姬塬油田吴仓堡区长6油藏注水开发政策适应性评价及下步调整建议

姬塬油田降低注水管网管损技术程忠钊;董巍;王绍平【摘要】当注水系统管网末端的管损超出一定范围时,不仅会造成管网效率偏低,更严重的是会造成注水井欠注,制约采油井的正常生产.介绍了姬塬油田JS注水站注水管网末端管损偏大的问题,分析了地形条件、注水管径、注水半径、干线水量的分布、管道局部压力损失等对管损的影响,提出了敷设注水复线、更换部分注水管道、注水量二次调配等技术改造措施,并论述了措施实施的效果.实践表明,针对管损影响因素经过了一系列的管网改造后,注水管网管损平均降低了2.8 MPa,姬塬油田平均注水单耗下降为0.6 kW· h/m3,注水井配注合格率达到了99％.【期刊名称】《石油工程建设》【年(卷),期】2015(041)006【总页数】3页(P34-36)【关键词】注水管网;管损;管网改造【作者】程忠钊;董巍;王绍平【作者单位】西安长庆科技工程有限责任公司,陕西西安710018;西安长庆科技工程有限责任公司,陕西西安710018;长庆油田第二采油厂,甘肃庆阳745100【正文语种】中文随着姬塬油田的不断滚动开发，目标油藏的渗透率越来越低，开发难度越来越大，部分区块因地面注水管网系统管损偏大而造成注水井注水不够或注不进的情况比较突出。

根据现场反馈的注水系统实际运行情况，姬塬油田JS注水站注水管网末端的管损高达4.2 MPa，造成末端部分注水井存在不同程度的欠注，严重影响了油田注水井配注的合格率。

因此，必须采取针对性的技术措施来降低注水管网的管损。

通过对姬塬油田地面注水系统运行现状的研究分析，结合历年注水系统的调整改造经验，认为影响管损的因素除地形条件外，还包括以下几个方面。

1.1 注水管径注水管径对注水管网管损的影响相当大，从管损计算公式（1）可以看出，注水管网的管损与管径的4.7次方成反比，管径越小，管网管损越大。

式中h——管网的管损/MPa；Δ——常量系数；d——注水管径/m。

注水管径是在注水站外管网系统最初设计时，通过注水管道工艺计算得出的设计参数。

姬塬油田吴420区块长6油藏油井堵水技术应用及评价【摘要】姬塬油田吴仓堡区长6油藏属于典型的特低渗油藏，微裂缝发育，储层物性差，非均质性强，隔夹层发育，加之储层中存在天然裂缝，使开发难度加大。

经过几年的注水开发，在原始地层状态下成闭合的天然裂缝慢慢开启，注水井出现指状吸水，尖峰吸水，层间层内矛盾突出，油井一段时间后含水上升或出现爆性水淹，损失油井产能，加快了油藏开发的递减，因此见水井的治理成为了油田稳产中一项重要的工作。

【关键词】长6油藏见水井治理油井堵水1 姬塬油田吴420区地质概况1.1 地质概况吴仓堡区在构造上处于陕北斜坡中西部，为一平缓的西倾单斜（坡度0.5°左右，平均坡降8～10m/km），吴仓堡区内构造简单，在区域西倾单斜的构造背景下，发育一系列由东向西倾没的小型鼻状隆起。

储层系三角洲前缘水下分流河道沉积，砂体展布为北东-西南向。

岩性主要为浅灰色、灰色细砂岩、粉砂岩、灰绿色泥质粉砂岩与深灰、灰黑色泥岩、碳质泥岩呈不等厚互层。

岩性特征反映本区长6油层组形成于近岸浅水到半深湖的弱还原到还原环境。

碎屑岩成分有石英、长石和暗色岩屑，岩石成分成熟度低，结构成熟度中等。

胶结类型有薄膜-孔隙式、孔隙-再生式等，岩石颗粒的磨圆，次圆～次棱角状，磨圆度差，分选中等～好，平均孔径31.29μm，总面孔率3.92%。

储层平均有效厚度20.1m，平均有效孔隙度12.9%，储层孔隙度发育中等，平均渗透率1.42×10-3μm2，属低渗透储层。

油藏原始地层压力14.9mpa，饱和压力9.43mpa，属于低压高饱和油藏。

1.2 含水分布情况截止2012年12月姬塬油田吴仓堡区注水井305井次，日注水能力8500m3；油井共879井次，正常生产786井次，平均日产液量2709m3，平均日产油量1870t，综合含水21.4%，自然递减7.93%，综合递减5.31%，含水上升率6.22%。

2 吴420区块长6油藏油井堵水实施的必要性姬塬油田吴420区块长6油藏受储层改造规模和注水开发的影响，储层中的潜在缝也被开启，并转化为水窜的有效缝，受裂缝和高渗带的影响主向井过快水淹，侧向井逐步开始见水。

注水开发油藏调整潜力分析与评价
注水开发油藏是指在原有油田中通过注入水来提高储层压力，改变储层物理化学性质，从而增加油藏采收率。

随着国内油气资源日益减少，油田的开发难度也越来越大，注水开
发油藏已成为一种重要的油藏开发方式。

本文将从油藏调整潜力分析和评价两个方面来系
统阐述注水开发油藏的重要性。

油藏调整潜力分析：油田采收率的提高和油藏的开发难度与油藏的调整有关。

调整油
藏的工作就是通过开发技术和流体力学工程手段来优化原油藏的生产状况、物性参数、油
层动态分布及岩石物理性质等方面，使得油藏的采收率迅速上升。

注水开发油藏可以调整
油藏的成分、温度、压力等物理化学性质，通过改变原有油藏内部结构和流动规律，从而
促进油气的运动，提高油藏的采收率，实现油气资源的有效开发和利用。

油藏评价：评价油藏的好坏关键在于确定油藏的物性参数。

物性参数是指当油藏受到
温度、压力等参数影响时，反映油藏物性状态的各项指标。

评价油藏是否适合注水开发需
要考虑油藏的储层物性、地质结构、岩石物理参数、流体力学参数等因素。

这些参数的精
准评价可以准确判断油藏的采收率和注水开发的效益。

因此，在确定注水开发油藏的可行
性之前，对油藏进行全面、准确的评价非常重要。

综上所述，注水开发油藏调整潜力分析与评价是保障油田开发持续性的重要手段。

在
注水开发油藏前，需要全面分析和评估油藏的物性参数，针对油藏的特点和开发需求，选
择合适的注水开发技术和工艺全力推进油藏的规模化开发。

这样才能实现油气资源的有效
开采，进一步提高国内的能源保障能力。

多手段结合制定吴旗注水开发调整措施【摘要】本文针对吴旗长6高注采比、低产、低压的开发特征，开展从精细油藏描述到开发技术对策制定的一体化综合研究，主要以地质研究为基础，剖析区域储层特征，以油藏工程、动态分析、动态监测相结合，描述油藏平面、剖面水驱及剩余油分布规律，总结动态调整措施效果，确定开发特征的主要影响因素，提出改善开发效果的具体实施对策。

【关键词】油藏描述非均质性剩余油调整措施吴旗油田吴410区自2000年以菱形反九点井网投入注水开发以来，开发特征主要表现为注采比大、油井见效程度低、产量低、开发效果差等，本文旨在通过精细地质研究，深入剖析储层地质特征，并结合油藏动态分析和动态监测成果，描述注水开发过程中储层油水运移规律，分析历史开发调整措施效果，确定开发现状主要影响因素，研究制定改善老油田注水开发效果对策，为特低渗透油田开发稳产技术研究提供地质依据，并为周边后续建产区块制定开发技术政策做好技术储备。

1 开发特征描述本区长6油藏地处陕北斜坡中部，区域构造表现为一平缓的西倾单斜，平均坡降6m/km，区内长61油层普遍发育，为三角洲前缘水下分流河道砂体含油，油层分布与砂体展布和相变有关，与构造关系不大。

根据区域岩石岩矿薄片鉴定分析，长61储层岩石类型属长石砂类，岩石结构为颗粒支撑，点式接触，孔隙～薄膜式钙泥质胶结，岩性致密，物性差。

本区岩芯样品分析，平均孔隙度为11.9%，渗透率为0.412mD，岩芯压汞资料表明，排驱压力（0.4995MPa）和中值压力（6.2783MPa）都较高，中值半径仅为0.117μm，喉道属于微细喉范畴，渗透阻力较大。

原始地层压力为13.0MPa左右，油藏饱和压力为9.57MPa。

这些都是说明油层物性较差、压力低，属特低渗透油藏。

主要开发特征表现为以下几点：1.1 高注采比低产油水平稳产本区共有油井27口，平均单井日产液0.8m3，单井日产油能力0.6t，含水16.5%。

姬塬油田W3区C6油藏提高水驱动用程度技术应用W3区C6油藏进入中含水期，注水井平面、剖面注水矛盾加剧，含水上升速度加快，本文通过开展分注试验、调配试验、剖面治理等提升水驱技术，并对效果进行分析，评价各类技术适应性。

标签：分注；酸化；堵水调剖；水驱动用程度1 地质概况姬塬油田W3区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中段，区内主力油层三叠系长61储层为水下分流河道沉积，长61层为长611层、长612层，其中长612层有效厚度15.6m，渗透率 3.38×10-3μm2；长611层有效厚度13.6m，渗透率2.98×10-3μm2。

油藏整体长612层物性好于长611层，平面渗透率分布差异大，非均值性较强。

W3区C6油藏沉积韵律多样，主要为水下分流河道沉积微相，其中正韵律比例较大，油层底部水淹风险大。

2 水驱特征W3区C6油藏注水井综合治理后水驱动用程度由70.4%↑75.1%，层间水驱动用程度差值由6.8%↓1.0%。

W3区C6油藏受到层间、层内非均值性强，分注合格率低等多因素影响，剖面吸水矛盾突出，注水沿大孔道突进导致油井见水，近三年测试吸水剖面不均匀吸水井占总测试井数的50%-60%，经过多年水井工作治理，层间、层内矛盾得到缓解，剖面水驱动用程度提高，不吸水、弱吸水段减少，剖面吸水均匀程度得到提高，剖面上长612层吸水均匀程度优于长612层。

3 提高水驱动用程度技术应用为提升油藏开发水平，W3区开展区块注水井分注试验、调配试验、剖面治理等治理措施，减缓了层间矛盾，逐渐提高了水驱动用程度，为油藏稳产奠定基础。

3.1 分注技术油藏夹层发育，层间、层内渗透率级差大，笼统注水无法控制小层注（吸）水量，导致小层吸水强度远大于设计注水强度。

为缓解层间矛盾，提高小层动用程度，对层间矛盾突出注水井实施分注37井次，分注率由47.0%↑60.8%；其中对测试调配频繁遇阻井开展试验油套分注5井次，分注后油井含水稳定，油井有见效趋势，层间矛盾得到一定缓解。

注水开发油藏调整潜力分析与评价注水开发是一种常用的油藏开发方法，通过注入水来增加地下油藏内的压力，推动石油向井口流动，提高采收率。

注水开发并不是适用于所有类型的油藏，需要根据油藏特性进行合理调整和评价。

需要分析油藏的地质特征和储油条件。

包括油藏类型、油藏厚度、构造类型、孔隙类型、孔隙度、渗透率等参数。

地质特征是评价油藏生产潜力的重要指标，直接关系到注水开发的效果。

岩性油藏、裂缝性油藏、溶蚀性油藏等不同类型的油藏，在注水开发中都需要采用不同的方法和方案。

注水开发的调整还需要考虑油藏的可持续开发性。

即注水开发对油藏的侵染程度和开发程度。

如果油藏已经进行了大量的自然产油或其他开发方式采油，那么通过注水开发来提高采收率的潜力相对较小。

因为油藏的可开发资源已经被开采过程中形成的渗流通道耗损掉了一部分。

要结合油藏水驱曲线和动态监测结果，对注水开发过程进行评价和优化。

水驱曲线是通过注水开发后生产井的产量和注入井的注入量画出的变化曲线。

通过分析水驱曲线，可以获得注水开发的效果和潜力，并进一步调整开发方案。

注水开发潜力评价还要考虑到开发成本和利益的平衡。

注水开发需要投入大量的资金和人力，并且需要建设注水井、水源设备等。

对于一些油藏，尤其是开发比较困难的油藏，需要综合考虑成本和潜力来评估注水开发的可行性。

注水开发调整潜力的评价需要综合考虑以上因素，并结合实际开发经验和技术水平。

油藏是一个复杂的系统，注水开发需要不断研究和改进，才能更好地发挥其潜力。

开发人员需要持续学习和研究新的注水开发技术和方法，以优化注水开发效果。

注水开发油藏的调整潜力分析与评价是一个复杂的过程，需要结合地质特征、储油条件、水驱曲线、开发成本等因素进行综合评估。

只有全面考虑这些因素，才能更好地实现注水开发的潜力，提高油田的采收率。

油藏降压增注技术适应性解析姬塬油田X区为同步注水区块，注水井投注初期平均注水压力为18MPa，后期注水压力逐步升高，高压欠注井逐渐增多，地层能量得不到补充，致使注水开发效果受到影响。

分析造成欠注的原因主要为：（1）储层物性较差是造成研究区长82油藏高压欠注的原因之一；（2）由于长时间注水开采，地层黏土矿物等填隙物堵塞注水通道；（3）研究区采用污水回注后，注入水主要为延9及侏罗系地层采出水，回注水矿化度高，且含有较高的成垢离子，水质不配伍造成地层中CaSO4结垢加重堵塞地层是研究区高压欠注的最主要原因。

本次研究针对高压欠注井先后实施土酸酸化、前置酸压裂、混合水压裂3种降压增注措施，取得了一定的效果，但受储层物性和注入水水质等因素的影响，部分井措施有效期短，其中有效期小于30天的井占20.15%，30～90天的井占36.2%，90～180天的占30.85%，有效期大于180天的井仅占12.8%，措施效果不理想。

针对这一现状，深入开展了研究区储层欠注机理和措施适应性的研究，以期能为后期同类储层注水开发提供一定的技术依据。

1 欠注机理分析1.1 储层岩石学特征长82储层岩石类型主要为灰色、灰褐色细-中粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩，碎屑成分成熟度较低，石英含量为27.9%，长石含量为30.6%，岩屑含量30.9%。

其中岩屑成分主要为变质岩岩屑，其次为火成岩岩屑及沉积岩岩屑，反映出本区母岩是由早期的变质岩组成（图1）。

填隙物总量平均值为10.6%，填隙物成分有绿泥石、水云母、硅质、高岭石、方解石、铁方解石，其中绿泥石、铁方解石、硅质等成分含量相对较高（图2）。

由于研究区储层石英矿物和硅质填隙物含量较高，后期可能存在氢氟酸酸敏，进行土酸酸化增注时，会产生氟硅酸沉淀，造成储层二次污染，降低措施有效率。

1.2 储层物性特征根据对研究区及周边延长组长82储层常规物性资料分析认为，岩石孔隙类型以粒间孔为主，另见少量长石溶孔、岩屑溶孔。

注水开发油藏调整潜力分析与评价随着油藏开发程度的不断提高，油藏中存在的注水问题日益突出，如何对注水开发进行调整成为了油田开发的一个重要方向。

本文旨在从油藏调整潜力分析及评价的角度，探讨注水开发调整的可行性和影响。

注水开发油藏调整潜力主要针对油田生产实际情况，通过对现有生产数据和油藏特征进行分析，确定注水的合理方案和优化方式。

主要包括以下几个方面：1.油藏物性参数注水开发需要充分考虑油藏的物性参数，如渗透率、孔隙度、饱和度等，这些参数对注水达到预期效果有着至关重要的影响。

在注水开发调整中需要通过分析数据，确定油藏的物性参数，以便选择合适的注水方式和注水剂量。

2.石油产量与水产量石油产量与水产量是油藏调整的重要指标，需要对现有生产数据进行分析，确定油藏产量的下降与注水的关系。

通过油藏调整方案的制定和实施，提高油藏的注水效果，减少注入水量，提高石油产量和水产量比例，达到经济效益的最大化。

3.注水方式选择注水方式是影响注水效果的重要因素之一。

在注水开发调整中需考虑注水方式选择的合理性、翻译性及可行性。

根据油藏特征和实际数据，选择合适的注水方式，如周围注水、压力维持注水、水驱等，以提高注水效果。

4.注水剂量确定注水剂量对注水效果十分重要。

在油藏调整中需要确定合理的注水剂量，以充分利用油藏的物质能力。

通过模型模拟与实际测试，确定合适的注水剂量，达到系统的优化。

5.注水时间和周期注水时间和周期是影响注水效果的重要因素。

在注水开发调整中需要考虑时间和周期的合理性，以充分利用注水的作用。

通过研究油田的地质结构和物性参数，确定合适的注水时间和注水周期，以提高注水效果和减少成本。

注水开发油藏调整潜力评价是注水开发调整的核心评估指标，它直接反映了注水开发调整的优劣。

评价主要从以下几个方面进行：1.经济性评价经济性评价主要是通过对油田经济效益的评估，综合考虑油藏物性参数、注水方式、注水剂量、注水时间和周期等多方面因素，评估调整前后油田的经济效益，并确定注水开发调整的投资收益率、成本收益比等经济指标。

姬塬油田超低渗油藏开发管理摘要：姬塬油田是典型的“低渗、低压、低产”的三叠系油藏代表，超低渗透油藏（也称致密性油藏）具有岩性致密、油水分异差、孔喉细微、储存物性差、自然能量不足、天然裂缝发育等特征，开发难度大。

但同时它又具有油层分布稳定、储量规模较大、原油性质较好、水敏矿物较少和宜于注水开发等有利条件。

因此，如何采取有效措施将丰富的超低渗石油资源转变为油田快速发展的储量和产量是当前开发技术水平研究的重中之重。

关键词：姬塬油田超低渗透油藏开发技术姬塬油田位于鄂尔多斯盆地北部，勘探面积1802.1km2，到2008年，探明储量14014×104t，可采储量2646.48×104t，开发层系主要以三叠系特低渗透油藏为主，是长庆油田增储上产的主力区域，也是长庆油田发展史上建设速度最快的油田。

本文就姬塬油田超低渗透油藏的开发管理情况做浅在分析。

超低渗透油藏是指渗透率小于0.5mD、埋深在2000米左右、单井产量较低（2t左右）、过去较难进行有效开发的油藏，而姬塬油田就属于这类油藏。

一、超低渗透油藏是想相对已经规模开发的特地渗透油藏而言，相对于来说，超低渗透油藏的开发难度显得更加大，这从储层的颗粒和胶结物特征以及储层物性特征可以看出。

1.油藏储层颗粒及胶结物特征超低渗透油藏主要以细砂岩的形式存在，颗粒较小，与特低渗透油藏相比，细砂组分储层高13%左右，而粒度中值只有特低渗透油藏储层的84%。

超低渗透储层胶结物物种类多，含量高，以敏矿物为主，与特低渗透储层相比，高出2%，适用于注水开发。

同时，超低渗透储层面孔率仅为特低渗透储层的57%，中值压力却是前者的三倍。

2.储层物性特征姬塬油田超低渗透油藏储层非均质性强，由于受到沉积韵律的变化和成岩作用的影响，层内非均质性表现出较大的差异，从而使得储层非达西渗流特征更加明显，启动压力梯度也随之增大，造成渗透率低，单井产量也随之大幅度下降。

二、姬塬油田超低渗透油藏开发管理四大关键技术姬塬油田从大规模开发以来，由于超低渗透油藏的特性，在前两年的开采过程中含水上升率提高，导致了产能受到了严重的损失，因此在油田的开发管理过程中，对储层的特性出发，寻找最优的治理开发方案，从而达到油藏稳定开发的效果。