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1、油藏高含水期注采优化调整及挖潜油藏高含水期注采优化调整及挖潜油藏高含水期注采优化调整及挖潜建筇工程油藏高含水期注采优化调整及挖潜张艳红贾德景张红艳刘国萍芦兴龙闰永涛黄登斌(中原油田采油五厂河南濮阳457168)摘要:该油藏构造复杂,断块小,舍油层位多.针对在注水开发存在注采井距小,压降快,注水见水快,水驱采收率低,注采井网调整余地小的状况,制定了先注后采,以吸水指示曲线分层测试资料为指导的周期注水,逐层注水等注水开发政策,有效控制含水上升速度,延长稳产期,提高水驱油效率.关键词:高含水注采优化剩余油注采开发侧钻射孔1,背景概况胡五断块区域构造位于东濮凹陷西斜坡带中部,是受长垣
2、与石家集断层夹持形成的断块油藏,主要含油层位s3上2一下9,本次项目的研究部署目的层位胡二断层下降盘沙三上一沙三中油藏,动用地质储量1018万吨.于1986年投入开发,至2009年底,日产液水平2113t,日产油水平229t,综合含水89.2%,日注水平2483m,采油速度0.82%,采出程度20.7%,自然递减12.6%,综合递减7.9%.油藏在开发中主要存在以下问题:(1)块内5—2O米小断层十分发育,组合难度大,部分小断块注采井网完善程度低,水驱控制程度低;目前区块油井开井数141口,注采井数比为1:1.9.不受控油井比例达到34_8%,在受控井中,单向受控井比例为41
3、-8%,注采完善程度较低,目前水驱控制程度67.2%,水驱动用程度38.4%.(2)井况问题突出,水驱动用储量损失较大;目前对井网有影响的井况损坏井30口.套损油井l5口:关井1口,上返非主力层5口,上返至上层系生产2口,带病生产7口.套损注水井15口:关井9口,带病注水6口.损失水驱控制储量49.3X10t,损失水驱动用储量26.3X104t.(3)小断块注采井距小,注水见效后含水上升较快,稳产期短,水驱动用效果差.该油藏由于断块面积小,注采井距为120—300米.注采井距小(在120—200米)在注水开发中表现为见效后含水上升快,低含水稳产期较短,水驱动用效果差.2,注采
4、优化做法针对该油藏较完整的高含水区,储层变化大非均质较为严重,层内水驱动用差异大,平面剩余油分布复杂的特点,开展沉积微相及平面剩余油分布规律认识,在研究中以单井测井相研究为主,结合系统取芯资料,以测井系列的地质响应为依据,描述主力小层微相展布特征,研究不同沉积微相控制下的剩余油分布规律.该油藏构造复杂,断块小,含油层位多的特征.针对在注水开发存在注采井距小,压降陕,注水见水快,水驱采收率低,注采井网调整余地小的状况,2010年开展小断块的注水政策研究,针对小断块注采井距小稳产期短的特点,制定了先注后采,以吸水指示曲线分层测试资料为指导的周期注水,逐层注水等注水开发政策,有效控
5、制含水上升速度,延长稳产期,提高水驱油效率.3,取得的成果通过研究和优化注采部署,取得了以下几项成果:(1)2010年优选潜力相对较大的小断块,部署调整井,更新井,侧钻井,转注水井,完善和恢复小断块注采井网.2010年完钻调整井l口,更新井1口,侧钻井5口(油井4口,注水井1口),钻遇油层117.4m,投产初期日产油能力45.9t,累计产油3827t.完善6个小断块的注采井网,增加水驱控制储量45.5X]at,增加水驱动用储量21.8X10t.转注水井11口,对应油井18口,新增水驱控制储量9O.5X10t,水驱动用储量38.4X104t.对应油井日产液由181.3t提高到2
6、63.5t,日产油由25.8t提高到53.1t,含水由86%下降到80%,动液面1338米上升到1235米,累计增油1066t.(2)小断块的注水政策研究,针对小断块注采井距小的特点,制定了先注后采,吸水指示曲线分层测试资料为指导的周期注水,逐层注水等注水开发政策,有效控制含水上升速度;在胡五断块实施小断块注采政策研究井组14个,其中先注后采井组5~-,日增油32.5t,累计增油5255t;以吸水指示曲线以及分层测试资料为指导的周期注水4个,日增油5.8t,平均含水下降7%,平均有效期205天;逐层注水5个,措施后日增油5.2t,平均含水下降3%,累计增油1119t.(3)通
7、过层内沉积韵律研究,优化射孑L厚度,挖潜高含水层内剩余油,提高水驱采收率.通过沉积韵律层研究,优化射孔厚度,挖潜高含水层的层内剩余油取得较好的效果,2010年实施4口井6层实施韵律层选择射孔,措施后日增油能力4.5t,累计增油397t.4,经济效益评价(1)投入:新井,侧钻井按六年回收期,当年方案共投入1085万元.(2)产出:年产油增3no.32万吨,减缓递减增产0.55万吨,合计增产0.87万吨,按吨油价格3450元计算,创产值3045万元.(3)创利润:3045—1085=1960(万元).(4)
