论文部分内容阅读
摘 要：大芦湖油田樊29块1991年投入开发，目前综合含水87.6%，采出程度20.8%，部分井区已到高含水期，如何提高低渗透油藏采收率是摆在开发工作者面前的关键问题。通过对樊29开发阶段分析，在油藏认识基础上，实施了波动注水方式，取得了较好效果。
关键词：低渗透 采出程度 开发阶段 波动注水
一、油藏地质简况
大芦湖油田樊29块地理位置位于山东省高青县东北部，构造位置位于东营凹陷博兴洼陷西北部，正理庄——樊家鼻状构造北端。1991年投入开发，同年转入注水开发。主力含油层系为沙三中四砂组，上报含油面积2.9平方千米，地质储量426万吨。岩性主要是分选中等的细粉砂岩，平均渗透率11.58×10-3μm2，孔隙度15.4%，原始压力为29.0Mpa，饱和压力11.67-12.26Mpa，原始体积系数1.2968。是一个特低渗透、低粘度、低饱和、天然能量不足的构造岩性油藏，具有含油层多、主力层单层厚度大、原油性质好、埋藏深、渗透性差、自然产能低、吸水能力低等特点，为深湖—半深湖的浊积扇沉积。
二、开发现状及存在问题
（一）开发现状
该块油井开井26口，井口日液水平为282t/d，日油水平为35t/d，综合含水为87.6%，累计采油82.0万吨，采出程度为20.8%；水井投产18口，开井16口，日注水平为366m3/d，累注水219.1万m3，累注采比0.88。地层压力为22.6Mpa，总压降7.04Mpa。
（二）目前存在问题
该区块随着综合含水的升高和不均衡程度的增加，开发效果渐渐变差，自然递减一度高达22%，油井含水上升快，水井调配存在一定的困难，水井调水后，油井供液不足与含水上升的矛盾进一步加大，并且压裂裂缝形成的串流水道影响调水效果。对于低渗透油藏，在特高含水期，依靠提高液量来延长稳产期的做法不可行。因此采取措施降低油田的含水，是低渗透油田生产中的重要问题。由于随着注水开发的不断进行，另外自然裂缝、人工裂缝双重介质的存在及其与基质导流能力的差异，使得平面矛盾、层内矛盾进一步突出，井区间水淹程度不同，波动注水效果逐渐变差。
三、波动注水的实施
1、波动注水机理
油田开发前期在稳定注水情况下，由于油水密度差产生的重力作用和油水两相间毛管作用力，使同一油层内油水在纵向上运动并产生垂向平衡，油层纵向上高低渗透层段之间各相压力趋于平衡。波动注水就是周期性的改变注水方式，在油层中认为的建立不稳定状态，强化采油过程。波动注水弱注（水井低配注）的半个周期内，注采不平衡导致地层压力下降，由于含油饱和度和渗透率的差异，是高渗透段压力下降快，低渗透段压力下降慢，从而在层段间产生除毛管力和重力之外的一种压力差。这种压力差产生的附加窜流是波动注水特有的油水纵向运动形式，并具有方向随着周期注水方式的改变而变化的特性，即在降压期，油水均从低渗透段传向高渗透段；而在升压期内，油水又均从高渗透段窜向低渗透段，从而改变了垂相非均质油层的油水分布，使水淹更均匀。
2、波动注水在樊29块的应用及其效果分析
2014年底以来，针对油井在不断的开采过程中，层内矛盾进一步加大、井区间水淹程度不同、剩余油分布不均等情况，采取了“總体波动注水，重点井组强化调配”的注水原则，并灵活调整周期，实施超前调配，避免调配滞后带来的含水上升和供液不足的情况出现，运用波动注水在油层内高低渗透层段产生的毛细管力驱替出原油，周期注水的强、弱注水形成的压力波不停的由水井传导到油井近井地带，在调整好周期的前题下，油井保持供液平稳，含水稳定，实现了控水稳油的目的。
四、认识及建议
1、油井实施波动注水的最佳时机的确定
当层内矛盾成为油田开发的主要矛盾时，即在中含水期波动注水效果较好。一方面在开发初期，层内矛盾不明显，注入水推进比较均匀，突进或指进现象不明显；另一方面是波动注水的上限，其产生的条件――层内矛盾已经不存在，则波动注水难以实现其控水稳油的目的。
2、波动周期对调配效果的影响
在确定总注采比和注水方式后，摸索出合理的波动注水周期，实施超前调配，避免调配滞后带来的油井含水上升或供液不足的情况出现，我们根据压降叠加原理和实际生产动态相结合，摸索出各井区各种调配方式的合理调配周期，分阶段、分期实施。
参考文献：
[1]葛家理主编.油气层渗流力学[M].北京：石油工业出版社，1982
[2]薛定谔 A E 著.多孔介质中的渗流力学[M].王鸿勋，张朝琛，孙书琛译.北京：石油工业出版社，1982
[3]陈月明主编.油藏数值模似基础[M].山东东营：石油大学出版社，1989
[4]皮斯曼 D W著.油藏数值模似基础[M].北京：石油工业出版社，1982
关键词：低渗透 采出程度 开发阶段 波动注水
一、油藏地质简况
大芦湖油田樊29块地理位置位于山东省高青县东北部，构造位置位于东营凹陷博兴洼陷西北部，正理庄——樊家鼻状构造北端。1991年投入开发，同年转入注水开发。主力含油层系为沙三中四砂组，上报含油面积2.9平方千米，地质储量426万吨。岩性主要是分选中等的细粉砂岩，平均渗透率11.58×10-3μm2，孔隙度15.4%，原始压力为29.0Mpa，饱和压力11.67-12.26Mpa，原始体积系数1.2968。是一个特低渗透、低粘度、低饱和、天然能量不足的构造岩性油藏，具有含油层多、主力层单层厚度大、原油性质好、埋藏深、渗透性差、自然产能低、吸水能力低等特点，为深湖—半深湖的浊积扇沉积。
二、开发现状及存在问题
（一）开发现状
该块油井开井26口，井口日液水平为282t/d，日油水平为35t/d，综合含水为87.6%，累计采油82.0万吨，采出程度为20.8%；水井投产18口，开井16口，日注水平为366m3/d，累注水219.1万m3，累注采比0.88。地层压力为22.6Mpa，总压降7.04Mpa。
（二）目前存在问题
该区块随着综合含水的升高和不均衡程度的增加，开发效果渐渐变差，自然递减一度高达22%，油井含水上升快，水井调配存在一定的困难，水井调水后，油井供液不足与含水上升的矛盾进一步加大，并且压裂裂缝形成的串流水道影响调水效果。对于低渗透油藏，在特高含水期，依靠提高液量来延长稳产期的做法不可行。因此采取措施降低油田的含水，是低渗透油田生产中的重要问题。由于随着注水开发的不断进行，另外自然裂缝、人工裂缝双重介质的存在及其与基质导流能力的差异，使得平面矛盾、层内矛盾进一步突出，井区间水淹程度不同，波动注水效果逐渐变差。
三、波动注水的实施
1、波动注水机理
油田开发前期在稳定注水情况下，由于油水密度差产生的重力作用和油水两相间毛管作用力，使同一油层内油水在纵向上运动并产生垂向平衡，油层纵向上高低渗透层段之间各相压力趋于平衡。波动注水就是周期性的改变注水方式，在油层中认为的建立不稳定状态，强化采油过程。波动注水弱注（水井低配注）的半个周期内，注采不平衡导致地层压力下降，由于含油饱和度和渗透率的差异，是高渗透段压力下降快，低渗透段压力下降慢，从而在层段间产生除毛管力和重力之外的一种压力差。这种压力差产生的附加窜流是波动注水特有的油水纵向运动形式，并具有方向随着周期注水方式的改变而变化的特性，即在降压期，油水均从低渗透段传向高渗透段；而在升压期内，油水又均从高渗透段窜向低渗透段，从而改变了垂相非均质油层的油水分布，使水淹更均匀。
2、波动注水在樊29块的应用及其效果分析
2014年底以来，针对油井在不断的开采过程中，层内矛盾进一步加大、井区间水淹程度不同、剩余油分布不均等情况，采取了“總体波动注水，重点井组强化调配”的注水原则，并灵活调整周期，实施超前调配，避免调配滞后带来的含水上升和供液不足的情况出现，运用波动注水在油层内高低渗透层段产生的毛细管力驱替出原油，周期注水的强、弱注水形成的压力波不停的由水井传导到油井近井地带，在调整好周期的前题下，油井保持供液平稳，含水稳定，实现了控水稳油的目的。
四、认识及建议
1、油井实施波动注水的最佳时机的确定
当层内矛盾成为油田开发的主要矛盾时，即在中含水期波动注水效果较好。一方面在开发初期，层内矛盾不明显，注入水推进比较均匀，突进或指进现象不明显；另一方面是波动注水的上限，其产生的条件――层内矛盾已经不存在，则波动注水难以实现其控水稳油的目的。
2、波动周期对调配效果的影响
在确定总注采比和注水方式后，摸索出合理的波动注水周期，实施超前调配，避免调配滞后带来的油井含水上升或供液不足的情况出现，我们根据压降叠加原理和实际生产动态相结合，摸索出各井区各种调配方式的合理调配周期，分阶段、分期实施。
参考文献：
[1]葛家理主编.油气层渗流力学[M].北京：石油工业出版社，1982
[2]薛定谔 A E 著.多孔介质中的渗流力学[M].王鸿勋，张朝琛，孙书琛译.北京：石油工业出版社，1982
[3]陈月明主编.油藏数值模似基础[M].山东东营：石油大学出版社，1989
[4]皮斯曼 D W著.油藏数值模似基础[M].北京：石油工业出版社，1982