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文块沙中油藏调整挖潜开发技术政策论证
5.开发技术政策论证
5.1合理注采井距确定
合理的井距主要考虑以下两点:
① 井网密度必须适应储层连通性,尽可能提高水驱控制程度和采收率
储层连通性是优选井网密度的首要条件,连通性愈小要求注采井距愈小,即井网密度大,才能达到一定的水驱控制程度和水驱采收率;相反,砂体分布越稳定,面积越大,连通性越好,要求井网密度越低。
② 井网密度保证足够的单井控制储量
由于低渗油藏储量品位较低,经济极限井网密度将极大地制约了井网密度的选择。其经济极限井网密度直接受油价和钻井成本的制约。
本次调整采用适当加大一类层注采井距,缩小二三类层注采井距,提高一类层层内的有效动用和二、三类层井间连通率,在减少工艺改造措施、减小工艺难度的基础上,达到提高各类层采收率的目的。
为确定文209块油藏合理注采井距,从储层连通状况、井网密度、有效驱替压力梯度、油藏数值模拟等方面来确定该油藏合理注采井距。
对于中渗透油藏,当注采井距过大时,随着井距的增加,驱替压力梯度逐渐减小,依次存在易流区(拟线性渗流区)、不易渗流区(非线性渗流区)、不流动区。
胜利油田地质研究院研究了中渗透油田的渗流机理,确定了极限供油半径与有效驱替压差、储层渗透率、地下原油粘度的关系式:
式中:k—有效渗透率;Pe-Pw—有效驱替压差。
中渗透油田渗流理论研究表明:合理注采井距应为水井极限注水半径与油井极限供油半径之和,并且极限供油半径(或极限注水半径)受有效驱替压力梯度的制约,而有效驱替压力梯度的大小与储层渗透率、流体的地下粘度有关。
利用深层低渗油藏岩心建立的有效渗透率与空气渗透率的关系为:
利用上述公式,制作不同渗透率储层在不同生产压差下的极限注采井距图版。
根据以上图版,可以确定不同类型储层在不同生产压差下的极限注采井距。文中一类储层的平均空气渗透率大于45×10-3μm,二三类储层的平均空气渗透率为14.6×10-3μm,根据生产资料统计,目前文中有效驱替压差为10-20MPa,计算一类层极限控制半径为大于150m,得出极限注采井距为大于280-340m;二三类层极限控制半径为75-130m,即有效注采井距为150-190m。
5.2采液、采油指数
采液指数、采油指数是油井生产能力的指标,不同含水条件下采液指数、采油指数的预测是进行产能评价和举升方式选择与论证的主要依据之一。生产井的产能预测与评价一般采用IPR曲线法,但该方法只适用于单井,根据相对渗透率曲线计算不同含水条件下的采液指数、采油指数,可以知道不同含水条件下的油层供液能力。
油藏注水开发过程中,随着含水上升,油层中含水饱和度不断增大,油相渗透率逐渐下降,采油指数减小;而水相渗透率逐渐上升,采液指数不断增加,特别是高含水期以后,采液指数增长更快。
经推导,无因次采液指数JL和无因次采油指数J0的计算公式(一维)如下:
(1)
(2)
,—不同束缚水饱和度下的油相、水相相对渗透率;
—束缚水条件下的最大油相相对渗透率;
—油水粘度比。
由(1)、(2)式以及油相相对渗透率曲线绘制无因次采油、采液治水曲线。对文209块209-4井相渗曲线进行归一化处理,绘制了采液(油)指数与含水关系曲线(见下图)。
文209块采液(油)指数与含水关系曲线
从图中可以看出,当含水高于80%以后采液指数大幅度上升,即文209块合理提液时机为含水80%~95%。
5.3井口破裂注水压力
随着油田开发的不断进行,套管损坏已经是油田开发所面临的最严峻的问题之一,地层破裂是导致套损的主要原因。
井底注水流压上限以不高于地层破裂压力的90%为选择原则,通过对文209块压裂井破裂压力统计,利用井口破裂注水压力计算公式如下,
Pwhf=Pfr-P静水柱+Pf
Pwhf—井口破裂注水压力,MPa;
Pfr—地层破裂压力,MPa;
Pf—管柱摩阻,MPa;
Pf—静水柱压力,MPa;
其中Pf可以忽略不计,计算得到各井井口破裂注水压力如下表。
井号 时间 层位 压裂井段(m) 静水柱压力(MPa) 实测破裂压力(Mpa) 地层破裂压力(Mpa) 井底许用注水流压(Mpa) 井口破裂注水压力(Mpa) 209-48 1998.3.20 S3中9 2992.9-3015.1 30.0 60.9 90.9 81.8 51.8 209-22 1988.4.13 S3中7 2871.0-2890.0 28.8 44.5 73.3 66.0 37.2 209-19 1987.9.5 S3中9 2851.0-2875.0 28.6 43.3 71.9 64.7 36.1 209-8 1986.7.19 S3中9 2960.0-3
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