發(fā)布時間：2021-01-07 00:00

　　吐哈油區(qū)稀油油藏經(jīng)歷30 a的開發(fā)與實踐,形成了一系列稀油油藏高效開發(fā)的方法。由于主力油田稀油油藏多為特低滲—低滲油藏,儲集層非均質(zhì)性強,低含水開發(fā)階段采用強采強注面積井網(wǎng),采油速度較高,開發(fā)效果較好;中—高含水階段及時采取了井網(wǎng)加密等對策,短期為減緩遞減、穩(wěn)定產(chǎn)量發(fā)揮了重要作用。但油田開發(fā)初期的強注強采也影響了主力層的驅(qū)油效率和采收率,尤其是進入特高含水期,無效注水循環(huán)嚴重,套損井和停產(chǎn)井增多,造成地層壓力保持水平低,常規(guī)措施治理難度大,稀油油藏開發(fā)進入低速低效開采階段。為了從根本上提高開發(fā)效果,積極開展注氣提高采收率、納米微球復(fù)合調(diào)驅(qū)及轉(zhuǎn)變滲流場等室內(nèi)研究和礦場先導(dǎo)試驗,取得了初步效果,形成一系列多元類型油藏分類提高采收率和提高開發(fā)效果的技術(shù)。隨著這些技術(shù)的進一步發(fā)展和應(yīng)用,吐哈油區(qū)稀油油藏自然遞減率有望由19.8%逐步降至11.0%,采收率將提高2.00%～3.00%。 

【文章來源】：新疆石油地質(zhì). 2020,41(06)北大核心

【文章頁數(shù)】：7 頁

【部分圖文】：

吐哈油區(qū)主力油田三間房組油藏開采曲線

進入高含水期后，一方面，通過加強精細地層對比、流動單元劃分以及平面、縱向及層內(nèi)剩余油研究，并結(jié)合注水專項治理工作，編制了精細注采調(diào)控和剩余油精細挖潛方案[7-9]。共實施各種注水調(diào)控措施1 370井次，平均強化注水量5 084 m3/d，控制注水量3 690 m3/d，轉(zhuǎn)移水量8 774 m3/d，稀油油藏自然遞減、含水上升率得到一定程度控制（圖2）。另一方面，圍繞臺北凹陷西部富油區(qū)，強化斷塊圈閉研究，精雕細刻儲集層分布，累計發(fā)現(xiàn)22個建產(chǎn)區(qū)塊（以低含油飽和度、小斷塊為主，分布零散），新增儲量3 876×104t，建成產(chǎn)能70×104t,2018年產(chǎn)油量31.7×104t，占稀油當年產(chǎn)量的51.8%。由于滾動新區(qū)含油面積�。�0.5～2.1 km2），儲量豐度低（32×104～149×104t/km2），當年發(fā)現(xiàn)當年建成投產(chǎn)，初期采油速度高（3.00%～8.40%），遞減快，目前采油速度僅為0.83%。綜上所述，吐哈油區(qū)稀油油藏在快速建產(chǎn)、快速提高階段采出程度、快速回收建設(shè)投資方面，形成了一套能及時滿足中國對稀油產(chǎn)量需要的高效開發(fā)方法，但也給水驅(qū)后期穩(wěn)油控水和提高采收率帶來了一些不利影響。

結(jié)合生產(chǎn)數(shù)據(jù)和水驅(qū)油室內(nèi)實驗分析，進一步得到不同地層壓力下含水率變化規(guī)律[11-13]，即地層壓力保持水平越高，水驅(qū)采收率越高，地層壓力低于飽和壓力后，隨地層壓力下降，水驅(qū)采收率越來越低（圖4）。由于實際油藏在整個水驅(qū)過程中地層壓力逐年下降，導(dǎo)致含水率變化規(guī)律也逐漸向低壓含水率變化曲線轉(zhuǎn)變，這是造成水驅(qū)采收率不高的主要影響因素。圖4 丘陵油田三間房組油藏含水率與采出程度關(guān)系

【參考文獻】：
期刊論文
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本文編號：2961490