【摘 要】
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高家塌油区属于低孔特低渗透油藏,主力生产层位为长2储层,截止到目前为止一直以天然能量进行生产开发。研究区特低渗透油藏自身天然能量不足,加之随着开发地层能量消耗巨大,能量的严重亏空导致研究区开发产量低且递减快。所以,天然能量开发方式已不能为研究区带来有利的经济效益。本文以研究区地质特征及生产特征为基础,综合运用油藏工程、渗流物理及油藏数值模拟等学科相关知识开展研究区开发方式研究。运用油藏工程方法开展
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高家塌油区属于低孔特低渗透油藏,主力生产层位为长2储层,截止到目前为止一直以天然能量进行生产开发。研究区特低渗透油藏自身天然能量不足,加之随着开发地层能量消耗巨大,能量的严重亏空导致研究区开发产量低且递减快。所以,天然能量开发方式已不能为研究区带来有利的经济效益。本文以研究区地质特征及生产特征为基础,综合运用油藏工程、渗流物理及油藏数值模拟等学科相关知识开展研究区开发方式研究。运用油藏工程方法开展了油藏动态分析及效果评价,明确了研究区低产的原因是开发方式不合理,需要进行调整。针对开发方式调整,综合分析了注水、注气以及水气交替开发的驱油机理及在鄂尔多斯盆地的应用效果,优选了注水开发为研究区合理开发方式。结合油藏工程理论、经验法、实验法及类比法等理论及方法制定了研究区注水开发技术政策界限,水驱采收率标定为13.29%,注水开发采用菱形反九点注采井网,合理井网密度为30口/km2,合理生产压差为1.73MP等。在地质建模的基础上开展了历史拟合,运用油藏数值模拟方法深入分析了剩余油空间分布和微观渗流特征,剩余油主要分布在死油区、边缘地带、注采不完善等区域,主要受构造及注采不完善等因素的影响。设计了7个注水开发方案,并进行了方案优选与指标预测,最优方案表明,20年后原油采收率达到12.496%,高于原开发方案5.34%,累计产油57.199万方,累计多产24.445万方,平均地层压力3.356MPa,地层压力保持良好,开发效果明显提升。研究成果能够为研究区注水开发技术政策的完善提供指导,有助于研究区长2油藏的高效开发和长期稳产,有助于提高原油采收率。
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