砂岩油藏开发制约因素与调整技术对?/p>
?/p>
要:油田进入高含水开发后期,剩余油分布非常复杂,措施挖潜难度?/p>
来越大,
提高采收率是油田是油藏后期开发工作中的一项重要内容?/p>
本文重点?/p>
分析水驱开发油藏采收率现状入手?/p>
找出制约因素并对水驱提高采收率方法进?/p>
调研?/p>
阐述了改善单元水驱开发效果的可行性措施?/p>
实践表明?/p>
措施实施后单?/p>
的存水率和水驱指数明显好转,
单元的综合含水下?/p>
动液面回升,
单元的自然?/p>
减率也得到了有效控制,进一步提高了采收率?/p>
关键词:高含水期;采收率;剩余油潜力;挖潜措?/p>
?/p>
言
由于含油层系多?/p>
储层非均质严重,
油田已进入高含水开发后期,
在加强剩
余油分析的基础上进行井网调整,
提高采收率,
是高含水油田的必经之路?/p>
目前
单元状况突出表现在:
?/p>
1
)单元普遍高度水淹,高含水储量比重大,调整经济效
益低?/p>
?/p>
2
)油水井井况复杂,由于储量品位低、工艺复杂,调整难度大,更新?/p>
例低,套损井增多?/p>
?/p>
3
)注水系统与开发稳产、提高采收率的形势不适应。利?/p>
数值模拟方法与油藏工程方法对油藏开发现状和开采特征进行深入研?/p>
?/p>
针对
开发过程中暴露出的储层物性差、注采井距不合理,注采井网适应性差等问题,
提出相应调整策略,以储层分类刻画为基础,把
?/p>
完善注采井网、做好层系归?/p>
?/p>
提高采油速度作为开发的主要方向?/p>
加快分层系开发和注采井网的完善,
按层?/p>
归位要求,进行充分技术论证和准备,积极做好注水井的层调及分注工作?/p>
1
影响开发的因素
注水开发中影响采收率的因素分动态因素和静态因素。动态因素有采液?/p>
度?/p>
注水强度和井网等?/p>
主要表现为平面水驱控制程度较低;
静态因素有构造特
征、沉积特征和储层物性等,主要表现为层间层内水驱差异较大?/p>
?/p>
1
)沉积环?/p>
的影响。由于各韵律层所处沉积环境不同,造成层间吸水差异较大?/p>
?/p>
2
)层内非
均质性的影响?/p>
层内非均质性导致注水井层内差异加大?/p>
造成水驱油效率低?/p>
?/p>
3
?/p>
平面流线的影响?/p>
强注强采的状况及平面非均质性导致油水井之间已形成固定的
注水流线,致使低渗区、非主力层潜力得不到发挥?/p>
?/p>
4
)井网完善程度的影响?/p>
单元井况变差?/p>
停产停注井增多,
造成注采井网完善程度降低?/p>
注采对应率降低,
造成单元有效注采比低?/p>
综上所述,
由于多种原因造成的平面及层间的矛盾,
?/p>
致单元水驱效果变差,水驱控制储量降低,开发形势恶化?/p>
2
分类技术对?/p>
?/p>
1
)最小理论含油面积。最小含油面积模型:只要能注水开发,构造油?/p>
开发效益就能显著提高?/p>
而注水开发的必要条件是砂体至少钻?/p>
2
口井?/p>
形成?/p>
驱控制。假设油藏的面积为长方形,则形成一注一采最小含油面积计算模型为?/p>
S=4x
?/p>
3x+L
?/p>
×
10-6
;形成注采井网模型为?/p>
S=
?/p>
4x+L
?/p>
×
?/p>
3x+0.866L
?/p>
×
10-6
?