本文關(guān)鍵詞：延99井區(qū)長6儲(chǔ)層注水開發(fā)技術(shù)政策研究　出處：《西安石油大學(xué)》2015年碩士論文　論文類型：學(xué)位論文

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【摘要】：延99井區(qū)在正式投入開發(fā)以后隨著儲(chǔ)層天然能量的衰減,開發(fā)過程中暴露出一些的問題。為進(jìn)一步有效開發(fā)延99井區(qū),從該井區(qū)儲(chǔ)層地質(zhì)特征出發(fā),分析該區(qū)塊地層、構(gòu)造、沉積特征,并且根據(jù)儲(chǔ)層展布、裂縫分布、巖石學(xué)特征、儲(chǔ)層物性和非均質(zhì)性特征,綜合油藏原油物性及地層水特征,以及儲(chǔ)層敏感性分析為基礎(chǔ),進(jìn)行井區(qū)注水開發(fā)油藏工程論證,最終得到以下結(jié)論：(1)井區(qū)遞減規(guī)律為指數(shù)遞減,年綜合遞減率為8%。(2)油井投產(chǎn)初期產(chǎn)量高、遞減快,動(dòng)用程度低,采油速度低，，能量保持水平低。(3)長6油層組主控因素為巖性,與構(gòu)造形態(tài)關(guān)系不明顯,斷裂不發(fā)育,目的層內(nèi)未見斷裂。儲(chǔ)層最大主應(yīng)力方向?yàn)镹E80°,平均最大主應(yīng)力為19.4MPa,現(xiàn)場壓裂以北東方向與東西方向?yàn)橹鳌?4)長62砂層平均厚度大、儲(chǔ)層橫向連通性好含油面積大,而且油層連片性也好,為區(qū)內(nèi)最主要開發(fā)層段(5)儲(chǔ)層表現(xiàn)為弱速敏、弱水敏、弱鹽敏、弱堿敏和強(qiáng)的酸敏,由于區(qū)內(nèi)總體注水量小,注入速度慢,對儲(chǔ)層的傷害可以忽略。(6)注水最大井口注入壓力為7MPa,初期平均單井注水量3.5m3/d,末期平均單井注水量5.8m3/d,注水見效時(shí)間為159天�？紤]裂縫方向影響,控制裂縫方向生產(chǎn)井水淹,初期注采比確定為0.7-0.8,待裂縫方向生產(chǎn)井含水達(dá)到80%以上時(shí),部分水淹井轉(zhuǎn)注,區(qū)塊注采比調(diào)整至1.2左右。(7)先采用反七點(diǎn)法井網(wǎng)開發(fā),后期轉(zhuǎn)注變?yōu)樾辛惺骄W(wǎng),先期井排距依據(jù)現(xiàn)井網(wǎng)為150m×150m,后新部署井排距為150m×200m。(8)新布署井網(wǎng)注采井之比為1/2.2。預(yù)測十五年累積產(chǎn)油31.92×104t,采出程度18.31%,含水率59%。
[Abstract]:In order to further effectively develop Yan99 well area , the formation , structure and sedimentary characteristics of reservoir are analyzed . The main control factors of reservoir are NE80 擄 , the average maximum principal stress is 19.4MPa , the oil production speed is low , the energy is kept low . ( 6 ) The maximum injection pressure of water injection is 7 MPa , the initial average single well water injection quantity is 3.5m3 / d , the average single well water injection quantity is 5.8m3 / d , the water injection time is 159 days .

【學(xué)位授予單位】：西安石油大學(xué)
【學(xué)位級別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2015
【分類號】：TE357.6

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本文編號：1379921