阿南油田地层压力保持水平及下步开发建议

阿南油田地层压力保持水平及下步

开发建议

二连油田分公司地质研究所动态室

2003年3月

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目 录

前 言 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„1

一、阿南油田地层压力分布情况„ „„„„„„„„„„1

（一）、阿南油田地层压力总体现状„„„„„„„„„1

（二）、平面上地层压力的分布特征„„„„„„„„„2

（三）、不同层系间的地层压力分布特点„„„„„„„4

二、阿南油田提液降压效果评价 „„„„„„„„„„„5

（一）、九八年提液降压以来的总体情况„„„„„„„5

（二）、九八年以来提液降压的主要做法及效果评价„„6

三、阿南油田下步开发意见 „„„„„„„„„„„„„9

（一）、总体开发思路„„„„„„„„„„„„„„„9

（二）、下步开发对策„„„„„„„„„„„„„„„9

四、总体认识„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13

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前 言

阿南油田于89年10月采用反七点法三角形面积井网同步注水开发。由于为低渗透储层，注水见效慢，见效状况差，见效后产液指数仍进一步下降，为此采取了逐步将注采比提高到2.0以上的强化注水做法，地层压力也随之上升到20.0Mpa 左右，导致油水井套变、套损，含水上升快，产量递减大等开发矛盾。98年以来，我们开展了提液降压试验，希望通过提高液量来降低地层压力。虽然经过不断提液，一定程度使地层压力有所下降，但目前油田仍存在部分区域的地层压力居高不下，且发现油、水井又形成一个套变、套损的高峰期，已开始严重影响油田的综合治理工作。本次在进一步认识阿南油田地层压力保持水平的基础上，对98年以来开展的提液降压工作进行系统分析，希望能够找出今后阿南油田减缓递减，实现一定时期内相对稳产的局面。

一、阿南油田地层压力分布情况

（一）、地层压力总体现状

分析阿南油田的地层压力分布情况，认为目前地层压力在整体偏高的情况下，存在着地层压力相对合理的区域，地层压力分布差异较大，平面上很不均衡。

1、动态监测结果反映

统计2001年以来所测的各项压力资料，有如下认识：

（1）1、统计21口井的油系统测压结果，反映平均地层压力17.6Mpa ，高于原始地层压力4.9Mpa ，其中8口井的地层压力高于18.0Mpa ，6口井介于14.6～17.5Mpa ，7口井的地层压力低于14.6Mpa ，接近于原始地层压力。表明油系统既存在地层压力偏高的区域，也存在部分地层压力不高的区域。

（2）、统计50口井的水系统测压资料，反映平均地层压力21.1Mpa ，高于原始地层压力8.4Mpa ，其中42口井的压力高于18.0Mpa ，超过原始地层压力5.0Mpa ；4口井的压力高于原始地层压力2.0～5.0Mpa ，4口井的压力低于14.5Mpa ，接近于原始地层压力。表明水系统的地层压力也是整体偏高，但在分布上却是以高压为主，地层压力不高的区域为辅。

2、近年来加密调整井的DST 测试资料反映

近两年来油田所钻的加密调整井，主要集中于物性较差的区域，由于见效状况差，附近注水井长期憋压，统计5口井的DST 测试资料，平均压力20.3Mpa ，高出原始地层压力

7.9Mpa ，反映加密区域地层压力相对较高。如阿31断块AI 下加密调整区域，地层压力较

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高，从2001年阿31-68井所测的DST 测试来看，地层压力为21.5Mpa ，与动态监测资料所反映的结果一致。

3、从地下的注采均衡情况来看

截止到2002年底已累积注入1577.9295×104m 3，而累积采出油量516.0722×104t 3，累积采出水量723.2795×104m 3，累积注采比为1.15，高于1.0。从累积地下亏空体积来看，目前油田的累积地下亏空体积为 201.5920×104m 3，从侧面说明地层压力应高于原始地层压力。

（二）、平面上地层压力的分布特征

1、物性好的河道、主河道区域，压力分布有两种情况

（1）、第一种情况是累积注采比大于1.0以上，油水系统皆高压，主要分布于： 一是阿31断块AI 上中部区域，AI 下南部，AII 上南部等主河道区域，累积注采比大于

1.0。统计近三年来所测的6口注水井的压降资料，地层压力为23.0MPa ，高出原始地层压力9.4MPa 。统计4口生产井的压恢资料，地层压力为22.8MPa ，高出原始地层压力9.2MPa 。油水系统皆高压。

二是阿3断块的构造高部位区域，累积注采比在1.0以上。统计5口注水井的压降资料，目前水系统地层压力为20.4MPa ，地层总压差为6.5MPa 。统计3口生产井的压恢资料，油系统地层压力为18.3MPa ，地层总压差为4.4MPa ，表现出油、水系统地层压力都相对较高的特点。

三是阿11断块整体压力较高，绝大部分注水井组的累积注采比大于1.2以上。统计5口注水井的压降资料，显示水系统的地层压力21.8MPa ，高于原始地层压力8.5MPa 。统计2口生产井的压恢资料，显示油系统的压力为21.5MPa ，高于原始地层压力8.2MPa 。

（2）、第二种情况是累积注采比小于1.0，地层压力一般在合理范围之内，主要分布于：

一是阿31断块南部主河道区域，其主力注水井的累积注采比仅为0.7。目前水系统地层压力为17.6MPa ，地层总压差为5.2MPa ；油系统地层压力为15.1MPa ，地层总压差为

2.7MPa ，属于相对较低的地层压力分布范围之内。

二是阿10断块主产区域，累积注采比仅为0.9左右，对主力注水井A10-39N 进行压降测试，结果反映地层压力为13.8MPa ，地层总压差为0.7MPa ，属于正常地层压力分布范·4 ·

围之内。

2、物性差的边部、河道间区域

一是水系统的压力较高，主要分布于阿31断块北部和西边部区域、阿3断块的边部区域、阿11断块西南部区域。统计区域内14口注水井的压降和19口长期停注井的静压资料，均显示为高压，平均分别为21.45MPa 和22.67Mpa ，对应地层总压差分别为8.04MPa 和9.04MPa 。

二是油系统的压力较低。主要分布于阿3断块边部、阿11断块边部及中部物性差区域，阿31断块北部及南部的边部区域。统计4口井的压恢资料，平均为13.7MPa ，接近于原始地层压力。分析认为主要是物性较差区域的油井，由于见效较差，注水井的压力很难波及到油井，油井一般显示为较低的地层压力。如阿31-426井，处于河道间，油层物性较差，测压力恢复时，恢复4天后，仅达到9.5MPa ，与处于物性较好区域内的阿31-431井相比，相差达10.0MPa 以上。

3、导水断层及其附近区域表现为高压特点

主要为阿11-225井，阿11-228，阿31-71，阿418等断层及其附近区域，从油水系统来看，皆表现为高压特点。

一是与导水断层表现出明显见效关系的油井，压力很高，显示该区域为高压系统。统计断层附近所测的3口压恢井，反映地层总压差均大于6.5MPa ，典型如阿31断块AII 上层系的阿31-404井，处于阿418井导水断层附近，AI 下层系的阿31-208井注示踪迹，该

井见到明显显示，通过断层见效，测压恢96个小时后，压力就能恢复到18.5MPa ，压力较高。

二是监测导水断层附近区域的水系统，结果发现压力很高，显示该区域为高压系统。统计断层附近9口长期停注井的静压，显示压力均在23.0MPa 以上，平均静压24.3MPa ，高于原始地层压力10.4MPa 。

三是作业过程中，发现导水断层附近区域的压力很高，显示该区域为高压系统，如阿11-215井，该井处于阿11-228井断层附近，2000年对该井进行注灰、补孔时，压力非常高，井口压力高达9.8MPa ，放喷时日产水200m 3以上，无法实施任何措施。

4、由于油层污染堵塞，造成压力异常，不符合地层压力与注采平衡和物性差异分布相关的特点

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一是从水系统分析，由于水质较差及调剖等影响，长期注水后，造成油层污染堵塞，引起区域水系统压力持续上升。主要分布在阿3东断块主产区域，统计5口注水井的压降资料，反映地层压力为22.4MPa ，地层总压差为9.5MPa ，但其累积注采比在1.1以下，与物性和累积注采比基本相同的阿31断块AI 下南部相比，高出了1.8MPa 。

二是从油系统来看，由于油井在采油、作业等过程中，造成近井地带遭受污染而形成高压。主要分布在阿11断块南部的阿11-315井区，阿31断块的阿31-34井区，阿31-420—阿31-430井区。统计该类2口生产井的压恢资料，反映压力为23.2MPa ，地层总压差超过10.0MPa 。典型如阿31-34井区，该区域的油井阿31-34、阿31-35等井均存在不同程度的污染，阿31-35井2002年实施解堵后，提液效果明显；进行阿31-34井的压恢测试，结果反映压力23.4MPa ，总压差为10.5MPa ，表皮系数在3.5以上。

（三）、不同层系间的地层压力分布特点

阿南油田细分开发层系的断块为阿31和阿11断块，由于层系间的物性不同，埋深不同，因而不同层系间的地层压力分布有一定差异。

1、阿31断块不同层系间的压力分布差异大

（1）、物性差异影响阿31断块不同层系间的地层压力差异

阿31断块目前四套层系中AI 上层系和AII 上层系物性最好，AI 下和AII 下层系相对较差。

各套层系的地层总压差相应表现为，AI 上层系的地层总压差最低，为5.9MPa ；AII 上层系的地层总压差次之，为7.7MPa ；AI 下和AII 下层系的地层总压差较高，分别为8.5MPa 和10.5MPa 。

一是在纵向上，各套层系的地层总压差相应表现为，AI 上层系的地层总压差最低，为5.9MPa ；

AII 上层系的地层总压差次之，为7.7MPa ；AI 下和AII 下层系的地层总压差较高，分别为8.5MPa

和10.5MPa 。

（2）、累积注采比影响阿31断块不同层系间的地层压力差异

测压资料反映，累积注采比越高地层压力越大。以阿31断块为例，目前四套累积注采比层系由上到下分别为0.82、1.25、1.1、1.29，除AI 上层系外，其他层系均大于1.0。

各套层系的地层总压差相应表现为，AI 上层系的地层总压差最低，为5.9MPa ；AII 上层系的地层总压差次之，为7.7MPa ；AI 下和AII 下层系的地层总压差较高，分别为8.5MPa 和10.5MPa 。

2、阿11断块的各套层系间压力差异小

目前阿11断块的AII 层系基本处于停产状态，断块以AI 上、AI 下两套层系为主进行生

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产。其中统计AI 上层系3口注水井的测压结果，平均压力24.2MPa ，地层总压差为11.2MPa ；

统计AI 下层系2口注水井的测压结果，平均压力23.8MPa ，地层总压差为10.2MPa ；两套

层系的地层总压差相差仅为1.0MPa 。

二、阿南油田提液降压效果评价

（一）、九八年提液降压以来的总体情况

针对地层压力偏高，油水井套变套损严重的情况，九八年以来，我们制定了阿南油田提液降压政策，通过几年来的提液及注水调整，一定程度上实现了降低地层压力的目的。主要表现在如下几个方面：

1、地层压力总体上升趋势得到控制，部分区域实现了合理开发地层压力

一是阿南油田的地层压力总体上升趋势得以控制。对比98年以来阿南油田所测的压力情况，其中注水井所测的压降，反映地层压力的变化趋势为，先由98年的19.4MPa 上升到2001年的最高值20.6MPa ，后逐渐开始下降到2002年的18.9MPa 。其中生产井所测的压恢，反映地层压力基本保持在18.5MPa 左右。其中长期关井后所测的静压，反映地层压力的变化趋势为，先由98年的17.0MPa 上升到2001年的最高值22.8MPa ，后逐渐开始下降到2002年的21.5MPa 。

二是阿南油田的部分区域实现了合理开发地层压力。主要为物性较好且累积注采比小于1.0的区域，由于强化提液，地层压力目前保持在合理范围之内。主要分布于：一是阿31断块AI 上层系南部主河道区域，其主力注水井的累积注采比为0.7左右，目前水系统地

层压力为17.6MPa ，地层总压差为5.2MPa ；油系统地层压力为15.1MPa ，地层总压差为

2.7MPa ，属于相对合理的地层压力分布范围之内。二是阿10断块主产区域，累积注采比为0.9左右，对主力注水井A10-39N 进行压降测试，结果反映地层压力为13.8MPa ，低于原始地层压力0.7MPa ，属于正常地层压力分布范围。

2、为提液降压，98年以来，油田始终保持着一定的产液增幅

通过含水与采出程度关系曲线，计算出98年以来油田各年的理论增液幅度为61.2×104m 3，而阿南油田各年的实际增液幅度为76.5×104m 3，两者相比，实际的年增液幅度要比理论年增液幅度高15.3×104m 3，主要是由于98年以来油田始终强化提液工作，保持了产液量上升。同时有效控制了油田地层压力的上升，实现了局部区域的合理地层压力开发。典型如阿31断块AI 上层系南部区域，由于物性好易于提液，98年以来通过钻加密井、补 ·7·

孔层系互返、换大泵等，共实施5口提液工作量，合计当年提液1.32×104m 3，一定程度上实现了地层压力的合理开发，如对该区域的阿31-304井进行压力恢复测试，反映压力始终低于15.0Mpa 。

3、油田的注水量下降，注采比下降

对比98年以来，油田注水量的变化情况，年注水量由146.9157×104m 3下降到129.6527×104m 3，下降了17.863×104m 3；平均日注水量由4025m 3 下降到3536m 3，下降了489m 3。随着油田不断强化提液和下调注水量，油田的注采比随之也大幅下降，累积注采比由1.212下降到1.147；年注采比由1.23下降到1.01。

4、油田的年均含水上升率减缓

统计“九五”以来油田的年均含水上升率变化情况，98年以前的年均含水上升率在

6.4%以上，98年以后的年均含水上升率控制到3.0%以下，尤其是近两年来，年均含水上升率均在2.0%以下。表明98年以来，随着油田提液降压政策的不断开展，油田的年均含水上升率得到了有效控制。

5、油田的水驱开发效果有所改善

98年以来实施的提液降压政策，通过加强提液，合理调整注水，使得油田的水驱开发效果得到了一定的改善。一是油田的水驱特征曲线有所变好，曲线向累积产油量轴有所偏移；二是油田的注水利用率有所提高，从采出程度与存水率关系曲线来看，地下存水率下降速度减缓。

（二）、九八年以来提液降压的主要做法及效果评价

1、九八年以来油田主要措施提液效果评价

（1）、通过缩短井距，加密井网，提高了区域产液量，保持了地层压力稳中有降 98年以来，针对部分区域井距偏大，油井见效状况较差，注水井的累积注采比逐渐上升，地层压力上升的情况，我们以阿3断块、阿31断块和阿11断块为主，通过钻加密调整井和层系互返等，开展了缩短井距，加密井网工作。共计钻加密调整井21口，进行层系互返25口，截止到2002年底，已累计产液49.9×104m 3。通过缩短注采井距，加密井网，改善了见效状况，提高了区域产液量，典型如阿31断块AI 下中部区域，物性较差，平均

孔隙度仅为13%，平均渗透率仅为25×10 3μm 2，分别比AI 下南部区域低了5%和15×10 3

μm 2，油井见效较差，平均单井产液量为9.6t ，累积注采比为1.1，98年以来陆续在该区·8 ·

域钻加密井5口，将井距由250m 左右缩短到170m 左右，井网密度由7.3口/km2提高到14.5口/km2，该区域产液量由48.1t/d提高到 106.5t/d，相应的累积注采比也由1.57下降到目前的1.25，保持了地层压力稳定略有下降，为2003年在该区域开展提高水驱的治理打下了基础，如主力注水井阿407井，注水油压已从18.3Mpa 下降到16.8Mpa ，启动压力从17.7Mpa 下降到16.7Mpa 。

（2）、对物性差、见效差的油井进行低渗透改造，提高了产液量，改善了见效状况 阿南油田属于低渗透油田，处于边部物性较差区域的注水井，长期注水后，对应油井因渗流能力差仍难以见效，形成地层憋压现象，水系统压力上升，压降漏斗随注水的延续越来越大。如能改善油井渗流能力，提高油井见效状况，则可以缓解油水系统的压力差异。因而我们对因物性差，见效较为困难的油井，进行了低渗透改造，从提高油井产液能力出发，共在阿3、阿31和阿11断块开展了8口井的压裂工作，累计增液2.15×104m 3，一定程度减缓了部分边部物性较差区域憋压现象。典型如阿3断块，边部的累积注采比较高，注水井总压差一般在10.4MPa ，压降漏斗大，憋压现象较为严重，开展压裂提液工作后，部分井的憋压有所缓解。如阿3-22井区，2000年以来，我们对阿3-18、阿3-129等井进行了压裂改造，对阿3-23N 进行了提液，同时结合注水调整，实施后降压效果明显，对比该井历年来的压降测试结果，显示压力下降了2.5Mpa 左右。

（3）、加大主河道区域提液工作力度，实现了部分区域地层压力的稳定略降

一是阿31断块AI 上层系南部区域，98年以来加大提液力度，共开展油井上返、钻加

密井、换大泵解堵等提液工作18井次，累积提液5.2×104m 3，使得该区域的累积注采比由

1.33下降到目前的1.17；阿31-302井压降监测结果显示，地层压力由1999年的16.9MPa 降低到2002年的15.7MPa ，降低了1.2MPa 。二是阿3东断块主产区域，96、97年整体加密后，所测的DST 压力资料，反映地层压力达19.4MPa ，同时加密后油井见效状况得以明显改善，我们及时进行了提液，98年以来共累计实施47口井措施提液，累计提液12.2×104m 3，使得目前该主产区域井组的累积注采比均小于1.0，压恢测试油系统地层压力也由19.3MPa 下降到17.6MPa 左右。

（4）、98年以来油田开展的解堵工作，实现了提液和降低异常地层压力的双重目标 根据解堵侧重的机理不同，98年以来油田开展的解堵工作，可分为两个阶段：第一个阶段是2000年以前，以解除有机堵塞为主，主要采取复合解堵，根据含水的变化状况， ·9·

油井含水低于70%时，近井地带的污染堵塞，主要以原油中析出的蜡质、胶质、沥青质等物质与地层中的粘土矿物及井下作业产生的无机物混合形成有机、无机复合堵塞为主，部分井多次解堵均取得很好的效果，典型如阿3-66井。第二个阶段是2000年以后，随着绝大部分油井的含水都已高于70%，水相渗透率进一步加大，有机堵塞下降，油井的污染堵塞主要是日常管理中的洗井、作业等维护性工作过程中，造成了无机为主的污染堵塞，典型如阿31-35井。由于油井遭受污染、堵塞后，油层的渗流能力下降，极易形成憋压现象，典型如阿31-34井，我们分析该井在2000年以来，由于洗井造成污染，压恢测试反映压力达23.4MPa ，总压差为10.5Mpa ，表皮系数为3.75。根据上述认识，98年以来我们分阶段开展了侧重点不同的解堵提液工作，每年的解堵措施工作量均在10口井以上，年提液在1.3×104m 3以上，到2002年底，共实施了解堵提液工作量73口，合计年提液6.7×104m 3以上。

2、九八年以来油田注水调整效果评价

（1）、阿31断块以分注、化调为基础，不同层系进行不同的注水调整办法，控制了地层压力进一步上升

我们认识到阿31断块不同层系的剩余油分布不同，为此不同层系采取了不同的注水调整办法：一是对于AI 上层系，剩余油分布以非主力层为主，我们主要采取了以分注为主，

控制主力层、加强非主力层的层间注水调整做法，共分注4口井，下调水量229m 3，整体上将注采比控制在了0.9以下，使得目前南部区域的地层压力为14.6MPa ，接近于合理地层压力；中部区域的地层压力正在逐步回落，如阿31-317井的压降资料反映压力由2000年的23.0MPa 逐步下降到了2002年的21.5MPa 。二是AI 下和AII 上层系，针对AI 下和AII 上层系目前剩余油分布仍以主力层为主的特点，开展了以化调为基础，平面注水调整的做法，98年以来共对8口注水井开展了2-5轮次的调剖工作，同时进行平面注水调整，采取在调剖有效期内提液，调剖失效后控注的办法，始终将注采比控制在1.2以下。对比98年以来注水井压降资料的变化，基本控制在23.0MPa 以内，呈现稳定略有下降的特点，没有因调剖造成地层压力的进一步上升。

（2）、阿3断块主力区域，在进一步完善注采井网的基础上，实施多点少注的政策，有效降低了断块的累积注采比

阿3断块主力区域，2001年以前累积注采比始终在1.2以上，油水系统压力均较高， · ·10

尤其是水系统，还受到注入水的污染，一定程度上又加剧了高压状况。为此2001年以来我们采取了三种办法来降低累积注采比，控制地层压力。一是完善注采井网，降低油水井数比，共进行油改水4口，钻更新井1口，将油水井数比由2.5：1提高到1.7：1。二是在此基础上，实施注水井多点少注，整体下调注水量，与98年相比，断块原有注水井点的注水量由881m 3/d下调到611m 3/d，下调了270m 3，月注采比由1.04下降到0.94。三是加强提液工作力度，降低累积注采比，与98年相比，断块的累积注采比由1.23下降到1.16。从而实现了有效降低断块的累积注采比，控制了地层压力上升的目的。

（3）、阿11断块沿断层区域，实施低注采比及周期注水，有效控制了压力继续上升 阿11断块东部断层及其附近区域，由于“双高”注水时微细裂缝张开、油井改造形成人工裂缝，加之断层本身的密封性差，使得注入水易沿断层窜进，形成断层导水，造成断层及其附近区域地层高压，造成邻近的油、水井变形严重，区域内油井长期高含水。针对这种开发状况，2001年以来，我们实施了导水断层区域周期注水政策，其中周期关井8井次，开井3井次，水量调整5口，限注水量180m 3/d，通过上述注水调整，2001年以来沿断层附近区域的地层压力有所下降：一是监测长期停注井的静压，显示地层压力由27.4MPa 下降到25.2MPa ；二是断层附近油井的压力也有所下降，如2000年泥浆压井后仍发生强烈溢流，无法作业施工的阿11-215井，目前井口已无溢流。

三、阿南油田下步开发建议

（一）、总体开发思路

以降低部分区域高地层压力为目的，从精细地质研究、加强剩余油分布规律研究等地质基础研究工作出发，开展注水调整及提液生产并重的油田综合治理，达到加强油田长期稳产基础、减缓油田递减。

（二）、下步开发对策

1、今后油田开发中地层压力的走势

（1）、合理地层压力的确定

一是与国内外低渗透油藏的对比，一般地层压力保持在原始地层压力附近时，开发效果最好。如马西油田和红岗油田，地层压力保持水平在85%以上时，是开发水平最好的阶段。二是根据阿南油田98年开展提液降压以来，取得了地层压力整体稳定略降，部分区域虽未处于原始地层压力附近，但开发形势相对较为合理的情况，如阿31断块AI 上层系 ·11·

南部区域，油系统地层压力为15.1Mpa ，保持水平121%，但目前油井的含水呈现出普遍下降的趋势，开发形势较好。综合认为阿南油田今后开发，其地层压力的合理范围是地层压力保持水平在85%-125%之间。

（2）、油田年降压幅度

统计油田2001年以来水系统的地层压力变化，由20.6Mpa 下降到18.9Mpa ，下降了

1.7Mpa ，但分析2001-2002年以来提液、注水调整等油田综合治理工作实施成效，油田的递减呈现出逐渐减缓的趋势，认为油田的开发形势变好，地层压力下降并没有影响油田开发。根据开发对合理地层压力的要求，考虑到压力下降的难度增加，认为下一步油田的年降压幅度应为1.3Mpa ，较为合理。

2、进一步深化地层压力现状认识，加强地质研究工作

（1）、开展测试资料重新解释工作

针对目前油田测试资料存在的问题，开展了《阿南油田地层测试资料重新解释》项目研究。通过对油田历史的地层压力测试资料重新解释，获得测试资料的解释和分析模式，为今后提高测试解释水平打下基础。

（2）、提高动态监测水平

目前在动态监测方面需要提高以下几方面水平：一是动态管区人员和测试人员紧密结合，通过合理选井、设计针对性监测技术、加强监测过程管理，尽量减少油、水井的干扰问题，提高监测工作成功率；二是提高监测中的新技术含量，适应油田目前开发状况下对监测工作的要求，例如：解决低渗透油层井筒储集效应期长的问题，克服仪器计量中出现异常波动点的问题，测试仪器加卡瓦装置减少人工费、现场费等，提高准确率等；三是提高监测资料解释人员的技术水平和业务能力。

（3）、加强地质研究工作

针对阿南油田地质情况复杂，尤其是提液降压以来，地层压力分布差异加大，引起油水井套变套损严重、但成因不明的情况，下一步应在精细地质建模和剩余油分布研究的同时，还要深入开展地层应力与储层的变化情况及套变套损的成因等。

3、完善注采井网，加大化调力度，增强稳产基础

（1）、完善注采井网

根据理论计算结果，目前阿南油田的注采井网除部分区域外，基本上能够满足注水、 · ·12

采油的要求。下步主要针对这些区域，进行注采井网的不规则调整，挖掘井间剩余油，提高注采井网适应性，增强稳产基础。

一是降低阿11断块AI 上层系油水井数比，目前油、水井数比高达2.7：1，与1.6：1

的合理油水井数比相差甚远，注采井网不完善，存在有采无注或一口注水井对应6口以上采油井的情况。下步完善AI 上层系注采井网工作，预计转注阿11-205、阿11-316、阿11-305

等3口井。二是针对阿31断块AI 下中部加密区域， 阿31-15注水井套变严重，无法注水，

区域注采井网不完善的情况，下步转注阿31-54井，更新阿31-15N 井等2口井。三是阿31断块AII 下层系，目前基础注采井距为220-240m ，偏大于130-150m 的合理注采井距，

注水见效状况差，层系低产低效，下一步将在综合考虑四套层系套变套损井治理的基础上，通过钻更新井时兼顾AII 下层系的治理思路，逐步缩短AII 下层系的注采井距，实现层系内

局部加密。

（2）、加大化调力度，增强稳产基础

下一步将在阿31断块的AI 下、AII 上层系、阿10断块继续开展以深度调驱为主的调剖

工作，加大化调力度，将调剖由每年基本上一个轮次，改为以两轮次为主，安排3-4月份进行第一轮调剖，扩大水驱波及体积，降低冬季以来无进攻性措施造成的含水上升；安排10月份以后，开展第二轮调剖，以控制因进入冬季后无法开展其他措施，造成含水上升，递减加大的不利局面，增强冬季稳产基础。

4、开展注水调整工作

总体思路：根据目前地层压力的分布特点，结合油藏物性、见效状况及剩余油分布认识等，通过保持一定注采比，同时结合水井解堵、调剖等工作，开展不同侧重点的注水调整，逐步降低累积注采比，降低地层压力。

（1）注采比和注水量的确定

①、注采比的确定

通过数值模拟法、矿场统计法、对比法及油田提液降压试验结果，研究表明保持累积注采比1.0左右时，油藏的开发效果较好，针对目前部分累积注采比大于1.0的区域，下步采取年注采比为0.9的注采政策，逐步降低累积注采比。

②、注水量的确定

根据油田目前高含水阶段的递减规律，含水上升规律，我们预测2003年阿南油田的 ·13·

年产油为19.5×104t 3，年产液为110.3×104m 3。按年输差30%，注采比0.9，预测2003年的年注水量为115.5×104m 3，平均日注3160m 3。

（2）、下步注水调整办法

①、平面注水调整

一是阿3断块主产区域，目前部分水井注水油压高，近井地带憋压严重的情况，致使水系统地层压力居高不下。针对目前主产区域含水已达85%左右，注水井套变严重、分注困难，水驱效率较低的特点，下步首先开展水井解堵，降低水系统地层压力后，然后实施调剖扩大水驱波及体积。

二是阿31断块AI 下、AII 上层系，剩余油研究结果标明，目前主力层仍为主要剩余油

富集层，下一步仍采取化调基础上的平面注水调整。根据地层压力较高的特点，化调见效后仍采取平稳注水，化调失效后则采取注采比0.9以下的注水办法，逐步降低地层压力。

三是阿11断块AI 上层系，针对目前地层压力高、累积注采比高的现状，下一步采取注采比0.9以下的注水办法，逐步降低累积注采比。

②、层间注水调整

重点是阿31断块AI 上层系，根据非主力层为剩余油富集层的特点，在2002年以来整

体分注成功基础上，继续开展分层注水调整，目前针对非主力层注水的注采比一般在1.1以上，下一步将视非主力层的见效状况作层间水量调整。

③、周期注水

下一步周期注水工作，一是深入总结导水断层区域周期注水效果，并在此基础上，继续开展阿11断块沿断层区域周期注水，进一步提高周期注水效果；二是扩大周期注水范围，开展阿31断块沿断层区域周期注水工作。总之，通过周期注水，打破地下液流平衡，实现有效提液和降低地层压力的目的。

5、开展提液工作

总体思路：在总结以往提液降压的成功经验基础上，结合阿南油田目前已处于高含水开发阶段，产液指数不断回升的有利条件，下步油田的降压工作，确定仍以继续强化提液为宗旨，提液工作立足于剩余油分布，综合考虑不同压力分布、不同见效状况、不同物性区域等因素，开展侧重点不同的有效提液工作。

（1）、最大产液量的确定

· ·14

根据阿南油田目前的产液指数，我们通过计算后，获得了阿南油田最大产液量为15.7t 。目前油田单井日产液量为11.4t ，仍有4.3t 的提液余地。

（2）、主河道区域的提液办法

主河道区域的油层物性好，见效状况好，油、水系统地层压力差异较小，下步主要针对目前仍高于原始地层压力的阿31断块AI 上、AI 下、AII 上部分区域，阿3断块和阿11断

块主产区域等。供液能力充足的油井实施换大泵提液；供液能力较差，泵挂深度较浅的油井实施加深泵挂；遭受污染憋压的油井实施解堵。

（3）、边部油层物性较差区域的提液办法

一是通过层系互返，缩短注采井距后，实现加密提液，降低油水井间的压降漏斗；二是进行中低含水井、层的低渗透改造，改善油层渗流能力，提高见效状况后，实现有效提液；三是补孔动用新层，提高油层动用程度，增加油井有效产能。

四、总体认识

通过对阿南油田地层压力分布规律的研究，我们认识到，在油层物性差异大的低渗透砂岩油藏，物性是造成区域高压的先天因素，但开发过程中不恰当的注采比、油层污染影响较大。因此，在开发过程中，制定合理的提液降压开发策略，配合注水调整，将是今后治理区域高压的一个主攻方向。

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