海外G油田边底水复杂断块疏松砂岩油藏开发调整研究

发布时间：2020-12-22 01:21

　　海外G油田是典型的边底水复杂断块疏松砂岩油藏。油藏内部断层普遍较发育,油水关系较复杂。在开发过程期间,边底水会持续为地层补充能量,油藏开发效果较好,但同时容易导致含水上升快,含水率高。G油田从2004年开始投入开发,现在已经进入高含水时期,已经出现多种问题。如含水率高、采出程度低、措施效果逐年变差、低产层动用程度差,降低了开发效果,须改变开发方案来提高采收率。基于此,本论文以海外G油田为例,综合应用了石油地质学、油藏工程方法、三维地质建模与数值模拟技术,进行了G油田地质特征研究、生产动态分析、数值模拟研究和开发方案调整。通过石油地质学方法,对海外G油田边底水断块油藏构造特征、地层特征和储层特征进行了研究。研究表明油藏地层厚度大、断层发育、储层差异性大、非均质性强,流体纵向差异大,给开发带来很大困难。通过油藏工程方法,分析了油田生产动态特征。明确了海外G油田大部分油井高含水的现状,这是制约油田当前产量的重要因素。经产量递减分析,得出目前G油田单井月递减率为0.83%。并利用合理采油速度法,计算了G油田合理井网密度,结果显示,可以合理对油田进行井网加密。另外采用了4种水驱曲线预测了油田最终... 

【文章来源】：中国地质大学(北京)北京市 211工程院校 教育部直属院校

【文章页数】：89 页

【学位级别】：硕士

【部分图文】：

海外G油田生产动态曲线图

中国地质大学（北京）硕士学位论文19表2-8递减类型特征对比表递减类型基本特征最大累产量指数递减n=0D=D0=00=00(1-0)=00双曲递减0<n<1D<D0=0(1+0)1=00(1)×[(1+0)11]=00(1)调和递减n=1D<D0=0(1+)1=00ln(1+0)=2.30300lg0（当=1时）直线递减n=–1D>D0=0(10)=020[1-(1)2]=020收集整理了海外G油田已有的生产数据，对油田平均单井产量进行拟合分析，统计出G油田主要递减类型是指数递减，月递减率大约是0.83%，平均单井产量初期月递减速率快，后期月递减平缓，留有较大开采空间。如图2-7所示。图2-7产量递减率图2.2.3采收率预测当油田开发方式采用天然能量及人工注水时，可使用水驱特征曲线方法对其进行动态预测。当油田进入后期稳产阶段，含水率已经达到了一定值，此时可以用水驱特征曲线去预测相关的开发指标，并可计算到达经济极限时油田可采储量和采收率。该方法只需提供油田生产动态资料与线性回归即可，十分简便与灵活（晏庆辉等，2013）。本文将使用甲乙丙丁4种水驱曲线进行预测。

中国地质大学（北京）硕士学位论文25（3）当水平井与已有水井的距离L满足r<L<=2r时，那么水平井控制面积可认为是两个半圆及矩形的面积与多边形CED面积之和，图形中实线CE、DE是由水井中点E向两个半圆所作的切线，如图2-15所示。（4）当强边水边界接近水平井时，参照渗流力学中镜像反映原理，水平井控制面积可认为是实线多边形区域CEFD的面积，如图2-16所示。图2-12水平井控制面积图图2-13岩性边界水平井控制面积图图2-14水平井控制面积图（油井）图2-15水平井控制面积图（水井）图2-16水平井控制面积图（强边水边界）计算出每个单井的控制面积，再计算并优选剩余可采储量较大且动用程度低的层位，加密井可布置在剩余可采储量高的地方，并在剩余油富集油层射孔，可极大提高加密井网增产效果。2.2.5开发问题及潜力通过生产资料以及以上动态分析，总结了以下几点开发面临的问题：（1）G油田为边底水断块疏松砂岩油藏，储层原油粘度较高，且越深粘度相对越高，边底水能量充足。在开发过程中，边水与底水给油田生产提供天然能


本文编号：2930870