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时间:2020-03-26
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1、专业管理曙37井区注水综合调整研究与实践范兴超(辽河油田公司曙光采油厂,辽宁盘锦124000)摘要:曙37块位于曙兴屯油田的南部,构造上位于辽河平面上这3套砂体变化大,砂体半径多为一个井距,即盆地东部凹陷南部。曙37块已开发了近30年,随着开发的不200-250m,主要在曙37、曙201-20井组较为发育。所以对北部断深入,油田两大问题尤为突出:1.井况复杂治理难度大。2.采用纵向分层、平面分区的不规则点状注水的方式完善井网。注采系统不完善,地层压力低。因此2014年对曙37块制定了2.3通过大修
2、、侧钻、堵水、调层,逐步完善注采井网综合治理方案,挖掘断块剩余储量。在确定了如何构建井网的基础上,我们对油井潜力大小、关键词:剩余油挖潜;综合治理作业难易程度做了排序,优先选择潜力较大、复产难度小的井1研究背景进行复产。断层南部油层厚度大较集中、且产能较好,直接侧1.1地质概况钻重新构建井网较为容易,所以在高部位以150米井距倒三角曙37块位于曙兴屯油田南部,在北高南低、东高西低的背形井网部署侧钻井3口。景上,由曙西、油西两条断层夹持形成的断裂背斜构造带,发育断层北部,纵向上主要针对3套薄层高产砂
3、体,平面上这3背斜,呈鼻状构造。套主要分布在曙37井组、曙201-20井组。所以油井复产、完善曙37块属于复杂断块油藏。断块含油面积4.7km2,地质储注采井网主要围绕这两个井组展开。我们对井组停产井进行量254万吨,标定采收率20.8%。以曙59断层为界,南部为构措施对策研究,调整措施结构,利用大修、侧钻、调层、堵水相结造油气藏,北部为构造岩性油气藏。合,完善井组注采井网:利用侧钻恢复井况差井生产、局部调整1.2开发现状及存在问题井网,如曙211-19C、曙31C。利用调层提高水驱储量动用程1.
4、2.1开发现状度,如曙221-19C、曙221-20。利用堵水缓解层间矛盾,回采主断块目前处于低速开发阶段。实施综合治理前断块共有力油层,如曙181-17。利用大修恢复油井生产能力,平面上完油井21口,开井16口,有效开井6口(除去捞油生产),日产油善注采井网,如曙221-20、曙191-21。26吨,综合含水57%,采油速度0.25%,采出程度9.96%;注水井通过大修、侧钻、堵水、调层复产措施,预计油井有效开井5口,开井2口,日注水44方/日,月注采比0.8,累计注采比0.5。数达到14口,结
5、合所计算出的合理注采井数比1:2.6,计算出为1.2.2存在问题了满足注水开发需要,断块水井开井数达到5口,其中北部3(1)井况复杂治理难度大口,南部2口。北部正注1口,复注2口;南部正注1口,转注曙37块主力油藏埋深在-1600m左右,储层埋深浅、胶结疏1口。松,地层出砂严重,再加上频繁作业等诸多因素影响,导致油水3实施效果分析及效益评价井井况逐渐变差,治理难度较大,多数油井无法正常生产,无法经过一系列有效的措施挖潜和精细注水,断块各个指标均开展细化注水工作。截止2014年12月断块因井况原因停
6、产井有所上升,断块油井开井数由16上升至19,有效开井数由6口共14口。正常开井只有6口,70%井不能正常生产,原有井网几上升至14口。水井开井数由2口上升至5口,断块日注水量从乎全部废弃,制约了油田开发。40方上升至90方。水驱动用程度增加43.2%增加到67.3%,水(2)注采系统不完善,地层压力低驱控制程度由49.1%上升到69.7%,增加水驱控制储量40万随着井况复杂、停产井增多,导致目前断块注水开发井网吨。而断块日产油从20t上升至最高72t,目前稳定在40t,断块濒临废弃。目前曙37块
7、主体部位正常注水井2口,油井3口,已年产油实现了翻番。经无法形成有效的注采井网,正注井也出现有注无采的情况。4成果技术创新点由于注采井网的不完善,断块累计注采比只有0.5,所以地(1)注水方式由传统面积注水向分区域灵活注水转变,提层压力过低,断块平均动液面-1400m。高水驱控制程度,实现有效注水。2主要研究内容(2)分注方式由全井段分注向主力层位细分注水转变。提2.1确定南北分制的治理策略高主力油层水驱动用程度,改善开发效果。近些年随着开发的深入,对构造有了进一步的认识:曙37(3)按砂体分层配
8、注,在保证注采平衡的条件下,通过调整块主体部位被曙59断层分为南北两个部分,从地层对比和油井配注强度,控制地层出砂。生产特点看出南北两侧的油藏类型不同,根据断块油藏南北地5结语质特点的不同分块分区域优选合适的注采系统,实现南北分治(1)复杂断块油藏是由类型不一、形态各异、相对独立的小对策。断块油藏组成,因此开发的策略必须因块而异,甚至因井组而2.2根据不同地质特征,确定不同的注采方式异,加以区别对待。曙断层南部为背斜构造,整体构造高点在曙59-3附近,圈(2)调整的成功与否取决于剩
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