錦州油田歡17塊大凌河油層壓水錐試驗(yàn)研究及認(rèn)識(shí)

精品文檔-下載后可編輯錦州油田歡17塊大凌河油層壓水錐試驗(yàn)研究及認(rèn)識(shí)【摘要】針對(duì)歡17塊大凌河油藏地質(zhì)與開發(fā)特點(diǎn)，為了進(jìn)一步增加可采儲(chǔ)量、改善油藏開發(fā)效果，對(duì)油藏地質(zhì)特征進(jìn)行了再認(rèn)識(shí)，包括構(gòu)造特征、隔夾層分布特征、儲(chǔ)量復(fù)算等；對(duì)油藏注水開發(fā)階段進(jìn)行效果評(píng)價(jià)，總結(jié)開發(fā)效果；對(duì)底水油藏水錐起降規(guī)律進(jìn)行研究，包括現(xiàn)在測(cè)試資料的分析研究，水錐物理模擬研究、水錐數(shù)值模擬研究等，根據(jù)不同方法預(yù)測(cè)壓水錐的最佳時(shí)間。

【關(guān)鍵詞】水錐壓水錐物模歡17塊

1區(qū)塊概況

歡17塊大凌河油層位于歡喜嶺油田中西部。是一個(gè)具有氣頂、邊底水的巨厚塊狀砂巖油藏。含油面積2.15Km2，原油地質(zhì)儲(chǔ)量568.2×104t，孔隙度22.8%，有效滲透率0.375μm2，油水界面1485m，油層有效厚度26.9m，原始地層壓力16.26MPa，飽和地層壓力14.75MPa。

該塊1976年進(jìn)行勘探工作，1978年8月在歡17井試油獲高產(chǎn)油氣流，隨后進(jìn)行試采。1979年全面投入注水開發(fā)，1984年以完善注采系統(tǒng)為目的進(jìn)行的井網(wǎng)加密調(diào)整。1990年為進(jìn)一步完善注采系統(tǒng)，以穩(wěn)油控水為目的進(jìn)行的井網(wǎng)加密調(diào)整。

2地質(zhì)特征再認(rèn)識(shí)

2.1構(gòu)造特征

歡17塊位于西部凹陷斜坡帶，斷裂構(gòu)造與區(qū)域構(gòu)造特征具有一定的相似性，共發(fā)育4條正斷層，對(duì)本區(qū)的沉積、油氣分布起著重要的控制作用。在精細(xì)地層劃分、三維地震解釋的基礎(chǔ)，進(jìn)行了構(gòu)造再認(rèn)識(shí)，儲(chǔ)層研究。新構(gòu)造與原構(gòu)造差別不大。

2.2砂體發(fā)育特征

總體來說，砂體呈扇形展布，來源方向?yàn)楸蔽飨蚝捅睎|向，其中北東向有三支水道。砂體沿著水道方向發(fā)育較厚，向四周逐漸減薄至尖滅。南塊砂體比北塊砂體發(fā)育厚。

2.3油層發(fā)育特征

流體的分布受構(gòu)造和巖性控制，油氣界面和油水界面在同一斷塊內(nèi)是統(tǒng)一的。砂體發(fā)育厚的構(gòu)造高部位，油、氣層發(fā)育也較厚，反之較薄。其中北塊儲(chǔ)層埋藏淺，具有氣頂氣，油氣界面深度為-1430m，油水界面深度為-1485m；南塊儲(chǔ)層埋藏較深，沒有氣頂氣分布，油水界面深度為-1760m。

2.4儲(chǔ)量復(fù)算

經(jīng)過對(duì)儲(chǔ)量重新進(jìn)行復(fù)算，北塊儲(chǔ)量合計(jì)390.6萬噸，實(shí)際上報(bào)441.0萬噸；南塊儲(chǔ)量合計(jì)125.5萬噸，實(shí)際上報(bào)127.0萬噸。區(qū)塊儲(chǔ)量合計(jì)516.1萬噸，實(shí)際上報(bào)568萬噸。重新復(fù)算的儲(chǔ)量比實(shí)際上報(bào)的要少，區(qū)別主要在于北塊。

3注水開發(fā)階段效果評(píng)價(jià)3.1穩(wěn)產(chǎn)期長，采油速度高

該區(qū)塊自1979年2月投產(chǎn)至1979年底即完成了上產(chǎn)階段，1980年～1987年保持穩(wěn)產(chǎn)，產(chǎn)油速度平均為2.58%。穩(wěn)產(chǎn)期累積產(chǎn)油量為10.07萬噸，階段采收率為20.7%。3.2中低含水期采出程度高

由于區(qū)塊原油物性較差，粘度較好，油水粘度比為12。理論上認(rèn)為這類油藏50%的可采儲(chǔ)量將于含水率大于80%以后采出。但由于區(qū)塊從投產(chǎn)開始就注重控制含水上升，將含水上升率控制在3.0%左右，使得綜合含水升至81.64%時(shí)，采出程度達(dá)到26.39%。

3.3注水利用率高，體積波及系數(shù)大

將歡17塊大凌河油層北塊的存水率與采出程度的關(guān)系曲線同理論曲線對(duì)比發(fā)現(xiàn)，目前存水率高于理論值，反應(yīng)出注水利用率高，體積波及系數(shù)大。

4現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試及底水油藏水錐起降規(guī)律理論研究認(rèn)識(shí)

在底水油藏中，油藏開采以前，水位于油層的下部，油位于油層的上部。油藏開采以后，打開層段下面將形成半球狀的勢(shì)分布，由于垂向勢(shì)梯度的影響，油水接觸面發(fā)生變形，在沿井軸方向勢(shì)梯度達(dá)到最大。此時(shí)的接觸面形成喇叭狀，即底水錐進(jìn)。

4.1現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試及認(rèn)識(shí)

針對(duì)歡17塊大凌河油層北塊目前存在的底水錐進(jìn)嚴(yán)重，采油井水竄嚴(yán)重，各類措施無法見效的主要問題?，F(xiàn)場(chǎng)提出并試驗(yàn)了關(guān)停全部注水井以及高產(chǎn)液油井，采用壓水錐的辦法來控制底水錐進(jìn)，使油水關(guān)系重新分布。

2022年4月油藏全面實(shí)施壓水錐實(shí)驗(yàn)。統(tǒng)計(jì)全區(qū)壓水錐井試驗(yàn)前后含水率變化，從統(tǒng)計(jì)結(jié)果看，壓水錐后含水率都有所降低。說明壓水錐試驗(yàn)在一定程度上起到了降水的調(diào)整效果。

壓水錐試驗(yàn)過程中，實(shí)施了14井次的過套管電阻率測(cè)試工作，從2口連續(xù)測(cè)試4次的井監(jiān)測(cè)結(jié)果來看，水井層內(nèi)剩余油繼續(xù)分異，頂部電阻率有繼續(xù)升高趨勢(shì)，油水界面繼續(xù)下移，電阻率升高。油井受層內(nèi)夾層影響，夾層對(duì)剩余油分異起到控制作用，總的看頂部剩余油繼續(xù)富集，電阻率不斷升高，油水界面不再上移呈下降趨勢(shì)。

4.2物理模擬研究及認(rèn)識(shí)

根據(jù)底水油藏的特點(diǎn)和相似性理論，選擇合理的物理模型參數(shù)，做出物理模型進(jìn)行模擬研究。

（1）根據(jù)實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象觀察，小模型的起脊過程主要分為：“整體托進(jìn)―井軸下脊進(jìn)―井軸下脊進(jìn)與邊部抬升―脊進(jìn)到井口”，四個(gè)主要過程。

（2）壓脊過程，當(dāng)小模型生產(chǎn)到一定含水率時(shí)，關(guān)井進(jìn)行壓水脊。通過實(shí)驗(yàn)觀察，可以看出當(dāng)關(guān)井一段時(shí)間后，模型中的油水界面下降了一定高度。

（3）水脊下降速度預(yù)測(cè)，根據(jù)記錄的數(shù)據(jù)作圖分析，在高含水率和特高含水階段，壓脊時(shí)間較長，較優(yōu)時(shí)間為10年左右，而在這段時(shí)間內(nèi)，前4年的水脊下降速度更快，水錐下降6―8m。

4.3水錐規(guī)律理論計(jì)算研究

根據(jù)R，L，Lee方法，選取合理的控制方程和邊界條件，對(duì)比發(fā)現(xiàn)修正后的R，L，Lee公式預(yù)測(cè)的水錐高度的變化精度較高，變化形態(tài)表現(xiàn)為前期水錐下降速度較快，中期下降速度較慢，后期下降速度與實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ臀呛?。理論?jì)算壓水錐4年下降高度5m。

5結(jié)論及建議

（1）利用壓水錐物理模型記錄數(shù)據(jù)計(jì)算發(fā)現(xiàn)，水錐下降呈現(xiàn)一個(gè)先快后慢的過程，壓錐4年末，水錐下降高度約占10年水錐下降高度的67%?？紤]到油井閑置、設(shè)備老化以及經(jīng)濟(jì)損失等因素，得出最佳壓錐