辽河油田安12块高含水期挖潜措施研究

发布时间：2020-04-30 18:16

【摘要】：辽河油田自发现至今,已经经历了四十多年的开发。为了达到高产稳产的目的,已经完成了五次大规模的综合调整,并取得了较好的调整效果,提高了整个油田的采出程度。但在油田逐渐进入高含水期开发阶段之后,如果只对个别的层系或者单井来进行开发调整,已经无法获得良好的调整效果。针对这一情况,就需要对注水开发的层系井网做出大规模的调整,用以增加高含水期储层剩余油的动用程度,提高油田在水驱阶段的整体开发效果。本文针对辽河油田安12区块,首先研究目前已有层系的开发现状,并结合数值模拟的方法,得到了包括储层渗透率级差、组合后层系的厚度、地层系数级差在内的水驱层系重组的基本原则,即渗透率级差小于4、组合后最佳有效厚度在10米左右、地层系数级差最佳值约为3。根据以上指标,并考虑安12块实际的井网以及开发情况确定细分重组为二套层系:安Ⅰ6-9~安Ⅱ1-3、安Ⅱ4-6~安Ⅱ19-22。之后以层系重组调整方案为基础,并按照油田井网调整的基本原则,确定出4种布井方式优化的具体方案,之后采用数值模拟的方法,对以上方案的提高采收率幅度、调整措施工作量、重构方案经济指标等进行分析,并得到最佳布井方案:1次加密8字号注采井全部作为注水井,新钻采油井,构成212m五点法面积井网,开采安Ⅰ6~安Ⅱ3层系;2次加密1字号注采井全部作为注水井,新钻采油井,构成212m五点法面积井网,开采安Ⅱ4及以下层系。划分为二套层系、采用二套212m五点法井网的方案三,新钻54口采油井,十年累计产油63.5万吨,阶段采收率6.04%,较原方案提高4.37%,原油价格按股份公司统一规定,取70美元/桶(3149元/吨)时,税后财务内部收益率为20.2%,投资回收期为3.9年,经济效益预测效果最好,开发效果和经济效益均达到较高水平。
【图文】：

曲线,综合开采,曲线,单井

至 2015 年年初，辽河油田安 12 块平均单井日产液约为 78.09 吨，单井日产油吨，区块水驱井综合含水率 90.35%，单井流压平均值为 2.07MPa。水驱累计万吨，目前采出程度约 34.9%；平均单井注入压力约为 12.09MPa，单井平均 121.3 立方米，水驱累计注水量约为 19923 万立方米（表 2-3）。表 2-3 辽河油田安 12 块相关井生产状况统计表(截至 2014 年 10 月)项目采油井注水井井数（口）产液量(t/d)产油量(t/d)综合含水(%)流压（MPa)井数（口）注入压力(MPa)础井网 66 122.08 4.66 91.39 2.19 22 10.34 次加密 52 54.15 2.47 90.63 2.04 37 12.23 次加密 71 58.05 3.04 90.06 1.98 53 12.05 （合计） 189 78.09 3.39 90.35 2.07 112 11.53 全区综合开采曲线图如图 2.1 所示。

分布图,综合含水,分布图

图 2.2 2014 年综合含水分布图体来说，辽河油田在四十余年的开发过程当中，针对油田高产稳产的需要大规模的调整，并获得了良好的开发效果。在油田进行特高含水期之后，，角度来看，存在的主要问题主要包括射孔距离较长、储层非均质性较强、间矛盾较为突出、油层厚度变化幅度较大；从开发效果的角度来看，存在括水驱控制层系的含水率较高、各层之间含水率的差异较小。因而，仅针或者层系来做出调整，已经难以取得良好的改善效果。综上所述，为了提期剩余油的挖潜效果，提升水驱阶段的整体开发水平，需要对水驱层系井的调整。
【学位授予单位】：东北石油大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2018
【分类号】：TE357.6

【参考文献】