低渗透油藏注采井网优化调整研究
低渗透油藏注采井网优化调整研究
[摘 要]河74断块沙二下稳油藏为中常压、中孔、低渗、低饱和、稀油的岩性油藏。目前存在储量失控、注采井网不完善、能量保持水平差等问题，针对这些问题，我们根据剩余油分布特点，按照排状注水的井网方式，以300×300m的注采井距部署注采井网，使其最大限度的提高储量和水驱储量控制程度。
[关键词]低渗透油藏 储量控制程度 注采井网
中图分类号：te348 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）11-0319-01
1 油藏概况
河74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三段，本次方案仅涉及沙二下稳层系，含油面积2.4km2，地质储量287×104t，标定采收率为21%。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2550-2700米，平均孔隙度18.6%，平均渗透率为23.8，原始地层压力为36.67mpa，该断块为一中常压、中孔、低渗、低饱和、稀油的岩性油藏。
2 存在问题
河74断块采用反九点部署注采井网，油水井距300米，目前共累计投入油水井43口，累计井网密度为17.9口/km2，目前井网密度为7.1口/km2，目前井网对储量的控制程度仅为56.5%，储量控制程度低。 河74断块因井况问题停井4口，损失地质储量53.1×104t；因拔封井影响停井4口，损失地质储量30.4×104t；其他原因停井4口，损失地质储量18×104t；因无井控制损失地质储量23.4×104t。
①局部区域无油水井控制，造成基础井网不完善
对河74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制区。计算含油面积0.19km2，有效厚度12m，地质储量23.4×104t。
②油水井井况问题及拔封井影响，导致二次井网不完善
河74断块因井况问题停产油井1口，影响日油能力1.6t/d，影响年产能力480t，失控地质储量15.2×104t；停注水井3口，影响日注能力88m3/d，失控水驱储量48.8×104t。
河74断块因拔封停产油井3口，影响日液能力19.4t/d，日油能力3.4t/d，影响年产能力1020t，失控地质储量21.2×104t；停注水井1口，影响日注能力20m3/d，失控水驱储量18.2×104t。
③能量保持水平差，油井产能低
区块天然能量弱，注水后地层压力保持在22mpa。动液面在开发初期变化不大，注水见效后维持在1100m左右，但由于储层渗透率低，压力传播慢，水井周围憋压，注水难度大，地层压力再次下降，目前地层压力16.8mpa，平均地层压降19.87mpa，动液面下降到1564m，月注采比维持在2.5左右。
由于注水量降低，目前断块地层能量低，单井液量低。河74断块目前开油井10口，日液能力平均只有4.36t，平均动液面为1704m。
3 潜力分析
① 在剩余油富集处新钻油井，提高储量控制程度的潜力
该断块因物性和非均质的影响，剩余油主要在砂体边部和断层附近富集。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56.5%和52.4%，因此断块具有新钻油井，提高储量控制程度的潜力（见图1）。
同时，该断块存在无井控制区3处，失控地质储量33.4×104t，具有新钻油井提高储量控制程度的潜力。
② 在报废井区新钻水井，利用老井转注，提高水驱储量控制程度，完善注采井网的潜力
该断块目前报废拔封水井4口，失控水驱储量74.8×104t，造成目前水驱储量控制程度为52.4%，水驱储量控制程度低，同时由于注水量降低，目前断块地层能量低，单井液量低。河74断块目前开油井10口，日液能力平均只有4.3t，平均动液面为1704m。因此断块具有在报废井区新钻水井，利用老井转注，提高水驱储量控制程度，完善注采井网的潜力。
③注水见效，恢复产能的潜力
该断块注水见效明显，统计断块油井注水见效率为87%，见效后产能可增加到见效前的1.2-1.5倍。因此具有新钻水井恢复地层能量注水见效的潜力。
④提高采收率的潜力 利用经验公式法计算该断块的平均采收率为26.0%。该断块的目前采出程度为14.34%，累计产油量为41.1486×104t，因此，从理论计算来说，该断块水驱阶段的采出程度还有11.66%的上升空间。
4 工作量部署
根据剩余油分布特点，为了最大限度的提高储量和水驱储量控制程度，按照排状注水的井网方式，以300×300m的注采井距部署注采井网。方案共更新油井5口，更新水井4口，扶停油井1口，转注油井1口，预计新增日产油量40t/d，控制地质储量56.1×104t。新增日注水量120m3/d，控制水驱储量72.3×104t（见图2）。
5 指标预测
方案实施后，预计河74断块沙二下稳层系储量控制程度从56.5%提高到82.6%，水驱储量控制程度从52.4%提高到81.1%，注采对应率从65%提高到72.8%，双向以上对应率从29%提高到61%，油水井共26口，油水井数比为1.4：1。油井开井15口，日液151t/d，日油74t/d，含水51%，动液面1160m，水井开井11口，日注332m3/d，注采比2.0。新增产能1.21×104t。采油速度0.77%，稳产3年，采收率提高4.28%，可采储量增加12.3×104t（见图3）。
实例分析油藏开发方案调整对策
实例分析油藏开发方案调整对策
史南油田史深100块沙三中段低渗透油藏自1994年投入开发，1995年按400×283m的反九点面积井网整体转注，历经14年的滚动勘探开发，取得了较好的开发效果。但随着挖潜调整的深入，史深100主体老区油水井受长期的反复改造、高压注水等因素影响，导致井况恶化、井网适应性变差，地层能量持续下降等一系列注采开发矛盾，严重影响了油藏潜力的发挥。为进一步提高油田开发水平，有必要对该油藏开发方案调整对策进行研究，制定有针对性、适应性的开发调整对策，用于指导今后史深100断块的开发。
1 层系调整可行性研究
1.1 局部区域中1、中2砂组均具有一定的物质基础
根据中1砂组、中2+3砂组在储层中部F2断层两侧中1砂组、中2+3砂组油层厚度均在10m以上，计算区域面积2.48km2，细分层系后，各层系主力层突出，具有一定的油层厚度和剩余可采储量。中1段平均油层厚度10.1m，主力层主要为中14、地质储量175.0×104t，目前剩余储量丰度63.6×104t/km2，剩余可采储量23.9×104t；中2+3段平均油层厚度14.9m，主力层主要为中21、地质储量267.1×104t，目前剩余储量丰度88.7×104t/km2，剩余可采储量29.1×104t。
1.2 储层物性较好，隔夹层稳定分布
细分层系区域主要为主力层中14、中21储层发育核部，沉积微相属于水道微相带上，区域内储层物性相对较好，平均空隙度19.4%，渗透率13.6×10-3μm2。另外，根据储层特征研究成果，史深100断块砂层组之间隔层分布稳定，中1段和中2段之间平均隔层厚度为36.5m。
1.3 各层系均具有一定的产能
根据投产或改层单采中14小层或中21小层的油井生产情况分析各层系均具有一定的产能，统计投产或改层单采中14小层的油井有10口，平均单井初产11.4t/d，平均采油指数0.11t/d.MPa.m；投产或改层单采中21小层的油井有63口，平均单井初产14.2t/d，平均采油指数0.14t/d.MPa.m。
MB油田建立有效驱替的注采井网系统研究
第３６卷第４期 Ｖｏ１．３６ Ｎｏ．４ 钻 采 工 艺 ＤＲＩＬＬＩＮＧ＆ＰＲＯＤＵＣＴＩＯＮ ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ ・６７・
ＭＢ油田建立有效驱替的注采井网系统研究
胡书勇 ，伍 睿 ，谯国军 ，鲍 阳 ，杨建军４
（１“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室・西南石油大学２川庆钻探工程公司安检院
３克拉玛依职业技术学院石油工程系４新疆油田公司百口泉采油厂）
胡书勇等．ＭＢ油田建立有效驱替的注采井网系统研究．钻采工艺，２０１３，３６（４）：６７—６９
摘要：如何有效开发动用低渗透油田储量，建立合理的井网系统是关键技术之一。ＭＢ油田为特低渗透、异
常高压砂砾岩油藏，目前尚未正式投入开发。为更好地开发该油田，开展了建立有效驱动压力系统的井网井距研
究工作。通过合理井网的系统研究，认为要建立有效的驱替压力系统，初期应布置成注采井数比小、注水波及系数
高、初期具有一定采油速度的反九点井网。而且，在开采过程中，该井网可以根据实际情况适时地按照压力保持水
平转为五点井网。ＭＢ油田的合理井距为２００—２５０ ｍ为宜。现场先导试验结果表明，在此井距下，注入水才能够
较好地驱替地层原油，注采井之间才能建立有效的驱替关系。
关键词：低渗透油藏；砂砾岩油藏；有效驱动；井网井距
ＤＯＩ：１０．３９６９／Ｊ．ＩＳＳＮ．１００６—７６８Ｘ．２０１３．０４．２０
随着石油勘探和开发程度的提高，在近年新探
明未动用的石油地质储量中，低渗透储量所占比例
高达６０％以上。而在已投入开发的低渗透油田中，
有相当部分是处于低产低效状态。在当前石油后备
储量紧张的形势下，如何动用和开发好低渗透油田
储量，对我国石油工业的持续稳定发展具有十分重
要的现实意义 １，２１。但是由于低渗储层孔喉细小、
岩石比表面积用原油边界层厚度较大，加之贾敏效
应和表面分子作用强烈，导致低渗储层渗流规律具
有非达西渗流特征 Ｊ。在国外，前苏联学者Ｈ． ．
布兹列夫斯基在１９２４年首先指出，在某种情况下，
坨21沙二9单元注采调整方式探讨
坨21沙二9单元注采调整方式探讨
摘要： 坨21沙二9单元为三角洲前缘亚相及前三角洲亚相沉积，泥质含量高达17%，渗透率为0.11-0.35um2，属于中低渗透性油藏。开发初期，受层系划分不合理、平面非均质性强的影响，单元存在着地层能量差、单井产能低和采出程度低的问题。为改善这一现状，对该单元单独建立一套井网单层开发。在水驱过程中因受沉积方式等因素的影响，采用常规注采调整技术无法达到预期效果，因此应该突破传统方式的束缚，探索和创新多种有针对性的注采调整的方式方法，取得了比较好的开发效果。
主题词：低渗；组合模式；变流线
1 油藏开发简况
坨21断块沙二9砂组位于胜坨油田三区西部，为一地堑式长条状断块油藏，其东、南、北分别以9、7、5号断层为界与坨11断块、胜二区、坨28断块相邻，西部与边水相接。油层埋藏深度2050m-2260m，含油面积0.74km2， 石油地质储量99.5×104t。平均渗透率0.89μm2，原始含油饱和度0.69，油藏水型以CaCl2型为主，地面原油粘度1400mPa.s，地面原油密度0.9389g/cm3，原始地层温度81℃，原始地层水矿化度23432ppm，原始地层压力21.5Mpa，饱和压力10.6-11.4
MPa，属于反韵律、低饱和油藏。沙二9砂组1966年投入开发，到目前主要经历了4个开发阶段。2013年对单元储层进行二次解释， 91层边水线外推760米， 新增地质储量32.5万吨。 2013年对单元单独建一套井网开发，共部署油井4口，水井4口。
2 储层及开发的重新认识
2.1构造特征。井网调整后，坨21断块9砂层组总体构造解释为：东高西低，中部抬起，向西开口的穹窿背斜构造。内部断层少，顶部一条断层走向北偏东，北部与断块边界断层汇合，密封性较好。9砂组层砂体分布稳定，储层从东向西逐渐变薄，有效厚度4.1米；内外边水线距离为 760米，构造高差达到193米。
2.2 沉积特征。经过精细地层对比研究，将沙二91层细分为4个韵律层，其中912、913为主力韵律层。911与912 韵律层间的夹层分布稳定，夹层从东往西逐渐变厚，平均能达到2.5m左右； 912与913韵律层间的夹层在油层主体部位不明显，主要发育泥质夹层、物性夹层。储层主要为三角洲前缘亚相及前三角洲亚相沉积，主要发育微相类型有河口坝主体、河口坝侧缘以及前三角洲泥等。2.3 储层特征。岩性以细砂岩、粉细砂岩和中细砂岩岩性组合为主，胶结物主要为碳酸盐，多为方解石。填隙物成分为粘土矿物和碳酸盐矿物，其中泥质储量17%，粘土含量12%。对取心井进行敏感性实验，结果表明储层为较强水敏，中等偏强盐敏和酸敏，弱碱敏，无速敏。单元以中、低渗透为主，平均渗透率89×10-3um2，平面上向边部有降低的趋势。渗透率变异系数3-5，平面非均质性强。
水平井注采井网和注采参数优化研究
水平井注采井网和注采参数优化研究
田鸿照
【摘 要】水平井注采井网开发低渗透、薄层油藏可以增大注水量、降低注水压力、有效保持地层压力、提高油藏的采出程度.结合M油田油藏地质特征,应用数值模拟和经济评价方法对该油田的水平井注采井网类型、方向、排距以及转注时机与注采比等开发指标进行优化,达到经济、高效地开发目的.结果表明,水平井注采结构采用完全正对排状井网可获得较好的开发效果,优化后的井距为100 m,水平井与最大主渗方向呈45°夹角,注采井排距为300 m,地层压力水平在85％以上时注水保压,推荐注采比为1.0.研究方法和研究结果可为同类型油藏水平井注采井网部署提供参考依据,具有很好的借鉴意义.
【期刊名称】《石油化工应用》
【年(卷),期】2016(035)008
【总页数】4页(P6-9)
【关键词】水平井;注采井网;注采参数;转注时机;注采比
【作 者】田鸿照
【作者单位】长城钻探工程公司地质研究院,辽宁盘锦124010
【正文语种】中 文
【中图分类】TE324
20世纪90年代，Taber最早提出了水平井注水技术［1］，并成功地经过了多个油田项目的论证［2-8］。理论研究和油田实践表明，利用水平井注采井网开发低渗、薄层油藏可增大注入量、降低注入压力、有效保持油藏压力、提高单井产能和减少井数，进而提高油藏采出程度［9-11］。2004年，Westermark［12］通过水平井注水案例分析认为，相对于直井注水，水平井注水更均匀、水驱效率更高。2008年，李香玲等［13］在总结国内外水平井注水技术应用与研究的基础上提出，储层物性均质、低渗透、薄储层、稀井网且油水流度比低的稀油油藏更适合水平井注水开发。此外，一些学者还对水平井井网类型、井距及注入量进行了研究［14，15］。但是，在水平井整体部署中，对水平井注采井网类型、方向、排距以及水平井注采参数等研究较少。
M油田为薄层、低渗透油藏，采用水平井整体部署开发既要考虑整个油田开发的经济合理性和单井控制储量，井网不能太密；又要充分考虑注水井和采油井之间的压力传递关系，注采井距不能过大；另外还要最大程度地延缓方向性水淹和水淹时间。应用数值模拟、经济评价方法对水平井注采井网类型、方向、排距以及水平井注水转驱时机和注采比等开发指标进行优化，为该油田经济、高效地开发提供理论基础。
正理庄油田樊144块特低渗透油藏小井距注水研究
～ 照 蕉 ！！生第３鼹 石油地质
正理庄油田樊１ ４４块特低渗透油藏小井距注水研究
张兴明
长江大学）
摘要本文煨据正理庄油田樊１４４Ｂ．￣的油藏地质特征和开发生产历史．利用油藏工程方法和数值模拟软件研究注水开发的可行性
和实用性．从注采井网设计．注水时机、注采比等方面优化．提出了针对性的方案设计，并利用数摸软件预测了开发动态和生产效
果，实践证明此研究项日为该类油藏的开发提供了科学的技术指导．达到了预期的目的
关键词井网井距注采比注水时机采收半数值模拟
正理庄油出臼２００４年发观、２（Ｍ）５年相继投入开发至今已有５年开
发历史，此类油藏以低渗、特低渗透为主，产能建设难度大，通过大
型压裂工艺突破、开发模式的创新，采汕厂投入弹性开发４个单元，
实现了经济动川，但依靠天然能量衰竭开采，势必存在递减怏、采收
率低的『ｕＪ题，因此能量的补充方式研究显得尤为重要，经过研究和试
验，提出了小井距注水试验没想 目的是提高汕减采收率，改变大型
压裂弹性开发的模式，实现低丰度油藏的经济有效动Ｈｊ，探索一条适
合此类油藏开发的新模式，为后期开发此类油藏积累经验。
１ 区块地质概况及开发简史
樊ｌ４＿４块为一受北 断层切割的断鼻构造，地层北高南低，地层
倾角５～２｛度，内部发育Ｏ条断层，沙四沉积类型为滨浅湖相沉积，储层
以席状砂为主，纵向上共分为四个砂层组，ｌ４个小层。砂体总的分布
特点是中问 ，ｒｕ】Ｉ！！Ｉ周逐渐减薄；含油面积４．２Ｋｍ ．油层深度３１００—
３３００ｍ，地质储量３５０万吨。根据储层展布情况，将区块内部大于
ｌ‘眯的区域作为试验区域，区域含油面积为１．３Ｋｍ ，地质储量为：
９３万吨，平均孔隙度为¨．９８％，平均渗透率为３．７２×１ｏ～ ｍ 。平均 含油饱和度为５４％． 该块自２ｌＨ 年发现，２（Ｋ１７年全面投入弹性开发，
２１￣ｒ８年尝试注水开发 ，
２小井距注水开发研究
２．１油藏具备注水开发务件
低渗油藏剩余油分布控制因素与调整挖潜对策
理论广角
Ｉ■ Ｃｈｉｎａ ＳＣｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｒｅｖｉｅｗ
低渗油藏剩余油分布控制因素与调整挖潜对策
周家荣 （中石化胜利油田分公司纯梁采油厂采油一矿）
［摘要】低渗透油藏开发初期大部分油井都实施了压裂投产，取得了较好的生产效果，然而随着开发时间的延长，由于人工裂缝闭合，加上前期注入水质不 合格，地层堵塞伤害严重，注水井欠注，注水效率低，地层能量下降大，导致油井产量低，“注不进，采不出”的生产矛盾突出，开发效果不理想。针对以上问题，在深化 剩余油分布研究的基础上，剖析开发矛盾，开展工艺技术的研究和调整挖潜，实现低渗油藏的高效开发。 ［苯键词］低渗透油藏；剩余油分布；井网加密；调整挖潜 中图分类号：ＴＥ３２７ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００９－９１４Ｘ（２０１３）０２－０２４４—０ｌ
前言 国际上把渗透率在０．１毫达西至５Ｏ毫达西之间的油藏界定为低渗透油藏。
随着勘探开发程度的不断提高，开发动用低渗油藏成为油田增储上产的必经之
路。２０１０￣胜利油田管理局局长孙焕泉指出：“我们技术的差距不是一年两年， 油田必须要瞄准低渗透油藏展开一场科技攻关会战，最大限度地解放资源。”
纯粱采油厂所管油田处东营凹陷边缘，构造复杂、油藏类型多、储层岩型复 杂，渗透率差异大，尤其是纯化、梁家楼主力老油田，经过几十年的开发，地下矛
盾日益激化。近年来针对油田不同区块存在的问题及开发中暴露出的不同矛
盾，突出科技在原油稳产与上产过程中的主导地位，依靠科技寻找储量，深挖老 油田上产潜力。新区按照“新老结合、深浅兼顾、抓整拾零”的工作思路，充分运
用三维地震精细解释、约束反演、储层综合分析评价等技术成果，保持储采平
衡，为实现稳产和上产奠定了物质基础。老区借助油藏精细描述技术，精细油藏
研究，不断加深地下油水变换规律和剩余油分布规律的认识。运用“三分”、调
堵等技术，加强攻欠增注和精细注采调整化解油水矛盾，自然递减率保持了较 低水平。加强相应技术工艺的攻关研究和弓ｆ进消化吸收工作，推广应用了大型
三肇地区水平井开发中低渗透薄层油藏的界限优化研究
第１０卷第３２期２０１０年１１月 ｌ６７１～１８１５（２ｏ￣ｏ）３２－８０２８—０４ 科学技术与工程 Ｓｃｉｅｎｃｅ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｖｏ１．１０ Ｎｏ．３２ Ｎｏｖ．２ＯｌＯ ＠２０１０ Ｓｃｉ．Ｔｅｃｈ．Ｅｎｇｎｇ．
石油技术
三肇地区水平井开发中低渗透薄层
油藏的界限优化研究
裴之明许建红郭晶莹
（大庆油田有限公司勘探开发研究院，大庆１６３７１２）
摘要大庆外围油田葡萄花油层具有单层厚度薄、储量丰度低、储层非均质性严重等特点。通过对三肇地区进行油藏工 程分析及数值模拟研究，提出利用水平井开发该类油藏的有效厚度界限、井网形式、水平段长度、水平段方向、注采井排距 等开发技术界限进行了优化研究，获得的水平井优化结果符合油田实际，为水平井开发薄层中低渗透油藏提供技术上的
参考。 关键词数值模拟 水平井 薄层
中图法分类号ＴＥｌ２２．１１１； 文献标志码Ａ
大庆外围油田葡萄花油层具有单层厚度薄、储
量丰度低、储层非均质性严重等特点，采用常规直
井开采无经济效益。水平井可增加穿越油层井段
长度，增大泄油面积，提高单井产量，提高经济效
益。合理地开水平井开发界限是高效开发的保障，
本文以三肇地区葡萄花油层为例，对各种开发技术
界限进行了优化研究。
１地质概况
三肇地区葡萄花油层具有明显的西高东低、南
高北低的构造趋势，全区具体细分为上下２个砂岩
组９个小层。孑Ｌ隙度变化范围在１５％一３０％，一般
在１８％一２５％，平均孔隙度２１．５％；空气渗透率变
化范围在０．１～１８００ ｘ １０ ／ｘｍ ，油田单井平均空
气渗透率２５２．７×１０ Ｉｘｍ ，为中孔、中渗储层。葡
萄花油层砂岩厚度在５—２０ｍ之间，有效厚度在１～
１２ ｍ之间，总体上呈北厚南薄、西厚东薄的趋势。
２０１０年７月２３日收到 第一作者简介：裴之明（１９８１一）女，工程师，油藏工程专业，研究方 向：开发方案编制、复杂结构井开发设计。Ｅ—ｍａｉｌ：ｐｅｉｚｈｉｍｉｎｇ１２０９ ＠１６３．ｃｏｒｎ。 研究区为断层．岩性油藏，油水纵向分布受岩性
低渗透油田注水政策的研究与制定
低渗透油田注水政策的研究与制定
王 志(大庆油田有限责任公司第九采油厂,黑龙江大庆 163853)
摘 要:大庆西部外围地区特低渗透扶余油层具有埋藏深、厚度薄、砂体零散的特点,本文针对低渗透油田不同的区块具有不同的沉积特征和渗流规律,并且无相邻区块成功注水经验可借鉴,开发初期注水时机、注采比和注水强度难以确定。该注水政策是利用数值模拟技术,在微观渗流特征、沉积微相研究基础上,通过多套方案对比和分砂体、分注采关系的研究,确定了注水时机、注采比和注水强度。研究结果表明,同步注水采出程度较高,同时不同的砂体和注采关系确定了不同的注采比和注水强度,有效的延缓了物性较好的油层的见水时间和有效控制产量递减速度,开发两年见注入水井数,占全油田油井总数的3.4%,递减率为18.63%,低于已开发的同类油田。关键词:注水政策;低渗透油田;开发初期 中图分类号:TE357.6 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)11—0140—03
该油田构造上位于松辽盆地北部中央坳陷区齐家-古龙凹陷北端,主体为北西向延伸、向凹陷内倾伏的鼻状构造。开发目的层是泉四段的扶余油层,平均孔隙度13.9%,空气渗透率5.2×10-3m2,属低渗透储层。低渗透油田往往存在压敏,随着围压的降低,油层的渗透率不断下降,平均渗透率损害率为40.22%,因此注水时机的选择是至关重要。该油田通过相渗曲线进行了规一化处理,结果表明岩心的平均束缚水饱和度为48.57%,平均残余油饱和度为36.55%,两相共渗范围为14.88%,含水上升速度较快,无水采油期占开发期近一半,延长低含水期是提高油田开发效果的关键。1 注水时机的选择注水方案按超前、同步和滞后注水三套方案进行对比优选,其中超前注水的注水时间分别是1、2、3、4个月,滞后注水时间为6个月。
渗条带,加上胡状油田注水开发初期注采强度较大,造成注入水沿高渗条带突进,致使厚油层的其它相对低渗部分弱水淹,甚至未水淹,富集层内剩余油。该类剩余油潜力主要靠改变水驱波及体积、注水方向来挖潜。构造型:这类剩余油的成因有两个。一是由于构造复杂,断块破碎,断块面积太小没能形成注采井网,要么只注不采,要么只采不注;二是油井位于构造边角或位于沿主控断层构造高部位。该类剩余油潜力主要靠打调整井、侧钻井来挖潜。3 剩余油含水分级研究在沉积微相基础上,开展油水井产出状况调查,研究各井组层间动用状况、平面驱油效率、高渗条带发育情况、注采强度及采出程度,分析井组层间动用状况、各砂组平面波及程度、平面水淹级别、层内潜力特点,综合统计分析砂组剩余油含水分级。以储层渗透率为约束,运用各类动态资料,明确各砂体不同沉积相带的水淹特征,并对主力层进行剩余油含水分级研究,将原水淹图的三个级别(水淹区、动用区、未动用区)依据含水划分为六个级别(含水≥98%、98%>fw≥95%、95%>fw≥90%、90%>fw≥80%、80%>fw≥70%,70%>fw)。4 主要做法及效果评价在小层剩余油分布状况及精细含水分级研究基础上,以储层发育为依据,注采井网完善为基础,精细注采井组层间调整为手段,提高区块储量控制及动用为目的,切实做好高含水期的主力层的分类治理,提高区块采收率,提升油藏开发水平。老井侧钻,挖掘高部位及边角剩余油潜力;重建注采井网,优化挖潜方式;优化射孔层段,挖掘层内韵律层潜力;在含水分级的基础上,合理恢复主力层注采井网,提高水驱控制程度。2011年合计主力层挖潜措施102井次,其中新钻井9口,油井措施57口,水井措施36口;截止目前累计增油16387t,新增可采储量15.18×104t,恢复主力层水驱动用储量34.5×104t。5 结论与认识5.1 主力油层剩余储量基数大、自然产能高,仍是下步开发的重要对象。5.2 深化剩余油分布规律研究,优化挖潜方式,可以有效提高主力油层开发水平。5.3 尊重油藏客观实际,创新思维,大胆实践,是油田开发的不竭动力。[参考文献][1] 金敏荪,隋新光.陆相油藏开发论[M].北京:石油工业出版社,2006.[2] 于兴河.碎屑岩系油气储层沉积学[M].北京:石油工业出版社,140内蒙古石油化工 2012年第11期
低渗透油藏改善注水开发效果对策探讨
应用技术
Ｉ■
低渗透油藏改善注水开发效果对策探讨
由海燕
（中石化胜利油田纯梁采油厂）
［摘要］低渗透油藏发育有自然裂缝和人工裂缝，影响了注入水的推进规律，使得在裂缝不同部位的油水井呈现出不同的注水开发特征，产生了不同的开
发效果。通过早期注水，掌握合理的注采比及不稳定注水、高压注水等工艺，提高油藏的产量和采收率，收到较好的开发效果。
［关键词］油田；低渗透油藏；裂缝；注水；对策 中图分类号：ＴＥ３７１ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００９—９１４Ｘ（２０１３）０６—０３０２—０１
前言 纯梁采油厂所管油田处东营凹陷边缘，构造复杂、油藏类型多、储层岩型复 杂，渗透率差异大，尤其是主力老油田，经过几十年的开发，地下矛盾日盗激化，
原油自然递减幅度加大，产量一度呈现大幅度下滑趋势。研究表明，低渗油气藏
开发特征与常规油气田不同，通过总结低渗油气藏开发的经验，结合区块含水
上升和地层能量不足、油层平面和层闻矛盾突出、注入水的方向性强、见水后含
水上升快、稳产期短等特点，实施注水井网研究和开发调整，提高了注水效率。
１注采井冈 根据经验公式测算，低渗透油田注采井间的距离应在１８０ｍ ２００ｍ之间。
根据原有井网基础和滚动开发特点，实施调整和滚动布井，通过加密井网提高
采油速度，采油速度提高了０． ，采收率提高９个百分点，加密井网调整是可以 较大幅度提高采油速度和最终采收率，并且在经济上是有效益的。对不规则面
积注水油田，注水初期都见效，但随着注水量的增加，部分井在注水一月左右就
出现水淹，另一部分井因注水波及体积下降而出现低能低产。究其原因，除地层
非均质性外，另一个重要的因素是井距过小。这些井区油水井井距在３００米左
右，而注水井裂缝长约２００－４００ｍ左右，注水沿裂缝推进后扫油面积过小。由于
油田油层薄，油层单～，油水井形成注水水窜通道，剩余油难以采出。采用中井
距布井，有利于避免暴性水淹，水驱效果较好。
低渗透复杂小断块油藏合理井网模式探讨
第２ ５卷 第３期
２０１２年６月 石油化工高等学校学报 ＪＯＵＲＮＡＩ ＯＦ ＰＥＴＲ０ＣＨＥＭＩＣＡＩ ＵＮＩＶＥＲＳ１ＴＩＥＳ Ｖｏ１．２ ５ Ｎｏ．３
Ｊｕｎ．２０１２
文章编号：１００６—３９６Ｘ（２０１ ２）０３—００６１ Ｏ３
低渗透复杂小断块油藏合理井网模式探讨
王俊伟
（中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦１２４１０９）
摘要： 以浙江油田丰探区块低渗小断块油藏为例，通过对油藏数值模拟压裂情况注采井网形式进行研究， 比较三角形井网、矩形反五点井网、正方形反九点井网和菱形反九点井网等不同井网下的注水开发效果，研究结果 表明压裂情况下矩形反五点井网开发效果最好。同时对不同渗透率和储层厚度下，小断块油藏反五点井网合理注 采井距进行了研究探讨。研究成果对低渗断块油藏的早期开发设计和开发调整具有一定的借鉴指导作用。 关键词： 低渗； 小断块； 注采井网； 井距； 优化 中图分类号：ＴＥ３２４ 文献标识码：Ａ ｄｏｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００６—３９６Ｘ．２０１２．０３．０１３
Ｔｈｅ Ｒｅｓｅａｒｃｈ ｏｎ Ｒａｔｉｏｎａｌ Ｗｅｌｌ Ｐａｔｔｅｒｎ Ｔｙｐｅ ｏｆ Ｉ ＯＷ
Ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ Ｍｉｎｏｒ Ｆａｕｌｔｅｄ Ｂｌｏｃｋ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ
ＷＡＮＧ Ｊｕｎ—ｗｅｉ
（Ｌｉａｏｈｅ Ｏｉｚｆｉｅｌｄ Ｃｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｐａｎｊｉｎ Ｌｉａｏｎｉｎｇ １２４１０９，Ｐ．Ｒ．Ｃｈｉｎａ） Ｒｅｃｅｉｖｅｄ ５ Ｍａｒｃｈ ２０１２；ｒｅｖｉｓｅｄ ２８ Ｍａｒｃｈ ２０１２；ａｃｃｅｐｔｅｄ ５ Ａｐｒｉｌ ２０１２
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔａｋｉｎｇ ｌｏｗ ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｍｉｎｏｒ ｆａｕｌｔｅｄ ｂｌｏｃｋ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｎ ｆｅｎｇｔａｎ ｂｌｏｃｋ ｏｆ Ｚｈｅｊ ｉａｎｇ ｏｉｌｆｉｅｌｄ ａｓ ａｎ ｅｘａｍｐｌｅ，ｔｈｒｏｕｇｈ ｔｈｅ ｒｅｓｅａｒｃｈ ｏｎ ｆｌｏｏｄｉｎｇ ｐａｔｔｅｒｎ ｆｏｒｍ ｕｎｄｅｒ ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ ｓｉｔｕａｔｉｏｎ ｂｙ ｎｕｍｅｒｉｃａｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ，ｃｏｍｐａｒｅｄ ｔＯ ｆｌｏｏｄ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｗｅｌｌ ｐａｔｔｅｒｎ ｗｈｉｃｈ ｗｅｒｅ ｔｒｉａｎｇｕｌａｒ ｐａｔｔｅｒｎ，ｒｅｃｔａｎｇｕｌａｒ ｉｎｖｅｒｔｅｄ ｆｉｖｅ—ｓｐｏｔｓ ｐａｔｔｅｒｎ，ｑｕａｄｒａｔｅ ｉｎｖｅｒｔｅｄ ｎｉｎｅ ｓｐｏｔ ｐａｔｔｅｒｎ，ｄｉａｍｏｎｄ ｉｎｖｅｒｔｅｄ ｎｉｎｅ ｓｐｏｔ ｐａｔｔｅｒｎ ａｎｄ ＳＯ ｏｎ，ｔｈｅ ｆｉｎｄｉｎｇ ｉｎｄｉｃａｔｅｓ ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｒｅｃｔａｎｇｕｌａｒ ｉｎｖｅｒｔｅｄ ｆｉｖｅ—ｓｐｏｔｓ ｐａｔｔｅｒｎ ｕｎｄｅｒ ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ ｓｉｔｕａｔｉｏｎ ｉｓ ｂｅｓｔ．Ａｎｄ ｉｔ ｒｅｓｅａｒｃｈｅｓ ｒａｔｉｏｎａｌ ｉｎｊｅｃｔｏｒ ｐｒｏｄｕｃｅｒ ｄｉｓｔａｎｃｅ ｏｆ ｉｎｖｅｒｔｅｄ ｆｉｖｅ—ｓｐｏｔｓ ｐａｔｔｅｒｎ ｏｎ ｍｉｎｏｒ ｆａｕｌｔｅｄ ｂｌｏｃｋ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｕｎｄｅｒ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ａｎｄ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｔｈｉｃｋｎｅｓｓ．Ｔｈｅ ｒｅｓｅａｒｃｈ ａｃｈｉｅｖｅｍｅｎｔ ｈａｓ ａ ｇｕｉｄｉｎｇ ｒｏｌｅ ｉｎ ｉｎｉｔｉａｌ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｄｅｓｉｇｎ ａｎｄ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｒｅｇｕｌａｔｅ ｏｆ ｌｏｗ ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｆａｕｌｔｅｄ ｂｌｏｃｋ