阿南油田层系优化调整技术研究Word文档下载推荐.docx

阿南油田层系优化调整技术研究Word文档下载推荐.docx

《阿南油田层系优化调整技术研究Word文档下载推荐.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《阿南油田层系优化调整技术研究Word文档下载推荐.docx（14页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

三、分断块、分层系开发效果

1．分层系产量情况

首先把断块产量按单井射孔历史落实到每个层系，从而摸清楚了每个层系的开采和生产情况。

到2001年7月底，阿11断块累积产油56.23×

104t，其中，A1S层系累积产油28.30×

104t，A1X层系累积采油18.14×

104t，A2层系累积采油10.65×

104t；

阿31断块累积产油107.18×

104t，其中，A1S层系累积产油24.36×

104t，A1X层系累积采油33.03×

104t，单采A2S层系井累积采油22.93×

104t，单采A2X层系井累积采油12.04×

104t，A2S、A2X层系合采井累积采油11.17×

104t，所以A2油组累积采油量为46.10×

104t。

2．断块开发效果评价

2．1可采储量预测

利用油田水驱曲线的甲型水驱特征曲线和纳扎洛夫曲线方法、注入采出方法、含水与采收率关系等，预测了阿3、10、11、31、36断块目前开采状态下的水驱采收率。

根据预测结果分析，以纳扎洛夫曲线方法1计算的采收率更符合油田开发实际，预测结果为：

把本次计算结果与1993年计算的可采储量对比，阿10、36断块在1993年后基本上没有进行大的开发调整，所以计算结果非常接近，而阿11、31断块是细分层系开发区块，共增加可采储量64.8×

104t，阿3断块下降15.0×

104t的原因是：

在1993年计算时，由于当时油藏含水低，计算可采储量采用了经验公式法，所以出现了较大误差。

根据本次可采储量计算结果，到2001年7月，油田可采储量采出程度为74.37%，在5个早期投入开发的断块中，阿36断块采出程度最高，为88.1%，其次是阿10断块，达到了83.5%，采出程度最低的是阿31断块，只有71.2%。

在目前开采现状下，油田还有剩余可采储量104.4×

104t，主要集中在阿31断块，其次是阿3断块和阿11断块。

2．2地下存水率变化

根据阿南油田存水率的实际数据分析，建立了油田、阿10、31断块的存水率预测曲线：

需要指出的是，阿10断块从2000年下半年到目前，地下存水率呈加速下降趋势，急需从注水政策上加以调整，实行间歇注水，并结合化学调剖，控制油藏存水率的异常下降。

2．3提液降压见到明显效果

根据历年新钻井DST测试压力和油井压力恢复、注水井压降的压力数据，分析了注采比与地层压力的变化关系：

从图中可以看出，1996年以后，随着油田注采比的降低，地层压力呈明显的下降，最大降幅达到了2MPa，目前，油田各断块除个别井区外，注采比基本上是合理的。

3．分层系开发效果评价

根据分层系水驱开发效果统计，利用水驱曲线的甲型水驱特征曲线和纳扎洛夫曲线方法，对分层系进行了目前开采现状下可采储量预测，预测结果选值为：

阿11断块：

A1S层系，可采储量36.3×

A1X层系，可采储量21.1×

A2油组，可采储量12.2×

阿31断块：

A1S层系，可采储量33.1×

A1X层系，可采储量45.7×

A2油组，可采储量66.1×

阿31断块A2油组没有进行分层系预测的原因是A2S、A2X合采井的产量比例大、层位界线在南北不统一，人为劈分产量依据不足，所以把A2油组作为整体预测。

到2001年7月底，阿11断块3个层系的可采储量采出程度从上向下依次为：

76.9%、86.9%、87.4%；

阿31断块3个层系（油组）的可采储量采出程度从上向下依次为：

73.5%、72.3%、69.8%。

4．建立精细地质模型，进行单井历史拟合

阿31断块共有4套开采层系，单井点的平面分布复杂，因此要求数值模型的网格较细才能够满足整体建模要求。

开始建模时，需要的平面结点数达到5808个，把42个小层单独作为计算层时，模型的总结点数达到了24.4万个网格，这样庞大的模型，在目前的软件和计算机条件下，无法实现满意的求解。

因此，在后来对网格划分采用了优化理论，确定不等距矩形网格的大小，既能满足井网密井区30×

30m2小网格的要求，又能自动调整网格大小，使所有井都位于网格中心。

采用这种方法，还同时合并和剔除了个别井点有油层分布的小层，最终模型的计算层为30层，网格数为88830个。

建立这样庞大的模型，在我局的数模研究中还是首次。

本次建模的地质和动态基础资料是比较可靠的，根据目前的拟合情况，拟合到2001年3月末的地层压力为18.3MPa，与地质结合后认为，这个压力水平与油藏实际是基本吻合的。

5．油藏动态和典型井分析

5．1阿11断块动态

阿11断块具有纵向上储层发育、单井油层厚度大的特点，通过细分开发层系，形成了3套开发井网。

但由于储层纵向上严重的非均质性和低～特低渗透特征，使得不同层系的开发效果和单井生产情况差异很大，具体表现为：

（1）．层系生产能力差异大

在阿11断块的3套开发层系中，以A2层系生产能力最低，含水最高，其次是A1下层系，就目前情况分析，A1上层系是3个层系中生产情况最好的。

到2001年3月底，A1上层系油井正常开井28口，井口日产液461t，井口日产油101t，综合含水78.0%，核实日产油55t，平均单井日产油2.0t；

A1下油井正常开井16口，井口日产液185t，井口日产油33t，综合含水82.4%，核实日产油18t，平均单井日产油1.1t；

A2层系油井正常开井3口（不含捞油井），井口日产液54t，井口日产油4.7t，综合含水91.2%，核实日产油2.9t，平均单井日产油1.0t。

（2）．平面上单井产能差异大

在生产情最好的A1上层系中，单井生产情况平面差异大，平面分区现象明显，其分布规律主要受构造部位控制。

在A1上顶面构造图上，以位置低于-480m的油井生产情况差，表现为：

单井日产液量低、含水高，单井累积产量低。

目前的日产液多在5t以下，含水在90%以上，平均单井累积采油量6584t，井号有：

阿11-5、11-7、11-201、11-206N、11-302；

位于构造部位-400—-440m区域的油井共有13口，除了阿11-116井低产液外，其余井的日产液量在15t以上。

这一区带的油井，以阿11-316井以西含水较高，5口井的含水都在90%或95%以上，而在该井以东的7油井其含水基本在90%以下；

位于构造等高线-400m区域内的高部位油井，虽然单井生产差异大，但含水普遍较低，多数井含水在80%以下，是层系生产潜力较大的区域。

（3）．A2油组动态和低产特点

在阿11断块，动用过AII油组油层的各类井有29口，其中，采过油的井20口，除阿3-63、403井在一开始就与上部层系合采、产量不能分开外，其余的18口井基本上都是单独生产AII，或在AII无产量、或水淹的情况下，补孔其它层系合采或转层系生产。

统计18口井在生产AII时期的累积产油量为10.63×

104t（核实），累积产水量为18.40×

104m3（井口）。

18口井共动用油层I类377.8m，II类38m，平均每米油层累积采油265t，平均单井采油5832t（表）。

初期（投产第一个月）平均单井日产油7.5t，初期采油强度0.06—2.82t/（d.m），平均为0.62t/（d.m），除4口井大于1.0t/（d.m）外，其余井均在1.0t/（d.m）以下。

最高单井日产油平均为11.2t，到生产阶段末期，平均单井日产油1.7t，综合含水多在80%--100%，不是水淹就是低产，只好转层系生产（表）。

到2001年3月，断块还有单独开采AII层系的油井8口，注水井7口，此外还有与上部层系合采油井5口（低产转层），合注水井5口。

除个别井基本维持正常生产外，多数井为低产或捞油井，油井现状为：

水淹关井2口：

阿11-215、11-220（低产）

捞油井3口：

阿11-226、11-231、3-74

正常开井3口：

阿11-217，日产液17t，日产油3.4t，含水80%；

阿11-234,日产液43t，日产油0.7t，含水98%；

阿11-256,日产液2.4t，日产油1.0t，含水57%。

通过以上分析认为，阿11断块的AII油组在投产后，除了个别井点初期单井产能较高外，由于储层物性差，多数油井在初期就低产，单井累积产量低，目前已基本处于低产或停产状态。

从甲型水驱曲线分析，阿11断块的A2层系基本处于弹性开采状态，没有进入有效水驱开发（见图）。

从油井的实际生产动态看，A2油组的单井产量存在严重偏高，其实际产油量可能远低于10.6×

104t的统计值，据此预测的可采储量也不会可靠。

但从其储层条件、单井产能和综合分析结果看，A2油组已经不具备正常生产的能力和条件。

阿31断块动态

阿31断块是阿南油田的主力断块，该块具有纵向上储层发育，单井油层厚度较大的特点，通过近几年的细分开发层系等调整措施，该块形成了四套开发层系。

但由于储层平面、纵向上严重的非均质性以及油藏低—特低渗透特征，使得不同层系的开发效果和层系内的单井生产情况差别较大。

以下对各层系的生产动态进行了具体分析。

5．2阿31断块AⅠ上油组生产动态分析

阿31断块AⅠ上油组共有各类油井23口，正常生产井18口（其它5口井中：

关井1口，捞油井2口，间开井2口），井口日产液487t，井口日产油88t，综合含水81.8%，核实日产油62t，平均单井日产油3.4t。

该油组单井生产情况平面上差别较大，平面分区现象比较明显，其分布规律主要受构造部位控制。

处于构造高部位的井生产情况较好，表现为单井累积采油量高，产液量高，含水则较低；

而位于中低部位的井则生产情况较差，表现为单井累积采油量低，液量低，含水则较高。

如：

在断块南部，位于等高线-250m区域内的油井共有10口，这10口井虽然单井生产差异较大，但含水普遍较低，多数井含水在60%-80%，而产液量大多在10t/d以上，该区域的井单井平均累积产油量达17516t（核实）。

低于-250m