薄互层稠油油藏水驱转热采开发调整.pdfVIP

技术创新 l49 本文以乐安油田草13沙四薄互层稠油油藏为例，对水驱转热采开发井网、技术 政策界限等进行薄了系统互研究层，部署稠了草l3油沙四水油驱转藏热采开水发方案驱，动转用地质热储量 木开 490×10‘t， 预测方案实施后前三年平均单井产能5t／d，新增产能7．8×10t，15年 ◇中石化胜利油 田分公司现河采油厂 全 宏 累积增油97．7X10‘t，全区提高采收率12．56个百分点。 乐安油田草13沙四油藏位于东营凹陷南斜 岗油田王152块经验，应用压裂防砂注汽热采 坡草桥一纯化镇断鼻带东部，为常温常压、中 技术能取得较好开发效果。 孔中渗 、薄层普通稠油油藏 ，渗透率范围 2．3井网形式优化 为26．4×10～1498xlO m ，原油粘度100— 应用数值模拟技术队正方形反九点、菱形 9000mPa．s，纵向发育3套砂层组，3o个小层， 反九点、反七点等3种井网形式进行了模拟对 单层有效厚度小于2m，常规热采开发难度极 比。结果显示，储层压裂改造后，油藏渗流方 大。 向发生了较大变化，菱形反九点井网比方形反 1开发效果评价 九点井网采收率和单井净产油更高；反七点井 1．1单井初产高、递减快 网和菱形反九点相比，虽然采收率相差不大， 统计草13块沙四段初期投产的40Vl油井， 但单井净产油稍高一些。同时反七点井网具有 平均单井 日产油19．2td／，千米井深产能14．2td／， 以下优势：一是在汽驱阶段，注采井数~E1：2， 属于中高产能。但初期递减较大，递减率达到 要高于反九点井网，增加了注汽强度；同时反 了28．4％，中期递减率11．3％。 九点井网只有转为五点井网的条件下，才能实 1．2储量动用程度低 现相对均匀的驱替，而反七点井网汽驱驱替相 层间矛盾突出，导致各小层采出程度不均 对均衡。二是在汽驱阶段，可以通过建立先导 衡，高的达到18．4％，而低的不到l％。其中采 汽驱井组，进一步评价井网适应性，对汽驱井 出程度小于10％的有l3个小层，储量 比重 占 网进行调整 (图1)。 41．1％。平面上沿物源方向储层厚度较大的核 部、原油粘度低的区域，动用程度较高，西部 及边部厚度较薄、粘度较高的区域动用程度 低 。 ● ● e- Q- 1．3井网瘫痪 ，储量控制程度低 气 - 气 井网密度仅为6．6口／kin。，储量控制程度 ： ◆ ： ：● ： ^ 一 19．3％。边部沙四2—4层系由于储层薄 、物性 ● ： ● ： ◆ ： ● 差 、油稠导致注采两难，陆续上返或关井，目 前只有l油l水两 口井。内部两套注采井网瘫 图1草13块沙四段排状基础井网转换示意图 2．4井距及压裂缝长优化 痪，储量失控严重，控制程度仅为28％。 模拟结果表明，平行于裂缝方向最优井距 2开发方式论证 为250～300m，排距为200m，裂缝半长为60 2．1热采开发可行性 — 70m o 草l3块沙四段地层温度65℃，50℃地面 3热采参数优化 脱气