南沟注水实施方案.docx
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南沟注水实施方案
南沟区块
注采实施方案
下寺湾采油厂开发科
二0一一年七月
1南沟区块基本概况
南沟区块在1977年-1980年勘探阶段共打探井22口，其中13口井试油获得工业油流，主要含油层位是三叠系延长组长22油层，细分为三个含油小层，即长221、长222和长223，其主力含油小层是223。
南沟区块从1993年开始投入滚动开发，其间新钻评价井43口，单井平均日产原油2.46t/d，综合含水81%。
从2004年后进行井网完善，并进行油田注水开发试验。
该区域圈定含油面积16.68km2,探明石油地质储量644.60×104t，地质可采储量161.86×104t（采收率25%），截止2011年6月，该区块累计产油90.72×104t，采出程度3.34%。
2南沟区块地质特征
主要地质特征：
1、该区构造属下寺湾鼻褶群南沟鼻状隆起，构造幅度较小。
2、该区主要含油层位是三叠系延长组长22油层，细分为三个含油小层，即长221、长222和长223，储层岩性主要为细粒长石砂岩和中－细粒长石砂岩；
3、该区延长组长2油藏属溶解气未饱和油藏，油水分异较差，油藏边水或底水较弱，为溶解气弹性驱动构造-岩性油藏；
4、储油层物性差，属低孔、特低渗、低含油饱和度储油层，平均孔隙度12.5%，平均渗透率3.6×10-3μm2，平均含油饱和度39%；
5、储层以小、中孔细喉型为主，孔喉分选差，微观非均质严重；
6、油层层内各层非均质储层强；层间非均质较强；储层平面分布具有较强的非均质性，连续性及连通性好；
7、历年来的人工裂缝监测数据显示裂缝方位在NE56-80度之间，有一定规律，与鼻状构造鼻轴走向基本一致；
8、本区储层敏感性具有“三弱、两中等”特点，即弱速敏、弱盐敏、弱碱敏和中等偏弱水敏、中等酸敏；
9、该区原油性质较好，具有低密度、低粘度、低凝固点和不含沥青质的特征。
地下原油密度0.694g/cm3、原油粘度3.12mPa.s，溶解气油比36.5m3/t；地面原油密度0.8325g/cm3，原油粘度6.02mPa.s；
10、地层水水型为以CaCl2为主，总矿化度为44.849g/l。
11、该区油藏的平均油层埋深为675m，油藏中部平均海拔深度493m，平均油藏原始地层压力5.9MPa，油藏饱和压力0.65MPa，地饱压差4.15MPa，地层温度是31℃。
3目前油藏暴露的主要矛盾
3.1南沟区块长2油藏目前采用点状注水或衰竭式两种开发方式，没采取早期注水，地层压力亏空严重，产量递减快、采收率低、部分井区储量动用差，不利于后期开采。
从表3.1可以看出从南沟区块开采以来到2009年测试的地层压力为1.42-2.8MPa，而原始地层压力是5.9MPa，表明地层压力亏空严重，下降幅度是1.38-3.1MPa。
从表3-2南沟区块油藏采油统计数据表看出油井产量递减快，规范合理的注水开发是当务之急。
表3.1南沟区块地层压力情况
项目
参数
单位
备注
原始地层压力（Pi）
5.9
MPa
地层压力（P）
1.42-2.8
MPa
2009年试井外推平均（井点少，参考）；
数值模拟预测南沟区块油藏平均压力。
表3.2南沟区块长2油藏采油统计数据表
开发
时间
年
日产
油
t/d
日产
水
m3/d
综合
含水
%
年产
油
104t
年产水
104m3/d
累积
产油
104t
累积
产水
104m3
1977-1980
6.30
19.8
75.0
0.04
0.3
0.04
0.3
1993-2000
2.46
10.8
80.8
23.9
21.1
24.0
21.3
2001
1.70
9.4
84.1
14.0
77.9
38.0
99.2
2002
1.10
7.4
86.5
17.3
116.8
55.3
216.0
2003
0.53
4.2
88.4
10.2
81.2
65.5
297.2
2004
0.45
4.2
89.9
9.2
86.3
74.7
383.4
2005
0.35
3.8
91.2
7.5
81.1
82.2
464.6
2006
0.26
3.2
92.2
5.9
72.3
88.1
536.9
2007
0.20
3.1
93.7
4.4
67.8
92.4
604.7
2008
0.18
2.9
94.0
4.0
64.5
96.4
669.2
3.2该区块近年来存水率不到15%，说明注水利用率不好。
主要原因是注水井均为压裂转注井，注入水容易从裂缝指进，导致注水利用率低，且存水率一直处于下降趋势，到2008年下半年下降趋势才有所改善，存水率有上升的趋势，说明注入水利用率变好，体现在单井月产油有所提高。
水驱指数变化趋势与存水率变化趋势一致。
（如图3.3）
图3.3下寺湾注水示范区存水率与水驱指数变化曲线
3.3该区块长2油藏注水开发的不合理和过度压裂导致油井水淹现象。
（1）由于南沟区块在实际注水开发过程中采用点状注水，注水量没按照合理的配注量注水，而是按来多少污水就注多少污水来注水，并且油层非均质性强，注采矛盾突出，使得很多采油井高含水，过早的水淹而关停，如表3.3。
从注水水淹图3.4、3.5可以看出，泉丛2828-1、泉丛2828-2、泉28-26、泉77-17、泉丛776-4、泉丛776-1、泉77-19、泉丛775-1、泉丛775-2、泉丛775-3、泉丛7712-1、泉丛7712-2、泉丛7712-3和泉丛21-5，由于注水的不合理，使得油井暴性水淹而关停。
（图3.4、3.5中红色图标表示采油井、绿色图标表示注水井、黑色图标表示水淹井）
分析原因：
注采井连线与裂缝走向、沉积物源方向一致，而且部分注采井距偏小导致这些油井的含水上升快。
表3.3南沟区块部分采油井上水情况
序号
井号
水淹时间
水淹前产状
水淹后上液情况（方）
是否停井
备注
日产液（方）
日产油（吨）
1
泉丛2828-2
2010.3
1.5
0.06
4.5
停
2009年关停
2
泉丛2831
2010.6
2
0.09
4.6
停
2009年关停
3
泉丛777-6
2011.4
7
0.05
15
停
2011.6关停
4
泉丛2830-2
2010.6
6
0.4
16.3
停
2010.8关停
5
泉丛2810-1
2010.1
2
0.1
7
停
2010年关停
6
泉丛2810-2
2009.7
3
0.2
8
停
2010.3关停
7
泉7717
2008.2
2.1
0.1
7
停
2008.5关停
8
泉丛777-2
2008.2
6
0.1
6.5
停
（2）过度压裂的影响
低渗透油田采油井压裂可增加油层向井筒的泄油面积，注入水压裂可增加注水井的注入性能，但油水井过度压裂，易造成裂缝将油层切割，基岩弹性能量释放后注入水将沿裂缝窜流，导致油井暴性水淹，不能有效开采油层剩余油。
主力层裂缝方向60~80°
图3.4井组泉丛2828水淹情况
主力层裂缝方向60~80°
图3.5井组泉丛776、泉丛775、泉丛7712、泉77-19、泉77-17水淹情况
3.4该区块大部分油水井污染严重，地层伤害严重，造成地层堵塞，降低地层渗透率，直接影响采油井的产出注水井的注入。
3.4.1由于注入水水质不达标，没有科学合理的过滤、净化、杀菌去污，长期以来造成油井井筒环境差、油层井段污染严重，地层堵塞现象。
（1）在对该区块进行注水剖面测试资料分析，部分井还没测到目的深度就遇阻，比如泉77-13井每次都是在596—600m处就遇阻了；泉5-3井、泉77-37井、泉77-18井和泉28-29井都存在这种问题，说明井筒环境偏差；
（2）另外从每年的坏井台账情况分析，坏井率居高不下，通过对现场勘查一是井筒环境差，二是注水强度过大，使得粘土颗粒运移，使地层堵塞，导致注入压力上升，油层吸水能力下降；所以加强油水井的井筒管理，勤探砂面和洗井作业；降低注水强度迫在眉睫。
（3）当注入水质中固体悬浮物含量过高时，固体颗粒会被滤出在井壁或进入油层，形成低渗透性滤饼或低渗透污染区域，堵塞油层的流通孔道，使油层吸水量大幅度下降，严重影响注水开发效果；
另外，注入水含油量过高时，含油会聚集成油滴，进入岩石的微小孔隙，形成附加毛管压力，堵塞微小孔隙，使注入压力上升。
3.4.2由于长期以来的油井改造压裂液对地层伤害严重，造成地层渗透率降低。
要优化压裂方案，减少油层井段污染。
3.5井网不完善，导致剩余油开采难度大
该区目前注水井数偏少，仅24口，油水井井数比是13：
1，大部分油井多为低产井和高含水井。
长期以来的点状注水或衰竭式两种开发方式开采，在已动用的开发区内，存在多处集团采油区，地层压力亏空严重，采油井间存在压力平衡区导致储量动用较差。
而且油井多为单向受效，常规注水难以改变现状，并且油层的非均质性严重，注入水主要沿高渗透率带突进，井网不完善，导致剩余油开采难度大。
4南沟区块长2油藏注水开发实施方案
4.1南沟区块注水开发现状
南沟区块从2004年开始加强注水开发，截止到2011年6月，该区块有采油井315口，采油井开井数有262口，注水井共有24口，注水井开井数20口，注水站9座，水淹井有28口，其它停产井有25口，计划转注水井56口。
日产液694.5m3，日产油43.2t,单井平均日产液量2.65m3，单井平均日产油0.16t，综合含水率92.5%，日注水量625m3/d，平均单井日注水量31.25m3/d，日来污水量658m3/d，日配注量370m3/d，日超注量159m3/d。
截止到2011年6月，该区块累计产油90.72×104t，采出程度3.34%；累积注水100.89×104m3，累积注采比1.46：
1，可采储量采油速度3.7%,地层压力1.3MPa（模拟计算）。
目前该区块处于低采出程度、高含水、井网不完善开发阶段。
4.2南沟油区长2油藏注水开发方案设计
4.2.1开发层系划分
因南沟长2油藏只有一个主力油层，厚度不大，故不进行层系划分，仍采用一套层系开发。
4.2.2南沟区块综合调整治理技术政策
（1）合理井网密度及合理井距
南沟区块合理井网密度17口/km2，合理井距为185米左右。
由于这阶段的现场核实井位，有部分油井遗漏，目前南沟区块井网密度15.5口/km2，平均井距196米，说明该区域井网有完善调整的必要。
（2）合理地层压力保持水平为4.8MPa。
（3）采油井合理流动压力界限
在综合含水90%，泵挂深度600米，沉没度100米对应的井底流压为1.611MPa。
南沟区块长2油藏抽油井2009年试井的采油井井底流压在0.33~2.95MPa，平均1.16MPa。
（4）合理注水压力系统界限：
南沟区块长2油藏储层破裂压力22~24MPa，实测平均破裂压力22.8MPa，平均破裂压力梯度0.031667MPa/m。
计算最大注入井底流压17.6~19.2MPa；最大井口注入压力12.7MPa；平均单井最大注入量31.4m3/d；目前注水区的平均单井注水量为31.25m3/d。
（5）合理注采比：
南沟区块阶段注采比可保持在1.04：
1；
（6）南沟区块合理的油水井数比为2.2：
1，因边部采油井多无法形成完善井网，综合考虑南沟区块合理的油水井数比为2.5：
1，即在主体部位采用反七点注采井网。
（7）不同井网系统的采液、采油速度：
反七点注采井网，井网密度为16~18口/km2，单井日注水量为16~18m3/d，确定较合理的采液速度为7.3~9.2%；若完善调整后综合含水下降到90%，采油速度为0.70%左右。
为防止注水水窜，采取低速注水开发，配产配注取下限值。
4.3南沟区块注采结构调整
4.3.1调整思路
（1）不进行井网加密，利用现有老的部署井，考虑补充地层能量，完善注采井网，改变液流方向，即将部分老采油井转注，对现井网进行注采结构调整，考虑原生产井包括停采、停注井的综合利用，进行合理配产配注形成注采结构调整方案；
（2）新部署注水井或转注水井应选择在油层比较发育、渗透能力高部位、吸水能力比较好、与油井连通层位多的层位；
（3）南沟区块经生产资料验证注水指进严重，为防止注水指进现象沿裂缝方向和沉积物源方向的油水井井距适当增大，即增大东北和南西方向油水井井距；
（4）结合储量平面分布，目前储量动用状况、累计采油量、含水率分布、压力分布进行井网完善调整，并结合技术政策论证，在井网注采结构调整时基本调整为不规则反七点注采井网；
（5）由于前期地层压降较大，需要进行压力恢复，阶段注采比应高于理论计算，但注采比过高可能导致注水突进，使生产井含水上升过快，降低注水利用率，影响开发效果。
动态分析和数值模拟均表明，南沟区块阶段注采比可保持在1.04：
1。
4.3.2完善井网调整后
调整后，该区块有采油井259口，注水井有80口，含油面积是16.68km2，油水井井数比2.68：
1，主体部位油水井数比接近2：
1，完善调整后井网密度为15.5口/km2，预测可采储量采出程度25.11%,生产井平均单井控制地质储量2.99×104t,平均单井控制可采储量0.753×104t。
平均单井控制剩余地质储量2.58×104t，平均单井控制剩余可采储量0.331×104t，各项指标高于经济极限值。
受效井共有231口，其中单向受效井70口，双向受效井90口，三向受效井62口，四向受效井9口。
调整后注采井网结构部署图如图4.1。
4.4实施的原则
4.4.1要求统一部署，分类分区实施
采取统一部署，分批实施的原则，要求在潜力大的区域优先实施，南沟区块实施计划转注水井56口（见附表2），计划转注水井井位及现状已经落实清楚，其中开井47口，关停井有9口，日产液量124.91m3,日产油量8.50t,综合含水率91.99%。
4.4.2计划转注水井转注之前的要求
在计划转注水井转注之前，必须先摸清该井的生产状况，不管其是否生产还是关停，务必掌握其井筒状况，严格按照以下两方面要求：
1）所有转注水井必须探砂面，如果探其位置在射孔段以上20米，必须根据设计安排洗井，保持井筒畅通、干净；
2）如果是事故井，必须找到事故原因，是不是井底有落物、砂面高等原因，井底有落物必须把落物打捞起来，砂面高的井筒必须返砂，井筒畅通干净方可转注。
4.4．3要求统一部署，分类分批实施
以注采井组为单元，采用动态管理，根据井区生产特点进行配产配注适时调整。
①分析各井组生产动态，适时进行配产配注调整，保证井组注采平衡；
②根据压力变化特点、产、吸剖面储量动用变化，适时调整排液和注水量，改善储层动用程度。
图4.1南沟长2油藏注采井网结构现状图
4.5注采井网对油层的调整
根据南沟区块油层动用情况，目前不需要对拟建注水井和采油井进行补孔作业；方案确定总体水驱动用程度为52%。
4.6注水井日配注量
根据注采平衡原理，采出程度较高，油层动用程度较高，地层亏空较大，为尽量补充地层相对较大亏空，扭转低产低能被动局面，相对提高配注量，一般在14m3左右。
单井的配注量是根据注水井周围油井的生产情况，把油井的产液量根据受效井分配给注水井作为配注依据。
结合注水井周围的那些水淹井情况计算注水井的配注水量（如表4.1）。
日配注水量总计1128m3/d，而日产液量569.6m3/d，欠注水量558.4m3/d，远远无法满足注水量的要求。
表4.1南沟区块转注水井及老注水井配注量统计表
序号
井号
配注量（m3/d）
序号
井号
配注量（m3/d）
序号
井号
配注量（m3/d）
1
泉28-2
14
28
泉28-24
20
55
泉77-2
14
2
泉5-3
8
29
泉28-6
12
56
泉77-31
14
3
泉丛7720-4
15
30
泉28-8
12
57
香评3
14
4
泉77-8
10
31
泉29-5
14
58
泉77-43
14
5
泉28-29
12
32
泉77
14
59
泉77-44
14
6
泉77-4
14
33
泉29-10
20
60
泉77-39
11
7
香评5
14
34
泉丛2911-4
14
61
泉丛1025-4
14
8
泉丛7719-3
15
35
泉丛299-2
14
62
泉丛284-4
14
9
泉28-28
12
36
泉丛774-2
10
63
泉丛286-4
21
10
泉77-30
14
37
泉丛2822-1
14
64
泉丛288-2
18
11
泉丛777-4
15
38
泉28-25
14
65
泉丛289-3
14
12
泉77-18
10
39
泉丛2835-1
14
66
泉丛289-4
17
13
泉28-30
14
40
泉丛7719-2
10
67
泉丛7735-2
11
14
泉丛283-4
12
41
泉丛1024-2
14
68
泉丛1026-4
14
15
泉7720
10
42
泉丛291-3
14
69
泉丛7721-4
16
16
泉丛21-4
10
43
泉丛295-2
14
70
泉丛7735-1
14
17
丛香评11-2
14
44
泉丛298-3
14
71
泉丛7741-1
14
18
泉77-37
13
45
泉丛298-4
14
72
泉77-1
14
19
香评1
24
46
泉丛284-1
12
73
泉丛7741-4
14
20
香评4
14
47
泉丛7735-3
14
74
泉102-2
20
21
泉29-2
14
48
泉丛2832-1
15
75
泉丛283-2
16
22
泉丛285-4
14
49
泉丛2827-3
14
76
泉丛2823-3
13
23
泉丛2834-1
12
50
柳丛130-1
16
77
泉丛1026-5
14
24
泉71
12
51
泉丛294-2
14
78
泉丛2832-5
20
25
泉丛2832-7
14
52
泉丛2833-1
14
79
泉丛2812-1
14
26
泉28-18
14
53
泉丛288-1
18
80
泉丛2814-2
14
27
泉丛7718-4
14
54
泉丛7717-1
14
合计
358
合计
383
合计
387
总计：
1128
备注：
日配注水量1128m3/d，平均每口注水井井日配注水量14.1m3/d，所给的配注量可以根据油井动态随时进行调整。
5、南沟区块长2油藏注水开发方案设施要求
5.1水源选择及供注水需求量预测
注人水优先选择同一油层产出水，水量不够时，根据敏感性实验以及混合实验，选择与产出水配伍的其它水源。
水源选择：
利用同油层采出污水。
该水源矿化度43360--52310mg/L，主要为CaCl2，PH为6.8—8.4。
5.2水质标准
对水质处理的原则：
一是防止地层堵塞，二是防止地面及井下设备管线腐蚀，防止井筒及油层结垢。
南沟长22油藏属低渗油藏，平均孔侯半径小，地层水属封闭的原生水，为CaCI2水型。
根据石油天然气行业标准（SY/T5329-94）及南沟长2油层，岩性和流体状况，对注入水共提出12项要求，推荐的注入水水质标准如表5.1所示。
经过对注入水进行过滤、防垢、杀菌、除氧等处理措施，使其达到注入水质标准。
表5.1南沟注入水水质推荐标准
项目
单位
标准
控制指标
悬浮物固体含量
mg/L
≤1.0
悬浮物颗粒直径中值
μm
≤1.0
含油量
mg/L
≤5.0
清水不考虑
平均腐蚀率
mm/a
≤0.076
硫酸盐还原菌（SRB）
个/mL
≤10
腐生菌（TGB）
个/mL
≤100
辅助性指标
溶解氧
mg/L
<0.30
铁细菌
mg/L
≤100
游离CO2
mg/L
-1.0＜CO2＜1.0
二价硫含量
mg/L
≤3.0
铁（Fe3+）
mg/L
≤0.4
配伍性
良好
6、系统监测方案
根据总公司注水开发砂岩油田监测系统要求，结合分区注采结构调整要求，进行监测系统部署，为后期开发调整提供必要的动态资料。
1、新井投产后三个月内要取得产量、流体分析、压力和产、吸剖面资料。
2、油、水井压力监测
油层压力监测要求反映整个油藏的油层压力分布状况，因此，要求所选择的测压井点能遍及油藏各部位，这样所测得的压力分布图，才能基本反映油藏本身特点。
开发后要选1/3具有代表性的采油井作为定点测压井，构成一个压力动态监测系统。
选择井即有数量保证，又要有代表性。
每年测一次地层压力，同时测流动压力，监测生产压差和产油量变化。
其它油水井要求在两、三年内普遍测一次压力。
考虑到长2油藏渗透能力差，若单井测压时间短，则压力恢复不到静压，代表性差；若测压时间要求太长，又会影响产量，因此，要达到测压值可靠又不至于较大的影响产量，要求选取的测压井不能太多，选取约1/5的油井进行测压；选取约1/3的注水井进行测压。
3、油井产出剖面监测
考虑长2油藏油层厚度较小，射孔井段少，纵向上产液干扰相对较弱，故选取约20%的采油井测试产液剖面，每年测试一次，时间间隔不少于8个月，以便为高含水期剩余油分布研究及细分开发提供资料。
4、采油井（直井）每2个月测一次动液面，必要时可用其它方法验证。
5、注水井吸水剖面监测
凡具备测试条件的注水井每年应测一次吸水剖面，测得分层吸水量和吸水厚度。
放射性同位素载体法放射性元素吸水测试。
考虑生产实际选30%-40%的注水井测试吸水剖面，每年监测一次，时间间隔不少于8个月；其余的井，在2~3年内都要测试一次；多层（笼统）注水的井，每年测一次；可根据动态分析的要求增加。
6、井下技术状况监测
在油藏注水开发过程中由于注水会引起泥岩遇水膨胀，对油、水、井套管产生挤压，致使套管变形至错断；也可能由于注入水或地层水的腐蚀，使套管变腐蚀。
因此，应对油、水井进行必要的工程测井，随时掌握井下技术状况。
进行技术状况监测，应根据油藏构造特点确定几条监测线，每条线上选几口井定期检测，一般为一年检测一次；对重大增产措施井，在措施前后应测压力恢复线。
7、存在问题及相关建议
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