论文部分内容阅读
靖安油田白于山区勘探始于1995年，1998年以长4+5地层为目的层围绕高产井点进行滚动开发。2002年开辟超前注水实验区。长4+52油层组为其主力油层组。
通过对本区油藏地质特征进行研究发现，靖安油田白于山区长4+5油层组的沉积作用主要发育在鄂尔多斯盆地延长统由碎屑岩组成(呈北东一南西方向延伸)的志丹三角洲朵状体中。长4+52储层为三角洲前缘亚相沉积，在此基础上，还进一步辨别出了水下分流河道、水下分流河道侧翼、河口坝、分流间湾四种沉积微相。白于山地区长4+52储层孔隙度主要分布在1%-18%范围内，平均12.8%，渗透率主要分布在0.01-43.2×10-3μm2，平均1.56×10-3μm2。根据石油系统储层物性分类标准，主要为中一低孔隙和特低渗储层。长4+52砂层组在研究区内厚度达35-45m，根据沉积旋回可分为四个小层，分别为长4+521、长4+522、长4+523、长4+524。其中，长4+522、长4+523物性好，产量高，为主力层。
截止到2010年9月，项目研究区内共有295口井，其中采油井221口，开井193口，日产液704m3，日产油232t/d，综合含水58.2%；
油藏进入中含水开发期，进行开发方案调整，稳水控油，提高采收率，是当前需要解决的问题。本次研究，在系统分析油藏地质特征与开发特征的基础之上，进行注水开发效果评价。充分考虑储层的类型、裂缝的展布特征、油藏温压系统、流体分布特征、流体渗流规律，在动静态资料结合的基础之上，进行油藏工程分析与油藏数值模拟。在数值模拟研究中，结合地质特征、油藏工程研究进行历史拟合，使参数的调整更加科学，模型更精确。三者结合的基础之上，分析目前油藏现有开发方案中存在的问题。结合剩余油的分布特征，进行生产方案调整研究。
本次研究，从产量递减与产水变化规律、油田能量保持状况、措施效果评价方面进行油藏开发特征分析；利用开发指标，从存水率、水驱指数、水驱储量控制程度、可采储量及采收率评价和储量动用状况六个方面进行开发效果评价。发现在注水生产开发中，存在以下问题：单井产量低；增产措施适应性差，措施后提液幅度不明显；含水上升迅速，注水利用率低；油水井连通性差，水驱控制程度和水驱动用程度低；采收率低，储量动用情况差。由于以上问题的存在，导致油藏产量的综合递减和自然递减严重。
为了对油藏开发过程中发生的各种变化，从开采的角度进行评价，作出预测，并根据预测评价结果提出相应的技术措施，进行相应的开发设计与适时调整，以便获得最大的采收率，必须进行油藏工程研究。在油藏工程研究中，用油藏工程方法，对油层压力变化、注水有效性、井网适应性进行研究；从生产井最低合理流压、合理生产压差、合理采液强度进行采油系统研究；进行注水系统研究，对注水井的油层破裂压力、注入压力、注入量、合理注水强度进行论证。
为了定量描述剩余油分布规律，对开发方案调整进行指导，在精细三维地质模型的基础上，建立油藏数值模型，进行数值模拟；并且结合油藏地质特征与开发特征进行历史拟合。
在数值模拟的基础上，结合本区的油藏地质特征，描述了剩余油分布特征，研究了剩余油的分布规律。
通过合理生产压力、合理注水压力、合理有效注采比、合理采油速度的研究，确定本区的开发技术界限。针对目前油藏开发中存在的水淹井数量多，产能损失大油井生产差异大，低产井多，且对含水影响大的现状，进行开发方案的综合调整。制定了堵水调剖及调层的调整方案。对比堵水方案和基础方案预测效果可以看出，堵水能在短时间内控制油藏含水上升速度，堵水第一年含水降低了0.7%,而补孔调层方案则增加油藏产量，提高油藏采出程度，至预测结束，20年采出程度提高0.45%，累计增油量达到7.57×104多吨。因此堵水调剖和补孔调层能有效改善油藏开发效果。
目前油藏采用的是菱形反九点井网，反九点井网在油藏开发初期，油藏地层能量高，含水率低的情况下能取得较好的开发效果，但是到开发后期，由于反九点井网的油水井数比比较高，不利于中高含水期剩余油的挖潜，需要对井网进行调整。因此对实验井组后期井网调整的可行性进行论证。针对目前油藏采油速度太低，为了提高采油速度，改善开发效果，因此开辟实验井组，对油藏井网加密方案的可行性进行论证，并且对加密时机记性论证。并且，对以后20的生产进行预测，从多个备选方案中，选出最优秀的生产方案。
在本次研究的基础上，可以得到一下认识：
(1)进行开发特征研究和开发效果评价，分析了目前油藏开发中存在的主要问题。
(2)通过油藏工程研究，明确了油藏采油系统和注水系统的开发界限。
(3)对工区内295口井进行历史拟合，从而对三维地质模型进行了合理修正，复算储量为1661.51万吨，实际储量为1683万吨，绝对误差为159.99万吨，相对误差为0.gg%，说明模型精度达到要求。
(4)本区目前采出程度不高，主力层剩余油大量富集，而非主力层剩余油相对较少。层位上，长4+522和长4+523和仍然是主要的开采层位，其含油饱和度普遍高于长4+521和4+524。
(5)模拟结果表明，采用堵水调剖和补孔调层等措施能有效解决油井单井产能低、含水上升快的问题，改善开发效果。
(6)区域加密实验表明，白于山区采用小矩形反九点井网能提高油藏采出程度6.92%，且在后期通过井网调整，能进一步改善开发效果。
通过对本区油藏地质特征进行研究发现，靖安油田白于山区长4+5油层组的沉积作用主要发育在鄂尔多斯盆地延长统由碎屑岩组成(呈北东一南西方向延伸)的志丹三角洲朵状体中。长4+52储层为三角洲前缘亚相沉积，在此基础上，还进一步辨别出了水下分流河道、水下分流河道侧翼、河口坝、分流间湾四种沉积微相。白于山地区长4+52储层孔隙度主要分布在1%-18%范围内，平均12.8%，渗透率主要分布在0.01-43.2×10-3μm2，平均1.56×10-3μm2。根据石油系统储层物性分类标准，主要为中一低孔隙和特低渗储层。长4+52砂层组在研究区内厚度达35-45m，根据沉积旋回可分为四个小层，分别为长4+521、长4+522、长4+523、长4+524。其中，长4+522、长4+523物性好，产量高，为主力层。
截止到2010年9月，项目研究区内共有295口井，其中采油井221口，开井193口，日产液704m3，日产油232t/d，综合含水58.2%；
油藏进入中含水开发期，进行开发方案调整，稳水控油，提高采收率，是当前需要解决的问题。本次研究，在系统分析油藏地质特征与开发特征的基础之上，进行注水开发效果评价。充分考虑储层的类型、裂缝的展布特征、油藏温压系统、流体分布特征、流体渗流规律，在动静态资料结合的基础之上，进行油藏工程分析与油藏数值模拟。在数值模拟研究中，结合地质特征、油藏工程研究进行历史拟合，使参数的调整更加科学，模型更精确。三者结合的基础之上，分析目前油藏现有开发方案中存在的问题。结合剩余油的分布特征，进行生产方案调整研究。
本次研究，从产量递减与产水变化规律、油田能量保持状况、措施效果评价方面进行油藏开发特征分析；利用开发指标，从存水率、水驱指数、水驱储量控制程度、可采储量及采收率评价和储量动用状况六个方面进行开发效果评价。发现在注水生产开发中，存在以下问题：单井产量低；增产措施适应性差，措施后提液幅度不明显；含水上升迅速，注水利用率低；油水井连通性差，水驱控制程度和水驱动用程度低；采收率低，储量动用情况差。由于以上问题的存在，导致油藏产量的综合递减和自然递减严重。
为了对油藏开发过程中发生的各种变化，从开采的角度进行评价，作出预测，并根据预测评价结果提出相应的技术措施，进行相应的开发设计与适时调整，以便获得最大的采收率，必须进行油藏工程研究。在油藏工程研究中，用油藏工程方法，对油层压力变化、注水有效性、井网适应性进行研究；从生产井最低合理流压、合理生产压差、合理采液强度进行采油系统研究；进行注水系统研究，对注水井的油层破裂压力、注入压力、注入量、合理注水强度进行论证。
为了定量描述剩余油分布规律，对开发方案调整进行指导，在精细三维地质模型的基础上，建立油藏数值模型，进行数值模拟；并且结合油藏地质特征与开发特征进行历史拟合。
在数值模拟的基础上，结合本区的油藏地质特征，描述了剩余油分布特征，研究了剩余油的分布规律。
通过合理生产压力、合理注水压力、合理有效注采比、合理采油速度的研究，确定本区的开发技术界限。针对目前油藏开发中存在的水淹井数量多，产能损失大油井生产差异大，低产井多，且对含水影响大的现状，进行开发方案的综合调整。制定了堵水调剖及调层的调整方案。对比堵水方案和基础方案预测效果可以看出，堵水能在短时间内控制油藏含水上升速度，堵水第一年含水降低了0.7%,而补孔调层方案则增加油藏产量，提高油藏采出程度，至预测结束，20年采出程度提高0.45%，累计增油量达到7.57×104多吨。因此堵水调剖和补孔调层能有效改善油藏开发效果。
目前油藏采用的是菱形反九点井网，反九点井网在油藏开发初期，油藏地层能量高，含水率低的情况下能取得较好的开发效果，但是到开发后期，由于反九点井网的油水井数比比较高，不利于中高含水期剩余油的挖潜，需要对井网进行调整。因此对实验井组后期井网调整的可行性进行论证。针对目前油藏采油速度太低，为了提高采油速度，改善开发效果，因此开辟实验井组，对油藏井网加密方案的可行性进行论证，并且对加密时机记性论证。并且，对以后20的生产进行预测，从多个备选方案中，选出最优秀的生产方案。
在本次研究的基础上，可以得到一下认识：
(1)进行开发特征研究和开发效果评价，分析了目前油藏开发中存在的主要问题。
(2)通过油藏工程研究，明确了油藏采油系统和注水系统的开发界限。
(3)对工区内295口井进行历史拟合，从而对三维地质模型进行了合理修正，复算储量为1661.51万吨，实际储量为1683万吨，绝对误差为159.99万吨，相对误差为0.gg%，说明模型精度达到要求。
(4)本区目前采出程度不高，主力层剩余油大量富集，而非主力层剩余油相对较少。层位上，长4+522和长4+523和仍然是主要的开采层位，其含油饱和度普遍高于长4+521和4+524。
(5)模拟结果表明，采用堵水调剖和补孔调层等措施能有效解决油井单井产能低、含水上升快的问题，改善开发效果。
(6)区域加密实验表明，白于山区采用小矩形反九点井网能提高油藏采出程度6.92%，且在后期通过井网调整，能进一步改善开发效果。