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《下二門油田高含水期井網(wǎng)優(yōu)化組合研究及應用.pdf》由會員上傳分享，免費在線閱讀，更多相關內(nèi)容在行業(yè)資料-天天文庫。
1、石油天然氣學報(江漢石油學院學報)2007年6月第29卷第3期JournalofOilandGasTechnology(J1JPI)Jun12007Vol129No13·457·下二門油田高含水期井網(wǎng)優(yōu)化組合研究及應用胡云亭(中國地質(zhì)大學(北京)能源學院,北京100083)張廷鵬,蘇建棟,張磊(河南油田分公司第一采油廠)[摘要]下二門油田剩余油主要分布在斷層屋檐下、微構造高點和砂體上傾尖滅區(qū)等部位;微觀上剩余油主要以斑塊狀、網(wǎng)絡狀等狀態(tài)分布在小孔隙中。根據(jù)井網(wǎng)調(diào)整的相關經(jīng)濟技術界限研究,采取層系細分、井別轉換、部署跨層系調(diào)整井等對下二門
2、油田核三段進行井網(wǎng)優(yōu)化,采收率由3317%提高到3715%,取得良好效果。[關鍵詞]下二門油田;剩余油;井網(wǎng)優(yōu)化;采收率[中圖分類號]TE324[文獻標識碼]A[文章編號]100029752(2007)0320457202下二門油田為一被斷層復雜化的短軸背斜油藏,儲集層為扇三角洲前緣相沉積,滲透率變異系數(shù)為017,滲透率級差10～500,突進系數(shù)118～615。經(jīng)過30年注水開發(fā),綜合含水91%,地下流體分布十分復雜,僅依靠局部井網(wǎng)加密難以適應復雜的剩余油分布。為此,筆者提出高含水期井網(wǎng)優(yōu)化組合研究,以解決該油田的生產(chǎn)問題。1高含水期剩
3、余油分布特征下二門油田巖心水驅(qū)實驗表明,進入高含水階段,剩余油主要以網(wǎng)絡狀、斑塊狀、薄膜狀存在于儲層孔隙中。在一定驅(qū)替速率下,注入水優(yōu)先進入巖心高滲區(qū),而后依次向下一級孔隙推進,只有達到3倍甚至高于高滲巖樣驅(qū)替壓力時,方能進入低孔中滲和低孔低滲油層;50%以上的剩余油中分布在小孔隙中。剩余油平面分布特征表明:1)微構造高點下二門油田在張扭應力作用下形成現(xiàn)今構造格局,在短軸背斜背景下發(fā)育一系列4微構造,其中5～10m幅度的正向微構造即可形成剩余油富集區(qū),此類剩余油儲量為10911×10t,占地質(zhì)儲量的512%。[1]2)斷層分隔和遮擋由于
4、斷層的分隔和遮擋作用,斷層附近井網(wǎng)完善程度低,注入水波及不到,4剩余油相對富集,此類剩余油儲量8912×10t,占地質(zhì)儲量的413%。3)儲層物性變差區(qū)域下二門油田屬扇三角洲沉積,在水下分流河道邊緣、遠砂壩及前緣席狀砂等區(qū)域4儲層物性變差,注水波及程度低,動用狀況差,剩余油儲量為8415×10t,占地質(zhì)儲量的413%。44)井間分流區(qū)、壓力平衡區(qū)剩余油儲量為5616×10t,占地質(zhì)儲量的217%。2井網(wǎng)優(yōu)化組合關鍵經(jīng)濟技術參數(shù)確定[2]1)合理注采井距不同滲透率所需最小啟動注采壓力梯度不同,要求注采井距也不同。下二門-32油田高含水期剩
5、余油潛力主要分布于滲透率小于160×10μm的油層部位,注采井距在150～180m比較合理。-322)滲透率級差數(shù)值模擬表明,當層系平均含水達到90%時,平均滲透率為50×10μm和150-32×10μm時,剩余油飽和度分別為53%和33%(圖1),即滲透率級差達到3倍時,剩余油飽和度相差20個百分點。根據(jù)不同滲透率級差模型模擬,也得到相似結論,開發(fā)效果在級差219倍時出現(xiàn)明顯[3]的分界,累計水油比在級差219后出現(xiàn)明顯拐點,耗水量增大,開發(fā)效果變差。因此,下二門油田井網(wǎng)重組時滲透率級差控制在3倍以內(nèi)為宜。[收稿日期]20072042
6、22[作者簡介]胡云亭(19672),男,1989年大學畢業(yè),高級工程師,博士生,現(xiàn)主要從事油田開發(fā)研究工作。·458·石油天然氣學報(江漢石油學院學報)2007年6月3)生產(chǎn)層數(shù)對于非均質(zhì)砂礫巖油藏,在一定生產(chǎn)壓差下,生產(chǎn)層數(shù)也應控制在合理范圍。根據(jù)射開層數(shù)與動用厚度關系(圖2),射孔層數(shù)以4～8層為宜。圖1下二門下層系剩余油飽和度與滲透率關系圖2供液厚度百分數(shù)與生產(chǎn)層數(shù)3井網(wǎng)優(yōu)化組合方式研究1)局部井網(wǎng)抽稀經(jīng)過井網(wǎng)一次、二次加密,下二門油田開發(fā)主體區(qū)平均井距達到250～280m,鑒于主體區(qū)儲層物性好、水淹程度高的特點,結合歷史井網(wǎng)和
7、流線方向,重點考慮改變液流方向,采取[4]關井、上返、轉注等方式,以穩(wěn)油控水為目標,合理抽稀井網(wǎng),將注采井距控制在350～400m。2)局部井網(wǎng)跨層系組合根據(jù)斷塊油田的特點,對于斷層屋檐下、微構造高點等剩余油分布,打破現(xiàn)有層系界限,部署多靶心井、大斜度井,實現(xiàn)對疊合差的剩余油的控制。3)層系轉換利用老油田井網(wǎng)密度大的優(yōu)勢,對于有老井控制的剩余油潛力區(qū),利用老井進行層系或井別轉換,完善注采井網(wǎng),提高儲量動用程度。4)局部層系細分在經(jīng)濟上可行的前提下,按照滲透率級差、有效(砂層)厚度、地質(zhì)儲量等參數(shù),遵循儲層物性相近、采出狀況相近的原則,對
8、原開發(fā)層系進行整體或局部細分,把滲透性差、儲量動用程度低的層組合為一套井網(wǎng),把滲透性好、儲量動用程度高的層組合為另一套井網(wǎng)。4礦場應用及效果根據(jù)井網(wǎng)組合研究成果,2003年以來,對下二門油田核三段分步進行局
