精品文檔-下載后可編輯多手段結合制定吳旗注水開發調整措施【摘要】本文針對吳旗長6高注采比、低產、低壓的開發特征，開展從精細油藏描述到開發技術對策制定的一體化綜合研究，主要以地質研究為基礎，剖析區域儲層特征，以油藏工程、動態分析、動態監測相結合，描述油藏平面、剖面水驅及剩余油分布規律，總結動態調整措施效果，確定開發特征的主要影響因素，提出改善開發效果的具體實施對策。

【關鍵詞】油藏描述非均質性剩余油調整措施

吳旗油田吳410區自2000年以菱形反九點井網投入注水開發以來，開發特征主要表現為注采比大、油井見效程度低、產量低、開發效果差等，本文旨在通過精細地質研究，深入剖析儲層地質特征，并結合油藏動態分析和動態監測成果，描述注水開發過程中儲層油水運移規律，分析歷史開發調整措施效果，確定開發現狀主要影響因素，研究制定改善老油田注水開發效果對策，為特低滲透油田開發穩產技術研究提供地質依據，并為周邊后續建產區塊制定開發技術政策做好技術儲備。

1開發特征描述

本區長6油藏地處陜北斜坡中部，區域構造表現為一平緩的西傾單斜，平均坡降6m/km，區內長61油層普遍發育，為三角洲前緣水下分流河道砂體含油，油層分布與砂體展布和相變有關，與構造關系不大。

根據區域巖石巖礦薄片鑒定分析，長61儲層巖石類型屬長石砂類，巖石結構為顆粒支撐，點式接觸，孔隙～薄膜式鈣泥質膠結，巖性致密，物性差。本區巖芯樣品分析，平均孔隙度為11.9%，滲透率為0.412mD，巖芯壓汞資料表明，排驅壓力（0.4995MPa）和中值壓力（6.2783MPa）都較高，中值半徑僅為0.117μm，喉道屬于微細喉范疇，滲透阻力較大。原始地層壓力為13.0MPa左右，油藏飽和壓力為9.57MPa。這些都是說明油層物性較差、壓力低，屬特低滲透油藏。

主要開發特征表現為以下幾點：

1.1高注采比低產油水平穩產

本區共有油井27口，平均單井日產液0.8m3，單井日產油能力0.6t，含水16.5%。動態主要表現為低油量、低含水穩產。歷年注采比見圖1。

1.2老井壓力保持水平較低

2022年平均地層壓力保持水平65.5%，歷年壓力保持水平柱狀圖顯示，地層壓力測試結果逐年下降。歷年壓力保持水平見圖2。

（2）含油性：河道頂部含油性好，但相對粒間孔不發育，長石溶孔為主要孔隙，鈣質、硅質膠結嚴重；中下部含油性變差，但粒間孔變得發育，長石溶孔面孔率較高，膠結物以綠泥石為主。

（3）縱向非均質性：主力產層平面上砂體分布較穩定，儲層厚度大且連片性好，但儲層內部夾層發育，層內夾層平均頻率0.17條/m。

綜上所述，本區主力產層以三角洲前緣水下分流河道正韻律沉積為主，儲層上部物性差，但含油較好，也是開發井射孔試采的主要部位，但縱向非均質性及物性差異導致縱向吸水差異大，吸水剖面下移，注入水易沿儲層下段（或相對高滲段）流走，造成無效注水或注水效率低。

3歷年動態調整措施效果分析3.1油井轉注

2022年實施轉注4井次，轉注前井組油井壓力保持水平持續下降，轉注后，井組油井同井對比地層壓力由9.3MPa逐漸上升到11.5MPa，井組產量穩中有升。

3.2注水井剖面調整

2022年實施注水井補孔及剖面調整措施3口，措施后井組產量穩中有升，但有效改善剖面吸水狀況及提高縱向水驅波及體積時間短，吸水剖面下移等問題依然突出。

3.3不同注水強度試驗

2022年開展大排量（160m3/d）注水試驗2井次，試驗井組產量穩中有升，但研究表明，平均注水量超過70m3/d時，微裂縫開啟，大排量注水勢必造成多方向裂縫開啟，特別是高角度裂縫。202