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时间:2018-12-05
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1、五蛟油田里74区开发影响因素认识和下步治理对策【摘要】五蛟油田里74区油藏边底水发育,处中含水采油期,因采油速度较高,部分井采液强度不合理,造成区块含水上升,稳产形势严峻,本文从地质特征的含水饱和度、区块构造、底水水层厚度、隔夹层厚度四个方面与开发动态方面分析了见水原因,并对治理对策及效果进行评价,摸索出油井生产的合理采液强度、注采井网,注水井合理的注水强度,为后期生产提供了可行的“控水稳油”方【关键词】影响因素治理对策效果1基本概况1.1开发概况长庆五蛟油田里74区油藏为构造一岩性油藏,2005年开发,
2、开发层位延10,初期平均日产液7.44m3,日产油3.8t,含水40.2%;投注井1口,平均日注30m3。2010年9月在东北部投2口采油井,截止2012年6月油井正常开井16口,平均日产液9.55m3,日产油3.70t,含水53.9%,区块累计产油19.59X104吨,累计注水5.32X104m3,地质储量采出程度17.24%,地质储量采油速度1.95%,保持了比较高的采油速度,目前处中含水采油期(图1)。五蛟油田里74区开发影响因素认识和下步治理对策【摘要】五蛟油田里74区油藏边底水发育,处中含水采油
3、期,因采油速度较高,部分井采液强度不合理,造成区块含水上升,稳产形势严峻,本文从地质特征的含水饱和度、区块构造、底水水层厚度、隔夹层厚度四个方面与开发动态方面分析了见水原因,并对治理对策及效果进行评价,摸索出油井生产的合理采液强度、注采井网,注水井合理的注水强度,为后期生产提供了可行的“控水稳油”方【关键词】影响因素治理对策效果1基本概况1.1开发概况长庆五蛟油田里74区油藏为构造一岩性油藏,2005年开发,开发层位延10,初期平均日产液7.44m3,日产油3.8t,含水40.2%;投注井1口,平均日注3
4、0m3。2010年9月在东北部投2口采油井,截止2012年6月油井正常开井16口,平均日产液9.55m3,日产油3.70t,含水53.9%,区块累计产油19.59X104吨,累计注水5.32X104m3,地质储量采出程度17.24%,地质储量采油速度1.95%,保持了比较高的采油速度,目前处中含水采油期(图1)。1.2见水特征从里74区年产油与综合含水关系图中可以看出:投产阶段与稳产阶段综合含水平稳,递减阶段见水井含水上升速度快,稳油控水难度加大2)。2油井见水原因分析里74区油井2011年前期因采液强度
5、分布不均受边水内推,底水锥进影响含水呈现上升趋势,现针对油藏地质特征和开发技术政策影响因素两方面思路对油井见水原因进行分析,总结见水特征及规律,实现控水稳油。2.1地质因素2.1.1?含水饱和度分布与油井见水的关系里74区见水井17口,占总井数的89.5%。对比里74区含水饱和度分布图和区块初期含水分布图,边部尤其是西南部油井含水饱和度较高(50.0%),而区块含水分布和含水饱和度分布基本一致,西南部油井初期综合含水56.6%,北部油井初期综合含水18.2%,分析认为油井初期含水受油井含水饱和度影响较大3
6、)。2.1.2?区块构造与油井见水的关系里74区是构造-岩性油藏,里74-94与里74-95处于含水饱和度同值范围,因里74-94构造高度明显低于里74-95井,里74-94井含水(45.4%)高于里74-95的含水(9.2%)井,通过静态资料对比西南部低构造带的油井平均含水89.2%,明显高于东部高构造带的油井平均含水43.5%,低构造带比高构造带平均含水高45.7%,分析认为低构造点见水速度相对较快,导致区块稳产形势严峻。2.1.3?底水层厚度与油井见水的关系里74区存在较厚的底水,油层与底水直接接触
7、关系的井数为13口,平均油层厚度10.5米,平均水层厚度5.8米,油水层厚度之比为1.8:1,底水较厚的里74-94、里74-77井的含水高于底水较薄的里74-95、里74-66井的含水。油藏西南部受边水内推影响较大,底水锥进现象不明显。底水是油藏开发的主要能量之一,也是影响油藏中东部油井含水的因素之一(4)。2.1.4?隔夹层厚度与油井见水的关系存在隔夹层越厚的位置油井含水上升越慢(例里74-74、里74-77、里74-86井含水),且含水相对较低,油藏西南部未生成隔夹层,油井在投产初期就被水淹。2.2
8、开发因素2.2.1?边水内推与油井见水的关系油藏西南部水淹方式主要以边水推进为主,依据是距边水近的井见水时间明显要早于距边水较远的井,且同期对比,外部井含水要比内部井含水高。2.2.2?采液强度与油井见水的关系里74区油藏油层厚度与底水厚度之比为1.8:1,且油层与水层相连,采液强度过大会导致边底水突进造成水淹,为保持长期控水稳油持久效益开发,对该区实施合理采液强度控制,防止边底水、注入水单向突进,延缓低含水采油期,因此合理采
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