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《靖安侏羅系延9油藏中期開發(fā)技術(shù)探究》由會員上傳分享，免費在線閱讀，更多相關(guān)內(nèi)容在行業(yè)資料-天天文庫。
1、靖安侏羅系延9油藏中期開發(fā)技術(shù)探究 摘要：本文通過對靖安侏羅系塞247、塞248區(qū)塊延9油藏的開發(fā)形勢予以分析，深入掌握了油藏開發(fā)現(xiàn)狀，認(rèn)清平面注采矛盾。通過注采比與含水上升的關(guān)系，提出塞247、塞248區(qū)塊合理的注采比；利用Dupuit臨界產(chǎn)量公式，結(jié)合井組開發(fā)現(xiàn)狀分析，提出塞247、塞248區(qū)塊延9油藏目前開發(fā)的合理采液強(qiáng)度范圍；通過對不同注水強(qiáng)度下剖面吸水形態(tài)進(jìn)行統(tǒng)計分析對比，確定出合理的注水強(qiáng)度范圍，為下步油藏開發(fā)提供有力指導(dǎo)。關(guān)鍵詞：地層壓力平面差異化注水強(qiáng)度采液強(qiáng)度注采比一、區(qū)域地質(zhì)概況1.地質(zhì)概況塞247、塞248區(qū)塊屬于靖安油田侏羅系油藏，該區(qū)域
2、構(gòu)造位置屬于鄂爾多斯盆地一級構(gòu)造單元陜北斜坡中段。晚三疊世末期，印支運動使盆地整體抬升，延長組頂部遭受不同程度的侵蝕，形成起伏不平，殘丘與河谷交錯分布的古地貌特征，從而導(dǎo)致油氣向上逸散，進(jìn)入侏羅系地層形成侏羅系油藏。本區(qū)前侏羅紀(jì)古地貌屬于甘陜古河與蒙陜古河中間的指狀殘丘，在此背景上，沉積了侏羅系延安組的一套河流—沼澤相地層。9區(qū)域構(gòu)造為一向西傾斜的大型平緩單斜，地層傾角0.5o左右，由于差異壓實作用，形成多組軸向呈近東西向的鼻狀隆起，侏羅系油藏就分布在這些鼻狀隆起構(gòu)造的較高部位，整體構(gòu)造形態(tài)上表現(xiàn)為東高西低，北高南低的構(gòu)造特征。2.儲層概況塞247、塞248區(qū)塊延
3、9油藏砂層厚度10-40m，由于延9期與延10期古河的繼承性，砂體油源溝通好。油藏埋深1350m～1530m，原始壓力為10.89MPa，油層溫度39.9℃。油藏在形成時因受到差異壓實、砂體展布和構(gòu)造的共同作用，上傾方向由于相變或物性變差形成巖性遮擋，下傾方向受構(gòu)造控制，油藏類型屬構(gòu)造～巖性油藏。二、油藏特征及開發(fā)規(guī)律1.儲層非均質(zhì)性特征1.1平面非均質(zhì)性1.1.1砂體有效厚度較大，但分布不均勻。1.1.2孔隙度16%-18%，以二、三、四級為主，孔滲性好。1.1.3油藏流動單元平面展布以A類、B類為主，物性相對較好，但非均質(zhì)性強(qiáng)。1.2層內(nèi)滲透率非均質(zhì)性9塞24
4、7、塞248延9油藏大部分砂體滲透率都屬于中等偏弱的非均質(zhì)性，少部分出現(xiàn)強(qiáng)非均質(zhì)特征。其非均質(zhì)性以復(fù)雜復(fù)合韻律和相對均質(zhì)韻律為主，占韻律特性總量的56.5%，簡單正韻律與復(fù)合正韻律一共占25%左右，其余為簡單反韻律和復(fù)合反韻律共占18.5%。2.壓力變化規(guī)律在油藏開發(fā)初期，由于注采井網(wǎng)不完善，地層能量不斷下降，通過不斷的井網(wǎng)完善以及平面注水調(diào)整，部分低壓油藏的地層壓力得到了明顯的提高，油藏整體壓力呈上升趨勢（2008年5.6MPa↑7.6MPa），目前壓力保持水平69.8%，但由于油藏平面物性差異以及井網(wǎng)完善程度不同，平面上能量分布不均現(xiàn)象突出。3.平面注采現(xiàn)狀及
5、開發(fā)規(guī)律3.1受油藏物性差異影響，平面采液強(qiáng)度差異大。部分區(qū)域采液強(qiáng)度過小，無法發(fā)揮油藏生產(chǎn)能力；部分區(qū)域采液強(qiáng)度過大，容易造成含水上升。3.2受油層厚度以及地質(zhì)配注的需求的影響，平面注水強(qiáng)度差異大，導(dǎo)致部分注水井剖面注水強(qiáng)度過大，剖面吸水形態(tài)快速變差。3.3平面注采不均勻，井組注采比差異大，導(dǎo)致區(qū)域能量分布不均。3.4受平面注采矛盾的影響，油井含水快速上升，影響油藏采收率。9隨著油藏采出程度的增加，油藏含水上升，存水率下降，表明油藏水驅(qū)油效率降低，注水開發(fā)效果逐漸變差；尤其自采出程度大于7.8%以后，油藏的含水的快速上升明顯影響了油藏的開發(fā)，導(dǎo)致最終采收率的降低
6、。4.微生物調(diào)驅(qū)的運用及見效規(guī)律4.1微生物調(diào)驅(qū)實驗的理論依據(jù)4.1.1選擇3%調(diào)剖生物及營養(yǎng)液注入地層，主要作用為改善油藏剖面吸水，提高注水壓力和水驅(qū)波及范圍。（營養(yǎng)液組成：淀粉、蔗糖、氯化銨等）4.1.2注入2%驅(qū)油微生物及生物酶，改善平面水驅(qū)，達(dá)到提高采油效率的效果4.2開展的工作量及效果塞247、塞248延9油藏分別實施微生物調(diào)驅(qū)實驗3個井組，措施1-2個月后，井組明顯出現(xiàn)見效的現(xiàn)象，目前日增油15.4t/d，累計增油達(dá)4200t。4.3調(diào)驅(qū)實驗的適應(yīng)性分析4.3.1從增油角度分析：目前微生物驅(qū)油效果較好，適應(yīng)塞247、塞248油藏開發(fā)。4.3.2從注水剖
7、面變化的角度分析：可對比三口井平均剖面吸水厚度由措施前6.7米的上升至措施后的11.6米，吸水剖面明顯好轉(zhuǎn)。94.3.3從油藏平面注采的角度來分析：措施后3口高含水油井含水下降，5口低液量油井液量增加，平面采液趨于均衡，微生物調(diào)驅(qū)措施適應(yīng)于塞247、塞248油藏目前的開發(fā)。三、開發(fā)技術(shù)政策研究1.合理地層壓力的確定在油田生產(chǎn)中地層壓力過低，則地層能量不足，開采油量達(dá)不到要求；地層壓力過高，不但會由于注入水超量而導(dǎo)致經(jīng)濟(jì)浪費，而且會導(dǎo)致油層的破壞，合理的地層壓力則顯得尤為重要，下面我們將引入“低滲透油氣田合理地層壓力計算公式”：其中：pR為合理地層壓力，pi為注水井
8、最大井底壓
