底水油藏开发对策研究 ——以B油田Y区块为例

论文摘要

底水油藏在我国油藏中占很大的比例,其储量相当丰富。除了有大量的天然底水油藏外,随着油田进入二次开采,更多油田的开发特征不断趋向于底水类型的油藏。B油田Y区块历经近7年的开发逐步暴露出以下问题:1.具有底水油藏特点,油井底水锥进严重,形成暴性水淹,产量递减快,截止目前Y区块西北部16口油井全部见水,含水均在85%以上。受底水锥进影响日产油水平2006年底开始迅速下滑,开发效果急剧变差。2.水驱储量动用程度低,目前井网条件下的采收率仅为8.33%。从计算结果和整体开发效果来看,就目前的水驱状况,B油田Y区块水驱开发效果很不理想。3.地层吸水能力差、增注困难、地层能量下降快,目前有53.8%的注水井达不到配注要求,注采波及状况差。本课题以Y底水油藏为对象,采用油藏工程方法和数值模拟方法,在充分认识Y油田底水油藏油水运动特点及开发规律的基础上,进行底水油藏开发政策界限研究,进而提出能有效改善油田开发效果的调整对策。随着油田开发的不断深入,Y油田地质认识变化大,尤其是含油面积、油层厚度与地质储量均发生了较大变化。试采生产呈现出地层能量较弱,单井产量递减快,含水呈上升趋势。投产时间长的井含水高,产量低,处于B背斜构造带上的井含水较高。西北区块整体含水率分析:Y区块西北区从投产到2003年大量见水之前含水率保持很低,并且稳定。2006后投产的产油井相继见水,整个西北区进入整体强水淹阶段,2010年3个月的平均含水率为95%。结合地质研究成果,针对目前油田开发过程中出现的矛盾,按照“以地质研究成果为基础、油藏工程理论为指导,以油藏动态综合分析、油藏数值模拟为手段,以合理部署优选的油田开发方案”的技术思路,采用油藏工程方法和油藏数值模拟方法,对Y油田开展非渗透层特征、储层四性关系、产量递减规律及单井含水上升规律的应用研究;对底水水锥形态进行评价和总结,分有隔夹层和无隔夹层两种情况分别对临界产量和见水时间进行分析,在此基础上,提出改善油藏开发效果的方法——水平井开发,在分析了西北区水平井开发的适应性后,得到了水平井开发的适用条件,并由此确定底水油藏水平井临界生产压差和临界产量,针对水平井水平段合理位置及长度,分别采用油藏工程方法和数值模拟方法加以分析,综合各种影响因素,确定合理的水平井段参数。最终形成切合目前油藏实际,可操作性较强的开发对策,通过该成果的实施,完善和优化油田注采系统,补充和保持地层能量,提高油田采油速度及油田最终采收率。

论文目录

• 摘要
• Abstract
• 第1章 引言
• 1.1 项目来源
• 1.2 国内外研究现状
• 1.3 区块研究现状
• 1.4 主要研究内容
• 1.5 研究技术路线
• 1.6 主要成果及认识
• 第2章 地质概况
• 2.1 地理位置
• 2.2 区块构造特征
• 2.3 勘探开发简况
• 2.3.1 勘探简况
• 2.3.2 开发简况
• 第3章 储层地质特征分析
• 3.1 非渗透层特征研究
• 3.1.1 非渗透层类型及特征
• 3.1.2 隔夹层电性特征对比
• 3.2 储层四性关系研究
• 3.2.1 岩性－物性相关性研究
• 3.2.2 物性－电性相关性分析
• 3.2.3 含油性识别
• 第4章 底水油藏油水运动的特点及开发规律
• 4.1 底水油藏产量递减规律分析
• 4.1.1 Arps 产量递减规律分析及其应用
• 4.1.2 变形的柯佩托夫衰减曲线Ⅱ
• 4.2 Y 区块单井含水上升规律研究
• 4.2.1 Y 区块西北区整体含水上升分析
• 4.2.2 Y 西北区单井含水率上升类型与产量递减关系研究
• 第5章 底水油藏开发政策界限研究
• 5.1 底水水锥形态分析
• 5.2 底水油藏垂直井水锥分析
• 5.2.1 数模模型的建立
• 5.2.2 无隔夹层的底水油藏水锥分析
• 5.2.3 有隔夹层的底水油藏水锥分析
• 第6章 Y 区块改善开发效果对策研究
• 6.1 Y 区块西北部水平井开发的适应性研究
• 6.1.1 水平井适用条件
• 6.1.2 水平井的优越性
• 6.1.3 区块筛选评价技术
• 6.2 底水油藏水平井临界生产压差研究
• 6.2.1 底水油藏水平井临界生产压差的确定
• 6.2.2 水平井临界生产压差影响因素分析
• 6.3 底水油藏水平井临界产量研究
• 6.3.1 水平井临界产量的确定
• 6.3.2 水平井临界产量影响因素分析
• 6.4 油藏工程方法确定水平井水平段合理位置及长度
• 6.4.1 水平井水平段合理位置的确定
• 6.4.2 水平井水平段长度确定
• 6.5 数值模拟方法确定水平井水平段合理垂向位置及长度
• 6.5.1 基本模型建立
• 6.5.2 结果分析
• 结论
• 致谢
• 参考文献
• 攻读学位期间取得学术成果