盘古梁侏罗系边底水油藏开发探究

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1、盘古梁侏罗系边底水油藏开发探究　　【摘要】根据边底水油藏开发的机理，结合新52区块油藏开发的实践经验，提出边底水油藏开发的几点建议。【关键词】边底水锥进拖进静力学1边底水油藏开发机理1.1边底水油藏的驱动方式底水油层其底水在开采过程中有2种基本的驱动方式；托进与锥进。托进是指底水驱动时，水驱前沿油水界面在油层中缓慢均匀大面积向上移动，而锥进则是底水沿着局部高渗带流向油井。托进主要发生在油层内或油层与底水之间有遮挡条件的夹层底水油层或距离油井较远的区域。托进驱动有利于水均匀驱油，驱油效率较高，无水生产期较长，最终采出程度较高。锥进主要发生在井底附近。锥进可使油井很快见水，无水生产期缩短，且降低

2、最终采收率。1.2锥进的机理4当射开底水油层时，随着油井以一定产量生产，在井底形成一压降漏斗。在开采前近似水平的油水界面，在油水势梯度的作用下发生变形，在井底形成一锥体形状。以一定的产量稳定生产，则形成的水锥可能稳定在一定高度。当油井产量增加时，水锥高度增加，直到底水进入油井，油井开始见水。对于一般的油水层直接接触的底水油层，其形成的水锥形状如图1所示。油水界面会由开采前的近似水平的CC′界面变形，并上升到CDC′位置，若油井产量在一定范围内，则油水界面可能稳定在CDC′位置不动，由于分界面以下的水不流动，所以压力按水静力学分布。2控制底水锥进的方法底水油层的射孔位置主要取决于底水油层的产状

3、。国内外开发实例与油田现场经验表明，射孔位置一般从油层段的顶部开始，应避免射开油水过渡带，射孔的底部位置应高于油水界面，如油水界面附近有低渗泥钙质夹层，则射孔位置不应在泥钙质夹层以下。底水油层的射开程度是开发底水油层的一项重要参数。射开程度越高，则油井的产液能力就越强，但油井见水也快；射开程度越低，虽然见水较晚，但油井产液能力越低，无法满足其产能的需要。综合国内外己投入开发的底水油藏，其射孔位置一般从油层段顶部开始，射开程度一般控制在1/3左右，不得高于50%。对于具体的底水油层，油井的产量还取决于生产压差，而生产压差的确定主要是考虑到延缓底水锥进，从而延长无水或低含水采油期。3实例分析-新

4、52油藏盘古梁侏罗系新52延9油藏为典型边底水油藏，2002年开采以来，油藏生产没有无水采油期，从投产开始4便进入中含水期。投产后，油藏压力下降较快，单位产油量压降0.25MPa·（104m3）-1，年压降为0.75MPa。2003年12月油藏开始注水，压力下降变缓，至2005年初油藏压力下降得以抑制，油藏注采比保持在1.15左右，压力开始逐渐回升。3.1油藏构造（东高西低，西部底水发育）新52油藏西部初期开发即进入中高含水期。油藏西部和河道边部海拔位置较低（图2）存在边底水，边水舌进、底水锥进使油井含水率上升，导致投产即见水。3.2油藏西部总体含水率较高截至2012年12月，新52侏罗系延

5、9油藏西部投产采油井17口，综合含水率32%～87%，平均82.6%。油藏生产没有无水采油期，从投产开始便进入中含水期，在近10年的生产过程中，含水率整体上保持较好（图3）。3.3油藏西部综合含水呈阶段性升降油藏综合含水呈阶段性升降。2004-2005年对油藏注水井实施补孔、转注等措施后（表1），综合含水率呈下降趋势，2007年10月含水开始持续上升（图4）。4结语4（1）边底水油藏开发，通过转注、补孔等措施，可以改善水驱油效果，缓减边底水油藏含水上升的趋势。（2）对冯73-57实施转注，补充地层能量，遏制井组内油井能量不足导致底水锥进造成含水继续上升。（3）在新52油藏西部开展实验性油井堵

6、底水、排水采油及双管采油等一系列新工艺开采。（4）边底水油藏前期开发具有挖掘潜力，可在陕92西南部水井集中开展补孔措施，提高水驱动用程度，返回油藏潜力。4