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井区流线调整,控制产量递减

作者:佚名 来源:科学与财富 202019期 时间:2020-11-17

摘要:坨28下9-10砂层组含油面积4.0km2,地质储量1379×104t,是一个东北部抬起,向西开口的负向簸箕状构造,油藏埋深2080-2213m,地层倾角2....

  摘要:坨28下9-10砂层组含油面积4.0km2,地质储量1379×104t,是一个东北部抬起,向西开口的负向簸箕状构造,油藏埋深2080-2213m,地层倾角2.6°构造幅度133m。坨28断块9-103砂层组为三角洲前缘亚相反韵律沉积的中高渗透、偏稠油、边水能量弱的多层砂岩构造油藏。坨28沙二9-103单元储量共计1379×104t,储量主要集中在91、102、103层。其中,91层储量668×104t,占总储量的近一半。

  目前已进入特高含水期综合治理开发阶段,综合治理取得一定效果,但层间、层内矛盾依然突出,产量递减快。

  关键词:流线调整;矛盾;注采不均衡

  1、油藏概况

  1.1???? 小层对比:

  坨28下9-10砂层组分为两个砂组,5个小层,主力层91、102、103,非主力层92、101。

  1.2???? 构造特征

  A、断裂系统:边界断层4条,落差30-500m,内部断层8条,落差10-30m。

  B、构造形态:是一个东北部抬起,向西开口的负向簸箕状构造,油藏埋深2080-2213m,地层倾角2.6°构造幅度133m。

  1.3???? 、沉积特征:

  91 层大面积发育河口坝主体微相,只有在西南角发育河口坝前缘微相沉积;

  92 层全区发育河口坝前缘微相沉积。

  102小层大面积发育河口坝主体微相,只在西南和东北角发育河口坝侧缘沉积;

  101全区发育远砂坝微相,103大面积发育河口坝侧缘沉积,只有在东北角发育河口坝主体沉积。

  1.4???? 储层特征:

  坨28断块9-103储层岩性以粉砂、细砂、中-细砂岩为主,平均孔隙度24.37%,平均渗透率1.15um2。纵向非均质性:纵向上各层间渗透率差异大,非均质性强。91渗透率最高,为2232毫达西,92层渗透率最低,平均为310毫达西,10砂层组内渗透率差别相对较小,级差为1.7,单元最大渗透率級差为7.2。

  2、动态形势分析

  T28X9-10单元开发曲线看出通过新投油井总体生产形势稳定,因局部产业结构不合理,无法保证稳定趋势。下一步对局部注采不均衡井区均衡液流方向,控制水窜,减缓自然递减。

  3、均衡流线调整

  3.1均衡调整试验井区——ST3-7-820井区概况

  ST3-7-820井区位于坨28断块10层系中部,井区含油面积0.4km2,有效厚度10.4m,井区储层相对均质,连通性较好。井区水驱储量62.4×104t,采出程度34.7%。

  1、调整思路:

  关停高液量井,恢复低液量井能量;待恢复到合理水平时,提液引流;流场均衡后,开关停井。

  2、调整技术界限:

  结合油藏工程与数值模拟,得出井区合理产液量范围80-150m3/d,合理压力恢复水平15.4MPa,压力恢复周期10-12个月。

  3、调整步骤:

  ①高液低效井ST3-7N839;ST3-6-629井降液到150m3/d。

  ②ST3-7-820和ST3-6-60油井测压跟踪,待地层压力恢复到15.4MPa时,逐步提高液量到80m3/d。

  ③同时水井ST3-6-90、ST3-6-900、ST3-7-069进行调剖。

  4、结论

  ST3-7-820井区井位图

  ST3-7-820井区调整效果预测表

  预计2013年ST3-7-820井区实施降液后,日液水平将下降287t,日油水平下降5.5t,到2013年底,动液面恢复526m。2014年流线调整后,与

  调整前对比,井区动液面恢复376m,产量递减率下降5.9%。

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