調(diào)驅(qū)技術(shù)在錦99塊(杜)的應(yīng)用

1、最新【精品】范文 參考文獻(xiàn) 專業(yè)論文調(diào)驅(qū)技術(shù)在錦99塊（杜）的應(yīng)用調(diào)驅(qū)技術(shù)在錦99塊（杜）的應(yīng)用摘 要：錦99塊杜家臺油層目前處于特高含水的開發(fā)后期，區(qū) 塊 層間矛盾突出，開發(fā)形勢逐年變差，遞減率加大。為改善斷塊開發(fā)效果，根據(jù)油藏地質(zhì)特征，結(jié)合開發(fā)現(xiàn)狀，我們研究剩余油分布和水井吸水狀況。找出斷塊開發(fā)存在問題，針對問題采取由水井單井調(diào)剖改為整體調(diào)驅(qū)的方法。通過實(shí)施整體調(diào)驅(qū)，改善吸水剖面，彌補(bǔ)了油層動用不均的狀況，有效地解決了層間矛盾，達(dá)到了控水穩(wěn)油的目的。關(guān)鍵詞：層間矛盾整體調(diào)驅(qū)一、油藏地質(zhì)特征錦99塊杜家臺油層共發(fā)育20條斷層，主體為北向東的狹長條狀， 為一地層超復(fù)邊、底水油藏。斷塊含油面積4

2、.39 km2 ,油層有效厚 度21.2m,地質(zhì)儲量1461 x 104t,油水界面-1425m。儲層物性較好，平均有效孔隙度25.6%,平均有效滲透率536X 10-3 P m2屬中孔中 滲型。 原油性質(zhì)較差，在地層條件下，原油密度為0.954mg/cm3,原油粘度229mPa.s,在50C條件下脫氣原油粘度為 333mPa.s,屬普通稠 油。原始地層壓力14.34MPa,原始?xì)庥捅?.3m3/t ,體積系數(shù)1.0089 , 屬低飽和油藏。二、開發(fā)歷程及開發(fā)現(xiàn)狀1 .開發(fā)歷程該塊從投產(chǎn)至目前，可劃分為四個開發(fā)歷程。第一階段：邊外注水、中塊分采。生產(chǎn)特點(diǎn)是一線油井普遍見效， 高速開采。階段平均

3、采油速度2.05%, 51 口生產(chǎn)井，見水井48 口，綜合含水49.4% ,階段平均含水上升率7.4%。第二階段：邊外注水，全面合采。1987年在繼續(xù)搞好邊外注水 的 同時，將中塊分采井全部改合采，增加出油厚度，對高含水井分層堵水措施，區(qū)塊在1.6%采油速度下穩(wěn)產(chǎn)二年。此階段全部油井見水，綜合含水60.8%,進(jìn)入中高含水期，含水上升率 5.17%。第三階段：面積注水，加密調(diào)整。加密調(diào)整井網(wǎng)，完善注采關(guān)系，改變注水方式以及注水井分注、增注、調(diào)剖、油井堵水，提液等治理措施，階段采油速度保持在1.16%,階段采出程度5.79%,含水上升 率3.3%。第四階段；周期注水。從 94年底開始實(shí)施周期注水，

4、初期有效地控制綜合含水上升，但近年含水上升速度加快。2.開發(fā)現(xiàn)狀目前該塊共有油井59 口，開井46 口，日產(chǎn)液1120t/d ,日產(chǎn)油 73t/d,綜合含水93.5%,累積產(chǎn)油360.0527 X 104t,累積產(chǎn)水 1171.819 X 104m3 累產(chǎn)氣 9815.1 X 104m3 采出程度 24.64%,采油 速 度0.19%。共有水井38 口，開井20 口，日注水2175m3/t ,月注采 比 2.02,累注水1564.5074 X 104 m3,累計注采比1.03,累計虧空 62.6357 X 104m3三、斷塊存在的問題錦99塊杜家臺油層目前處于特高含水的開發(fā)后期，區(qū)塊層間矛盾突

5、出。自2005年以來，綜合含水大幅度上升，日產(chǎn)油下降較快，即斷塊僅在兩年的時間內(nèi)，含水由89.5%上升到93.5%,上升了 4%日產(chǎn)油由96t/d下降到73t/d,下降了 23t。遞減率加大，穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ) 差，這是目前 斷塊存在的主要問題。四、斷塊綜合地質(zhì)研究1 .剩余油分布規(guī)律研究在大量地質(zhì)研究，油藏動態(tài)監(jiān)測和綜合分析論證的基礎(chǔ)上，得出剩余油分布具有以下特點(diǎn)：由于油層的非均質(zhì)性嚴(yán)重，多年來油井多為大段合采，各小層動用不均，水井多為大段合注，各層吸水不均，中低滲透層的剩余油飽和度相對較高。2 .水井吸水狀況研究平面上，油層的非均質(zhì)性強(qiáng)，目前井網(wǎng)密度下，砂巖連通系數(shù)較 低，只有67%主體砂巖方向性強(qiáng)

6、烈，油井見效具有明顯的方向性?？v向上，非均質(zhì)性嚴(yán)重，在注水開發(fā)過程中層間矛盾較大，單層 突進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重，油層動用極為不均。這樣客觀上造成了見效的高滲透層含水高，產(chǎn)能高；而注水效果差的低滲透層地層壓力低，產(chǎn)液能力低。五、水井調(diào)驅(qū)的主要做法1 .優(yōu)選井區(qū)我們優(yōu)選了油水井連通較好，注水具有明顯方向性，各層吸水不 均，單層突進(jìn)現(xiàn)象較為嚴(yán)重的 3個井區(qū)進(jìn)行調(diào)驅(qū)。中部井區(qū) 13-5003、 14-002井區(qū)和西部井區(qū)16-5204井區(qū)。2 .選擇與地層相配伍的調(diào)驅(qū)藥劑及合適的濃度使用調(diào)驅(qū)藥劑為納米微球和聚丙烯氨活性調(diào)剖劑。調(diào)驅(qū)濃度為促凝劑/調(diào)剖劑/交聯(lián)劑4: 5: 1。3 .動態(tài)監(jiān)測跟蹤及分析整體調(diào)驅(qū)后，我

7、們及時監(jiān)測跟蹤動態(tài)資料，做好記錄，及時分析。 主要從以下三個方面入手：（1）吸水剖面變化（2）注水壓力變化（3） 對應(yīng)油井含水變化。六、調(diào)驅(qū)技術(shù)的應(yīng)用效果1 .吸水剖面得到明顯改善通過錦99塊3個井區(qū)的調(diào)驅(qū)前后的吸水剖面的對比來看，吸水 層 數(shù)由調(diào)驅(qū)前的34層上升到調(diào)驅(qū)后的60層，吸水層數(shù)占總厚度由調(diào) 驅(qū)前 的39.1%上升到調(diào)驅(qū)后的69.0%,吸水厚度由調(diào)驅(qū)前的125.4m上升到調(diào) 驅(qū)后的193m吸水厚度占總厚度由調(diào)驅(qū)前的 49.4%上升到調(diào)驅(qū) 后的 76.0%,吸水剖面得到明顯改善。2 .注水壓力得到提高，吸水指數(shù)下降注水壓力有不同程度的上升，吸水指數(shù)下降，表明堵塞了高滲透層由于長期注水所

8、形成的大孔道，注水得到控制，吸水能力差的低滲透層注水得到加強(qiáng)。3 .油井含水得到明顯控制調(diào)驅(qū)井區(qū)的含水有不同程度的下降。這表明通過調(diào)驅(qū)，堵塞了高滲透層由于長期注水形成的大孔道， 發(fā)揮了低滲透層的能力，從而使 油井含水下降。產(chǎn)量形勢穩(wěn)定。4 .取得了較好的經(jīng)濟(jì)效益該措施有效地封堵了水井的高滲透層，使其含水下降，動用了低滲透層，水井油壓升高，該技術(shù)在錦99塊杜家臺油層應(yīng)用非常成功，達(dá)到控水穩(wěn)油的目的，同時取得了較好的經(jīng)濟(jì)效益。增油 3252噸， 創(chuàng)效415.7萬元。七、結(jié)論與建議1 .整體調(diào)驅(qū)技術(shù)的成功經(jīng)驗表明，對注水開發(fā)多年的滲透性差異較大的油藏，轉(zhuǎn)換觀念，大膽創(chuàng)新，突破原有的思維方式，將是我們的一個潛力增長點(diǎn)。2 .整體調(diào)驅(qū)技術(shù)的成功經(jīng)驗表明，在整個區(qū)塊實(shí)施該技術(shù)是可行 的，