敏感性油藏精细注水技术研究与应用课件.docx
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敏感性油藏精细注水技术研究与应用课件
锦150块低渗敏感性油藏
精细注水技术研究与应用
编写人：
桂烈亭
审核人：
马春宝
辽河油田分公司锦州采油厂
2006年7月
1 油藏概况
1.1 地质概况
锦150块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南段锦古1井以东地区，北为锦45块，南部紧邻锦271块，呈近东西走向。
东西长近1.5km，南北宽近0.8km，构造面积约为1.35km2，地质储量209×104t。
油藏类型为中～厚层状边水稀油油藏，油水界面-1795m。
储层物性较差，为低孔、低渗储集层，油层孔隙度为11.2%～22.4%，平均为14.2%；渗透率为1.1×10-3～194.0×10-3μm2，平均为38.5×10-3μm2。
油层连通较好，连通系数达91.3%。
基本参数见表1。
表1 油藏基本参数表
原始地层压力
MPa
原始饱和压力MPa
地层
温度
oC
地温梯度
℃/100m
脱气原油密度g/cm3
原始
油气比
m3/t
原始体积系数
胶质+沥青质%
含蜡量
%
凝固点
oC
地层水型
总矿化度
mg/l
16.8
8.67
68.5
3.4
0.8291-
0.8474
49.5
1.15
5.19-
18.19
6.35-
27.66
24-30
NaHCO3
2425.45
1.2 开发简况
锦150井2001年8月份试采中生界水层，取得了较好的效果，初期日产油3t，日产水3t，当年累产油580t；2002年结合三维地震资料及勘探成果，部署完钻控制井锦150-20-104，对断块储层及油水分布进行了初步研究。
5月份部署完钻评价井锦623，落实了构造高部位的含油性。
在试油试采取得成果的基础上，2002年底按200m井距正方形井网、局部按160m井距不规则井网部署开发井11口；2003年根据完钻及投产井情况，进行了扩边调整，在断块北部共部署开发井9口。
2004年在断块合理井网井距研究基础上，在锦150块中部实施加密，部署加密井5口，井距由原先的200m加密到目前141m，并进行了试注，得出了锦150块适于注水开发的结论，2005年断块按反九点法注采井网，实施全面转注，按方案转注8口，已取得了明显的注水效果。
1.3 开采现状
截止到目前，断块共有油井27口，开井25口，日产液223t，日产油179t，综合含水19.7%，采油速度为2.66%，累产油18.2609×104t，累产水5.9473×104m3，采出程度为7.42%。
共有注水井10口，开井10口，日注水平602m3，累注水25.8×104m3，累计注采比为0.9，累计亏空为4.5662×104m3。
2一次采油开发生产特点
2.1 断块低孔喉、低渗，油层渗滤阻力大，采油指数低
该块储层孔隙为中等大小，孔隙连通较差，喉道类型为特-微细喉不均匀型，平均孔喉半径为1.6μm，平均渗透率为38.5×10-3μm2，以锦150-21-111井为例，该井初期即供液差，按动液面折算井底流压仅为0.87Mpa，生产压差达到15.93Mpa，采油指数仅为0.3766m3/（d.Mpa）,表明断块单井生产能力较低。
2.2 产量递减快
锦150块储层物性差，油层导流能力差，依靠天然能量开发，压力下降较快，压降速度高达0.59MPa/Mon，产量递减快，基本呈指数递减开发趋势，断块月递减率达到9.281%。
图1断块产量递减曲线
2.3一次采收率低
2.3.1弹性采收率
根据弹性驱阶段采收率计算公式，并借鉴新欢27块高压物性资料，计算该块弹性采收率为1.5%。
2.3.2溶解气驱采收率
根据API公布的溶解气驱油藏采收率计算公式，
计算得出该块溶解气驱采收率为6.3%。
因此锦150块中生界油藏利用天然能量开采的一次采收率仅为7.8%。
面临这样的开发问题及矛盾，决定在该块开展最经济有效的二次采油——注水开发的可行性研究，积极探索低渗区块开发方式的转换，确保区块的持续高效开发。
3注水开发的可行性研究
3.1 室内物模研究为断块注水提供了科学依据
3.1.1岩石润湿性评价
该块采用室内浸泡染色法共进行了5块样品的润湿性测定,油层的相对水湿性全部大于90%,平均为95.21%，说明油层强亲水。
强亲水有利于油层利用水驱开发。
3.1.2 驱油效率与含水率关系研究
通过对岩心样品作驱油效率与含水率关系实验，得到数据表。
总的来看，断块注水利用率相对较高。
最终水驱油效率为40.23%。
表2 锦150块中生界油层水驱油效率参数
模型号
锦623井
参数
4
6
7
8
平均值
井深
1714.75
1746.93
1746.82
1746.8
层位
中生界
渗透率（μm2）
0.0065
0.01
0.0184
0.068
0.01
孔隙度（%）
9
9.5
9.9
9.6
9.5
阶段
驱油效率
%
无水期
15.79
20
25
16.22
19.25
低含水期
2.21
1.6
1.6
1.28
1.67
中含水期
7
6.4
5
3.5
5.48
高含水期
11.84
14.5
12.75
16.84
13.98
最终
36.84
42.5
44.35
37.84
40.38
含水
上升率
%
低含水期
9.05
12.5
12.5
15.63
12.42
中含水期
7.86
8.59
11
15.71
10.79
高含水期
2.11
1.72
1.96
1.48
1.82
不同注入倍数下ED%
0.5倍PV
32
35
37
27.03
32.76
1.0倍PV
36
40.2
41
34
37.8
1.5倍PV
36.84
42
42
37
39.46
2.0倍PV
36.84
42.5
43.75
37.84
40.23
3.1.3 油水相对渗透率和水驱油试验
图2 锦150块油水相渗曲线
根据锦150块所作的油水相对渗透率曲线分析，束缚水饱和度为39.9%,残余油饱和度为34.15%,油水两相区较窄为25.95%,油水两向交点含水饱和度平均为54.5%。
通过锦623井岩心水驱油效率的测定，该块平均驱油效率为41.4%。
3.1.4 水驱采收率研究
根据国内外水驱砂岩油藏的开发经验，水驱油藏的采收率计算用经验公式、类比来确定油藏的采收率。
通过几种预测水驱砂岩油田采收率经验公式，预测锦150块注水开发均可获得较高采收率，平均值为27.2%。
3.1.5 储层岩石敏感性特征
3.1.5.1水敏性评价
用非驱替法对储层岩石的水敏性进行试验，结果表明,储层岩石对水的敏感性很强,为强水敏（见表3）。
表3 锦150块水敏性评价
井号
样号
井深/m
层位
CEC/mmol/100g
膨胀率/%
水敏程度
锦623
1
1713.80
中生界
11.43
23.91
强水敏
锦150-20-104
35
1786.06
中生界
3.83
19.19
强水敏
3.1.5.2速敏性评价
采用流动实验评价方法对储层岩石的速敏性进行评价，如图3：
当实验室流量从1.00ml/min上升到1.50ml/min时，岩心渗透率明显下降，下降11.69%，依据速敏损害程度评价指标，为弱速敏。
岩心临界流量为1.00ml/min，换算成现场临界流量为2.26m3/m.d。
图3 锦150块岩心速敏性实验曲线图
3.1.5.3盐敏性评价
用锦150块锦623和锦150-20-104两口井的岩心通过絮凝法所做的盐敏性评价图（图4）表明：
当矿化度从2500mg/L下降到1250mg/L时，絮凝值明显下降，说明该储层的临界矿化度为2500mg/L。
图4 锦150块中生界盐敏性评价图
3.1.5.4粘土膨胀实验
锦150储层标准盐水膨胀率低于10%，较低，淡水膨胀率接近20%，较高，主要是粘土中蒙脱石含量高达69.6%，而蒙脱石极易膨胀，验证了锦150块存在强水敏性损害。
图5锦150块膨胀率图
3.1.5.5污水配伍性分析
污水对锦150块储层损害较大，这是由于污水中含有的油污和机杂在注入时堵塞了储层孔隙，导致渗透率降低，渗透率损害率达28.96%；污水过滤后，对储层渗透率损害减小，渗透率损害率达13.16%；但由于粘土膨胀，还是有所损害。
图6锦150污水损害率
3.1.6 制约断块注水开发的几个关键指标研究
对于水驱油藏，地下原油粘度、油层渗透率、油藏非均质性、油层连通性及润湿性是制约断块注水开发的基本地质因素，通过对断块的地质研究，油层连通系数为91.3%，地下原油粘度为4.4mPa.s，有效渗透率为38.5×10-3μm2，油藏渗透率极差达到632.5。
综上研究，由于断块连通性好，地下原油粘度较低，且油层强亲水，水驱效率可达到40.23%，（忽略断块裂缝影响）按最终五点法注采井网计算，其水驱采收率可达到34.19%，通过水驱砂岩油田经验公式计算采收率为27.2%，断块适于注水开发；而油藏低渗，采油（吸水）指数较低、油层非均质性严重，水驱机理复杂，油层水敏性强等因素则加大了断块注水开发难度，因此，决定在该块实施以储层敏感性评价为基础的精细注水技术，提高区块开发效果。
3.2 断块精细注水技术研究
3.2.1 断块注采井网研究
对于低渗油藏的开发，目前国内外相似油田开发技术主要分为两类，一是采用小井网井距实施注水开发，二是实施油层水力压裂（酸化）改造，提高油层导流能力；由于水力压裂后存在的诸多问题，断块采用了小井网井距实施注水开发技术，对于合理井距的研究，采用了谢尔卡乔夫的井网密度与采收率的关系式与经济极限井网密度法两种方法。
1）原苏联学者谢尔卡乔夫井网密度与采收率的关系式：
计算该块合理井距为130m左右。
2）经济极限井网密度法
I．单井平均日产油量经济极限
一口井投入的总费用与产出的总收入相等的时的单井平均日产油量。
计算该块单井平均经济极限产量（油价为1200元/t）为5.5t/d。
II．单井控制可采储量经济极限
该块的单井控制经济极限可采储量（油价为1200元/t）为0.94×104t。
III．单井控制地质储量经济极限
该块的单井控制经济极限地质储量（油价为1200元/t）为3.45×104t。
IV.井网密度的经济极限
该块经济极限井网密度（油价为1200元/t）为50口/km2,经济极限井距为137m。
鉴于断块原井距为200m～210m，通过加密，断块井距调整为141m，采用正方形井网，完善断块注采井网。
3.2.2 注水方式的确定
由于断块非均质性严重，油藏长宽比为1.88，构造受断层控制，且水体小，因此，断块不适于行列注水及边部注水开发，而采用面积注水，为便于注采系统适时调整，提高面积波及体积，采用反九点法面积注水。
3.2.3 注水参数研究
断块注水参数是根据在不同生产压差下，算出注水单元的压力及流线分布场后，选出见水时间最短的方向的相关参数进行确定的，同时考虑了水力压裂裂缝的展向，整个注水参数考虑了六个因素：
油水粘度比、油水井间的渗透率变化、注水单元中油井的井底压力，油水井间井距，油层生产（注水）厚度，裂缝展向；确定断块注水强度为2.2m3/（m.d），初期注采比为2.0。
3.2.4 注入能力研究
由于断块低孔低渗，吸水指数低，断块注入能力差，且水井不宜实施水力压裂，因此，断块高压增注保证注入能力；
针对断块低孔喉，油层极易堵塞，要求注入水质必须达到低渗油藏注入水质标准。
由于油层水敏强，根据物模研究结果，要求注入水矿化度达到2700mg/L。
3.3 前期现场先导注水试验完善断块注水方案设计的科学性
由室内储层敏感性实验表明，锦150块中生界油层泥质含量较高，为典型的“弱速敏，中等酸敏，中等碱敏，强水敏”低孔低渗油层，其中，水敏指数达到11.43，膨胀率达到了23.91%，且欢西油田之前没有类似油藏注水取得成功的经验（类似锦2-6-9杜家台早期注水未成功），断块实施注水开发必须解决低孔低渗油藏流体配伍性及油层注入能力的问题，科学合理设计注水相关参数，必须进行试注试验。
在遵循代表性与低风险性原则基础上，优选锦150-18-106井作为试注井，注水强度为2.2m3/（m.d），注采比为2.0，试注前实施分层防膨，注入水要求达到断块相应水质标准，并采取高压增注措施保证注入能力；
试注结果表明，试注取得了显著效果，锦150-18-106井压降试井得出的表皮系数达到-1.59，表明通过以上措施已经较好解决了储层流体配伍性及注入水水质一系列关键性问题，试注初期即采用高压增注措施，注水泵压最高可达到21.0MPa，基本达到了试注井设计的注入能力，初期在14.5MPa下，日注水达到120m3。
通过试注，井区生产形势得到明显改观，日产液由见效前的36t上升到60t,日产油由36t上升到58t，井区地层压力得到恢复，2004年9月份锦150-18-106井压降恢复试井，井区压力上升到15.68MPa，已接近于断块原始地层压力16.88MPa，当年井区累增油达到5250t，说明断块是适于注水开发的，其注水开发方案较为科学。
4精细注水技术现场应用
4.1 运用配套注水工艺技术，保证断块的注入能力
4.1.1 全程油层保护技术
由于锦150块为易伤害低渗透油藏，外来流体极易使地层中的粘土矿物发生膨胀脱落，造成油层伤害。
因此，对区块进行注水开发，必须制定合理的保护油层的措施。
所以我们在油井完钻以后就开始采取了全面系统的油层保护措施。
主要包括：
新井替泥浆采用原油；油井洗井液采用原油；冲砂液采用原油或捞砂；射孔液采用防膨剂和要求不压井作业。
通过这些措施有效杜绝了不配伍流体入井，降低了油层伤害发生的几率。
4.1.2优选预处理剂
锦150块中生界油层粘土矿物以蒙脱石为主，因此转注井以防膨为主的油层预处理技术也是十分必要的。
表4为目前常用的两种防膨剂采用不同浓度下的防膨能力实验，实验结论表明，该块近井地带防膨采用改性阳离子型聚合物防膨剂处理效果最好。
因此我厂均采用该类防膨剂进行油层预处理。
表4岩心膨胀实验数据表
膨胀率
岩心
井号
5%
10%
15%
20%
A
B
A
B
A
B
A
B
（%）
锦623
6.32
6.99
4.05
5.57
3.45
4.63
3.14
3.92
锦150
6.46
7.18
4.2
5.73
3.61
4.96
3.28
4.13
注：
A-改性阳离子型聚合物防膨剂B-聚季胺型防膨剂
4.1.3防膨工艺
4.1.3.1 射孔前灌井筒
由于目前锦150块地层压力为2-3MPa，射孔后井筒内液体易进入地层，造成近井地带粘土膨胀，降低井筒周围渗透率。
因此，在射孔前采用5%浓度的防膨剂灌井筒保护油层。
4.1.3.2 粘土稳定剂用量设计
Q=AπR2Hφ
Q：
粘土稳定剂用量（t）；R：
处理半径（m），一般为2-3m；H：
为射开油层厚度（m）；φ：
有效孔隙度（%）； A：
粘土稳定剂使用浓度（%）
油层中粘土含量在10%以下，防膨剂的浓度为10%；油层中粘土含量在10%-20%，防膨剂的浓度为15%；油层中粘土含量在20%以上，防膨剂的浓度为20%。
热污水对地层渗透率伤害很大，因此配制防膨剂采用锅炉回注软化水。
4.1.3.3分层挤注工艺技术
锦150块水井射开油层较厚，一般在20m-70m之间。
油层间渗透率差异大，为1.1×10-3~194.0×10-3μm2，而且有的油层经过压裂。
因此，采用分层挤注工艺技术。
该技术将油层分成两部分，通过正挤和反挤防膨剂，使防膨剂均匀进入地层，避免防膨剂沿渗透率大的油层突进，而渗透率小的油层不受效。
锦150块水井2005年8口水井进行防膨处理后，注水较稳定，注水压力升高较缓，基本上均能满足配注要求，注水状况得到改善，提高了注水效果。
表5注水井防膨效果统计
井号
措施
实施
日期
初期注水情况
05.12注水情况
油压
套压
排量
油压
套压
排量
（MPa）
（MPa）
（m3）
（MPa）
（MPa）
（m3）
150-20-108
05.1.15
8.6
8.4
103
14.7
14.9
111
150-20-112
05.1.17
4.8
4.7
100
12.3
11.6
81
150-20-104
05.1.31
2.9
2.8
100
16.3
16.9
100
150-17-110
05.3.3
9.1
9
118
16.8
16.7
120
150-18-102
05.3.3
6.7
6.6
40
15
15.7
40
150-15-新109
05.4.22
13.5
13
110
17.2
17.1
22
150-22-106
05.5.29
5.2
5.1
59
12.7
12.2
65
150-18-106
05.7.9
13.4
12.6
101
13.5
12.7
111
4.1.4 优选注水水源
由于该块储层孔隙结构较差，孔隙连通较差，且为强水敏储层，因此，对注入水质和矿化度要求较高。
而欢西油田的常规注入水水质均达不到SY/T5329-94推荐指标要求。
为此我们将油田污水进行深度处理软化，并通过杀菌除氧装置杀菌除氧，锦150块注入的锅炉用软化水完全达到水源指标要求（水质检测情况见表6）。
2005年共转注7口，从注水情况看，压力基本保持平稳，除17-110、15-新109井处在断块南部，物性差导致注水压力高外，其它转注井平均注水压力保持在8.0MPa左右，并且吸水指数变化不大，表明注入水与油层配伍性是较好的。
表6 软化水质测定结果表
注水水源
悬浮物
mg/l
含油
mg/l
粒径中值
μm
SRB
个/ml
铁细菌
个/ml
腐生菌
个/ml
矿化度
mg/l
软化水
2.8
1.56
1.92
无
2.5×106
110×102
4237.79
评价
达标
达标
达标
达标
达标
达标
达标
4.1.5完善高压注水系统
由于区块渗透率低，即使油层保护措施得力，其注水压力仍会达到一个较高水平。
因此区块全面转注时，注水系统按高压连续注入要求设计，配备了两套5DS-23.5/20高压注水泵，能达到注水压力20MPa，日注水1128m3的水平。
目前最高注入压力18.2MPa，日注水600m3。
完善后的注水高压系统完全满足注水的需要
4.2 优化设计注水参数，有效改善了油层动用状况，油井受效明显
4.2.1针对速敏地层，合理控制注水强度
锦150块为弱速敏，现场实际临界流量为2.26m3/m·d。
由此注水井注水强度严格控制在临界流量范围内，表中数据显示，从全井来看，配注量基本合理，然而,从单层吸水情况来看，部分层出现注水速度过快的现象。
表7锦150块注水量统计
井号
18-106
20-108
20-112
20-104
17-110
22-106
15-新109
18-102
理论最高日注量m3/d
107
160
150
120
129
90
114
43
实际日注量m3/d
70
80
60
78
116
60
40
40
如17-110井的40-43小层吸水量占总吸水量的64.98%，单层注水速度达到3.97m3/m·d，注水压力在80天内由9MPa上升到17MPa；20-104井厚度较大的第24小层吸水量占总吸水量的32.43%，单层注水速度达到3.9m3/m·d，注水压力在107天内由4MPa上升到12MPa（图7）。
图717-110与20-104井吸水剖面图
为避免因各小层渗透率差异大，造成单层吸水速度过快，引起速敏及单层水淹的问题发生，我们及时对区块主要水井进行了分注工作，从分注的6口井看，分注前后压力变化不大，说明速敏现象控制得比较好。
（见表8）。
表8 分注前后压力对比表
井号
分注前
分注后
油压MPa
日注水m3
油压MPa
日注水m3
18-106
13.6
70
13.1
90
20-108
11
80
13
90
20-104
12.7
80
15.2
80
17-110
17.6
80
17
40
18-102
11
40
12.2
50
20-112
7.2
60
9.8
70
4.2.2根据裂缝展布复杂的特点，实施常规稳压注水并严格控制注采比
断块压裂井多，目前21口生产井中，有19口井进行了水力压裂，裂缝展布复杂的特点，通过确定合理的注水方式和控制注采比等手段来延缓断块油井水突破时间，提高了断块开发效果。
通过对锦150-18-106井区见效油井裂缝展向的研究，确定注水方式为常规稳压注水，注采比控制在2.0以内，从转注的7口井效果看，井区受效明显，基本未出现因裂缝展向出现的暴性水窜，断块储量动用程度达到84.3%，水井动态单层突进系数较静态的明显减小（见表9）。
表9 断块单层突进系数统计
井号
单层突进系数（静态）
单层突进系数（动态）
20-104
15.54
3.05
20-112
6.26
5.21
20-108
7.39
3.43
18-106
3.04
3.42
18-102
1.49
1.54
17-110
5.37
2.93
从受效情况分析，目前转注的7口井中，有4个井区已经见到明显效果，15口油井生产形势明显好转，日产液由见效前的80t上升到167t，上升了87t，日产油由74t上升到161.6t，上升87.6t，到目前为止，已累增油11594t。
4.2.3 加大动态监测力度，及时实施分注，减缓油层层间矛盾，提高储量动用程度
针对断块储层非均质性差，突进系数最高达到15.54，油层纵向动用不均的特点，在加强动态监测、动态分析基础上，对断块注水井实施了早期分注，实施分注6口，见到明显效果，如锦150-20-104井分注后井区见效明显，对应锦150-19-103日产液由6t上升到16t，日产油由6t上升到16t，从2005年8月初开始见效，到目前已累增油760t。
5注水开发初步效果评价
5.1区块产量上升明显，采油速度保持较高水平
2005年区块全面实施精细注水技术取得了较好的效果，到2005年12月，日产液由174t上升到201t，上升了27t，日产油由122t上升到175t，上升了53t，含水由29.7%下降到12.6%，区块采油速度由2.13%上升到3.06%。
截至到2005年12月，区块通过精细注水技术已累积增油1.63×104t。
图8锦150块综合开发
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