木125區(qū)塊綜合調(diào)整方案(2噸設(shè)計)改

1、編號：2011-1-1 （老區(qū)）木頭油田木125區(qū)塊綜合調(diào)整實施方案（油藏工程部分）中國石油天然氣股份有限公司吉林油田公司2010年10月木頭油田木125區(qū)塊綜合調(diào)整實施方案（油藏工程部分） 設(shè)計單位：中國石油天然氣股份有限公司吉林油田公司勘探開發(fā)研究院設(shè)計人：（簽字）日期： 年 月曰 設(shè)計單位審核人：（簽字）日期：年 月曰設(shè)計單位復(fù)核人：（簽字）日期：年 月曰設(shè)計單位技術(shù)負(fù)責(zé)人：（簽字）日期：年 月曰采油單位技術(shù)負(fù)責(zé)人：（簽字）日期：年 月曰開發(fā)事業(yè)部技術(shù)負(fù)責(zé)人意見：（簽字）日期： 年 月曰油田公司技術(shù)負(fù)責(zé)人審批意見：（簽字）日期：年 月曰1前言2木125區(qū)塊基本情況.目錄錯誤！未定義書簽。

2、錯誤！未定義書簽。2.1 自然地理環(huán)境錯誤！未定義書簽。2.2 構(gòu)造特征錯誤！未定義書簽。2.3儲層特征錯誤！未定義書簽。2.4流體分布特征錯誤！未定義書簽。2.5開發(fā)歷程錯誤！未定義書簽。3開發(fā)效果評價錯誤！未定義書簽。3.1遞減規(guī)律評價錯誤！未定義書簽。3.2 采收率評價錯誤！未定義書簽。4調(diào)整依據(jù)錯誤！未定義書簽。5調(diào)整方案設(shè)計錯誤！未定義書簽。5.1調(diào)整思路錯誤！未定義書簽。5.2 井位部署錯誤！未定義書簽。5.3單井產(chǎn)能設(shè)計錯誤！未定義書簽。5.4開發(fā)指標(biāo)預(yù)測錯誤！未定義書簽。6實施要求錯誤！未定義書簽。7投產(chǎn)要求錯誤！未定義書簽。8健康、安全與環(huán)境管理 錯誤！未定義書簽。8.1基本

3、要求 錯誤！未定義書簽8.2健康、安全與環(huán)境管理體系要求 錯誤！未定義書簽8.3鉆遇含有毒、有害氣體層段要求 錯誤！未定義書簽9附圖、附表 錯誤！未定義書簽。1 前言根據(jù)木頭油田木 125 區(qū)塊開發(fā)效果評價結(jié)果，針對該區(qū)塊油水井大面積套變，開發(fā) 矛盾日益突出的情況， 2010年對木 125 區(qū)塊進(jìn)行整體加密調(diào)整， 共部署調(diào)整井 53 口，其 中采油井33 口，注水井22 口（見表1-1表1-4）。設(shè)計平均單井日產(chǎn)油2.1t/d，建產(chǎn) 能 2.12 X 104t，總進(jìn)尺 3.67 X 104m 萬米進(jìn)尺建產(chǎn)能 0.57 X 104t/102 木 125 區(qū)塊基本情況2.1 自然地理環(huán)境2.1.1

4、 地理位置木頭油田位于吉林省松原市前郭縣境內(nèi)，而木 125 區(qū)塊位于木頭油田北部，地處松 花江的江心島上，交通不便。2.1.2 氣象、水文 該地區(qū)屬中溫帶大陸性季風(fēng)氣候。氣候變化明顯，四季分明，春季多風(fēng)干旱，夏季炎熱多雨，秋季晝暖夜爽，冬季寒冷漫長，全年日照充足。年平均氣溫5.1 C，最高氣溫在七月為35E，最低氣溫在一月為-35 C。年平均日照2879小時。無霜期140天左右， 初霜期在9月下旬，終霜在4月末5月初。年降水量400500mm降水多集中在7、& 9 月份，占年降水量的 70%左右。 主導(dǎo)風(fēng)向為西南偏南風(fēng)，年平均風(fēng)速 3.3m/s ，最大風(fēng)速 20 25m/s。2.1.3

5、 災(zāi)害性地理地質(zhì)現(xiàn)象 由于夏季風(fēng)影響，降水量年內(nèi)季節(jié)分配不均，全年降水量集中在夏季，部分年份受上游降水影響，發(fā)生汛情的可能行較大。2.2 構(gòu)造特征木頭油田構(gòu)造位置位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)扶新隆起帶華字井階地構(gòu)造帶上， 區(qū)域構(gòu)造形態(tài)為一西傾的被多條近南北向斷層切割的鼻狀構(gòu)造。木頭構(gòu)造上斷層發(fā)育， 均為正斷層，呈近南北向延伸，規(guī)模不大，平面上多為弧形延伸。由于斷層的切割形成 了近東西向展布為壘、塹、階相間的構(gòu)造格局。泉四段頂面埋深-600m-1200m。屬于低滲透復(fù)雜斷塊構(gòu)造 -巖性油藏。木 125 區(qū)塊位于木頭油田北部，東與扶余油田隔江相望，全區(qū)總計動用含油面積 3.35km2,動用地質(zhì)儲量3

6、44X10。泉四段頂面構(gòu)造形態(tài)為東高西低的斷鼻構(gòu)造。 區(qū)塊受 東部近南北方向的反向正斷層控制，構(gòu)造平緩。地層傾角較緩，一般在 13°左右，呈 北翼陡南翼緩的不對稱狀（圖 2-1 ）。2.3 儲層特征木頭油田儲油層位于下白堊統(tǒng)泉四段及泉三段地層。 根據(jù)旋回特征和全區(qū)地層對比， 對主力含油層段泉四段劃分四個砂組 12個小層，泉三段劃分成 5個砂組 14 個小層（未 鉆穿）。儲層物性較差，孔隙度一般在 818% ;滲透率一般在0.110X 10-3卩m左右； 含油飽和度為 48% 60%左右。木 125 區(qū)塊主要發(fā)育泉四段的扶余油層，沉積環(huán)境為三角洲分流平原；物源方向為 西南方向。南部及西

7、南方向物源在此交匯，形成了濱淺湖背景上的三角洲沉積。主要砂 體類型為水下分支河道、遠(yuǎn)砂壩和席狀砂（圖 2-2圖 2-11 ）。受巖性 -構(gòu)造控制，平面 上 I III 砂組發(fā)育連片，主要發(fā)育 3-11 號小層（圖 2-12圖 2-23），單井平均鉆遇砂 巖厚度45m油藏埋深600m從油層發(fā)育情況看，含油性砂巖主要分布在主河道沉積條 帶以及受斷層折斷的構(gòu)造高部位。儲層孔隙度22%，滲透率41.4 X10-3um;原始地層壓力5.3MPQ目前地層壓力6.1Mpa。2.4 流體分布特征木頭油田全區(qū)沒有統(tǒng)一的油水界面， 在每一斷塊內(nèi)都有相對獨立的油水系統(tǒng)。 木 125 區(qū)塊油水界面為-450m （圖2

8、-24圖2-30）。該地區(qū)地面原油密度為 0.8839t/m 3，粘度 ，凝固點10.4 C,地層水總礦化度4810mg/l，氯離子含量2276mg/l，PH值7 8,水型以NaHC例主。該區(qū)天然氣相對密度 0.6455，甲烷含量 83.1 %，乙烷含量 1.04%，氮氣含量 13.13%， 二氧化碳含量 0.55%。2.5 開發(fā)歷程木125區(qū)塊于 1996年年底投入開發(fā)，當(dāng)時滾動完鉆 8口油井； 之后根據(jù)新的三維地 震勘探成果，發(fā)現(xiàn)其構(gòu)造有利部位還是未開發(fā)區(qū)， 因此 2003年末對該區(qū)塊進(jìn)行了又一輪 大規(guī)模的開發(fā)，按照100mX 200m菱形反九點注采井網(wǎng)共部署69 口井，2007年2008

9、年 于該區(qū)塊北部部署水平井 4口，挖掘水體覆蓋區(qū)剩余資源。截止到去年年底，木 125區(qū)塊共有油水井 82口，油井 60口，水井 22 口。區(qū)塊平均 單井核實日產(chǎn)油1.1t，日產(chǎn)液7.2t，綜合含水84.76%;累產(chǎn)油22.24 X 104t，采出程度 為6.46%，采油速度 0.72%，累注采比 1 . 26 （見表2- 1 ）。到20 1 0年6月，木1 25區(qū)塊平 均單井核實日產(chǎn)油0.9t/d，日產(chǎn)液6.5t/d，綜合含水86.79%;累產(chǎn)油23.1456 X 104t，采 出程度為 6.73%，采油速度 0.5%，累注采比 1.27。3 開發(fā)效果評價3.1 遞減規(guī)律評價木125區(qū)塊 04

10、年大規(guī)模投入開發(fā)， 2005年5月，該區(qū)塊油水井大面積出現(xiàn)套變， 受 套變井影響，區(qū)塊遞減加大，綜合含水上升。至 05 年年底含水由 56.5%上升至 62.9%; 07年底含水上升至74.52%, 20072008年含水相對穩(wěn)定，2009年區(qū)塊含水上升率加快， 綜合含水達(dá)到 84.76%，原因是木 125-2-1 水井套變無法分注，大厚層段混注，6、7號層吸水量大，導(dǎo)致木平 1井含水由 08年的38.3%上升至 09年的83.7%（圖3-1）。此外， 2009年由于套變混注井組平面矛盾加大， 高產(chǎn)井套變， 水平井遞減加快， 區(qū)塊遞減加大， 自然遞減由 2008 年的 9%增加到 30.36%

11、（圖 3-2），開發(fā)形勢變差。3.2 采收率評價（1）儲量復(fù)算木 125區(qū)塊綜合含水和采出程度關(guān)系曲線顯示（圖3-3），隨著開發(fā)時間延長，采收率明顯提高，最高達(dá)到 17%，但自 2009年以來， 含水大幅度上升，采收率呈現(xiàn)下降趨勢， 開發(fā)效果變差。為了更為準(zhǔn)確的對木 125區(qū)塊進(jìn)行開發(fā)效果評價，本次研究通過重新圈 定區(qū)塊含油面積，重新劃分有效厚度，首先對木 125區(qū)塊的地質(zhì)儲量進(jìn)行了復(fù)算。復(fù)算 后地質(zhì)儲量為272.85 X 104t，較復(fù)算前減少了 71 X 104t （見圖3-4圖3-8，表3-1 ）。（ 2）采收率評價 為了準(zhǔn)確評價區(qū)塊的采收率，研究通過采用水驅(qū)特征曲線法和指數(shù)遞減法對該區(qū)

12、塊2009年底的可采儲量進(jìn)行了標(biāo)定，標(biāo)定其水驅(qū)可采儲量為48.1 X 104t，按照復(fù)算后地質(zhì)儲量計算，區(qū)塊采收率為 17.6%;如果按復(fù)算前地質(zhì)儲量計算，采收率只有 14%。動態(tài)分析結(jié)果表明，由于區(qū)塊套變嚴(yán)重，油井產(chǎn)能不能正常發(fā)揮，水井不能滿足配注要求，導(dǎo)致區(qū)塊采收率低，開發(fā)效果變差。截止到目前，區(qū)塊油水井總數(shù)82口，套變 60口，水井 22口，套變 17口，套變率高達(dá) 76.8%。其中，套變油井中有 13口井因套變 其生產(chǎn)能力無法得到正常發(fā)揮 ,產(chǎn)量下降，套變前正常日產(chǎn)液 122.4t ，日產(chǎn)油 51.8t ，綜 合含水 57.7 ，目前日產(chǎn)液 114.1t ，日產(chǎn)油 10.9t ，含水9

13、0.4 （見表 3-2 ）。從吸水剖 面分析得知，木 125 區(qū)塊水井套變后法實施分注，導(dǎo)致層間吸水不均，層間矛盾加大， 開發(fā)效果變差（見圖3-9圖3-11 ）。4 調(diào)整依據(jù)（ 1 ）區(qū)塊儲層發(fā)育，油層厚度大，物質(zhì)基礎(chǔ)較好木125區(qū)塊全區(qū)發(fā)育 1-11 號小層，各小層砂體分布較廣， 平均單井鉆遇砂體厚度在 45m左右，有效厚度平均11m （圖2-12圖2-23、圖3-4圖3-8 ）。通過潛力調(diào)查，木 125區(qū)塊有44 口油井存在潛力層，總厚度達(dá) 701.7m （圖4-1 ）。（ 2）區(qū)塊單井控制地質(zhì)儲量高，采出程度低，剩余可采儲量大 按照新核算的地質(zhì)儲量和動態(tài)法計算的可采儲量計算，區(qū)塊單井控制

14、地質(zhì)儲量、單井控制可采儲量均較高。目前井網(wǎng)下該區(qū)塊單井控制地質(zhì)儲量為3.3 x 104t/ 口，單井控制剩余可采儲量為0.32 x 104t/ 口；如果去掉套斷井，則單井控制地質(zhì)儲量為3.69 x 104t/ 口，單井控制剩余可采儲量 0.35x104t/ 口（見表 4-1）。（ 3）注采井網(wǎng)不完善木 125 區(qū)塊套變井逐年增多，水井難分注，油井難上措施，嚴(yán)重影響區(qū)塊的開發(fā)效 果。其中木 125-2-1 井組因木 125-2-1 水井套變大厚層段混注導(dǎo)致木平 1 和木 125-1-1 井含水上升，產(chǎn)量大幅度下降；而木 125-7-4 井組由于水井大面積套變停注，造成局部 缺少注水井點， 井組開

15、發(fā)效果變差。 根據(jù)區(qū)塊沉積微相的研究成果， 砂體寬度平均在 200m 左右，一般完善注采井距要求應(yīng)為砂體的1/3左右，而目前注采井距均在100m以上。因此，該區(qū)塊具有進(jìn)一步完善井網(wǎng)的潛力。此外，區(qū)塊北部斷塊目前只有兩口水井，油井封井后，斷塊內(nèi)油水井?dāng)?shù)比為 11:2， 水平井能量補充不足，局部具有完善井網(wǎng)的潛力。（ 4）區(qū)塊采收率低木125區(qū)塊的水驅(qū)可采儲量標(biāo)定為 48.1 x 104t，水驅(qū)采收率為14% （儲量按344.11 x 104t ）。如果按照目前開發(fā)形勢按照遞減規(guī)律進(jìn)行預(yù)測， 可采儲量為27.89 x 104t，水驅(qū) 采收率為 8.1%，開發(fā)效果明顯變差（圖 4-2、圖 4-3、表

16、 4-2）。5 調(diào)整方案設(shè)計5.1 調(diào)整思路布井原則動靜態(tài)研究顯示，木125區(qū)塊構(gòu)造線-370m以上的高部位有效厚度相對較大，采出程 度低，剩余油富集，因此，區(qū)塊整體上在鄰井含水 <90%，采出程度 <8%的范圍部署油井， 其中壓覆區(qū)部署水平井（圖 5-1）。此外，區(qū)塊北部斷塊內(nèi)部署 2口水井以進(jìn)一步完善注 采關(guān)系。5.1.2 井網(wǎng)方式將目前100mX 200m反九點注采井網(wǎng)調(diào)整為近線狀注采方式， 油井排錯半個井距部署 新井，水井排錯一個井距，在水井排老油井距離30m新打水井。形成油井距100m水井井距200± 30m注采排距100m的線性井網(wǎng)（圖5-2 ）。其中，對錯斷

17、井、水井排油井以 及老水井做封井處理（具體井號見表 1-4）。5.2 井位部署按照確定的井網(wǎng)調(diào)整方式，在木 125區(qū)塊共部署新井 55口，油井 33口（包括 3口 水平井），水井22 口，設(shè)計完鉆井深693m總進(jìn)尺3.67 X 104m （圖5-3、圖5-4 ）。新井 網(wǎng)下單井控制地質(zhì)儲量2.5 X 104t，單井控制剩余可采儲量0.38 X 104t （表4-1 ）。5.3 單井產(chǎn)能設(shè)計木 125 區(qū)塊單井產(chǎn)能通過采用類比法來確定，即通過統(tǒng)計設(shè)計井周圍老井的生產(chǎn)數(shù) 據(jù)來預(yù)測新井的單井產(chǎn)能。5.3.1 水平井單井產(chǎn)能確定由于木平 1 井初產(chǎn)和穩(wěn)定產(chǎn)量較木平 2、木平 3、木平 4 井懸殊，因此

18、，統(tǒng)計鄰井?dāng)?shù) 據(jù)時不包括木平 1 井。在不考慮木平 1 井的情況下，木 125區(qū)塊水平井第 4個月平均日 產(chǎn)油為 3.7t/d ，綜合考慮 4口水平井目前的開發(fā)水平以及新井投產(chǎn)后的新老井干擾問題， 確定新設(shè)計水平井單井日產(chǎn)油為 3.5t/d ，可建產(chǎn)能 0.32X 104t。5.3.2 直井單井產(chǎn)能確定統(tǒng)計木 125區(qū)塊所有直井生產(chǎn)數(shù)據(jù)得知，區(qū)塊直井第 4個月平均日產(chǎn)油為 2.2t/d ， 而區(qū)塊目前平均單井日產(chǎn)液為 7.9t/d ，參照相鄰扶余油田情況，含水 85%左右的區(qū)塊， 新井含水一般是6575%左右，同時，綜合考慮新井投產(chǎn)后的新老井干擾問題，以及區(qū)塊 目前的開發(fā)情況，最后確定直井單井

19、日產(chǎn)油為 2.0t/d，可建產(chǎn)能1.80 xi04t。因此，確定木125區(qū)塊平均單井日產(chǎn)油為2.1t，建產(chǎn)能2.12 xl04t。5.4 開發(fā)指標(biāo)預(yù)測根據(jù)木 125區(qū)塊綜合調(diào)整部署情況，按照遞減規(guī)律以及該區(qū)塊的實際開發(fā)經(jīng)驗，對 設(shè)計新井進(jìn)行15年開發(fā)指標(biāo)預(yù)測。開發(fā)第15年，預(yù)計年產(chǎn)油1.01 X 104t，年產(chǎn)液16.82 X 104t，累產(chǎn)油 20.50 X 104t，綜合含水 94.0% (表 5-1 )。6 實施要求( 1 )要求施工單位技術(shù)人員在完井 24 小時內(nèi)將三聯(lián)單套管記錄，井斜記錄，交到 油田公司新木采油廠項目經(jīng)理部和地質(zhì)錄井公司前線。( 2)施工單位準(zhǔn)確丈量鉆具，確保井深無誤

20、，鉆井過程中隨鉆分析、及時進(jìn)行井位 調(diào)整，調(diào)整井縮小了注采排距，嚴(yán)格控制井斜，按照鉆井規(guī)范盡量保證鉆井準(zhǔn)確中靶；( 3)鑒于該地區(qū)老井套變嚴(yán)重，不排除固井質(zhì)量問題，此次施工固井質(zhì)量必須嚴(yán)格 要求，水泥返高要到達(dá)地面，固井質(zhì)量必須達(dá)到合格以上標(biāo)準(zhǔn)；(4)老井套變原因復(fù)雜，要求本次施工套管鋼級滿足要求，建議全部采用P110鋼級，避免再次大面積發(fā)生套變。( 5)鉆機定位后復(fù)測地面坐標(biāo)和補心海拔，以確定水平井軌跡及窗口垂深。(6)做好油層保護工作，盡量降低鉆井液、射孔液等對油層的污染。若鉆井過程中 發(fā)生異常情況，現(xiàn)場人員應(yīng)根據(jù)井況及時調(diào)整泥漿密度，但必須報請油田公司主管領(lǐng)導(dǎo) 批準(zhǔn)。( 7)為保證油層對比精度、合理制定投產(chǎn)層位，要求測井標(biāo)準(zhǔn)及