商河油田低滲透油藏矢量井網(wǎng)轉(zhuǎn)換研究.pdf

《商河油田低滲透油藏矢量井網(wǎng)轉(zhuǎn)換研究.pdf》由會(huì)員上傳分享，免費(fèi)在線閱讀，更多相關(guān)內(nèi)容在行業(yè)資料-天天文庫。

1、2014年第4期內(nèi)蒙古石油化工139商河油田低滲透油藏矢量井網(wǎng)轉(zhuǎn)換研究劉艷(勝利油田臨盤采油廠，山東臨邑251507)摘要：針對(duì)商河油田低滲透油藏開發(fā)過程中普遍存在的問題及剩余油分布特點(diǎn)，選取商13—4斷塊為研究對(duì)象，通過對(duì)該塊油藏特征、剩余油分布特征的研究，進(jìn)行了層系細(xì)分和矢量井網(wǎng)轉(zhuǎn)換調(diào)整。采用了油水并排列方向與地應(yīng)力方向平行的反九點(diǎn)注采井網(wǎng)，適時(shí)根據(jù)地層能量情況將反九點(diǎn)井網(wǎng)轉(zhuǎn)換為排狀注水井網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)剩余油平面、層間均衡動(dòng)用。通過矢量井網(wǎng)轉(zhuǎn)換，區(qū)塊水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度大幅提高，產(chǎn)量穩(wěn)步提升、采收率增加，取得了較好的開發(fā)效果。關(guān)鍵詞：商河油田；低滲透油藏；剩余油；矢量井網(wǎng)轉(zhuǎn)

2、換中圖分類號(hào)：TE32+4文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A文章編號(hào)：1006--7981(2014)04一0139一02商河油田低滲透油藏地質(zhì)儲(chǔ)量占全油田儲(chǔ)量的2．2層間剩余油分布40．5％，這部分油藏構(gòu)造較復(fù)雜、斷塊碎小、含油小根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，5個(gè)砂層組平均含油飽和層多，存在注采井網(wǎng)不完善、見水早、油井動(dòng)液面低、度都在40％以上，剩余油普遍富集。產(chǎn)量遞減快、儲(chǔ)量動(dòng)用不均衡等一系列低滲透油藏各砂層組間由于儲(chǔ)量動(dòng)用狀況的差異．采出程開發(fā)問題，平均采收率20．9％，采出程度16．5％，整度有差異，沙三上2、3、5砂層組儲(chǔ)量動(dòng)用程度高，采體開發(fā)效果較差。為改善低滲油藏的開發(fā)效果，通過出狀況

3、較好，采出程度為16．5％一19．2％，均高于單對(duì)典型斷塊的注采井網(wǎng)矢量調(diào)整研究探索一條細(xì)分元采出程度16．3％，平均含油飽和度42．1％～43．開發(fā)層系、剩余油矢量井網(wǎng)轉(zhuǎn)換的通用方法，以期對(duì)2％。沙三上4、6砂層組儲(chǔ)量動(dòng)用程度低，采出狀況其它類似油藏有借鑒意義。差，采出程度為8．7％～15．0％，含油飽和度43．8％1區(qū)塊概況～47．0％。商13—4塊含油面積0．95km2，地質(zhì)儲(chǔ)量135x根據(jù)分小層數(shù)值模擬剩余油飽和度分級(jí)統(tǒng)計(jì)分104t，儲(chǔ)層平均孔隙度19．7％，平均滲透率22．3x析，各小層未水淹(含油飽和度>53％)油層儲(chǔ)量比10_3．um2，為常規(guī)低滲透油藏

4、。22個(gè)含油小層中僅8例比較高，都在50％以上，說明各小層水淹較弱。個(gè)小層發(fā)育較穩(wěn)定、油水界面不統(tǒng)一。3矢量井網(wǎng)轉(zhuǎn)換研究在37年的開發(fā)歷程中采用低注高采、點(diǎn)狀注水針對(duì)單元層間矛盾突出、井網(wǎng)不完善，儲(chǔ)量動(dòng)用井網(wǎng)開發(fā)，進(jìn)行過局部加密，注采井距220～380m，程度低等問題，根據(jù)剩余油分布特點(diǎn)．采取矢量井網(wǎng)并采取壓裂、酸化等措施改善開發(fā)效果，但由于油水調(diào)整。井套損增多、注采井網(wǎng)嚴(yán)重破壞，導(dǎo)致地層能量下3．1層系細(xì)分論證降，開發(fā)效果變差。綜合含水76．6％，采油速度0．商13—4塊因油水界面不統(tǒng)一，低部位油層迭09％，采出程度16．36％，處于低速低效開發(fā)狀態(tài)，在合厚度小，細(xì)

5、分層系開發(fā)低部位井單井控制儲(chǔ)量少．同類油藏中很具有代表性。因此，考慮一套層系開發(fā)，提高低部位單井控制儲(chǔ)2油藏剩余油分布研究量，但由于該塊含油井段長，油井大段射孔合采，不2．1平面剩余油分布特征利于單井產(chǎn)能發(fā)揮，因此油水井采取逐層段上返開商13—4塊開發(fā)過程采用高部位采油、低部位發(fā)，油井分3段上返(第一段：四1、五l、3、4、5，第二注水的點(diǎn)狀注采井網(wǎng)，存在注采井距大，雙向注采對(duì)段：三1+2、3、4、六1+2；第三段：二1、2)，以緩解層應(yīng)率低的問題，注采井網(wǎng)欠完善、平面動(dòng)用差，僅在間矛盾。注采完善區(qū)域油層水淹。另一方面，低滲透儲(chǔ)層由于3．2井網(wǎng)方式論證存在啟動(dòng)壓力，滲

6、流阻力大，極限供油半徑小c2]，油、3．2．1井網(wǎng)選擇水井壓力波及范圍小，所以平面上水淹范圍小，只是反九點(diǎn)井網(wǎng)由于其靈活性在低滲透油田開發(fā)中在油、水井附近產(chǎn)生水淹區(qū)。數(shù)值模擬統(tǒng)計(jì)結(jié)果表得到廣泛應(yīng)用[3’4]。本次井網(wǎng)調(diào)整選用反九點(diǎn)井網(wǎng)。明，含油飽和度以未水淹油層(So>53％)為主，儲(chǔ)商13—4塊主力含油小層砂體分布穩(wěn)定，地應(yīng)量比例占52％，平面上剩余油普遍富集。力方向?yàn)?5度，因此，根據(jù)初期油水井先投產(chǎn)4—6收稿日期：2013—11一12140內(nèi)蒙古石油化工2014年第4期砂組、采取平行于地應(yīng)力方向的反九點(diǎn)井網(wǎng)生產(chǎn)；在限井距為194～310m。實(shí)際部署井網(wǎng)時(shí)．注采井

7、距生產(chǎn)一段時(shí)間后，為減緩層間干擾，適時(shí)轉(zhuǎn)排狀注200～250m。水，油水井排列方向與地應(yīng)力方向平行，后擇機(jī)油井3．4井網(wǎng)矢量轉(zhuǎn)換方案設(shè)計(jì)及實(shí)施上返下一層系生產(chǎn)。采用一套井岡，縮小井距、逐層段上返開發(fā)，油3．2．2轉(zhuǎn)排狀時(shí)機(jī)優(yōu)化水井排列方向與地應(yīng)力方向平行；初期先采取反九通過油藏?cái)?shù)值模擬研究，先注水6個(gè)月后，反九點(diǎn)法生產(chǎn)，油井13口，注水井6口．并網(wǎng)密度20口／點(diǎn)開始投產(chǎn)，注采比為1．6恢復(fù)地層壓力，恢復(fù)地層km2，單井控制儲(chǔ)量7．1萬噸，油水井?dāng)?shù)比：2．1：1；壓力至0．85倍，反九點(diǎn)井網(wǎng)開始提液，壓力開始下注水井分注，油井先投產(chǎn)第一生產(chǎn)層段，注采井