商河油田低渗透油藏矢量井网转换研究.pdf

《商河油田低渗透油藏矢量井网转换研究.pdf》由会员上传分享，免费在线阅读，更多相关内容在行业资料-天天文库。

2014年第4期内蒙古石油化工139商河油田低渗透油藏矢量井网转换研究刘艳(胜利油田临盘采油厂，山东临邑251507)摘要：针对商河油田低渗透油藏开发过程中普遍存在的问题及剩余油分布特点，选取商13—4断块为研究对象，通过对该块油藏特征、剩余油分布特征的研究，进行了层系细分和矢量井网转换调整。采用了油水并排列方向与地应力方向平行的反九点注采井网，适时根据地层能量情况将反九点井网转换为排状注水井网，实现剩余油平面、层间均衡动用。通过矢量井网转换，区块水驱储量控制程度大幅提高，产量稳步提升、采收率增加，取得了较好的开发效果。关键词：商河油田；低渗透油藏；剩余油；矢量井网转换中图分类号：TE32+4文献标识码：A文章编号：1006--7981(2014)04一0139一02商河油田低渗透油藏地质储量占全油田储量的2．2层间剩余油分布40．5％，这部分油藏构造较复杂、断块碎小、含油小根据数值模拟结果，5个砂层组平均含油饱和层多，存在注采井网不完善、见水早、油井动液面低、度都在40％以上，剩余油普遍富集。产量递减快、储量动用不均衡等一系列低渗透油藏各砂层组间由于储量动用状况的差异．采出程开发问题，平均采收率20．9％，采出程度16．5％，整度有差异，沙三上2、3、5砂层组储量动用程度高，采体开发效果较差。为改善低渗油藏的开发效果，通过出状况较好，采出程度为16．5％一19．2％，均高于单对典型断块的注采井网矢量调整研究探索一条细分元采出程度16．3％，平均含油饱和度42．1％～43．开发层系、剩余油矢量井网转换的通用方法，以期对2％。沙三上4、6砂层组储量动用程度低，采出状况其它类似油藏有借鉴意义。差，采出程度为8．7％～15．0％，含油饱和度43．8％1区块概况～47．0％。商13—4块含油面积0．95km2，地质储量135x根据分小层数值模拟剩余油饱和度分级统计分104t，储层平均孔隙度19．7％，平均渗透率22．3x析，各小层未水淹(含油饱和度>53％)油层储量比10_3．um2，为常规低渗透油藏。22个含油小层中仅8例比较高，都在50％以上，说明各小层水淹较弱。个小层发育较稳定、油水界面不统一。3矢量井网转换研究在37年的开发历程中采用低注高采、点状注水针对单元层间矛盾突出、井网不完善，储量动用井网开发，进行过局部加密，注采井距220～380m，程度低等问题，根据剩余油分布特点．采取矢量井网并采取压裂、酸化等措施改善开发效果，但由于油水调整。井套损增多、注采井网严重破坏，导致地层能量下3．1层系细分论证降，开发效果变差。综合含水76．6％，采油速度0．商13—4块因油水界面不统一，低部位油层迭09％，采出程度16．36％，处于低速低效开发状态，在合厚度小，细分层系开发低部位井单井控制储量少．同类油藏中很具有代表性。因此，考虑一套层系开发，提高低部位单井控制储2油藏剩余油分布研究量，但由于该块含油井段长，油井大段射孔合采，不2．1平面剩余油分布特征利于单井产能发挥，因此油水井采取逐层段上返开商13—4块开发过程采用高部位采油、低部位发，油井分3段上返(第一段：四1、五l、3、4、5，第二注水的点状注采井网，存在注采井距大，双向注采对段：三1+2、3、4、六1+2；第三段：二1、2)，以缓解层应率低的问题，注采井网欠完善、平面动用差，仅在间矛盾。注采完善区域油层水淹。另一方面，低渗透储层由于3．2井网方式论证存在启动压力，渗流阻力大，极限供油半径小c2]，油、3．2．1井网选择水井压力波及范围小，所以平面上水淹范围小，只是反九点井网由于其灵活性在低渗透油田开发中在油、水井附近产生水淹区。数值模拟统计结果表得到广泛应用[3’4]。本次井网调整选用反九点井网。明，含油饱和度以未水淹油层(So>53％)为主，储商13—4块主力含油小层砂体分布稳定，地应量比例占52％，平面上剩余油普遍富集。力方向为45度，因此，根据初期油水井先投产4—6收稿日期：2013—11一12 140内蒙古石油化工2014年第4期砂组、采取平行于地应力方向的反九点井网生产；在限井距为194～310m。实际部署井网时．注采井距生产一段时间后，为减缓层间干扰，适时转排状注200～250m。水，油水井排列方向与地应力方向平行，后择机油井3．4井网矢量转换方案设计及实施上返下一层系生产。采用一套井冈，缩小井距、逐层段上返开发，油3．2．2转排状时机优化水井排列方向与地应力方向平行；初期先采取反九通过油藏数值模拟研究，先注水6个月后，反九点法生产，油井13口，注水井6口．并网密度20口／点开始投产，注采比为1．6恢复地层压力，恢复地层km2，单井控制储量7．1万吨，油水井数比：2．1：1；压力至0．85倍，反九点井网开始提液，压力开始下注水井分注，油井先投产第一生产层段，注采井距降。对不同地层压力下转排状时机进行了数值模拟200～250m，先高注采比(1．6)低液生产恢复地层能研究。量，待地层压力恢复至原始地层压力0．85倍后提液①地层压力0．85倍转排状井网：方案实施15年生产，后地层压力下降至原始地层压力0．8倍后转末采出程度24．8％、累油78．2万吨、含水89．7％、单行列式切割注水，油井9口，注水井10口，油水井数井日液16．5t／d。②地层压力0．80倍转排状井网：方比1：1．1，油水井排列问距200m，第一层段含水至案实施15年末采出程度24．3％、累油76．6万吨、含80％后，整体上返下一层段。水87．8％、单井日液14．5t／d。③地层压力0。75倍转注水层段优化：一套井网逐层段上返开发，因目排状井网：方案实施15年末采出程度23．7％、累油前地层压降较大，生产第一层段时，采取大注采比74．8万吨、含水86％、单井日液12．5t／d。④地层压(1．6)恢复地层能量，待压力恢复至合理地层压力力0．70倍转排状井网：方案实施15年末采出程度后，按合理注采比(1．2)保持地层压力；为确保上返23．1％、累油72．9万吨、含水83．7％、单井日液10．第二、三层段时，可在合理地层压力下提液生产，分5t／d。三段注水，其中第二、三层段，控制注水，缓慢恢复第综合来看越早转排状越好，因为压力水平高，单二、三层段地层压力，至上返生产时注采比达到1．2。井液量就高，15年末采出程度高。但是从采出程度分注后，各层段渗透率级差小于1．5。增辐来看，压力水平越高，增幅越小。结合现场实际，进行矢量井网转换后，断块水驱储量控制程度最终选择反九点井网生产一段时间，压力降至0．8由30．5％提高到93．4％、注采对应率由60％提高到倍地层压力以后，转成排状生产。94．3％、压力保持水平由62．8％提高到85．8％。调整3．2．3上返时机优化后采收率为31．8％，采收率提高13个百分点，增加在油藏数值模拟中对不同含水(70％、75％、可采储量17．5X10‘t，开发效果明显改善。80％、85％)条件下上返进行模拟优化，通过对比分4结论析认为在综合含水80％时上返，开发效果最好。①低渗透油藏矢量反九点井网转换为排状注水①含水70％上返：方案实施15年末采出程度井网是可行的，其中地层压力为原始地层压力的0．825．7％、累油95．9万吨、含水90．1％。②含水75％上倍时为最佳转换时机。②层系分采可以不仅可以缓返：方案实施15年末采出程度26．2％、累油97．3万解层问矛盾，而且可以减少钻井数量、控制成本，其吨、含水89．5％。③含水80％上返：方案实施15年末中综合含水80％时换层生产，开发效果最好。③通过采出程度26．8％、累油99．7万吨、含水87．8％。④含综合对比得出，该区块最佳井网矢量优化方案为反水85％上返：方案实施15年末采出程度26．6％、累九点注采井网转换排状切割注水，一套井网兼顾三油99．1万吨、含水85．9％。套层系，油井单采、水井分注，适时转换。3．3井网密度及井距研究[参考文献]利用最终采收率与井冈密度的定量关系式，根据油藏流度预测油藏最终采收率、单井可采储量和E1]黄延章，低渗透油层渗流机理[M]．北京：石油经济效益随井冈密度的变化，从而实现井网密度的工业出版社，1998．合理优化。[2]都鹏程，向俊华，王玮，等．低渗透油层启动压原油价格取$70元／桶时，沙三上2—3砂组合力梯度与渗透率的关系研究口]．石油天然气理井网密度为16口／km2,合理井距为250m。沙三上学报，2008，05X：315～317．4—6砂组合理井网密度为15口／km2、合理井距为[3]李道品，低渗透砂岩油田开发[M]．北京：石油258m。工业出版社，1997．技术极限井距：根据胜利油田总结出的经验公[43曹仁义，程林松，薛永超，等．低渗透油藏井网式，计算研究区技术极限井距为238"～381m。4—6优化调整研究[J]．西南石油大学学报，2007，砂组技术极限井距为156—251m，2—3砂组技术极29(4)：6769．