井投产初期均自喷生产，自喷期累产油3252.8t，占平均单井累产的33.8%，自喷期的贡献大;衰竭式开发，能量下降快，断块弹性开采产量递减快

断块投入开发初期（1994年-2000年），年递减30%。从历年投产的新井递减情况看，高递减主要集中在前1-2年。后期产量相对稳定，反映出低渗油藏的开发特点;储层改造，有效提高断块渗流能力;2）油、水井酸化

水井：板深51断块共有7口水井9井次酸化，初期平均单井日增注40方，平均单井累计增注6579方（14年3口井1.69万方，15年平均330方），单井平均有效期134天。其中2014年对3口水井（长16-21、板深51-1、长22-13）实施酸化降压增注，日增注150方，单井平均有效期405天。

油井：油井酸化2口（长24-19K、长23-21），日增油10.3吨，平均单井次增油3640吨，均取得较好效果;油井累计产量高;（3）注水效果分析;增能注水效果;;（4）一季度工作;储层低渗，注水困难，影响断块水驱效果

由于前期衰竭式开发，压力降低较快，岩石骨架发生弹、塑性形变，孔隙度、渗透率降低，目前注水井10口，开井3口，注水压力达到31MPa，平均单井日注水30方，油井压力低停产

套损套变井多，严重影响了注采井网的完善

统计板深51断块共有14口井况有问题，占总井数的40%，套变位置大多数位于2500-2800m，套变类型多为套漏、错断，经过近两年修复，已恢复，但井筒复杂不适合再实施增能与压裂工作;盘活剩余三个井组，注水工程、长停井、产能建设工作整体统筹考虑

板深51-1井组

①检泵1口(长21-19)，套损套变井修复1口（长23-21）

②恢复长21-21