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《丘陵油田特低渗透率弱挥发性油藏水驱开发效果分析》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。
1、第13卷第4期特种油气藏Vol13No42006年8月SpecialOilandGasReservoirsAug2006文章编号:1006-6535(2006)04-0051-02丘陵油田特低渗透率弱挥发性油藏水驱开发效果分析*刘曰强,梁文发,王谦,阳兴华,陆熠(中油吐哈油田公司,新疆哈密839009)摘要:针对西山窑组弱挥发性特低渗油藏特点,采用正方形五点法面积井网、早期注水保持地层压力开发方式,注采井网方向与最大主应力方向成40夹角,利用油藏工程、数值模拟方法确定了该油藏地层
2、压力保持水平为原始压力的093倍,初期采用12以上的注采比,注水系统压力为35MPa等开发技术界限。开发过程中不断完善井网和注采关系,采取多种综合调控措施,控制微裂缝开启和含水上升速度,注水后81%油井见效,油藏水驱储量动用程度70%左右,地层压力保持在原始压力的09倍以上,油藏以2%采油速度稳产6a,取得了较好的水驱开发效果。关键词:特低渗透率;弱挥发性油藏;注水保压;综合调控;水驱效果分析;西山窑组中图分类号:TE341;TE348文献标识码:A前言11油井自然产能低,压裂改造效果显著油藏储层物性相对较差,注水开发后,虽然油吐哈丘
3、陵油田西山窑组油藏位于吐鲁番坳陷井普遍见到注水效果,但见效特征不明显,产量低,台北凹陷鄯善弧形构造带,油藏埋深平均为3000不能自喷生产。为了促进油井注水受效,提高低产m,为近东西走向、南陡北缓的短轴背斜构造。构低效井层的导流能力,对大部分油井实行了压裂改造断层发育(12条),油水界面自西向东逐级降低,造,压裂后单井产量提高12倍,使40%的油井能同一断块油水界面北高南低。储层属水下扇三角自喷生产,但由于油水密度差异大,油井一旦见水,洲沉积砂体,储层井段长300m,划分为2个油组、4易造成积水停喷。个砂岩组、14个小层,上油组()为主要含油层1
4、2层间矛盾突出,分注、化学调剖控水效果好段,平均油层厚度为242m,储层物性以低孔、特低渗为主,平均孔隙度为116%,平均渗透率为西山窑油藏储层微裂缝发育,但在原始状态下42410-3m2。地层原油粘度为032mPas,体[1]并未张开有效。从吸水指示曲线测试来看,初期积系数为1724。原始地层压力为285MPa,饱和注水启动压力小于15MPa。当注入压力为20MPa压力为203MPa,中间烃含量为2791%,是目前国时,开始出现微裂缝吸水现象,但压降测试解释的内已开发的典型弱挥发性低粘特低渗透油田。裂缝规模不大,裂缝半长大多
5、在15~30m。在注该油藏于1998年钻井,1999年投入注水开发,水压力小于25MPa情况下,单井注水量可以达到243动用含油面积56km,石油地质储量为4931060~100m,能够满足注采平衡的要求。注水井吸t,钻井35口,压裂投产平均单井产量为15t/d,累水剖面测试表明,未吸水层厚度占215%,吸水强43计产油6010t,平均采油速度达到20%,采出可度小于1m/(dm)的层厚度占341%,层间矛盾采储量的43%。2004年底综合含水为44%,预计突出。据此及时进行了分层注水,早期调控层间矛最终采收率为268%。盾。通过选层
6、酸化、压裂措施,提高注水强度,并通过化学调剖对吸水量过大的井层进行控制,从而使1油藏生产特征及措施方法油井普遍注水受效的同时,避免了注入水沿裂缝快收稿日期:2005-11-02;改回日期:2006-03-02基金项目:本文系石油天然气总公司九五期间油田开发提高采收率导向技术专项研究内容(项目编号:96100101)作者简介:刘曰强(1964-),男,高级工程师,1986年毕业于西南石油学院石油地质专业,现从事油田开发研究工作*参加此次研究工作的还有唐喜明。52特种油气藏
7、第13卷速推进而出现暴性水淹的现象发生。可确定油藏地层压力保持水平为265MPa,相当于原始地层压力的093倍。13根据剩余油分布规律完善注采井网,提高水驱控制程度23控制含水上升率油藏投入开发以来,加强了构造、砂体与油层、从相渗理论研究结果看,西山窑组油藏含水上[4]油水关系、储量和油藏产出注入能力等综合研究,升符合S型变化规律。甲型水驱特征曲线的反论证了合理的开发技术政策,为油藏的合理开发和演公式与相渗理论公式相吻合。由采出程度与含长期稳产提供了有力的技术支持。利用GMSS软水率关系可推导出每采出1%地质储量含水上升件建立
8、了西山窑油藏三维地质模型,应用SURE软率的关系式,由该式可以确定出低含水期含水上升件开展数值模拟研究,从分
