井区高效开发对策研究.pptVIP

* * * * * * * 双68－4井投产后一直未见水，直到2005年11月暴性水淹，含水97％。 永370高效开发方案 井网形式及注水方式适应性分析 图5.7 合理井距 1）裂缝穿透比与井距 永370井区平均裂缝半缝长为100-120m，如果裂缝穿透比选择0.2，合理井距则为500-600m。 2）合理井距的分析 低渗透油藏开发专家李道品建议，对低渗透砂岩油藏，开发井网的井距一般取400—600m，井距一般为排距的3—5倍。 根据大庆油田、双河油田、安塞油田等对低渗透油田开展的注采井网最佳几何参数优化结果，认为低渗透砂岩油藏，合理的井排距为100-150m，合理的井距为400-600m。 合理井距 油层厚度大于15m区油井单井生产能力标定为2.0t/d，其他井标定为1.0t/d，方案区内平均单井生产能力为1.5t/d。 综合分析法 投产初期 现状 C6-1-1 含油面积 C6-1-2 C6-1-3 C6-1-4 开发井网部署 方案四是在方案一的基础上进一步减小井距和排距，在已钻井区域尽量利用现有井网，新部署地区采用井距400m、排拒120m进行部署，共部署油井188口（其中新钻井98口），水井64口（其中新钻井40口），单井控制储量3.45万吨 方案三以菱形反九点法井网为基础，井距250―350m，角井转注后形成井距500m，排距150m的行列式注采井网。井排方向平行于裂缝方向，共部署油井149口（其中新钻井62口），水井44口（其中新钻井17口），单井控制储量4.35万吨。 开发井网部署 方案二主要考虑利用现有井网，以反七点法部署油水井，共部署油井150口（其中新钻井67口），水井52口（其中新钻井21口），单井控制储量4.32万吨。 开发井网部署 方案一主要考虑裂缝方向，平行裂缝方向部署水井，两排水线之间距离150m，油井主要部署在两排水线之间，共部署油井151口（其中新钻井59口），水井55口（其中新钻井33口），单井控制储量4.30万吨。 开发井网部署 论 文 提 纲 （一）油藏地质特征 （二）沉积体系及沉积微相 （三）储层特征 （四）油藏渗流特征研究 （五）永370高效开发方案 （六）油藏数值模拟研究 （七） 结论 ? 图6.1 永370井区顶部构造图 图6.2 永370井区净毛比图 模拟器的选择与模型建立 图6.3 永370井区孔隙度图 图6.4 永370井区渗透率图 模拟器的选择与模型建立 综合含水及产量拟合拟合 图6.5 永370井区含水拟合曲线 图6.6 永370井区日产油拟合曲线 历史拟合 综合含水及产量拟合拟合 图6.5 永370井区累积产油、累积产液拟合曲线 历史拟合 图6.6 永370井日产油、含水拟合曲线 图6.7 永370-3井日产油、含水拟合曲线 图6.8 永370-4井日产油、含水拟合曲线 图6.9 永370-5井日产油、含水拟合曲线 历史拟合 开发技术政策研究 相同含水情况下方案1采出程度最高，方案4最低，方案2开发效果与方案3接近 方案4累积产油量最高，方案1次之，方案3最少 含水方案1最低，方案4最高 不同方案开发指标比较表 开发效果方案1明显好于方案2、方案3和方案4， 推荐方案1为实施方案。 开发技术政策研究 根据以上分析认为，合理的初期采油速度为1.0%左右时开发效果较好。 采油速度优化日产油量曲线 采油速度优化累积产油曲线 采油速度优化含水与采出程度曲线 开发指标预测 开发指标 永370井区日产指标曲线 永370井区累积指标曲线 永370井区日产指标曲线 论 文 提 纲 （一）油藏地质特征 （二）沉积体系及沉积微相 （三）储层特征 （四）油藏渗流特征研究 （五）永370高效开发方案 （六）油藏数值模拟研究 （七） 结论 ? 第七章 结论 1、主力油层长6油层组主要为灰白色厚层块状中—细粒长石砂岩与灰绿色、深灰色及黑色砂质泥岩和粉砂岩的不等厚互层，夹碳质页岩和斑脱岩薄层。依照电性特征、标志层、厚度原则及沉积旋回性，将长6划分为四个层段：即长6-1，长6-2，长6-3，长6-4亚油组。 2、永370井区长6属于河流-三角洲沉积体系，是在延长期持续性的河进湖退条件下发育的一种水退型湖泊三角洲。研究区长6沉积时沉积环境主要为三角洲前缘亚相沉积。水下分流河道是最重要的骨架砂体，河口坝微相在本区较发育，远砂坝不发育。 3、永370井区长6层整体上无论各亚油组还是各小层，其平面厚度都无太大变化；砂体的连续性及砂体连通性好；砂体物性的平面变化不大，总体表现为较均质层；岩心观察到的天然裂缝与野外露头观察结果一致，均以高角度裂缝为主，裂缝主