志丹油田YW区长6油藏开发效果评价与技术对策研究

发布时间：2017-04-27 02:13

  本文关键词：志丹油田YW区长6油藏开发效果评价与技术对策研究，由笔耕文化传播整理发布。

【摘要】：YW区地处陕西省志丹县境内,构造上位于鄂尔多斯盆地一级构造单元—陕北斜坡中西部,主力储产层系为长6油层组,属于三角洲前缘亚相沉积,储层物性差,非均质性强,为低孔特低渗储层。本区注水开发以来,层内、层间及平面矛盾日益突出,产量递减快,稳产难度大,剩余油含量高,为此开展该区地质特征再认识和开发效果评价的详细研究,进而提出了技术对策,对油田调整挖潜、稳产增产及提高油藏采收率具有重要意义。本文依据大量钻井、录井、测井、实验、注采、测试、动态监测等资料,运用沉积学原理、储层地质学和油藏工程等理论及方法,对YW区长6油藏的地层特征、构造特征、沉积演化特征及油藏特征进行了较为全面的分析。研究结果表明,区内长6油层组的四个油层亚组(长64、长63、长62和长61)油气显示普遍,根据沉积旋回组合及开发生产实际,可进一步将长61和长62亚油组细分为长62-3、长62-2、长62-1、长61-3、长61-2和长61-1六个小层,其中长61-1、长61-3和长62-1为储产主力层;区内局部发育小型鼻状构造;沉积微相类型主要有水下分流河道、河口坝、远砂坝和分流间湾微相;岩石类型以细粒长石砂岩为主,孔隙度平均为10.9%,渗透率为0.96×10-3μm2,孔渗性较差,喉道类型为微细喉道,为低孔超低渗储层;油藏类型主要为岩性油藏,无气顶、边、底水,驱动类型为典型的弹性—溶解气驱。在地质特征再认识的基础上,进一步从生产动态特征、井网形式及密度、单井配产配注、注采对应关系、储量动用等方面对开发效果进行了系统的分析,研究表明,合理的油水井数比为3.2,井网形式为反九点法,目前井网局部不完善;合理的井网密度为15.9口/km2,井排距为450×150m;单井合理日产能1.74t,日注水量为11m3,注采比为1.3,采油速度为1.15%;合理地层压力14.8~18.8 MPa,油井井底流压为3~5MPa水井井底合理压力为26.4MPa~28.1MPa;油、水井油层均较发育且连通性好,但实际注采对应性较差;储量动用程度整体较高,平均达90%,水驱储量控制程度较差,平均为50%,水驱储量动用程度中等,为74.8%;油藏目前存水率高,平均为77%,注水利用率也高,为80%以上,但因注采不对应导致水驱效果差。通过以上详细分析,总结出了区内的主要开发矛盾和问题,针对这些矛盾和问题,提出了调层、井网完善和措施增产的技术对策。
【关键词】：志丹油田YW区 长6油藏 小层 开发效果 技术对策
【学位授予单位】：西安石油大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2016
【分类号】：TE357.6
【目录】：

• 摘要3-4
• ABSTRACT4-9
• 第一章 绪论9-13
• 1.1 研究目的和意义9
• 1.2 国内外研究现状9-10
• 1.2.1 国外低渗透油田开发现状9
• 1.2.2 国内低渗透油田开发现状9-10
• 1.3 研究内容及方法10-12
• 1.3.1 研究内容10-11
• 1.3.2 研究方法11-12
• 1.3.3 技术路线12
• 1.4 主要完成的工作量12-13
• 第二章 储层地质特征再认识13-66
• 2.1 地层特征与精细划分对比13-22
• 2.1.1 区域地质概况13-14
• 2.1.2 区块地层发育简况14-15
• 2.1.3 小层精细划分对比15-22
• 2.2 小层微构造特征及演化22-24
• 2.3 沉积特征及砂体展布24-36
• 2.3.1 沉积背景24
• 2.3.2 单井相及连井相剖面分析24-28
• 2.3.3 小层沉积微相类型及沉积特征28-29
• 2.3.4 小层沉积相带展布及演化特征29-36
• 2.4 储层特征36-56
• 2.4.1 储层岩石学特征36-38
• 2.4.2 储层孔隙结构特征38-41
• 2.4.3 储层物性特征41-42
• 2.4.4 储层非均质性42-53
• 2.4.5 储层敏感性53-56
• 2.5 油藏特征56-66
• 2.5.1 油藏流体性质56
• 2.5.2 温压系统特征56-57
• 2.5.3 油气水分布特征57-65
• 2.5.4 油藏类型确定65-66
• 第三章 油藏开发效果评价66-100
• 3.1 开发现状评价66-70
• 3.1.1 钻井投入及开发井网情况66
• 3.1.2 射孔压裂及投产情况66-67
• 3.1.3 区块及油层开发情况67
• 3.1.4 开发指标设计及达标情况67-69
• 3.1.5 区块开发阶段评价69-70
• 3.2 井网适应性评价70-75
• 3.2.1 井网形式合理性分析70-71
• 3.2.2 井网密度适应性评价71-73
• 3.2.3 合理井、排距分析73-75
• 3.3 单井配产配注评价75-78
• 3.3.1 油井产能与配产75-76
• 3.3.2 注水井合理注水量及配注76-77
• 3.3.3 单井配产配注评价77-78
• 3.4 井间注采对应关系分析78-85
• 3.4.1 油、水井生产特征78-81
• 3.4.2 井间连通性分析81-82
• 3.4.3 油层连通监测分析82-84
• 3.4.4 小层平面注采对应关系及影响分析84-85
• 3.5 储量动用程度分析85-92
• 3.5.1 油层生产动态规律85-88
• 3.5.2 纵向储量分布及采出程度88-89
• 3.5.3 储量动用程度分析89-92
• 3.6 油藏能量保持状况92-97
• 3.6.1 油藏原始能量状况及自然开发动态92-93
• 3.6.2 油层能量的补给和利用情况93-97
• 3.7 措施增产效果评价97-98
• 3.8 主要开发矛盾和问题98-100
• 3.8.1 层内矛盾98
• 3.8.2 层间矛盾98-99
• 3.8.3 平面矛盾99
• 3.8.4 油藏管理问题99-100
• 第四章 油田合理开发参数及稳产技术对策100-110
• 4.1 合理开发参数100-103
• 4.1.1 合理注采井网、注采井数比、井网密度及井距100
• 4.1.2 合理压力系统确定100-102
• 4.1.3 注采技术参数及合理注采指标102-103
• 4.2 稳产技术对策103-104
• 4.2.1 层间矛盾调整103-104
• 4.2.2 层内矛盾调整104
• 4.2.3 平面矛盾调整104
• 4.3 稳产方案及部署104-110
• 4.3.1 调层调参方案105-106
• 4.3.2 井网完善方案106-109
• 4.3.3.措施增产方案109-110
• 结论与认识110-111
• 致谢111-112
• 参考文献112-115
• 攻读硕士期间已发表的学术论文115-116

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