裂縫性油藏開發技術范文

本站小編為你精心準備了裂縫性油藏開發技術參考范文，愿這些范文能點燃您思維的火花，激發您的寫作靈感。歡迎深入閱讀并收藏。

《石油化工應用雜志》2014年第五期

1開發中存在的主要矛盾

1.1天然裂縫發育，主向井易見水淹安201區塊長6層通過野外露頭觀察、電成像測井、巖心分析認為：該區要以高角度構造縫（主要發育NEE，NE，NW三組裂縫，以NEE向裂縫為主，平均裂縫走向為65~75°），部分井見到多組裂縫，裂縫面相互平行，而網狀縫、低角度縫及水平縫不發育（見圖3）。自2009年投入開發以來，全區共有水淹井43口，其中主向井水淹有37口，水淹程度達到86.1%。注入水沿裂縫主向單向突進，造成側向上有效壓力驅替系統難以建立，油井見效緩慢，通過近幾年的注水開發，側向井的見效比僅為36.4%，開發效果較差（見圖4）。

1.2油井投產后遞減大，水驅動用程度低該區油井投產后遞減較大，注水見效程度低，投產200口，初期單井日產液4.3m3，日產油2.8t，含水23.0%，目前單井日產液2.6m3，日產油1.3t，含水41.4%。由于長61層內非均質性較強，剖面上水驅不均，形成部分層段吸水差，或不吸水，導致整體水驅動用程度較低。測試的48口吸水剖面中有10口井存在單層段不吸水或吸水不均的問題，區塊水驅動用程度僅為66.5%。

2合理開發技術探討

2.1合理的井網井排距通過對矩形、菱形、正方形反九點不同井網，不同井排距數值模擬得出結論：520×130的菱形與矩形、正方形對比，在相同井排距的情況下，菱形井網的初期采油速度和階段末的采出程度較高，且調整靈活；矩形井網水淹風險小，但在注水井之間滯留大量剩余油，采出程度較低。綜合分析認為520×130的菱形反九點井網（井網密度為14.79口/平方千米）采出程度最高，同期含水最低，在安201長61油藏具有較好的適應性。

2.2注采壓力系統根據流入動態曲線可以確定安201區長6油藏在壓力保持程度為120％，綜合含水為20％時的合理流壓為6.4MPa（見圖5）。以菱形反九點520×130井網為基礎方案，計算油井井底流壓分別為飽和壓力的30％、50％、70％、90％的五個方案。綜合對比，井底流壓為飽和壓力70％方案最佳。根據低滲透油藏的開發經驗，采油井合理流壓應不低于飽和壓力的2/3，最低流動壓力為飽和壓力的50%，否則會引起油井脫氣半徑擴大，降低油層的滲流能力。安201區長61油層飽和壓力為7.9MPa，因此，該區油井合理流壓為5.3MPa，最低流壓為4.0MPa。

2.3注水參數論證注水井最大流動壓力主要受破裂壓力的限制，根據經驗，一般不超過破裂壓力的80%～90%。安201區長6油藏井口破裂壓力28MPa，地層破裂壓力為38MPa，則注水井最大井底流壓為34.2MPa，考慮液柱壓力和井筒摩阻損失后，注水井最大井口壓力為15.2MPa。以菱形反九點520×130井網為基礎方案，計算注水井井底流壓分別為22、24、26、28、30MPa的五個方案。綜合對比，安201長6井底流壓為26.0MPa方案最佳，注水井合理井口壓力為6～7MPa。

2.4合理注采比采用數值模擬方法，確定合理注采比。以菱形反九點520×130井網為基礎方案，采油井定液量6.0m3/d，注水井定井底流壓，計算注采比分別為0.8、1.0、1.2、1.4的4個方案。綜合對比分析，注采比為1.0時方案最佳。根據同類已開發油田的成功經驗，油田開發初期采用1.4左右的注采比，隨著有效驅替壓力系統的建立，油井逐漸見效，將注采比逐漸調低到1.0，實現可以有較高產能，又能有效控制含水上升的“溫和注水”。

3結論及認識

安201長61油藏屬于典型的裂縫性油藏，投入開發后采用井排距為480m×150m的菱形反九點井網投入開發，井網適應性較差，驅替系統難以建立，水驅平面分布不均，產量遞減較快，主側向井生產差異大（主向上油井含水上升快，裂縫型水淹井較多；側向井注水見效慢，產量較低）。結合油藏數值模擬，綜合分析認為：采用井排距為520m×130m菱形反九點網可避免裂縫主向油井的暴性水淹；地層壓力水平保持在原始地層壓力的120％，注水時機為超前注水5個月左右，根據油層厚度變化與物性差異對超前注水量進行靈活調整；合理井底流壓為4.0～6.0MPa，合理生產壓差9.0～11.0MPa，最大井口注水壓力為14.2Mpa。

作者：李龍龍李超張希譚斌文胡剛王國柱單位：中國石油長慶油田分公司第六采油廠