層間動(dòng)用狀況監(jiān)測(cè)技術(shù)項(xiàng)目組階段工作匯報(bào)

1、層間動(dòng)用狀況監(jiān)測(cè)技術(shù)在西南油田的應(yīng)用效果評(píng)價(jià) 內(nèi)容提要： 西南油田投入注水的油藏類型主要是中滲復(fù)雜斷塊油藏和高壓低滲油藏，目前 該類油藏均已進(jìn)入中高含水開發(fā)后期，產(chǎn)量逐年遞減，為減緩遞減，提高采出程度，必須 搞清各類儲(chǔ)層層間動(dòng)用狀況，加強(qiáng)適合于西南油田的監(jiān)測(cè)資料的應(yīng)用力度。目前注入、產(chǎn) 出剖面資料適合于西南油田各類油藏，剩余油飽和度監(jiān)測(cè)技術(shù)比較適合的有高精度碳氧比 測(cè)井技術(shù)、 PNN 飽和度測(cè)井技術(shù)，通過各類監(jiān)測(cè)技術(shù)在西南油田的應(yīng)用，指導(dǎo)了油藏的精 細(xì)開發(fā)，提高了精細(xì)調(diào)整措施的有效率。 主題詞： 西南油田；產(chǎn)出剖面技術(shù)； PNN 飽和度測(cè)井技術(shù)； 以油藏經(jīng)營管理為中心，強(qiáng)化老油田地質(zhì)基礎(chǔ)研究，

2、加強(qiáng)精細(xì)調(diào)整工藝技 術(shù)攻關(guān)，針對(duì)不同的油藏類型實(shí)施不同的調(diào)整對(duì)策 二三類層能夠水驅(qū)動(dòng)用的中滲復(fù)雜斷塊油藏，應(yīng)用沉積微相研究成果，強(qiáng) 化相控剩余油研究，對(duì)剩余油相對(duì)富集的二三類層，采取卡封分注、打塞、擠 堵、補(bǔ)孔歸位等手段進(jìn)一步縮短注水井段，重組二三類層井網(wǎng)，挖潛二三類層 剩余油； 二類層水驅(qū)動(dòng)用困難的高壓低滲油藏，在相控剩余油研究的基礎(chǔ)上，一類 層主要通過注采井別轉(zhuǎn)換、換向注水等方式實(shí)施點(diǎn)弱面強(qiáng)、溫和注水提高一類 層水驅(qū)采收率，二類層采取注單層、最小自然段等注水方式，提高注水壓力， 對(duì)應(yīng)油井采取壓裂引效等開發(fā)方式，提高這類低滲、特低滲油藏的注水開發(fā)效 果。 1. 概述 西南油田位于東濮凹陷中央

3、隆起帶西留構(gòu)造南部次級(jí)地塹內(nèi)，是一個(gè)異常 高壓、高溫、高氣油比、低滲、高飽和的復(fù)雜斷塊油氣藏。主要含油層位為下 第三系沙河街組沙二下、沙三上和沙三中亞段。油藏埋藏深度 2210-4000m 之 間。自 1983年以來，陸續(xù)投入開發(fā)了 9 個(gè)斷塊區(qū) 35個(gè)開發(fā)單元，動(dòng)用含油面 積64.4km2,動(dòng)用石油地質(zhì)儲(chǔ)量 8610.18 Xl04t，標(biāo)定可采儲(chǔ)量2016.99 Xl04t, 標(biāo)定采收率 23.43%。 西南油田油藏類型分為中滲復(fù)雜斷塊油藏、高壓低滲油藏、常壓低滲油 藏、天然能量油藏和特殊油藏五種類型。其中投入注水開發(fā)單元 24 個(gè)，地質(zhì)儲(chǔ) 量6587X 104t占總儲(chǔ)量的76.5%。 2.

4、 研究內(nèi)容 西南油田投入注水的油藏類型主要是中滲復(fù)雜斷塊油藏和高壓低滲油藏， 目前該類油藏均已進(jìn)入中高含水開發(fā)后期，產(chǎn)量逐年遞減，為減緩遞減，提高 采出程度，必須搞清各類儲(chǔ)層層間動(dòng)用狀況，加強(qiáng)適合于西南油田的監(jiān)測(cè)資料 的應(yīng)用力度。 3. 技術(shù)創(chuàng)新內(nèi)容 3.1 注入剖面監(jiān)測(cè)技術(shù) 注入剖面監(jiān)測(cè)技術(shù)主要有同位素吸水剖面和氧活化吸水剖面，同位素吸水 剖面主要應(yīng)用于中滲、低滲油藏；氧活化吸水剖面則多應(yīng)用于注水壓力較低的 （28Mpa以下）中滲油藏，這兩項(xiàng)技術(shù)在西南油田已得到成熟的應(yīng)用，成功的 解決了高壓、低壓注入剖面層間吸水動(dòng)用狀況問題，為注水開發(fā)單元層間水驅(qū) 動(dòng)用狀況提供可靠依據(jù)。 3.2 產(chǎn)出剖面監(jiān)

5、測(cè)技術(shù) 產(chǎn)出剖面監(jiān)測(cè)技術(shù)目前在西南油田應(yīng)用的主要有兩項(xiàng)技術(shù)，環(huán)空和五參數(shù) 測(cè)產(chǎn)出，環(huán)空產(chǎn)出主要應(yīng)用于無自噴能力的抽油生產(chǎn)井，五參數(shù)產(chǎn)出主要應(yīng)用 于有自噴能力、井口有溢流的生產(chǎn)井。這兩項(xiàng)技術(shù)在西南油田已得到成熟的應(yīng) 用，成功的解決了生產(chǎn)井各小層產(chǎn)油、水狀況，并進(jìn)行定量解釋分析，為生產(chǎn) 井層間動(dòng)用及水淹狀況提供可靠依據(jù)。 3.3 剩余油飽和度監(jiān)測(cè)技術(shù) 剩余油飽和度測(cè)試目前在西南油田應(yīng)用的主要有兩項(xiàng)技術(shù)，高精度碳氧比 和中子壽命測(cè)井，高精度碳氧比主要適用于中滲油藏的剩余油飽和度測(cè)試，尤 其對(duì)未射孔層的水淹解釋精度較高，好于裸眼井的水淹層解釋，近幾年在西 33 塊、95 塊等中滲開發(fā)單元應(yīng)用效果較好。

6、這項(xiàng)技術(shù)在西南油田已得到成熟的應(yīng) 用，為中滲油藏注水開發(fā)后期剩余油的分布提供可靠資料。而中子壽命測(cè)井由 于應(yīng)用效果不好已逐漸被淘汰。 針對(duì)高壓低滲油藏剩余油飽和度監(jiān)測(cè)技術(shù)，還沒有成熟的應(yīng)用技術(shù)，今年 引進(jìn)的PNN飽和度測(cè)井技術(shù)是否能解決低滲油藏剩余油認(rèn)識(shí)問題，應(yīng)用效果待 進(jìn)一步評(píng)價(jià)。 3.4 分層啟動(dòng)壓力監(jiān)測(cè)技術(shù) 分層啟動(dòng)壓力測(cè)試目前在西南油田應(yīng)用的主要有兩項(xiàng)技術(shù)，氧活化和五參 數(shù)測(cè)試，氧活化主要用于注水管柱下到油層底部的注水井，而五參數(shù)主要用于 注水管柱下到油層頂部的注水井，這兩項(xiàng)技術(shù)在西南油田已得到成熟的應(yīng)用， 成功的解決了注水井各小層的啟動(dòng)壓力，為注水井層間水驅(qū)控制、動(dòng)用狀況提 供可靠依

7、據(jù)。 4. 效果分析 4.1 吸水剖面資料應(yīng)用效果分析 4.1.1 氧活化找漏應(yīng)用效果分析 西 79-83 井組分析 井組簡(jiǎn)況 : 西 79-83 井組位于西 138 塊北部復(fù)雜帶，對(duì)應(yīng)水井西 79-82 井、西 79-84 井，注水層位分別為 S2下3-5砂組、S2下2-4砂組，注采井距分別為410m 430m。 西 79-83 井生產(chǎn)簡(jiǎn)史分析 : 西 79-83 井于 1992 年 5 月新投，初期日產(chǎn)油 5t ，不含水，由于該區(qū)域構(gòu) 造復(fù)雜，儲(chǔ)層變化大，該井一直處于天然能量生產(chǎn)，于 1992 年 10 月，日產(chǎn)液 量、含水突然上升，由9.8*8.4*15%升至29.7*1.2*96%，礦

8、化度為 17.4 X 104mg/L,分析認(rèn)為屬于地層水，綜合分析該井出水主要是由于套管損壞，于 1993年高含水關(guān)井，累計(jì)產(chǎn)油 1046t。 氧活化測(cè)試資料應(yīng)用效果分析 : 2008 年通過對(duì)西 138 塊北部復(fù)雜帶構(gòu)造、儲(chǔ)層精細(xì)研究，先后將停產(chǎn)井西 79-82井、西79-84井轉(zhuǎn)注，完善注采井網(wǎng)，當(dāng)注水量累積達(dá)到7000m3時(shí)，對(duì) 應(yīng)停產(chǎn)井西 79-83 井于 2008 年 12 月 8 日實(shí)施氧活化找漏，測(cè)試結(jié)果顯示 2370-2420M處套管漏失，根據(jù)測(cè)試結(jié)果于 2008年12月28日實(shí)施擠漏重炮措 施，措施后日產(chǎn)液 6.1t ，日產(chǎn)油 5.5t ，含水 10%，當(dāng)對(duì)應(yīng)水井累積注水 1

9、.2X 104m3時(shí)，對(duì)應(yīng)油井于2009年1月23日見到注水效果，見效前日產(chǎn)液 6.6t、 日產(chǎn)油 5.9t 、含水 10%，見效后日產(chǎn)液 8.4t 、日產(chǎn)油 8t 、含水 5%，見效初期 日增油 2.1t ，截止目前該井累增油 2928t 。 4.1.2 吸水剖面資料判斷管外竄應(yīng)用效果分析 西 99-24 井組分析 井組簡(jiǎn)況 : 西 99-24 井組位于西 99 南塊，該井于 2004 年 11 月轉(zhuǎn)注 S2 下 4 砂組，對(duì) 應(yīng)油井西99-25井，初期油壓14MPa日注51m3 井組調(diào)整前存在的主要問題 : 注水井西 99-24 井管外竄。 2007 年 4 月吸水剖面測(cè)試結(jié)果顯示，目的層

10、 （21 號(hào)層）吸水較少（ 14.7%）， S2 下 4 的 24-30 號(hào)層（未補(bǔ)孔）主吸 （85.3%）， 2008年吸水剖面測(cè)試結(jié)果相同，分析認(rèn)為該井由于2005年 3 月酸 化增注所致（酸化前油壓37MPa日注11m3酸化后油壓31MPa日注 52m3）。 調(diào)整措施及效果 : 2009 年 5 月依據(jù)吸水剖面結(jié)果對(duì)注水井西 99-24 井實(shí)施二次固井，措施前 油壓37.5MPa,日注34m3措施后油壓37.5MPa,日注11m3措施后吸水剖面 結(jié)果顯示目的層S2下4的21號(hào)層吸水100%當(dāng)注水井累注2846m3時(shí)，對(duì)應(yīng) 油井西 99-25 井于 2009 年 9 月實(shí)施壓裂引效措施，措

11、施前日產(chǎn)液 3t ，日產(chǎn)油 2t，含水34%措施后日產(chǎn)液17t，日產(chǎn)油9.4t，含水45%日增油7.4t。 4.1.3 應(yīng)用吸水剖面資料實(shí)施層間精細(xì)調(diào)整 4.1.3.1 西 95-6 井組分析 井組簡(jiǎn)況 : 西95-6井組位于西95塊北部，對(duì)應(yīng)油井西95-91井，注采井距240m注 水層位S3中3砂組。 利用吸水剖面資料所做的主要工作： 西 95-6 井于 2006 年 3 月轉(zhuǎn)注，該井組屬于長期注水不見效井組，通過吸 水剖面資料分析發(fā)現(xiàn)S3中3砂組的9號(hào)層主吸88% （非目的層），目的層層吸 水 12%，由于目的層吸水較少，導(dǎo)致該井組長期注水不見效，根據(jù)吸水剖面資 料，于 2009 年 4

12、月，對(duì)水井西 95-6 井實(shí)施卡封單注。 井組調(diào)整后效果分析： 當(dāng)水井西95-6井累注1450m3時(shí)，對(duì)應(yīng)油井西95-91井于6月見到注水效 果，見效前日產(chǎn)液 6.4t 、日產(chǎn)油 1.0t 、含水 84%，見效后日產(chǎn)液 18.2t 、日產(chǎn) 油 7.6t 、含水 58%，日增油 6.6t ，目前日產(chǎn)液 15.5t 、日產(chǎn)油 6.2t 、含水 60%，累增 562t 。 4.1.3.2 西 33-1 井組分析 井組簡(jiǎn)況： 西33-1井組位于西33斷塊區(qū)南部西33主塊，井組注水層位S2下6的2- 3號(hào)小層，對(duì)應(yīng)油井西 33-241井，井距180m新增水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量 0.8 X 104 噸。 應(yīng)用吸水剖

13、面監(jiān)測(cè)資料效果分析： 2008 年 11 月對(duì)水井西 33-1 井實(shí)施鉆塞重炮卡封注 S2 下 6.7 砂組。對(duì)應(yīng) 油井西 33-241 于 2009 年 2 月中旬見到注水效果，見效前日產(chǎn)液 11.6t ，日產(chǎn) 油 1.2t ，含水 90%，見效后日產(chǎn)液 19.9t ，日產(chǎn)油 10.9t ，含水 45%，日增油 9.7t。根據(jù)吸水剖面顯示S2下6的2-3號(hào)小層主吸83.5%，分析認(rèn)為對(duì)應(yīng)油井 W33-241 井該小層見效。目前油井 W33-241 井日產(chǎn)液 21.4t ，日產(chǎn)油 2.1t ，含 水 90%,分析認(rèn)為該小層已見效水淹。 下步調(diào)整措施： 目前該井組存在的主要問題是對(duì)應(yīng)油井 S2下

14、6的2-3號(hào)小層西33-1井方 向已見效水淹，下步對(duì)水井實(shí)施換封調(diào)層，加強(qiáng)S2下7砂組供液，培養(yǎng)新增見 效層位。 4.2 剩余油飽和度資料應(yīng)用效果分析 4.2.1應(yīng)用高精度C/O資料堵水補(bǔ)孔效果分析 西 95-98 井組分析 井組簡(jiǎn)況： 西 95-98 井組位于西 95 塊南部，對(duì)應(yīng)水井 2 口：西 148 井：注水層位 S3 中3砂組、油壓39.5MPQ日注100m3西新95-22井目前待分注。 應(yīng)用高精度C/O資料效果分析： 西95-98井于2009年6月新投S3中3砂組的13-16號(hào)層，投產(chǎn)后日產(chǎn)液 13.8t ，日產(chǎn)油 0.3t, 投產(chǎn)效果差，為挖潛該井潛力，于 2009 年 8 月

15、13 日實(shí)施 高精度碳氧比測(cè)井，結(jié)果顯示 S3中3砂組的14-16號(hào)小層為主產(chǎn)水層，S3中 1、3 砂組的 7、9、 1 0、 1 3 號(hào)小層剩余油相對(duì)富集，結(jié)合動(dòng)態(tài)分析，認(rèn)為該測(cè) 試結(jié)果與該井區(qū)注水井吸水狀況吻合，根據(jù)測(cè)試結(jié)果實(shí)施全井段擠堵補(bǔ)孔S3中 1.2砂組的7.9.10號(hào)小層，重炮S3中3砂組的13號(hào)小層，措施后初期日產(chǎn)液 4.5t、日產(chǎn)油4.1t、含水8%目前日產(chǎn)液3.0t、日產(chǎn)油2.8t、含水5% 4.2.2應(yīng)用PNN飽和度資料效果分析 西 72-436 井組分析 井組簡(jiǎn)況： 西 72-436 井組位于西 72-134 塊北部，該井于 2009 年 7 月初轉(zhuǎn)注，對(duì)應(yīng)油 井西72-

16、102井，注采井距160m注水層位S2下7砂組、油壓34MPa日注 60m3。 利用PNN測(cè)試資料所做的主要工作： 西 72-436 井轉(zhuǎn)注前生產(chǎn)層位 S3 中 6-7 砂組，日產(chǎn)液 21.6t 、日產(chǎn)油 0.2t 、含水 99%，為挖潛該井其它層位剩余油，于 2009年5月8日對(duì)該井實(shí)施 PNN剩余油飽和度測(cè)試，結(jié)果顯示 S2下7的1號(hào)層平均泥質(zhì)含量8.4%，平均孔 隙度 17.0%，該層底部 3069.6-3072.2m 顯示一定的含油飽和度，平均含水飽和 度66.2%,其它層位含油飽和度較低。根據(jù) PNN測(cè)試結(jié)果于5月18日對(duì)該井S2 下 7的 1 號(hào)層底部 3069.2-3072.2m

17、 實(shí)施補(bǔ)孔，措施后不出，結(jié)合臨井西 72- 102井生產(chǎn)情況（該層位累產(chǎn)油 3200t），分析其主要原因由于該層位地層能量 被釋放（壓力系數(shù)0.53 ），地層虧空較大。通過利用PNN測(cè)試結(jié)果措施后，認(rèn) 為該井區(qū)S2下7砂組未水淹，于2009年6月對(duì)油井西72-436井實(shí)施轉(zhuǎn)注，對(duì) 應(yīng)油井西 72-102 井，補(bǔ)充地層能量。 井組調(diào)整后效果分析： 注水井西72-436井初期油壓34MPa,日注60m3當(dāng)水井累注1610m3時(shí)，對(duì) 應(yīng)油井西 72-102 井于 8 月見效，見效前日產(chǎn)液 0.8t 、日產(chǎn)油 0.1t 、含水 92%；見效后日產(chǎn)液 13.4t 、日產(chǎn)油 3.4t 、含水 75%，日增油 3.3t ，截止目前累 增油 105t 。 5. 下步工作安排 工程安排 2010 年層間動(dòng)用狀況監(jiān)測(cè)總工作量 331 井次，其中同位素吸水剖 面 195 井次，氧活化吸水剖面 70 井次、產(chǎn)液剖面 20 井次、碳氧比飽和度測(cè)