港东油田合理注采比确定、配注执行及动态调整.pptxVIP

港东油田合理注采比确定、配注执行及动态调整;;汇报内容;（一）油田概况;（二）开发历程;（三）开发现状;汇报内容;较为常见的注采比确定方法有：矿场统计法、物质平衡法，注采比与油水关系法，多元回归法。BP人工神经网络法和最优化法。结合实际港东油田注采比的确定不能过分依赖于生产数据，生产数据主要用来检验结果的可靠性，港东油田注采比要根据不同油藏特点分别确定。;所谓物质平衡就是指：在油田开发阶段的某一时期流体的采出量加上剩余的储层量等于流体的原始储量，对于弹性-水驱油藏，根据注采比平衡原理，得出物质平衡方程即：;压差与地下亏空线性关系;（三）典型区块剖析;二区六断块主要按油组分三套层系开发，NmIII主力层5个（储量316万吨）、NmIV主力层3个（储量205万吨）、Ng主力层5个（储量445万吨）。;Nm油组;平面上，二区六断块共13个井区，其中高注采比井区共3个，低注采比井区共4个；

高注采比井区主要集中在断块中部注采连通性好、井网完善程度高的井区，该井区注水沿河道方向水驱速度快，受平面矛盾影响，易发生水窜；

低注采比井区主要集中在水井欠注、注采井网不完善的井区，该井区地层能量低，油井长期低能生产。;纵向上，含油层段跨度大，层间非均质性强，储层动用不均衡，长期水驱导致主力砂体水淹通道形成，水淹严重，目前明化镇油组油层动用程度为57.8%；

高注采比井区主要集中在明三4.5、明四9等主力砂体，而非主力砂体厚度薄、范围小，层间连通性差，注采井网难以完善。;;Ng油组;NgI、NgII、NgIV为开放性底水油藏，水油体积比大于100：1，天然能量足，隔夹层分布不稳定。因底水锥进影响，在井间构造高点低动用区存在剩余油富集区。在生产过程中，初期含水迅速上升快、产量递减快。注水过程中遵循“内强外弱”的注水方式，优化采液速度，稳定油藏压力，有助于延缓底水锥进。;;2、港东一区七八;目前各油组地层压力在原始地层压力附近，但从分布图上看，受累计注采比、断层及废弃河道遮挡，目前各油组压力分布不均衡。明三油组港27K井区已超过原始地层压力，而临近井区却低于饱和压力。;???1）低压井区/砂体强化弱势水线;港新234是两注三采的注采井组，主要生产层位是明二10、明三8和明四1，累采油10.17万吨，累注水45.64万方，累计注采比0.89，低于合理配注1.07。从历史吸水剖面和累计注采比分析，明二10、明三8主吸水，为高压砂体，明四1吸水差，为低压砂体，层间矛盾突出。;根据井组主要注采矛盾，明二10砂体调小水量，明三8砂体港325-1分注，港9-23-1井长停恢复，明四1砂体东7-40-2强化注水，调整地下注采流场，弱化强势水线，强化弱势水线。;（2）高压井区/砂体弱化强势水线;汇报内容;（一）配注方案;1、年产油量测算;（2）措施产量;（3）新井产量;2、年均含水;3、注水量确定;（二）配注调整;共实施14井次，联浅2-13-3井组主要生产层位明三4，目前4注6采，日产液463.9方，日产油11.1吨，含水97.6%，日注水量394方。由于井组注采连通明确，砂体整体水淹严重，通过开展脉冲注水，同步调整水量，达到减缓含水上升速度。井组见效明显，日产油从10.9吨上升至15.1吨。;（2）增强注水补能量;（3）控制注水降含水;影响因素：

井况较差，造成局部井网不完善，导致砂体整体注水量偏低，注采比较低使油藏稳产难度加大。

注入水形成单向通道，油井含水上升过快，由于井间渗透性的差异，导致注入水沿着物性好、渗透率高的方向和层段窜流，相当一部分水经过高渗透层循环产出，注水利用率低。

局部启动压力高，注水井欠注。;不妥之处，敬请指正！