A油田井网优化调整可行性研究
高含水期油田井网优化组合——以下二门油田下层系为例
拟方法进行剩余油分布研究 ， 选用饱和度 、 剩余储 量（ 可采 、 地质 ） 剩余储量 丰度 等指标来表示剩 、
余油的大小和分布。研究表 明， 至 ２０ 截 ０４年底 ， 下层系主体区已大面积 中强度水淹， 剩余油也 主 要分布在该 区。虽然整体上含水和采出程度高 ， 但平面上采 出状况差异 大， 仍有部分含水和采 出
３ ３ 井 网优 化 组合 原则 ．
采， 大体经历了稀井 网稳产 、 综合调整 、 网加 密 井
和井网完善调整 ４个开发阶段 。截至 ２０ ０４年底 ， 井网密度 １．０Ｖ ｍ ， ２ ５ Ｉ 平均井距 ３４ｍ， ／ｋ ０ 单井控
制地 质储 量 １．５×１ ｔ注采井 数 比 １２ ６７ ０７ ０ ， ：．６ 。
３ ２ 井 网调整 经 济技 术界 限 ．
经济界限点确立的基本方法是基于技术经济 学 中的盈亏平衡 原理 。针对下 二 门油 田水驱 ｊ 剩余油分布特征及成 因类型 ， 对特高含水开发 阶 段井网密度 、 井距 、 注采井数 比、 新井产量 、 可采储 量等经济技术 界限进行确定 。结果显示 ， 下层 系 目前井网密度偏低 ， 油水井数 比偏高 ， 局部地区油 井多 向受效偏低 ， 有待进一步调整 。
维普资讯
２０ ０ ６年 ５月
断 块 油 气 田 Ｆ Ｕ Ｂ Ｏ Ｋ ０Ｌ＆Ｇ ＳＦＥ Ｄ Ａ Ｉ ．Ｌ Ｃ Ｉ Ａ Ｌ １
第ｌ ３卷第 ３ 期
高含 水 期 油 田井 网优 化 组 合
以下 二 门油 田下层 系为 例
刘玉娟 陈建波
ｌ 研究 区现状
下－Ｉ构造位于泌阳凹陷东部北东 向大断层 ＇ － Ｊ 旁侧中段 ， 为一轴 向近南北 向的短 轴背斜 。下层 系所在 的核 三段 Ⅲ 、 Ⅳ油 组从 １７ ９８年 ９月进行 试
油田开发中后期的采油工程技术优化分析
油田开发中后期的采油工程技术优化分析随着油田开发进入后期，油井的产油能力逐渐下降，采油工程技术的优化变得尤为重要。
本文将从提高采油效率和延长油井寿命两个方面，对油田开发中后期的采油工程技术进行优化分析。
提高采油效率是后期开发的主要目标之一。
在这一方面，我们可以采取以下技术措施：1. 高效安全地注水。
由于后期油田地下水位下降，注水压力逐渐减小，因此需要采用高效注水技术来提高采油效率。
一种常用的方法是利用水利水电工程的水源，将水输送到油田注水井，提高注水压力。
优化注水井的布置和选择合适的注水井位置也是提高注水效果的重要因素。
2. 优化采油井的措施。
通过合理选择注气量和调整采油机械设备工作参数，可以提高采油井的开采效率。
可采用增强油井渗流能力的方法，如减少井眼直径以增加油井生产压力，或利用饱和石蜡堵剂等来减少减油层的渗流。
3. 利用化学剂提高采油效率。
可以通过添加表面活性剂、酸洗剂、缓蚀剂等化学剂，来改变油井地层的物理性质和改善油井渗流能力，从而提高采油效率。
延长油井寿命也是后期开发中需要考虑的重要问题。
下面是一些延长油井寿命的技术措施：1. 定期检测和维护油井设备。
可以利用先进的油井检测技术，如超声波检测、红外线检测等，在油井设备出现故障前进行定期检测和维护。
及时发现和解决问题，可以有效地延长油井的使用寿命。
2. 采用先进的油井修井技术。
通过采用先进的修井技术，如封隔层修井、酸洗修井、支撑修井等，可以改善油井的物理性质和渗流能力，从而延长油井的产油寿命。
3. 合理调整采油压力。
当油井开采压力过高时，会导致油层渗流能力下降，甚至造成油井堵塞。
需要根据油井的具体情况，合理调整采油压力，以延长油井的使用寿命。
低渗透油藏井网适配差异分析与优化调整
低渗透油藏井网适配差异分析与优化调整低渗透油藏是指岩石孔隙度很小，导致油和气在储层内难以流动的油藏，开发难度大，产量低，对于低渗透油藏的开发和生产来说，井网的设计和优化是十分重要的。
合理的井网设计可以提高油田的产能和采收率，降低开发成本，增加经济效益。
对低渗透油藏井网的适配差异进行分析，并进行优化调整，是提高油田开发效率和经济效益的重要途径。
1. 水平井和垂直井的适配差异低渗透油藏中，水平井和垂直井的适配差异很大。
水平井通过技术手段扩大了开采半径，使得水平井在低渗透油藏中应用广泛。
在水平井井网中，井距和井网密度需要特别设计，以适应低渗透油藏的特性。
而垂直井则需要更密集的井网布置，以弥补其开采半径较小的缺陷。
2. 井网布置的适配差异低渗透油藏中的井网布置与传统油藏有很大的不同。
在低渗透油藏中，需要根据地质构造、裂缝分布、油气运移规律等因素，进行针对性的井网布置。
传统的等距井网布置可能不适用于低渗透油藏，需要结合实际地质条件，采用不等距井网布置，以提高井网的适配性和效率。
在低渗透油藏中，气水井的适配差异也是一个重要的问题。
由于低渗透油藏中气水分布不均匀，需要根据油田地质构造和流体分布规律，设计合理的气水井井网布置，以提高产能和采收率。
二、低渗透油藏井网的优化调整1. 井网密度的优化调整低渗透油藏中，井网密度的优化调整是十分重要的。
通过调整井网密度，可以改善油藏开采效果，提高油田产能。
对于水平井来说，适当增加井网密度可以提高采收率；而对于垂直井来说，降低井网密度可以减少钻井成本，提高开采效率。
低渗透油藏中，需要根据实际地质条件和油藏特性，对井网布置进行优化调整。
通过合理的井网布置，可以提高油田的产能，降低井网成本，增加油田的经济效益。
在低渗透油藏中，井间干扰是一个重要的问题。
通过优化调整井间干扰，可以提高油田的产能和采收率。
采用先进的水力压裂技术和人工驱油技术，可以减少井间干扰，提高油田产能。
油田开发评价与综合调整优化的应用研究
油田开发评价与综合调整优化的应用研究油藏到了一定阶段以后，其自身就会面对含水上升、产量递减以及剩余油零星分布等必经阶段，这些不同的阶段对油田确定油藏的开发方案与实施策略有着决定性的影响。
正是从这个层面出发，有必要对油田开发评价与综合调整优化的应用进行深入的研究与分析。
1 油田基本情况大庆油田有限责任公司作为中国石油天然气股份有限公司的子公司，其是以石油天然气勘探开发为主营业务的国有控股特大型企业，是我国现有的纳税百强企业之一。
大庆油田由萨尔图以及杏树岗等四十多个油气田组成，东北与西北为该公司的主要勘探范围。
伴随着大庆油田开采工作的不断发展，尤其是在高含水的开采阶段，如何有效的提升油田的经济效益一直是大庆油田工作的关注重点之一。
本文以大庆油田的杏六联油区为例，对大庆油田的开发评价与综合调整优化进行应用研究。
2 油田开发评价与综合调整优化分析大庆油田的杏六联油区存在着严重的套损情况，同时伴随着水驱综合含水的上升，油层的动用程度也呈增加的特点，这就导致了该区域选井选层的工作难度的提升。
该地区油水井的数量比较多，在实际操作中表现为注水质量比较差。
且由于地面设施建成早，已建系统腐蚀老化等问题较多，这些都严重的对地面工程系统的安全、平稳以及高效运行产生消极影响，甚至有的工艺已经不能满足现有的生产需求。
从这些实际问题出发，结合杏六联油区区域能力布局存在不平衡的情况，确定了以下开发评价与综合调整优化措施。
2.1 油田开发评价与综合调整优化流程首先，针对大庆油田的杏六联油区的开发现状，确定出符合该区域情况的开发工作应遵守的原则和目标。
在确定开发目标与开发原则的基础上，对该区域的剩余油分布、剩余油潜力及对油藏系统进行细致分析的基础上，得出了这3个方案。
在对这3个方案的产油量、产液量、含水率以及累积产油等年度指标等进行计算的基础上，得出了这3个方案的总得分分别为0.610、0.897、0.623，也就是所确定为最优方案为第二个方案。
低渗透油藏注采井网优化调整研究
①局部区域无油水井控制， 造成基础井网不完善
对河７ ４ 断块进行 进一 步描 述后 发现局 部砂 体厚度 较大 的油层 存在 无井控
②油 水井 井况 问题 及拔封 井 影响 ， 导 致二 次井 网不 完善 河７ ４ 断块 因井 况 问题停 产油 井 １ 口， 影 响 日油能 力 １ ． ６ ｔ ／ ｄ， 影 响年 产能 力
４ ８ ０ ｔ ， 失 控地 质储 量 １ ５ ． ２×１ ０ ４ ｔ ； 停注 水 井３ 口， 影 响 日注 能力８ ８ ｍ３ ／ ｄ ， 失控 水
１油藏 概 况 河 ７ ４ 断块位于 东营 凹陷 中央 隆起 带西段 ， 现河庄 油 田的东北 部 ， 主要 含油 层 系沙 二下 稳沙 兰段 ， 本 次 方案仅 涉及 沙二 下稳层 系 ， 含 油面 积２ ． ４ ｋ ｍ２ ， 地 质 储 量２ ８ ７ ×１ ０ ４ ｔ ， 标定 采收率 为２ １ ％。 该 区构造 简单 ， 为东 西和 南北 两条 断层 所夹 持 的反 向屋 脊式 断块 ， 油藏 埋深 ２ ５ ５ ０ － ２ ７ ０ ０ ） － ｇ ： ， 平均孔 隙度 １ ８ ． ６ ％， 平 均渗透 率
制 区。 计算 含 油面 积０ ． １ ９ Ｋｉ ｎ ２ ， 有 效厚 度 １ ２ ｍ， 地 质储 量 ２ ３ ． ４×１ ０ ４ ｔ 。
而该断 块 因井况 和拔封 井影 响 ， 造成 目前储 量和水 驱储 量控 制程 度低 ， 分别 为 ５ ６ ． ５ ％和５ ２ ． ４ ％， 因此 断块 具有 新钻 油 井 ， 提 高 储量控 制 程度 的潜 力 图１ ） 。 同时， 该 断块 存在 无井控 制 区３ 处， 失控 地质 储量 ３ ３ ． ４×１ ０ ４ ｔ ， 具 有新 钻油
大庆油田A区块层系井网优化调整技术
油 田进 入 特高 含水 期开 发 阶段 ，水驱 仅依 靠 常规 的增产 增 注措施 改善 开发 效果 的难度 越来 越 大 。在
不实 施大 规模 井 网加密 调整 的前 提下 ，立 足现 井 网 ，层 系井 网优 化调 整是 解决 主要 开发 矛盾 、进一 步改
善开 发效 果 和最大 程度 提高 采 收率 的有效 途径 Ⅲ 。
不实施大规模井网加密调整的前提下立足现井网层系井网优化调整是解决主要开发矛盾进一步改善开发效果和最大程度提高采收率的有效途径t其中三类油层地质储量14697110采油井142口注水井119口井网密度4423自1966年基础井网投入开发以来区块先后经历了3次大的调整目前共有基础一次加密二次加密和三次加密4高油层划分为一套开发层系以一类油层和有效厚度20m的厚层为主要开采对象采用16km切割距行列井网注水开发井网部署为3500300m500300m1979年中间井排加密非主力油层注水井
网控制 程度 低 等问题 实施 了注 采 系统调 整 ，通过 转 注 １ ０口采油井 ，将一次加密井 网和二次加 密井 网 由反
［ 收稿曰期］２ ０ １ ３— ０ １ —２ ４ ［ 基 金 项 目 ］ 中 国 石 油 天 然 气 股 份 有 限 公 司 重 大 技 术 专项 （ ＤＱＰ 一 ２ ０ １ １ 一 ＹＣ — ＫＹ— ｏ １ １ ） 。 ［ 作者简介］王卫学 （ １ ９ ７ ８一 ） ，男 ，工 程师 ，现主要从 事油藏开发方面的研究工作。
平均 单井 日注水 ４ ２ ｍ。 ， 日产 油 ２ ． Ｏ ｔ ，综合 含水 ９ ２ ． ７ ，采 出程 度 ４ １ ． ４ ２ 。 自１ ９ ６ ６ 年 基础井 网投入开 发 以来 ，Ａ 区块 先后 经 历 了 ３次大 的调 整 ， 目前 共有 基础 、一次加 密 、二次 加密 和 三次加 密 ４ 套 水驱 开
抽油井平衡状况分析与优化调整对
抽油井平衡状况分析与优化调整对策武继强摘要：油田进入特高含水期以后抽油机井平衡率变化是由上述各项因素综合作用的结果。
要有针对性的对油区内抽油机井的平衡率进行调整，应加强四个方面工作：（1）加强开采管理，制定合理的开采参数，提高开采效果。
制定合理的洗井周期，减少因油稠滞流等因素引起不平衡井数；（2）认真分析每口井平衡变化原因，调整平衡时应针对不同的原因采取不同的措施；（3）对油区设备加强及时有效保养维护，减少设备故障率，并根据条件更换新设备；（4）加强管理及时调整不平衡井，最终达到提高平衡率指标目的。
关键词：油田开发；抽油机；平衡状况；平衡率变化；设备故障率抽油机平衡状况的好坏关系到抽油机减速箱、连杆以及电机等设备的使用寿命和系统效率。
随着油田开发的深入，各单元陆续进入特高含水期，加上“地面、井筒、井网”老化矛盾突出，油井开采不均衡和产液结构的两极分化现象突出，影响了油井的正常生产。
1 抽油机平衡机理抽油机实际运转中理想状态的平衡并不存在。
平衡状况是动态变化的过程，所以生产过程中需要定期检查和调整平衡。
检查方法有两种：一是测量驴头上、下冲程的时间，二是测量上、下冲程中的电流。
抽油机在平衡条件下工作时，上、下冲程的电流峰值应该相近。
即：I上/I下=100%如果上冲程的电流峰值大于下冲程的电流峰值，说明平衡不够，则应增加平衡块重量或增大平衡半径R（平衡块远离曲柄轴中心）；反之，则应减小平衡块重量或平衡半径R（平衡块靠近曲柄轴中心）。
抽油机运转不平衡，原因是上、下冲程中悬点载荷的变化，造成电动机在上、下冲程中所作的功不相等。
2 影响平衡率因素分析2.1地层因素主要表现在地层出砂井、地层供液不稳定井较多，易出现结垢、油水井层内窜等问题，还有部分含水低导致交变载荷增大。
2.2井筒因素受井深结构、出液高含水、管柱腐蚀、井筒结构等影响，抽油机井杆、管腐蚀偏磨问题较多，主要表现在抽油杆偏磨问题严重，另有部分存在套管变形致油管变形导致抽油管下不去。
高效油田开发与优化研究
高效油田开发与优化研究摘要：油田是重要的能源资源，高效的油田开发和优化对于确保能源安全和提高能源利用效率至关重要。
本文通过综合分析现有的油田开发和优化技术，探讨了实现高效油田开发与优化的关键因素，包括地质勘探、油藏开发、生产技术等方面。
研究表明，高效油田开发与优化需要综合考虑多个因素，并采用先进的技术手段和管理方法。
文章结合国内外实践案例，提出了未来高效油田开发与优化的发展方向和重点领域，为油田开发和优化提供了一定的参考。
1. 引言在全球能源需求不断增加的背景下，油田作为地下的重要能源资源，对于能源安全和经济发展至关重要。
然而，传统的油田开发和利用方式存在许多问题，如资源浪费、环境污染以及生产效率低下等。
因此，高效油田开发和优化成为当今石油行业关注的焦点之一。
2. 重要性和挑战高效油田开发和优化不仅能够提高石油勘探开发效率，还能降低成本，延长油田生产寿命，实现可持续发展。
然而，实现高效油田开发和优化面临着许多挑战。
首先，油田地质条件复杂多变，需要准确勘探和评估储量。
其次，油田开发需要考虑到环境保护和可持续发展要求，需要引入清洁生产技术。
此外，人力、技术和管理方面的挑战也是不可忽视的。
3.关键因素和技术实现高效油田开发和优化的关键因素包括地质勘探、油藏开发和生产技术。
在地质勘探方面，需要利用先进的勘探技术，如地震勘探、测井技术等，准确评估油田的储量和分布情况。
在油藏开发方面，需要采用合理的开发方式，如水平井、压裂技术等，提高油田的开发效率。
在生产技术方面，需要采用先进的油田采油工艺，如水驱、气驱和聚合物驱等，实现高效的油田开采。
4. 国内外案例分析国内外均有一些成功的案例可以作为参考。
例如，美国的页岩油开发，通过引入水平井和水力压裂技术，实现了大规模的油田开发，并大幅增加了石油产量。
波斯湾地区的海上油田开发，通过引入先进的海上生产平台和生产技术，实现了高效率的油田开采。
中国的大庆油田通过实施多目标管理和技术创新，提高了油田的生产效率和资源利用率。
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A油田井网优化调整可行性研究
摘要:分析了A油田高含水期产量递减、含水上升的主要影响因素,并提出了井网优化调整方式。
利用数值模拟、综合分析等方法对A油田一断块的油层动用状况、剩余油分布情况进行了研究,阐述了窄小砂体油田高含水期井网优化调整的可行性及方法,为进一步改善油田开发效果提供借鉴。
关键词:井网优化窄小砂体剩余油注采关系
一、主要影响因素
(1)砂体发育规模小且分布零散。
研究表明,A油田主体河道砂呈南北向分布,砂体宽度100-200m,同排相邻2口以上的井钻遇同一条河道砂体井数仅占钻遇河道砂体井数的6.9%。
与长垣北部油田相比,单层厚度较薄,砂体发育规模较小,侧向连续性和连通性较差。
(2)单向连通比例大。
A油田水驱控制程度72.9%,其中单向连通比例高达36.3%。
各类微相中,连通比例范围在3.6-35.9%之间,反映出不同微相间水驱控制程度差别较大。
(3)部分区块油水井数比大。
A油田目前总油水井数比为1.90,正常开井的油水井井数比为1.92,五个断块油水井数比都在2.0以上,说明A油田目前井网仍然不适应,从单砂体来看,普遍存在有注无采、有采无注等情况。
二、井网优化调整可行性研究
2.1加密调整对象
(1)目前井网控制住的砂体,但因注采关系不完善或物性差而没有动用、动用差的储层。
(2)因砂体发育规模小,原井网控制不住,而新井网能够钻遇的砂体。
2.2加密调整潜力
(1)原井网未动用和动用差的储层潜力。
根据A油田一断块60口井环空测试资料统计,平均单井未动用和动用差的厚度为2.07m。
(2)井网控制不住的储层潜力。
统计A油田二次加密井完钻后可调厚度情况,平均单井新钻遇砂岩层数为1.2个,占可调层数的27.9%,钻遇厚度为1.2m,占可调厚度的25.6%,新钻遇砂体比例较高,说明A油田砂体规模小、分布零散,井网对砂体的控制程度低,具有一定的加密调整潜力。
2.3分布特点
(1)注采不完善型。
原井网对砂体控制比较好,但是对于一个砂体,因储层发育规模小,宽度窄,井距大,只有油井钻遇或只有水井钻遇,或者油水井钻遇因隔层、固井质量及同层、水层控水等方面的原因而没有射孔引起注采关系不完善形成的剩余油,这类剩余油葡108和葡128有效厚度所占比例分别为65.0%、59.3%,此类潜力层在A油田普遍存在,可通过注采系统调整、井网加密及补孔等来提高动用程度,在A油田为主要的剩余油类型。
(2)井网控制不住型。
由于砂体发育规模小,原井网没有钻遇,而新井钻遇。
一种是对于一个砂体,虽然原井网有油水井钻遇,也有油水井开采,但因在断层边、油层变差部位部没有油水井开采而存在剩余油;另一种是砂体比较窄小,从两口井中间穿过,因井距大原井网没有控制住形成的剩余油。
这类剩余油葡108和葡128有效厚度所占比例分别为15.7%、20.4%,一般仅发育2～3个井点的砂体,通过加密并完善注采关系可动用。
(3)差油层型。
一种是分布面积较大的薄差层,另一种在河道边部的物性变差部位。
这类剩余油葡108和葡128有效厚度所占比例分别为19.4%、19.7%,该类剩余油必须通过井网加密调整才能提高动用状况。
2.4井网优化调整方式优选
(1)井网加密及注采系统调整方式设计。
针对A油田一断块井网情况,设计了三种加密方式和不加密方式,并结合注采系统调整,提出了10种井网加密和注采系统调整方式,利用数值模拟方法进行了评价优选。
基础方案1:不进行井网加密,原井网结合注采系统调整开发。
方案1-1:不进行注采调整,目前井网继续开发,基础对比方案;方案1-2:转注原井网角井,形成300×300m的五点法注水井网开发。
加密方式2:在原井网的井排上,进行井间加井,东西井距缩小,形成150m×300m井距形式,后期调整比较灵活。
结合注采系统调整有以下两种调整方式:方式2-1:按着上述方式加密后,不进行注采系统调整,一直开发,局部形成东西距离缩短的150×300m的反九点法面积井网,注采井数比为3.5:1,水井少;方式2-2:按着上述方式加密后,将老油井转注,形成行列注水井网,排距300m,东西注采井距150m,注采井数比为1:1。
加密方式3:在排间按照列方向井间加井,南北方向井距缩小,形成300m×150m井距形式,后期调整比较灵活。
结合注采系统调整有以下两种调整方式:方式3-1:按着上述方式加密后,注采系统不调整,按目前注采井网一直开采,局部形成南北距离缩短的300×150m的反九点法面积井网,注采井数比为3.5:1,水井少;方式3-2:按着上述方式加密后,将原井网油井转注,形成南北向行列式注水,排距150m,注采井数比为1:1。
加密方式4:方式4-1:按着上述方式加密后,注采系统不调整,一直开采,注采井数比为 3.5:1;方案4-2:按着上述方式加密后,将原反九点井网角井转注,形成212m×212m反九点法面积井网,注采井数比为3:1;方案4-3:按着上述方式加密后,将原井网油井转注,形成212m×212m五点法面积,注采井数比为1:1;方案4-4:按着上述方式加密后,将原反九点井网角井转注,形成212m×212m反九点法面积井网,注采井数比为3:1,当加密井含水达到80-85%左右,进一步转注剩余基础井网油井,形成212m×212m五点法面积井网,注采井数比为1:1。
(2)不同加密方式优缺点宏观评价。
基础井网井距大,注采系统不合理,与储层不匹配;方案2、3加密方式的主要缺点是井网不均匀,对砂体控制程度差,不利于井网的综合调整和后期利用,更不利于三次采油。
加密方式4井网均匀,对储层控制能力增强,有利于井网的综合调整和后期利用,可以根据开发情况进行不同方式的注采系统调整,更有利于今后的三次采油。
2.5整体加密和局部加密调整方式优选
整体加密阶段采出程度较高,但含水较高,相同采出程度35%条件下整体加密比局部加密含水高1.5百分点,采出程度40%时综合含水差异为1.2百分点,由于整体加密后较高的产水量,增加了处理成本,因此经济效益较差。
A油田加密调整井的选择应根据剩余油分析、油藏数值模拟预测和井组开发效果综合确定,通过优选合适加密井位,采取局部加密的方式提高经济效益。
2.6综合评判法井位优选
采用加密方式4对A油田一断块进行了井位部署,全区规划部署加密井151口。
根据剩余油综合研究和油藏数值模拟预测结果,为避免设计井位低效,根据6项主要相关预测参数进行井位优选。
(1)评价参数选择。
在区块物性相近的条件下,有效厚度的大小能够直接反映出油田初始储量丰度和单井控制储量的多少,对后期开发调整的储量潜力具有一定的影响。
(2)确定单项参数评价分数。
采用最大值标准化法对各井单项参数评分,即本项参数在评价单元中最大值为1,其它参数评价值为0～1.0之间。
即:Ei=Xi/Xmax;对于值越小反映油井越好参数,如水驱控制程度、综合含水则为:Ei=(Xmax-Xi)/Xmax
式中:Ei为第i单元在本项参数的评价得分值;Xi为第i单元在本项参数的评价实际值;Xmax为所在单元中本项参数的最大值。
(3)确定各参数的“权重”系数。
在各单元各项参数评价得分后,根据参数对加密调整注水开发效果的影响程度,给予不同的“权重”系数,体现各参数的相对重要程度。
2.7开发指标预测
(1)初期产量及含水率预测。
预测投产初期含水不高于70%。
按照实际开发井采液强度2.3t/d.m,加密井射开有效厚度3-5m,加密井初期产量预测为2.4-4.0t/d,考虑到油层发育状况存在不确定因素射开厚度强度及下降因素,初期产量按2.0-3.0t/d确定。
(2)加密井可采储量预测。
对于水驱加密井根据开发指标预测情况分析,井网加密后采收率可提高4%～7%左右,如果实施一类、二类井,井网加密后区块可增加可采储量31.1～43.5×104t。
(3)开发指标预测。
选择性加密方案实施后产能可达到16.84×104t,初期含水
81.05%,10年评价期累积可多产53.47×104t。
三、结束语
A油田一断块具有加密调整的物质基础,剩余油成因主要是井网控制差型、注采不完善型和差油层型,实施井网加密和注采系统综合调整就是挖潜这种剩余油的根本方法,提高井网对窄小砂体和差油层的适应能力;研究了不同加密、注采系统调整方法的开发效果。
研究表明,预计可调砂岩厚度在3.5-4.5m左右,有效厚度在2-3m左右,局部加密后初期采取反九点面积井网开发,中后期再进行注采系统调整,改成五点法面积井网强化开采,效果较好。
参考文献:
1.刘丁曾.大庆多层砂岩油田开发[M].北京:石油工业出版社,1990.。