高含水复杂断块油藏单层系边外注水开发模式

复杂断块油藏在开发后期面临综合含水率高、地层能量不足、剩余油分布复杂、井网适应性差等问题。以济阳坳陷沾化凹陷中部垦71断块油藏为例,基于水驱油藏的油包水和水包油2种油水分布状态,利用理论模型推导和数值模拟方法,开展了单层系边外注水开发模式研究。结果表明:从采液端和注水端的受力分析可获得单层系开发的合理注水量、合理采液量和合理注采井距,单层系开发的合理注水压差、合理注水量、合理采液量是影响其剩余油饱和度、含水饱和度的关键因素,对油层合理地层压力水平及剩余油二次富集起主要控制作用。通过加大注采井距至油水边界外围,以2.9倍含油条带宽度为合理注采井距的临界值,采用短注长静置的非对称周期注采方式,建立单层系边外注水开发模式,有利于保持单层系的压力系统稳定和提高剩余油波及率,从而提高原油采收率。矿场实践表明,采用单层系边外注水开发模式后,垦71断块油藏日产油量提高至254 t/d,含水率控制在93.7%,采收率提高至31.53%,采油速率提高4.9%,显示出良好的增产效果。单层系边外注水开发模式解决了高含水复杂断块油藏开发中的剩余油分布分散、水驱波及率低和井网适应性差等难题,可为复杂断块油藏开发提供指导和借鉴。

温五区块注水开发创先进水平

温五区块1993年投入开发,动用地质储量561万吨,经过四年的高速开发,目前日产油479吨/日,平均单井日产26.6吨/日,累积产油91.37万吨,采出地质储量的16.29%,采出可采储量的52.55%,采油速度3.12%,综合含水18.22%, 通过四年多的高速开发,温五区块取得了较高的开发水平,成功的做法主要有以下几个方面: 井网方面:由于区块小,注水采取了以点状注水和不规则的面积注水方式。

深海浊积砂岩油藏高效开发技术探讨

以精细地质油藏研究和油藏动态监测为基础,通过钻大斜度井和水平井,采用裸眼砾石充填完井,人工合成油基泥浆完井,实施边外注水,深化油藏地质研究和油藏监测工作等若干配套开发技术的使用,实现了GTP深海油田的高速高效开发,经3年多时间的生产,2010年可采储量采油速度达到10.49%,可采储量采出程度己达29.61%。

曲堤油田曲103断块注采井网完善调整

曲103断块位于山东省济阳县唐庙乡境内,构造位置处在曲堤鼻状构造曲9地垒式断块区的西部。主要有沙三段、沙四上段两套含油层系,内部划分为西部的曲103-斜7块以及东部的曲103-1块。区块东部内部构造简单,西部内部构造复杂,断层发育;东西两块储层物性以及开采特征均存在较大的差异,由于采出程度及剩余油分布不同,将采用不同的井网进行开采。本文根据构造、储层特征平面上分曲103-1块及曲103-斜7块两块,纵向上分沙三、沙四上两套层系,一块一案、一类一法进行调整,对Q103-X7块沙三单元进行分块部署,局部细分;沙四单元进行边外注水,挖掘高部位剩余油;Q103-1沙三单元进行井网加密,低注高采。以完善平面注采井网为主,主力层兼顾非主力层,立足于注水开发,充分利用老井、水井进行分注,完善注采井网。