文南油田文72块沙三中试注研究

黄秀兰+陈华+戚彦华+王文东

摘要文72块沙三中构造上位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部，文70断层和徐楼断层底部派生的文195断层构成其西、东边界，形成北东向狭长的地堑带，西块宽约400-600 m，各条带内部又发育一系列小断层，使区块构造进一步复杂化。针对目前状况从选区域、选井、选层上做了充分研究，制定了一套更为合理的试注方案。

关键词构造复杂；注水开发；地层亏空

中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）11-0153-01

1概述

文72块沙三中构造上位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部，文70断层和徐楼断层底部派生的文195断层构成其西、东边界，形成北东向狭长的地堑带，西块宽约400-600 m，各条带内部又发育一系列小断层，使区块构造进一步复杂化；在200-250 m井距下砂层连通率可达78%；油藏为异常高压、挥发性油藏，含油面积7.8 km2，石油地质储量609×104 t。

2油藏试注研究

2.1 早期试注效果分析

文72块沙三中从1991年10月开始试注，当年转注3口井，1996年编制了S3中7-10砂组注水开发先导性实验方案，方案共转注水井3口，新钻注水井1口，井组均未实现注水见效，后因注水困难而改采。2000年以来，在高压注水和注水水质改善的基础上，油藏开展了缩小井距试注试验，井距缩小到150-200 m。试注主要分两套层系进行，一是黑油油藏的沙三中2层系，二是挥发性油藏的沙三中5-10层系。截止2000年文72块沙三中曾先后试注15口井，对应油井未见到注水效果。

1）沙三中2层系。

文72-174井2008年3月转注S3中2，初期注水压力19.0 MPa，日注水138 m3，5月8日累积注水达到7011 m3，对应油井72-184见效，日产油由3.4 t上升至5.9 t，后日产油达到17 t，72-184井沙三中2砂组实现双向见效。6月15日72-173沙三中2也实现了注水见效，日产油从7.7 t上升至11.5 t。

2）沙三中5-10层系。

从2003年开始缩小井距试注，到2009年共转注11口井，初期平均注水压力31.5 MPa，日注水74 m3，目前平均注水压力35.5 MPa，日注水40 m3，单井累积注水达3.66×104 m3，油水井井距150-220 m，共有3口油井见效，平均单井增油340 t。

72-423注水层位S3中9，初期注水压力26 Mpa，日注水量100 m3，累积注水52275 m3。对应油井72-424井，井距190 m，2007年12月8日钻塞冲砂后自喷生产，8 mm油嘴，日产液40 t，日产油10 t，含水75%，钻塞前产量1.8×1.1×37%，见到了明显的注水效果。

2.2 注水不见效主要的原因

1）构造认识不清，注水井与油井不连通，存在有注无采现象。

文72块沙三中断块受文东断层和徐楼断层控制，发育4条NE走向的断层，将断块分为4个宽300-400 m的条带，条带内部发育一系列NNE走向、雁行式排列的小断层，将油藏分割成若干走向NNE的小断块，平均每个小断块有井2-3口控制。原先由于构造认识不清，注水井与油井不连通，存在有注无采现象，导致注不进水。由于断层影响不连通导致注不进水的有6口井。

2）油水井井距大，注水压力较低，致使注水困难，达不到配注要求。

统计2000年以前11口油水井井距平均为320 m，注水压力为35.0 MPa。由于井距大注水困难的有5口井。

3）1996年以前注入水水质差，地层堵塞后注水困难。

石油大学1994年11月完成的《文72断块沙三中挥发油藏驱油机理研究》结果表明：如果注水井井底附近地层完全没有污染且射孔完善的条作下，井底63.0 MPa的注入压力可使渗透率为10×10-3 μm2的地层达到正常注水要求，即注水强度10 m3/d·m。但如果地层严重污染，则注入压力需大幅度提高，若渗透率从10×10-3 μm2降为5×10-3 μm2，渗透率每降1×10-3 μm2，注水压力要增加6.3 MPa，若地层严重更污染，再高的压力也难以注井水。因此地层污染对注入压力的影响是非常敏感的，同时储层的压敏性效应，使渗透率变得更低，基本都小于10×10-3 μm2，由于启动压力的存在，增大了注水开发困难。

2.3 油藏注水开发特点

1）构造复杂，断块面积小，油层物性差，注水困难，油井难以见效。

文72块沙三中小断层发育，构造复杂，平均每个小断块有2-3口井控制，部分小断块只有1口井控制，小断层发育降低了井间的连通性，减少了注水受效方向。孔隙度9.8%-14.1%，空气渗透率5.1×10-3-20.2×10-3 μm2。水井的注水压力都在35.0 MPa以上，其中72-100、72-402等井注水压力曾达到43.0 MPa。

2）由于地层亏空大，到见效时累积注水量较大。

目前文72块沙三中5-10有8口注水井，其中有72-423、72-97、72-100三个井组见效，见效时累积注水量都在为4.0×104 m3，其他5口井没有见效，目前平均累注也已达到3.0×104 m3以上。

3）由于气油比高，油井见效后油井含水上升快，累积增油量不高。

沙三中9的72-424见效初期日增油量10吨 ，含水很快由65%上升到92%以上，时间不足半月，沙三中8的72-436更是见效即水淹，72-436的S3中7见效初期含水为60%，很快上升到90%，X72-471见效后含水为90%。统计72-424、72-436、X72-471三口见效井，平均单井见效增油340吨，注水效益很差。

4）开采井段长，封隔器容易失效，影响油井见效。

文72块沙三中油井生产井段长，从沙二下、沙三上到沙三中油层都已射孔，注水时必须卡封注沙三中，由于层系间物性差异大，导致封隔器上下段压差大，注水封隔器容易失效。2009年72-97-418-473、72-216-481等封隔器座封不严或失效。

2.4 文72沙三中北块试注取得突破

开展油藏早期试注状况调查，总结分析存在问题，结合油藏性质认识，在此基础上选择有利区域继续开展试注并取得成功，为下步油藏注水开发提供借鉴和依据。针对目前状况从选区域、选井、选层上做了充分研究，制定了一套更为合理的试注方案。

2013年3月转注文72-428井，注水层位S3中6.7砂组，对应油井文72-426，注采井距220 m，增加水驱控制储量3.6×104 t。

2013年5月累计注水量达5400 m³时，择机对油井文72-426实施补孔。补孔前日产液量6.4 t，日产油量4.4 t，含水31%；补孔后日产液量23 t，日产油量20.2 t，含水12%，措施后见到注水效果，实现注水开发。目前文72-428井下段S3中7砂组日注水量40 m³，上段S3中6砂组日注水量20 m³。注水压力油压32 Mpa，套压12 Mpa。油井日产液量14.7 t，日产油量5.7 t，含水61%，生产平稳。截止2013年底该井组累增油1647 t。

3试注研究效果评价

通过对早期油藏试注经验总结，实现了文72沙三中北块的试注成果，为下步其他区域注水开发提供了借鉴，截止2013年底试注井组累增油0.1647万吨。

4认识及建议

了解油藏性质、找准开发中存在的主要矛盾，应用新技术、新方法是提高油藏采收最佳途径。

加强新工艺技术应用，如多段分层压继续、天然气试注等。

参考文献

[1]孔祥宇，于继崇，李树峰.复杂断块老油田精细地层对比综合方法的提出与应用[J].岩性油气藏，2009（1）.

[2]姜宏章，许玲，等.复杂断块油藏精细构造解释和应用效果[J].重庆科技学院学报（自然科学版），2011（1）（增刊）：47-49.

[3]曾文冲.油气藏储层测井评价技术[M].石油工业出版社，1991.

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