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1、小砂体油藏合理开发研究屮图分类号：TE34文献标识码：A文章编号：［摘要］随着胜坨油m的整装油藏s前己经进入高含水开发阶段,特别是经过长期开采，措施潜力是越来越小，剩余可采储量年采收率已高达11%以上，在没有足够的探明储量接替和吨油成本的严格控制下，小砂体油藏的合理开发越来越被重视,大到T128,T143IX块，小到T166、T193、T15等小区快，无论从地下油藏的驱动方式、井筒内液体的举升工艺，还是地面输油方式，开始从最大限度提高采出程度、最经济的模式着手考虑，下面我就T15区块的沙二11层系中的T15X5
2、井组不同开采方式下的吨油成本进行分析。1.地质概况T15区块位于胜坨油田西部，坨庄构造北翼，夹于7号和19号断层之间，属于小段块油藏，中间有走向近似东西的三条次一级断层。单元含油面积2.24km2,平均有效厚度8.75m,平均孔隙度29%,平均渗透率2.5达西，原始含油饱和度59%,原油地面粘度693mpa*s，地质储量357*104吨。主力层砂二11,浊流相沉积，砂体以片状大面积分布为主，中部厚，构造位置高，砂层最厚达20.2m,东、西构造位置低，厚度6.8m,边水发育，储量占整个区块储量的53.4%,而T1
3、5X5井组位于该区块的西边，与边水相连。1.开发历程该井组于2006年投产，生产井3口：STTN49,STT15X5,STT15X6,生产层沙二11层储层较厚，分流厚道沉积，渗透率高，从测井曲线对比看岀，三口井间的连通性较好。投产初期（2006年）三口井采用小泵深抽，平均泵深1500米，口产液46吨，日产油34.5吨，综合含水25%,平均动液面1200米；随着井组只采不注，底层能量亏空加剧，边水内推，造成井组综合含水上升，同时动液面下降，导致油井供液不足，作业中平均泵挂加深至1800米，日产油能力下降5.8吨。
4、2010年4月，油井STT15X5开始措施作业油转水，通过地层能量的补充，平均动液面山1023米上升至640米，同时油井STT15X6井下70泵措施提液，口产油由4.1吨上升至9.7吨，井组平均动液面650米，有效注采比为0.86o3•不同开发方式效果对比2010年4月油井STT15X5转注以后，井区由以前的只采不注，转化为两采一注。这种开发方式的变化，使油水井的储量控制和采收率发生了改变，而转注以后地层能量的变化导致了举升方式、作业频次、混合液集输发生改变，最后导致的吨油成本的变化。1.1储量控制以及采收率対
5、比对于有边低水油藏，以油井为中心，以平均井距Z半为半径划圆圈，圈内即为水驱控制范围，其储量即为水驱储量，通过计算只采不注3口油井控制地质储量为10.8*104吨。而对于注采连通的油水井，则是注水井以油水井井距之半为半径划圆圈，采油井以油水井井距三分之一为半径划圆圈，以切线相连，线内即为水驱控制范围，其储量即为水驱储量，图的水驱控制地质储量为18.7*104吨。而在采收率对比上来看，仅有边水驱的油藏的采收率一般低于20%,而有油水井注采关系的水驱油藏采收率一般都在30%以上，所以无论是从储量控制还是最终采出程度的
6、控制上，STT15x5转注以后的开发效果都优于前期只采不注的时候。3.2开采方式导致吨油成本的対比在举升工艺上，转注前后地层能量的不同，造成举升方式上差异较大：2008.7.27H油井STT15x6因杆断停井，作业中杆管偏磨严重，但是油井严重液供也不足，泵深由1600米加深到1897米（拐点2°1201米，最大井斜36.03°1933米），开井后冲次也由作业前的2次/分下调至1次/分，丁作制度上无法进行调整。且因该井的低液量、低含水，管线长O不得不采取掺水外输，全年掺水，平均口掺水量25方，掺水成本口耗150元
7、/天。自从STT15X5转注以后，地层能量的上升，井组油井的泵挂上提,泵径增大，冲次上调，而且井组也可以进行注采调整，工作制度适时调整。从三口井的历次维护作业可以看岀，在STT15X5井2010年4月转注前后油水井的免修期、作业占产、排水期、作业费用、失效原因等方面发生很人的变化。STTN49井自从该层沙二11层，2008-2009年经历5次作业，平均免修期68天，失效原因有供液不足、出砂、杆管偏磨失效等，都是与只采不注的开采方式分不开的，能量低、含水低、泵挂加深导致杆管偏磨、出砂，造成了油井免修期短。而STT
8、15X5转注以后，井组油井能量得到恢复，出砂、杆管偏磨得到一定的抑制，油井STTN49的免修期到了1000天，成为一口长寿井，作业中重新配套新杆管，导致杆管费用的偏高。1.认识从油藏开发上来讲，经过长期的开采，整装大油藏基木上高含水，且井况变差，措施难度大，成木紧张；对于以前未投入力度不大，井网不够完善的小砂体油藏，通过对资料的仔细分析的基础开始，从经济评价到布井，合理完善井网，有针对
