發(fā)布時(shí)間：2019-03-05 14:38

【摘要】：靜17塊構(gòu)造上位于靜安堡構(gòu)造帶東部,開發(fā)目的層為S34段,為巖性-構(gòu)造油藏,屬扇三角洲前緣沉積,平均孔隙度14.3%,平均滲透率76×10-3μm2。油藏埋深-2070m~-2230m,含油面積6.1km2,地質(zhì)儲(chǔ)量669.85×104t。靜17塊自1988年投入開發(fā)以來(lái)經(jīng)歷了三個(gè)不同階段,分別為上產(chǎn)階段、穩(wěn)產(chǎn)階段、遞減階段。由于儲(chǔ)層孔隙度、滲透率比較低,再加上原油性質(zhì)為高凝油,在開發(fā)上有很大難度。主要問(wèn)題是低滲透砂巖油藏大井距條件下注水效果不好,油井見效差,嚴(yán)重影響區(qū)塊整體開發(fā)。靜17塊目前采油速度只有0.19%,采出程度6.89%,按照目前井距和開發(fā)井網(wǎng)很難達(dá)到區(qū)塊的標(biāo)定采收率17.5%。因此有必要開展包括直井加密、水平井加密、水平井穿層壓裂等多方案研究,落實(shí)合理的井網(wǎng)井距,編制合理的加密方案,完善注采井網(wǎng),實(shí)現(xiàn)區(qū)塊注水開發(fā),改善區(qū)塊開發(fā)效果。在國(guó)外,人們多采用“反九點(diǎn)法注水--五點(diǎn)法--加密井網(wǎng)--三次采油”的思路開發(fā)低滲透油田,并取得了較好的效果。一般來(lái)講,較大井網(wǎng)密度、較大水驅(qū)控制程度下獲得的采收率相對(duì)較高。在國(guó)內(nèi),長(zhǎng)慶石油管理勘探局利用正交試驗(yàn)進(jìn)行數(shù)值模擬優(yōu)化開發(fā)方案,以累計(jì)凈現(xiàn)值最大所對(duì)應(yīng)的井網(wǎng)密度為合理井網(wǎng)密度。在單指標(biāo)分析(采出程度、穩(wěn)產(chǎn)年限和累計(jì)凈現(xiàn)值)的基礎(chǔ)上進(jìn)行多指標(biāo)綜合分析,尋求最優(yōu)方案設(shè)計(jì)。
[Abstract]:Block Jing 17 is structurally located in the eastern part of Jinganbao structural belt, and the development target layer is S34 member, which is a lithologic-structural reservoir, belonging to fan delta front deposit with an average porosity of 14.3% and an average permeability of 76 脳 10 ~ (- 3) 渭 m ~ 2. The buried depth of the reservoir is-2070m / m ~ 2230m, the oil-bearing area is 6.1km~ 2, and the geological reserve is 669.85 脳 104t. Since it was put into development in 1988, Jing 17 block has gone through three different stages, namely, upper stage, stable stage and decreasing stage. It is very difficult to develop because of the low porosity and permeability of the reservoir and the high condensate properties of the crude oil. The main problem is that the water injection effect is not good under the condition of large well spacing in low permeability sandstone reservoir, and the effect of oil well is poor, which seriously affects the overall development of the block. At present, the oil recovery rate of Jing 17 block is only 0.19%, and the recovery degree is 6.89%. It is difficult to reach the standard recovery rate of 17.5% according to the current well spacing and development pattern. Therefore, it is necessary to carry out multi-scheme research including straight well infill, horizontal well fracturing and so on, to carry out reasonable well pattern spacing, to compile reasonable infill scheme, to perfect injection-production well pattern, and to realize water flooding development in block. Improve the effect of block development. In foreign countries, the idea of "anti-nine-point water injection-five-point method-infilling well pattern-tertiary oil recovery" is often used to develop low permeability oil fields, and good results have been obtained. Generally speaking, the higher the well density and the higher the control degree of the water drive, the higher the oil recovery. In China, Changqing Petroleum Management and Exploration Bureau makes use of orthogonal test to carry out numerical simulation and optimization development scheme, taking the maximum cumulative net present value corresponding well pattern density as the reasonable well pattern density. On the basis of single index analysis (mining degree, stable production life and cumulative net present value), the multi-index comprehensive analysis is carried out to find the optimal scheme design.
【學(xué)位授予單位】：東北石油大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2015
【分類號(hào)】：TE324

【共引文獻(xiàn)】

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本文編號(hào)：2435013