研讨王家湾中区长2油藏工程开发效果评价
  • 研讨王家湾中区长2油藏工程开发效果评价
  • 文章片段: 论文简介:研讨王家湾中区长2油藏工程开发效果评价理工论文,长2分为长23、长22、长21三个油层段。王家湾中区长2油藏随着注水井注水压力升高,吸水状况变差,注水区水驱动用程度降低,油区年产液量、年产油量降低,含水上升,开发效果逐年变差,2010年本区年产油量比2006年产油量下降了1.18×104t,含水升高5个百分点。  为了改善区块的开发效果,通过综合治理方案的研究与分析,转变该区开发

研讨王家湾中区长2油藏工程开发效果评价

王家湾中区长2油藏工程开发效果评价摘 要:随着油田注水开发的进行,目前我国大部分油田都进入高含水阶段,油藏内部的矛盾也日益突出。通过注水开发效果评价有利于认识油藏地质特点及内部油水运动规律,同时为注水油藏后期合理开发提供指导依据。
  关键词:王家湾中区;长2油藏;开发效果评价
  1 区域综合概况
  杏子川油田王家湾区位于陕西省延安市安塞县境内。研究工区面积12.1km2,截至2010年12月底,该区共有油水井219口,其中油井187口,注水井32口,主要研究层系为长2油层组,长2分为长23、长22、长21三个油层段。王家湾中区长2油藏随着注水井注水压力升高,吸水状况变差,注水区水驱动用程度降低,油区年产液量、年产油量降低,含水上升,开发效果逐年变差,2010年本区年产油量比2006年产油量下降了1.18×104t,含水升高5个百分点。
  为了改善区块的开发效果,通过综合治理方案的研究与分析,转变该区开发效果变差的趋势,制约高含水上升幅度,完善注采系统,补充地层能量,形成系统的研究策略和思路,提高油田采收率和整体技术水平。
  2 区块开发动态评价
  2.1 注水效果分析
  存水率、耗水率是衡量油田注水利用率的主要指标,也是评价注水开发油田水驱开发效果的重要指标之一。所谓存水率是指油田(或区块)注入水地下存水量与累计注水量之比。耗水率则是指每采出1吨原油所消耗的注水量。给定不同的注采比,可作出存水率、耗水率与综合含水率的理论关系曲线,将实际开发数据点入理论图板中,即可较为直观的评价注水开发效果。
  2.1.1 注水效果分析
  王家湾中区长21油藏对应于同一注采比,存水率相对于理论值偏低,耗水率过大,尤其在2006年后,耗水率明显高于合理值,结合压力变化曲线,可以看出地层压力持续偏低的部分理由在于地层王家湾中区长2油藏工程开发效果评价论文资料由论文网http://www.zidir.com提供,转载请保留地址.亏空加大,用于补充能量的实际有效注水利用率较低。下步调整工作还需结合油藏潜力和合理开发技术界限研究等综合考虑。
  2.1.2 动用状况评价
  按标定的采收率计算,可采储量为131.01×104t,累计产油量为94.51×104t,剩余可采储量为36.50×104t,可采储量采出程度为72.14%。
  2.2 含水变化规律
  2.2.1 油藏综合含水变化规律
  自1994年投产后,含水始终维持在高含水阶段。在2002年注水之前,综合含水率呈逐年小幅降低的趋势。由于投产初期只有一口油井,且缺少2002年前的生产数据,因此不能确定油藏投产初期含水高起的具体理由。依据通常低渗透油藏的开发经验,投产初期的高含水主要是由于边底水侵入或者沉积原生水产出的理由,由于从1994年到2002年长达8年综合含水率均在70%以上,因此初步判定为边底水侵入造成了油藏注水前的高含水。2002年注水,2005年受效后,综合含水率逐年小幅攀升,期间有5%左右的含水率突变,目前含水率稳定在75%左右。
  2.2.2 单井含水上升规律
  王家湾中区部分井投产后即为高含水,作为对比分析,东区和西区也存在这种投产即高含水的油井。
  油井高含水或含水上升快的理由不外乎以下几方面理由:一是油层本身含水饱和度较高;二是油藏底水发育,由于采液强度高或者固井质量不高,引起底水锥进;三是由于油层存在高渗透带或者裂缝带,导致注水井注入水窜进,造成油井高含水;四是油井初期由于排液未彻底,投产后含水较高,但生产一段时间后,含水又会有所下降。在油藏开发初期未注水时,投产后上述高含水井含水并未下降,因此高含水理由可能是由于油藏自身含水饱和度高,投产井位于油水同层中。
  同时借鉴东西区的研究成果,油藏底水发育强,有部分井含水不仅自身油层含水饱和度高,并且油、水层之间的隔夹层条件不好或基本就没有隔夹层,在油井生产过程中虽然靠上射孔,但由于压差的作用,底水还是不可避开的会上窜,当然,对于此类井如果固井质量不合格,也会引起底水的上窜,造成油井高含水。
  2.2.3 目前含水分布规律
  王家湾中区南部目前的高含水分布也呈现两个特点,一是在边部区域,主要是在西北和东南区域高含水,与边底水侵入有关,其中西北区域与西南区域的来水方向呈现一致性的特征。二是在注水井区域附近高含水,东部区域注水井点过少,仅仅依靠东南区域的边水侵入难以提高整体受效情况,下一步应在此区域增加注水井点改善油藏整体受效状况。
  2.3 压力变化规律
  王家湾中区长21油藏2007—2012年之间地层压力总体呈稳定趋势,但压力水平较低,如生产井压力恢复测试解释的地层压力稳定在3M
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