油田开发调整方案(中国地质大学)

伊帕尔汗油田开发调整方案
中国地质大学（武汉）资源学院
姓名：
学号：*******
班序号： 02210
*师：***
2012年4月13日
前言
在中高含水阶段的剩余油是目前国内外大部分开发多年的老油田增产挖潜的重要目标。

剩余油的分布具有较高的分散性。

油层的宏观地质和微观储层的非均质性、微构造、流体的性质、注采井的分布及开发方案的选取等地质和工程因素都是影响剩余油分布的主要因素。

以下为开发调整方案流程图。

一、油田概况
1. 作业区概况
伊帕尔汗油田是一个高渗透稠油砂岩油藏，目前勘探出地质动用储量为1296.0万吨，可采储量为274.0万吨，2006年投入开发以来，经历了细分层系、加密井网、强化提液、低品位储量动用、和稠油热采等开发阶段，自2006年以来，年产油量平均20万吨以上连续稳产了6年，至2012年止累积产油量已达到160万吨。

随着油田的深度开发，长期水驱造成油藏储层物性发生了显著变化，非均质性增强，主要表现在高渗透带窜流严重，水驱油效率降低，油井高含水增多，原有的堵水工艺适应性变差；地层细砂和粘土大量运移，至使部分注聚井注入困难，油井近井地带和防砂工具堵塞严重，导致油井液量降低或不供液；稠油热采井受边底水影响，多轮次吞吐后含水升高，效果变差。

由于以上原因，导致剩余的100多万吨可采储量难以开采。

2.油田地质概况
伊帕尔汗油田位于塔里木河流域，库车前缘凸起的西南端，其构造为复式鼻状构造，走向东北，面积约3.2平方千米。

油田内发育北西-南东向和北东-南西向两组断裂系统，划分为A，B，C，D，E，F共6个区块（见图一）
图一、伊帕尔汗油田构造分区图
伊帕尔汗油田主要目的层为上第三系明化镇组和馆陶组。

根据沉积相研究，明化镇组为曲流河沉积，馆陶组为辫状河沉积，储集层主要是边滩微相沉积。

明化镇组储集层非均质性较强，厚度变化较大（同一地质小层的砂体厚度从小于一米到十几米）。

3.油田地层及储层概况
伊帕尔汗油田构造高部位为砂砾岩沉积,低部位井为砂岩和碳酸岩共同发育。

该区有三套含油层系,分别为馆陶组、沙一段、沙三段。

其中沙一段为主要含油层系，油藏埋深2000m-3200m。

沙一段分三个砂层组小层局部发育,砂体连通性差。

其中一砂组储层以层状为主,以粉细砂岩及砂砾岩沉积为主,是主要的含油层段。

随开发时间推移，储层孔隙结构分异增大砂岩中粘土矿物总量大与10%，属泥质胶结，粘土矿物以伊-蒙混层和高岭石为主，开发过程中储层存在速敏和水敏现象，加之岩石胶结较差，速敏出沙严重储层结构随开发阶段变化而发生明显变化从油田开发初期到中高含水期，再到特高含水期，砂岩渗透率成倍增加；泥质含量和束缚水含量明显降低。

三、油田开发历史资料
伊帕尔汗油田自2006年开发投产至今年产油量平均20万吨以上连续稳产了6年，至2012年止累积产油量已达到160万吨。

其详细开发历史资料见下表：
由以上资料制作开发曲线图；
由开发曲线图可以看出，自2006年开井投产以来，随着开采年限的增加，开井数的增多，日产油量逐年增加，在2008年中旬，达到最高值1176吨/天，然后下滑结止至2012年日产油量已低至236吨/天。

由含水率与日注水量关系图看出随着开采的进行，注水井开始注水。

必要的日注水量增加，使得开采产液量中，含水率增加，至今已高达93.78%。

这为后期的开采加大了难度。

由开井数，日注水量，与季度采收率关系图，得出随着开井数的增多，井网密度的加大，注水量的加大，但日产油量反而逐渐减少，说明，此时加大注水量和井网密度并不能有效的提高采收率。

从动液面的变化看，维持在1400m左右，地层能量较低。

从油田的累计注采比来看说明注水量小于采液量，油田处于亏空状态，地层能量保持不足。

因此，要提高油田产量，如何注水补充地层能量也是一个要解决的问题。

四、当前开采情况下水驱曲线预测地质储量与可采
储量的关系
由油田历史资料数据做水驱曲线：
y=0.0117x+0.633
R2=0.99745
根据陈元千修正公式计算地质储量:
N=7.5422/B10.969 A1=0.633 B1=0.0117
得地质储量N=561.59万吨
可采储量
11
1
)
303
.2
lg
( 6902
.1
B B
A N
R +
-
=
得N R=224.5万吨采收率E R=（N R/N）*100%=39.97% 含水率：
fw=
1
1+
1
2.303B1∗10A1+B1Np
得f w=97.5%
以上为根据当前生产情况制作水驱曲线进行计算的预测值
可以看出地质储量，可采储量，采收率都比实际情况小，所以以前的开采方案已经不能适用于今后的开发。

但是预测含水率却大于实际值，说明原来的开发方案也有值得借鉴之处。

五．剩余油分布及水淹状况
水淹状况：纵向上水洗厚度大，水淹程度差异小。

平面水驱波及程
度高，油层水淹严重。

伊帕尔汗油田水淹分级统计表
不同时期水淹倍数相差统计表
注水井吸水状况较差，总体上Ng下吸水状况相对较好
伊帕尔汗油田吸水状况统计表
剩余油富集区少
伊帕尔汗油田剩余油分布图
在纵向上，主力层与非主力层之间存在着明显的非均质性。

尽管整个垦西油田采出程度比较均衡，但局部井区差异较大。

这说明本油
田注水开发近三十年来，经过多次井网调整、改层堵水，已大大削弱了层间干扰，层间矛盾已得到一定程度的控制，但在局部地区层间矛盾仍然较大。

层内受沉积韵律和渗透率的影响，总体上每一沉积韵律中下部水淹严重，上部水淹相对较轻，剩余油较富集。

综合分析认为剩余油主要位于以下几个方面：
（1）构造高部位注采井网控制不好的局部区域
（2）早期内部注水，形成油水边界附近剩余油富集环形带：由于实行内部注水、早期注水，且强注强采，有的局部区域注水井比较集中注水量大，造成原油外溢，在油水边界附近形成了明显的剩余油富集环形带。

（3）受断层的遮挡在断层附近形成剩余油富集区：由于受两侧断层的遮挡，使该区处于相对封闭的区域，水驱效果差，成为有利的剩余油分布区。

六、开发方案调整
调整整原则
a、工作量要少改层井要少卡封，多灰封,避免层间干扰。

b、油井尽可能布在剩余储量较高，采出程度较低的高部位，新井立足于从下往上逐层上返的原则。

c、顶部注水井停注，对于边水能量弱和无边水、物性差、有一定储量的层适当补充注水井。

由以上分析得出，目前伊帕尔汗油田井网加密潜力低，故加密井网法不可取。

含水率高，故压裂水驱法不可取。

而且长期注采比小于1，因而地层压力降低，需及时补充地层压力。

又因该油田孔隙度较高，单原油性质较差，为稠油油藏。

故可以运用水平井注入高温蒸汽，重力驱，蒸汽驱混合开采。

具体调整方案如下。

（1）粘度成了主要制约该油藏开发的主要因素，对于稠油油藏，可以采取注活性水驱油、火烧油层、蒸汽吞吐、注蒸汽驱。

（2）对于含水较高的井进行油井堵水为了提高油井堵水的增产幅度、延长堵水有效期，应进行油井深部堵水通过扩大波及体积提高工艺效果。

油井深部堵水可得到更高的波及系数和采收率，油井深部堵水有两个关键：一个是有能在地层深部产生封堵的堵剂；另一个是堵剂深部放置方法。

针对玛拉戈壁油田的条件，选用有机冻胶作为堵水剂，工艺方法为向地层注入不同成冻时间的水基冻胶型堵水剂，堵剂将优先进入高渗透层的不同位置，用过顶替液将堵水剂过顶替至离井眼5m以外，保证本井的产液量，或以高强度堵剂封口，防止堵剂反吐。

（3）水平井挖潜提高采收率
1.利用更新、侧钻井、水平井挖潜剩余油潜力，解决部分油水井层间干扰问题。

2.通过扶停产、停注井完善注采井网，改善水驱开发效果。

3.通过油井提液与水井调配相结合，进一步协调注采关系。

4.根据不同类型的剩余油，实施了井网加密、低效水驱转热采、水侵治理等技术，提高了稠油采收率。

（4）组合堵剂和段塞式调剖
针对西、东区等储层发育好，原油粘度大，大孔道发育的二类油藏低油压井和高见聚井多的问题，开展储层非均质的表征，通过精储层表征、示踪剂、干扰试井、动态分析等手段，对大孔道进行了识别可形成形成高渗透条带识别，形成注聚合物不同时期堵调工艺技术，配套发展了组合堵剂、段塞式调剖技术，坚持注聚合物前封堵大孔道；注聚合物过程中防窜，降低出聚浓度，注聚合物后调剖高渗透带。

（5）水驱转为热采
（6）氮气调剖
伊帕尔汗油田稠油环受构造低部位边底水和构造高部位注入水双重作用，在开发过程中，针对不同时期、不同部位水侵方式与作用的差异，可采取“排、停、堵、避”相结合的综合治理水侵技术。

优选热采区含水较高的热采井实施高温封堵，降低单井含水率。

七、结束语
通过本次对伊帕尔汗油田开发方案的调整设计，熟悉了对油田开发数据的分析，得出当前开发状况的不足，然后进行调整，本次设计中由于当地油田的数据保密性，所以有些数据给的不是十分准确，需要核算分析，在调整方案设计时，又了解了大量的新型采油技术，增强了学习。

最后感谢老师的指导，让我学会分析油田的开发数据。