最新【精品】范文参考文献专业论文浅析14区沙三段水驱开发效果分析浅析14区沙三段水驱开发效果分析作者单位：长江大学地球科学院；江汉管理局采油厂，湖北潜江433124摘要：八面河油田面14区沙三段属于高孔中-高渗透、普通稠油油藏，油层埋藏较浅，胶结程度差，容易出砂，而且非均质性严重。经过20多年的注水开发，已经进入高含水期，改善注水开发效果，提高注水采油率是开发过程中有待解决的问题。本文针对论述了进行改善水驱开发效果的实践活动，通过实施水井一体化长效治理，提高水驱控制储量，改善水驱效果。关键词：高含水期一体化治理水驱效果八面河油田面14区沙三段于1987年7月投产，1988年2月转入注水开发。而后经历了四个开发阶段：一是提水提液阶段（1988年-1993年）；二是降水降压阶段（1994年-2000年）；三是控水控液控压稳油阶段（2001年-2006年）；四是精细管理，注采结构调整阶段（2007年-目前）。经过20多年的开发，M14进入开发后期，大孔道串流严重，注水效率低，2007年以来，通过水井一体化长效治理，分析研究和应用加强提高油田的注水采收率技术，实现了油藏的二次稳产。一、概况八面河油田面14区地处寿光市卧铺乡，构造位置处于东营凹陷南斜坡八面河断裂构造带南端，广饶凸起的北部，北部与面12区、面4区相连，南接面22区，主要含油层系为沙三段、沙四段。其中沙三段油层平均空气渗透率376-607×10-3μm2，孔隙度31.0%-33.0%，地面粘度2471-3154mPa.s，原油相对密度0.95，属于浅层高孔中-高渗透普通稠油整装油藏。截止2010年底面14区沙三段共动用含油面积6.05㎞2，石油地质储量1738×10-3t。二、开发中存在的问题1.注水井段长、层间差异较大目前M14区沙三段单元开水井37口，单层注水的只有7口水井。存在注水井段长，注水层数多。目前泵压，油压，套压，配注，日注。从测吸情况看，各小层的吸水情况差别很大。绝大部分注水量进入高渗层，水驱效果差。2.分注水井分注效果差。M14区沙三目前开井数口。3.油水井出砂、套损严重随着水驱开发时间的延长，疏松砂岩油藏大量出砂，井况逐渐变差。从1998年起套损情况越来越严重，套管损坏井数逐年上升，截止2010年底，面14区沙三段累计套管损坏井56口，其中油井口，水井看口。套损加剧使得北部井网密度降低，油水井数比增加，2010年M14区沙三段北部井网密度由下降到；油水井比由上升到；采油速度下降到。4.剩余油分布复杂4.1平面剩余油分布零散从88年注水开发以来，经历多次井网调整，导致剩余油分布复杂。并且井网密度大、老井射开层位多，一些停产老井可能成为串流通道，形成了平面上“单向指进”进一步加剧了复杂化。4.2纵向上剩余油分布散油层虽然水淹程度不同，但基本都有剩余油。在纵向上M14区沙三上平均空气渗透率607×10-3μm2，最大空气渗透率3537×10-3μm2，沙三中平均空气渗透率376×10-3μm2，最大空气渗透率1849×10-3μm2，经过多年的开发，纵向上形成了“单层突进”严重现象。2004年面14区沙三上含水率为，自然递减率为。进入2010年底沙三上含水率达到，自然递减率为，油藏很快进入特高含水期（综合含水）采出程度仅，剩余油分布复杂。三、注水一体化治理工作对于水井不完善M14区沙三段北块区域：以更新油水井、大修、转注等手段完善注采井网，提高储量控制以及动用程度。对于井网相对完善M14区沙三段南块：利用增注手段，分层注水技术协调纵向注采关系，有效提高水驱动用程度。1.强化合理注水，优化注采井网1.1强化注采井网在层系重组的井网基层上，高渗层低注高采，简化注采关系，增大波及体积，剩余油减少滞留区；中低渗层增加注水井点、提高注水能力，尽量实施单层段注水，合理补充油层能量，协调注采关系。2007年以来，先后投注新井2口，调层转注老井6口。通过不断强化注采井网，井组开发效果得到明显改善，如M14-7-X201井组。1.2完善分层注水，改造欠注层，提高中低渗透层注水能力，改善水驱效果八面河油田进入高含水期后，层间矛盾加剧，高渗透层水淹现象严重，中低渗透层欠注现象普遍，M14区沙三段纵向层间吸水、产液差异较大，为改善吸水剖面，先后将7口水井实施分注，加强了弱吸水层或不吸水层的注水。如M14-3-X23井，分注前，沙三上不吸水，沙三中吸水100%，分注后，改善了沙三上吸水情况。目前M14区沙三有欠注井13口，都是后期堵塞欠注，欠注水量，其中全井不吸水的有4口；改造欠注层，提高中低渗透层水驱效果仍然是下部工作要点。1.3保证注水能力，推广不稳定注水在满足较长期恢复油层能量的合理注采比和基本协调恢复能量与控制含水的矛