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1、杏十2"二区葡I3层小井距聚驱矿场试验区深度调剖方案大庆油田有限责任公司第五采油厂二OO七年七月编写单位：大庆油田有限责任公司第五采油厂编写人：孙仲华参加人：审核人：刘洪岩复核人：技术发展部：批准人:一、油藏地质简况二、试验区储层沉积特征三、试验区动用状况及剩余油分析四、试验井生产状况分析五、确定深度调剖的原因六、调剖体系室内分析及现场应用效果七、调剖方案设计八、调剖费用及经济效益预测九、方案实施要求杏十〜十二区葡I3层抠试验区深度调剖方案㈠地质概况试验区位于杏十二区纯油区的杏86井区，面积0.65Krn‘，地质储量219.8
2、507X10%,共发育萨II、葡I两个油层组48个细分沉积单元,萨III组油层在本区不发育；其中葡I2〜3油层以三角洲分流平原相及内前缘相沉积的河道砂为主，单层发育厚度大，为主力油层，其它为非主力油层。非主力油层除葡I12为三角洲内前缘相沉积外，其余为三角洲外前缘相沉积。油层埋藏深度840~1200m,各油层属于同一水动力系统。试验三次采油目的层确为葡I3层。平均单井发育砂岩厚度14.11m,有效厚度12.08m,其中有效厚度大于0.5m的层有效厚度为12.15m,平均单井射开砂岩厚度13.29m,射开有效厚度11.63m；平
3、均有效渗透率321mD,聚驱目的层的地质储量106.21X10%,地下孔隙体积209.235X10Wo试验区釆用五点法面积井网，新布16口注入井，23口采岀井，注采井距120m,基础井网油井代用2口井。其中有9口中心采出井，中心井区面积0.24Km2,地质储量39.30X104t,地下孔隙体积76.93X10卅。地层水总矿化度8167mg/L,氯离子含量2453mg/L,水型为NaHC03型。地面脱气原油密度为0.8510g/cm3,原油地面粘度为（45°013.9mPa-s,地下原油粘度6.7mPa-s,凝固点31°C,含蜡
4、量21.5%,含胶量10.7%,体积系数1.115,原始气油比42.9m3/1,饱和压力7.08MPao原始地层压力11.14MPa,目前地层压力为9・9MPa。㈡开发简况试验区共有四套井网，于1971年投入开发，基础井采用400m井距四点法面积注水井网，萨葡一套层系合釆。1982年以前自喷开采，1983年后陆续转抽，1986年实现全面转抽。为实现产量接替，解决基础井网油层性质差异大、层间干扰严重、差油层动用状况差的问题，该区1988-1993年进行了一次加密调整，井网部署采用新老注水井同井场，采油井以老注水井为中心，旋转30
5、0角沿基础井分流线上布井，开采对象为除萨II15层以外非主力油层中未动用和动用差的油层,以表内层为主。1997年开始进行以开采有效厚度小于0.5m表内差层和表外储层为主的二次加密调整，二次调整井网采用注采井距346m的线状注水方式，同时对一次调整井进行注采系统调整，部分一次调整油井转注。2002年，为了改善表外储层开发效果，开展了三次加密调整试验，共钻油水井16口，其中油井14口，注水井2口，在二次调整井网排间均匀布一排油井，同时二次调整油井转注6口，形成注采井距为200m的四点法面积注水井网，三次加密调整后试验区的井网密度达
6、到44.8口/km2,目前井网密度达到104.8口/km%表试验区纯油区开发简况时间奔）井网开采层系注采井距（m）布井方式调整后井网密度（□/Km2）1971基础井萨、葡油层400四点法6.911988一次调整井萨、葡油层表内层346四点法15.331997二次调整井萨、葡表外及表内差层346行列注水26.112002三次调整井萨、葡表外及表内差层200四点法44.8目前聚驱试验井葡I3层120五点法104.8目前试验区内共有油水井26口（油井13口，注水井13口）,基础井6口（油井3口，注水井3口），一次井7口（油井2口，注
7、水井5口），二、三次加密井13口（油井8口，注水井5口）。聚驱小井距试验井41口（16口注入井，23口采岀井，其中包括基础井网油井代用2口井）。二、试验区储层沉积特征试验区39口新井完钻后，井网密度由44.8口/时增加到104.8n/Km2,对砂体分布形态的认识进一步提高。一是分流平原相河道砂体的外边界变化不大，但井网密度的增加使复合砂体内单一河道的边界更加清楚；二是内前缘相水下分流河道砂体，井网密度的增加使小型水下河道形态更加清晰。三是加密调整前后对聚驱控制程度的认识有所变化，葡13聚驱控制程度由钻井前的82.7%上升到钻井
8、后的85.6%,其中葡13加层的聚驱控制程度有所下降外,其他5个层的聚驱控制程度都上升，葡13汰层的聚驱控制程度最高为94.82%,葡13鮎层最低为62.6%(见表2-1)o层位屮心井聚驱控制程度(％)钻井前钻井后葡I31a80.3987.92葡I3ib85.1686.90葡
