邵伯油田高速开发技术对策研究.doc

1、1邵伯油田高速开发技术对策研究摘 要：邵伯油田近年来一直保持高速高效开发态势，但因含水上升速度快，未注水单元产量递减快等原因，自然递减率较高，本次课题根据不同油藏的类型、开发阶段、客观存在的问题等，结合近两年实施的工作效果，深入研究与分析，确定适合邵伯油田的开发技术政策，实现油田稳产。 关键词：高渗透 水平井 转变开发方式 一、概况 1.地质概况 邵伯构造位于高邮凹陷深凹带邵伯次凹南侧，总体格局为一个位于真断层下降盘的断鼻构造。主要含油层系为 E2s1、E2d2、E2d1。截止到 2012 年底，动用含油面积 1.56km2，动用地质储量 166104t，注水储量 43104t，可采储量 47

2、.9104t，标定采收率 28.9%。 邵伯油田 E2s16 为高孔-高渗油藏，属于正常压力温度系统，地面原油密度 0.8538g/cm3，属轻质常规油。 2.开发历程及开发现状 1985 年随着邵 8 井的钻探，从而发现了邵伯油田，由于地质条件复杂，构造破碎，多年来没有取得大的突破。2008 年在三维地震资料精细解释和地质综合评价的基础上，发现了邵 14 构造-岩性圈闭并成功钻探实施邵 X14 井后，邵伯油田近几年一直保持高速开发状态。截止到 20132年 6 月底，油井开井 22 口，日产液水平 468.7.t，日产油水平 101.8t，综合含水 78.3%，累产油 31.87104t，采

3、油速度 2.24%，采出程度19.20%，含水上升率 5.7%，注水井 2 口，开井 2 口，日注水量102.4m3，累注量 9.87104m3，月注采比 0.21，累积注采比 0.07，地下亏空-135.8104m3。 二、开发中存在的主要问题 E2s16： 1.边底能量较为充足，水线分布不均。 2.邵 7 块长期高强度开采，井间存在一定剩余油难以有效动用。 E2d： 1.邵 14E2d22 投入注水开发后，油井见效后含水上升较快，水淹严重。平面差异导致部分井长期注水不见效，低液低产。 2.邵 17 块受岩性影响，储层发育不稳定，油井能量得不到有效补充，产量递减较快。 三、开发技术对策研究

4、技术思路：根据不同油藏的类型、开发阶段、客观存在的问题等，深入研究与分析，确定适合邵伯油田的开发技术对策，实现油田稳产。 1.合理井型优选研究 邵 7E2s16 储层展布较好，隔夹层分布稳定，边底水能量充足，剩余可采储量大，油井初期自喷，后期高含水，这类油藏如何优选井型，合理布署井网是提高油藏采收率的关键，对边底水油藏而言，水平井加密比直井加密具有优势。一是水平井钻穿油层井段长，增加了油井泄油面3积，可更多地动用剩余油； 二是水平井可改变底水“锥”进模式为底水“脊”进模式，减弱了底水锥进速度，能够有效扩大底水波及体积；三是边底水油藏的剩余油主要分布在高部位油层顶部，水平井轨迹可沿顶部钻进，有利

5、于追踪剩余油1。也就是说应用水平井开采边底水油藏可以有效地控制边底水，从而达到高效开采此类油藏的目的。通过近期邵7E2s16 实施的邵 14 平 5、邵 14 平 6 井，初期产量 20t 以上，目前仍保持 10t 以上产量，可见这类油藏优选水平井开发，能有效提高了产能和采收率。 2.转变开发方式研究 目前仅邵 14 块的 E2d22 投入注水开发，邵 7E2s16 及邵 17E2d1+2 块均采用天然能量开发。从邵 7E2s16 油井生产动态看，油藏属高孔-高渗储层，天然能量较充足，虽然目前油井供液充足，动液面较高，但含水上升较快，对稳产不利。可尝试对邵 7E2s16 转变开发方式，投入注水

6、开发。从理论上讲采收率的计算公式 ER=EVED，油藏的采收率是波及系数与洗油效率的乘积。波及系数 EV 越大，洗油效率 ED 越高，油藏原油的采收率 ER 就越高2。注水开发一方面可改变液流方向，提高水驱波及系数，另一方面，通过提高驱替倍数能有效提高洗油效率，注水开发是高渗透油藏的提高采收率的有效途径。 实例分析：真武油田真 16E2s1 储量规模虽小，但储层物性较好，与邵 7E2s16 油藏物性相似，1997 年 10 月因低产停采。通过研究与论证，2010 年投产了侧真 79 井才恢复生产，后续又实施了侧真 21A、侧真14B、真 16-1 等新井工作量， 2012 年通过注采井网优化配

7、置研究，转变4开发方式，转注了侧真 79 井，提高了水驱控制与动用程度，转注后较短时间内对应油井真 16-1 井、侧真 14B 井液量、油量上升明显，取得较好的注水效果，同时为了减少中高渗透油藏注水突进，又及时对注水量进行了合理的调配。该块注水开发，为高渗单元转变开发方式提供了新的思路。 邵 17 块目前油井开井 5 口，该块油藏受岩性控制，但从钻遇情况看，E2d21-4 发育一套较稳定储层，邵 16-1B、邵 17-1、邵 17 等井均钻遇该砂体，从油井生产动态看，邵 17-1、邵 17、邵 16-1B 均低液低产，表现为天然能量不足，下步转变开发方式，优选连通性较好的 E2d21-4 主力

8、砂体投入注水开发补充地层能量是解决该油藏低效开发的有效手段。 3.改善水驱研究 目前邵伯油田仅邵 14 块 E2d22 投入注水开发，该块油井 8 口，注水井 2 口，目前日产油水平 44.4t，综合含水 66.7%，日注水量 102.4m3，月注采比 0.71。下面从合理地层压力保持、注采比优化、注采井网方面进行研究分析。 （1）合理地层压力保持：邵 14E2d2 的原始地层压力为 20.9MPa，借鉴其他同类油田的开发经验，确定 80%左右的静水柱压力为合理地层压力，此确定该块合理地层压力为 16.72MPa，从邵 14-5A、邵 14-3、等井的测压资料看，地层压力 8-10MPa，压力

9、较低，有待提高。 （2）合理注采比：目前月注采比 0.63，累积注采比 0.5。根据其它油田的开发经验，含水率 （3）井网适应性：E2d22 的水驱控制程度 91%，而水驱动用程度 78%，水驱控制高而动用低，井网适应性有待优5化。邵 14-4、邵 14-6 井虽已分注，但从吸水剖面看小层吸水差异大，层间动用不均匀，部分层水淹较严重，同时平面差异致使部分井含水上升较快。 邵伯油田邵 14E2d22 存在地层压力偏低、注采比偏低，井网适应性差等问题，下步及时做好注采井网优化工作，平面上，综合利用卡、堵、压等手段对油井综合治理，同时做好增加注水井点等工作，提高水驱波及系数，纵向上，及时根据测试资料

10、做好吸水剖面调整，缓解层间矛盾，提高注水利用率。 3.4 滚动增储研究 近几年，充分利用钻井、测井和高精度三维地震资料，对邵伯地区的构造、储层特征及油气水分布进行了精细解释研究，可以认识到邵伯地区 E2d 主要为构造岩性共同作用的复合型油藏。随着对岩性油藏认识加深，在邵 16 块、邵 17 块均有一定发现与突破，新增地质储量 60 万吨，其中最新钻遇的邵 17-4 井新钻遇 E2d12 灰质砂岩油层 1 层 2.5m，油干层 1 层 6.8m，压裂投产后初期日产油 10t，邵伯向南有对储层较发育区域实施 E2d25 砂砾岩体与 E2d12 灰质砂岩立体滚动评价的潜力。 四、下步工作建议 根据以

11、上开发技术政策的研究，认识到利用水平井开发、转变油藏开发方式、强化水驱工作等均为适合邵伯油田稳产的技术对策，下步可从滚动增储等多方面投入工作量来弥补递减，实现稳产。 1.继续向南滚动扩边，对储层较发育区域实施 E2d25 砂砾岩体与E2d12 灰质砂岩立体滚动评价，初步布署邵 16-2 井。 62.转变开发思路，对高渗区块的邵 7E2s16 投入注水开发，提高水驱波及系数及洗油效率，提高采收率，对岩性油藏的邵 17 块优选连通性较好的主力砂体投入注水开发补充地层能量。 3.对邵 14 块立足注采调整，建议在构造西翼进步布署水井一口，增加油井受效方向，扩大注水波及体积，提高水驱采收率，并且及时做好两个剖面测试工作，分注与卡堵水相结合，缓解层间、平面矛盾。 参考文献 1栗 伟，袁尚金.边底水砂岩油藏高含水期水平井加密技术.承德石油高等专科学校学报，2012，14（4）：9-14. 2张超.水驱油藏提液提高采收率理论分析与实例.科技信息，2012， （32）：403-404. 作者简介：陈曦（1985-）男，汉族，江苏扬州人，助理工程师，主要从事石油勘探工作。