文
79小块相控井网优化配置技术研究
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邵智敏
(中原油田分公司采油四厂,河南濮阳 457176)
摘 要:文79小块油藏属高压低渗油藏,储层平面、层间非均质性较强,导致油藏平面见效不同步,层间储量动用不均衡,开发井网对剩余油适应性变差。
2011年以来,针对油藏存在的矛盾,开展了沉积微相研究、剩余油分布规律研究及井网配置关系研究,并应用于矿场实践,油藏注采井数比由1∶1.2提高到1∶1,储量动用程度由47.2%上升到54.3%,增加7.1个百分点,采油速度由0.12%提高到1.15%,提高1.03个百分点,油藏采收率提高6个百分点,开发效果得到较大改善。
关键词:文79小块;难动用储量;细分沉积单元;井网优化配置
中图分类号:T E32+
4 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)11—0103—02 文79小块位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部,属高压低渗油藏,平均油层中部深度3100m 左右,平均孔隙度为15.6%,储层总体非均质性较强。
文79小块经过近二十多年的勘探开发,已进入中后期。
层间储量动用不均衡,开发井网对剩余油适应性变差。
2011年以来,针对油藏存在的矛盾,开展了沉积微相、剩余油分布规律及井网配置关系的研究,并应用于矿场实践,开发效果得到较大改善。
1 相控井网优化配置研究
1.1 沉积微相研究
文79小块沙二下亚段沉积沉积环境为间歇性涨缩湖盆。
将文79断块区与文33断块区整体研究,认识到:一是物源主要来自西部;二是由北向南水动力条件逐渐变弱,水下分流河道砂体规模变小。
本次研究以文33块沙二下沉积剖面为基础,利用原标志18个,增加辅助标志19个,展开文南全区地层对比划分,制作多条剖面对比闭合,统一文南油田沉积单元对比划分标准,将该区沙二下亚段由46个小层划选择SRME 的方法去除)通常对于海底鸣震这样的短周期多次波可以选择预测反褶积方法压制多次,而海底多次波则选择SRME 方法压制。
[参考文献]
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The overview of marine data multiple wave attenuation technology
XU Yun-xia
(Guangzhou Marine Geology Survey,Guangzhou,510760,China)
Abstr act:As the sea-ming marine seismic data,seabed reflection,bottom r efection wave causes the phenomenon of multiple data very serious,so go to the many waves of ocean data on a data processing to remove the main content.T his article summarizes the many waves of ocean data generated,the type and the main removal methods.
Key wor ds:Multiple Wave;Produce;T ype;Removal Methods;Data Processing
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2012年第11期 内蒙古石油化工
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收稿日期35
作者简介邵智敏(),河南省濮阳市中原油田采油四厂地质研究所,工程师,6年毕业于中国石油大学(华东)
石油工程专业,主要从事油藏开发地质研究。
:2012-0-2:1979-200
分60个小层。
以小层为研究对象,纵向上主要利用夹层细分沉积单元,将60个小层细化为109个沉积单元。
2011年以来,对细分后沉积单元开展沉积微相研究,共细分沉积微相图41张,涉及沉积单元18个,覆盖石油地质储量72×104t,占区块地质储量的37.7%。
1.2 井网配置关系研究
1.2.1 不同相带见效见水规律研究
通过对文79小块油藏28个注水见效井组按注采相带分为三类即河道-河道、河道-侧翼、侧翼-河道注采井网,研究表明平均注采井距228m,其中最小130m,最大824m;注水到见效时间平均为311天,见效时平均注水压力32.0MPa,单井平均日注70m3;油井见效后,初期平均单井日增油9.8t,单井见效到水淹周期平均290天,见效期内平均单井累增油2091t。
其中见效效果较好的注采井网为河道注水河道采油,平均单井见效累增油2960t;效果较差的注采井网为侧翼注水河道采油,平均单井见效累增油596t。
1.2.2 注采井距研究
有效驱替压力梯度下的极限注采井距。
根据生产资料统计,目前文79小块生产压差为11MPa,河道-河道注采相带平均渗透率为45.9mD,极限注采井距为325m;河道-侧翼注采相带平均渗透率为24.6mD,极限注采井距为224m;侧翼-侧翼注采相带平均渗透率为6.7mD,极限注采井距为103m。
从储层发育及连通状况分析注采井距。
统计文79小块S2下1-8砂组油层在200、250、300m井距下,连通率分别为79.1%、75.9%、49.1%,当井距控制在250m以内时,连通率基本已能满足开发的需要;当井距缩小到200m以后,继续缩小井距,连通率提高的幅度很小,因此控制注采井距在200～250m。
从开发实践分析合理井距。
从28个不同相带注水见效井组统计分析,河道-河道平均井距为263m;河道-侧翼平均井距为220m;侧翼-河道平均井距为200m。
均能够适应注水开发需要。
综合上述两方面分析结果,文79小块不同相带合理注采井距为:河道-河道注采井网合理井距为260m左右、河道-侧翼注采井网合理井距为220m、侧翼-侧翼注采井网合理井距为100m。
1.2.3 不同类型剩余油挖潜技术研究
开发中后期油藏水下分流河道剩余油主要集中在井网未控制区的构造高部位及复合河道砂体的上部层段。
水平井井网配置是水平段设计在主河道内;低部位注水高部位采油。
直井、侧钻井井网配置是油水井同处于河道时,适当拉大注采井距到6左右;油水井分处于不同相带时,缩小井距到;注水主流线方向一般按逆古水流方向注水。
2011年以来共评价目标区9个,覆盖含油面积0.99km2,石油地质储量38.61×104t,其中6个目标区达到极限经济可采储量,部署新井6口,其中水平井3口。
水下分流河道侧翼剩余油挖潜:一是注采井距按照220m部署直井或利用老井侧钻可兼顾多个砂体,增加单井控制储量;二是根据不同相带见效见水规律研究,按照河道注水,侧翼采油井网,同时侧翼油井实施压裂引效,效果好。
2 应用及效果评价
在细分沉积单元及相控井网优化配置研究的基础上,2011年以来对水下分流河道、水下分流河道侧翼井网进行调整,共实施工作量12井次,累积产油19148t,增加水驱控制储量22.7×104t、水驱动用储量13.6×104t。
2.1 局部剩余油富集区实施新井完善注采井网
水下分流河道剩余油富集区:对砂体发育相对单一且稳定的区域实施水平井完善注采井网。
2011年在S2下2的1号、S2下3的1号、S2下4的3号沉积单元,部署水平井3口,投产2口,平均单井初期日产油35.5t,累产油12118t。
水下分流河道侧翼剩余油富集区:对纵向砂体叠合性较好的区域实施直井完善注采井网。
2011年部署直井3口,利用老水井1口、转注2口,目前均投产,初期平均单井日产油13. 6t,累产油5890t。
2.2 水下分流河道侧翼实施压裂引效
2011年以来在水下分流河道侧翼部署压裂引效3井次,补孔2井次,截止目前实施大修压裂1口、补孔1口,累增油1026t。
2.3 韵律段实施单采
在细分沉积单元的基础上,2011年以来重点在S2下2砂组、S2下4砂组厚层部署工作量2井次,实施1井次,日增油4.2t,累增油284t。
3 几点认识
细化沉积单元,是油藏开发后期提高开发水平的手段;薄夹层的展布规律,是实施层内剩余油精细挖潜的基础;监测资料的重新解释,是搞清油藏开发后期剩余油分布规律的要求;沉积微相的展布特征,是注采井网配置的依据。
[参考文献]
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