论文部分内容阅读
摘要：本论文通过对王119区块开发状况及潜力进行分析，找出开发过程中存在的
主要问题，针对存在问题提出了相应的调整建议及经济效益评价。
关键词： 区块开发状况；水驱效果；注采调整；
【分类号】：TE357.6
1.概况
地质概况
王斜119地区位于王家岗油田东部，北临广利油田，东接八面河油田，构造位置位于八面河断裂带西北部。自98年8月，在王斜119井上试油沙四段获高产后，先后沿断层屋脊一线的砂体有利部位滚动开发了王119—斜1等五口井，初期均获高产。
2.开发简况
该区块从98年投产，由于开发时间短，大致可分为三个时期：
2.1、区块开发试采期（98年9月至99年6月）
探井王119井发现该区块，98年9月投产进行试采，并进行产能建设准备工作，该井初期自喷，日产油29t，不含水，自喷期4个月，累油8237噸。到99年6月已停喷下泵生产，日液62.1t，日产59t，含水5%，动液面516m，这一阶段区块累油8237吨，累水461吨。
2.2、区块全面投入开发，产量快速上升期（99年7月至2000年7月）
王119断块属于中渗透储层，构造简单。从99年7月区块陆续投产5口新井，鉴于区块产能高，迫于产量压力，有3口新井以电泵投产。区块日产油最高达到239.2t，含水38%，平均动液面625m，阶段折算采油速度达到12.6%，远高于同类型油藏3～5%的平均水平。
由于区块含油面积窄小，加上电泵提液，导致边水突进，油井含水迅速上升，这一阶段区块综合含水由提液前的2.9%上升到73.5%，阶段含水上升率达到47.5%。到阶段末，区块总井6口，日液水平262.1t，日油水平73.2t，综合含水72.1%，平均动液面测不出，累计采油6.4372万吨，累水5.1286万吨，采出程度13.8%。这一阶段是区块开发的主要阶段，阶段采油量占区块累产油的69.8%。
2.3、注水开发期（2000年8月至目前）
采取电泵提液后，能量不足的矛盾表现的极为突出，从2000年5月开始油井的动液面基本测不出，区块地层压力8.9Mpa，地层压降高达16.5MPa，必须实施注水开发。
从2000年8月王斜119、王119斜1井转注，日注水345方，月注采比为1.4。到2003年10月，因水井动停，油井供液状况持续变差，日产液明显降低，地层压降高达16Mpa。如王119-斜2井日液由停注前的12吨/天，下降到目前的5.4吨/天，电泵井王119-斜3因供液不足无法开井，动液面测不出。
自停注后，地层能量的补充极为迫切，恢复并加强注水势在必行。从2004年5月起，我们加大恢复水井注水工作（对王119-斜1补孔分层，王119井恢复注水，同时对王119-斜3每隔1周测液面恢复一次，观察能量情况），但由于油藏主力小层渗透性差，区块注水井点少、井况差，水井注水效果不明显。
到2004年6月，区块总油井3口，开2口，日液水平10.8t，日油水平1.2t，综合含水88.9%；水井2口，开1口，日注36m3，区块累采油8.8万吨，累采水19.4689万立方米，累计注采比0.77，采油速度0.1%，采出程度13.27%。
3.区块开发状况分析
3.1水驱效果分析
区块有水井2口，目前开井1口，待大修1口，从区块油井受效较差，水驱效果不理想。
注水不见效原因分析：
3.1.1注水井点少，水井负担重
如王119斜1井对应3口油井，相对负担较大，且部分注水层段位于水体区，注水有效性减弱。
3.1.2区块小层较多，层间干扰严重，潜力层作用无法发挥
区块水井均无测吸资料，且一直笼统注水，油藏纵向层间非均质性也影响到潜力层的发挥。
3.2采收率分析
目前区块标定为35%，从井网及注水开发的效果来看，该值偏高。经测算平均值28.4%作为区块井网完善情况下的水驱采收率，那么区块可采储量为18.83万吨。
4.区块潜力分析
4.1纵向上分布
通过对各小层的储层、井网、水驱等不同状况分析后，对分小层剩余可采储量进行计算：
剩余可采储量大于1.4万吨的为沙四35、41、42 3个小层，为6.5万吨，占区块剩余可采储量的65%，
剩余可采储量大于0.8万吨的有34、36、43 3个小层，为2.77万吨，占区块的27.7%；
小于0.3万吨为31、32、33 3个小层，剩余可采储量0.77万吨，仅占7.7%。
4.2平面上分布
通过做含水分级图，开采现状图可以看出，平面上剩余可采储量主要分布于构造的高部位、井间滞留区及无井控制区域，如沙四35小层王119斜1井西南。
5.存在问题
5.1、地层压降大，油井供液能力差。
区块目前地层压力8.7MPa，地层压降高达16.28MPa。到2004年6月平均单井（平均泵深1919米）日液能力5.4吨，动液面测不出，平均泵效只有19.2%。
5.2、注水井点少，水井井况差。
从注采井网看，注水井点较少，区块水井2口，开1口。油井均为单向受效，水驱效果差。同时王119-斜1井井下落物急需大修恢复注水。
5.3、层间、平面动用状况不均衡。
油井多层合采，水井笼统注水，层间干扰严重，小层动用状况不一，采出程度最大为18.5%，最小仅为0.8%。
6.下步调整意见
6.1原则
6.1.1加强区块注水，恢复地层能量。
6.1.2完善注采井网，提高水驱控制储量。
6.1.3一套层系开发，以主力砂体注采完善为主，兼顾非主力砂体。
根据断块目前生产状况，我们设计了两套方案，同时建议地质所对区块的构造及储层加强认识：
6.2方案一：在現有井网的基础上开展注采调整
恢复注水，强化分层
6.2.1水井王119-斜1大修后恢复注水，同时对2口水井测吸，了解各层的吸水状况；
6.2.2油井王119-斜3压裂，预增油10t/d、王119–斜5测C/O，了解各层储量动用状况，王119-斜2、-斜5井恢复能量后单井日增油4t/d。
在取得储层动用状况认识后，可针对潜力层做工作，减少开发中的层间干扰，补充能量，增加储量动用。同时要求王119-斜5，王119-斜3作为固定井点测压，每半年一次。
6.3方案二：根据剩余油分布、能量状况，开展综合调整
6.3.1针对储量控制差的王119斜1井，西南高部位打新井一口。目的层沙四35、36、41 ；
6.3.2在王119-斜5东部，部署新油井，目的层沙四35 、 41；
6.3.3转注王119斜2增加水驱方向、补充地层能量；
6.3.4转注王119-斜3井，增加水驱方向，补充地层能量，从而提高储量控制程度；
综合调整实施后，从井网上看，王119断块的井点部署为大井距，小排距，实现了低部位注水，高部位采油的这么一个开发井网。
调整后区块油井单井控制地质储量15.5万吨，单井控制剩余可采储量1.73万吨，开油井3口，日油能力30t，综合含水80.0%，采油速度1.9%，水驱动用程度由56.2%提高到92.0%。
主要问题，针对存在问题提出了相应的调整建议及经济效益评价。
关键词： 区块开发状况；水驱效果；注采调整；
【分类号】：TE357.6
1.概况
地质概况
王斜119地区位于王家岗油田东部，北临广利油田，东接八面河油田，构造位置位于八面河断裂带西北部。自98年8月，在王斜119井上试油沙四段获高产后，先后沿断层屋脊一线的砂体有利部位滚动开发了王119—斜1等五口井，初期均获高产。
2.开发简况
该区块从98年投产，由于开发时间短，大致可分为三个时期：
2.1、区块开发试采期（98年9月至99年6月）
探井王119井发现该区块，98年9月投产进行试采，并进行产能建设准备工作，该井初期自喷，日产油29t，不含水，自喷期4个月，累油8237噸。到99年6月已停喷下泵生产，日液62.1t，日产59t，含水5%，动液面516m，这一阶段区块累油8237吨，累水461吨。
2.2、区块全面投入开发，产量快速上升期（99年7月至2000年7月）
王119断块属于中渗透储层，构造简单。从99年7月区块陆续投产5口新井，鉴于区块产能高，迫于产量压力，有3口新井以电泵投产。区块日产油最高达到239.2t，含水38%，平均动液面625m，阶段折算采油速度达到12.6%，远高于同类型油藏3～5%的平均水平。
由于区块含油面积窄小，加上电泵提液，导致边水突进，油井含水迅速上升，这一阶段区块综合含水由提液前的2.9%上升到73.5%，阶段含水上升率达到47.5%。到阶段末，区块总井6口，日液水平262.1t，日油水平73.2t，综合含水72.1%，平均动液面测不出，累计采油6.4372万吨，累水5.1286万吨，采出程度13.8%。这一阶段是区块开发的主要阶段，阶段采油量占区块累产油的69.8%。
2.3、注水开发期（2000年8月至目前）
采取电泵提液后，能量不足的矛盾表现的极为突出，从2000年5月开始油井的动液面基本测不出，区块地层压力8.9Mpa，地层压降高达16.5MPa，必须实施注水开发。
从2000年8月王斜119、王119斜1井转注，日注水345方，月注采比为1.4。到2003年10月，因水井动停，油井供液状况持续变差，日产液明显降低，地层压降高达16Mpa。如王119-斜2井日液由停注前的12吨/天，下降到目前的5.4吨/天，电泵井王119-斜3因供液不足无法开井，动液面测不出。
自停注后，地层能量的补充极为迫切，恢复并加强注水势在必行。从2004年5月起，我们加大恢复水井注水工作（对王119-斜1补孔分层，王119井恢复注水，同时对王119-斜3每隔1周测液面恢复一次，观察能量情况），但由于油藏主力小层渗透性差，区块注水井点少、井况差，水井注水效果不明显。
到2004年6月，区块总油井3口，开2口，日液水平10.8t，日油水平1.2t，综合含水88.9%；水井2口，开1口，日注36m3，区块累采油8.8万吨，累采水19.4689万立方米，累计注采比0.77，采油速度0.1%，采出程度13.27%。
3.区块开发状况分析
3.1水驱效果分析
区块有水井2口，目前开井1口，待大修1口，从区块油井受效较差，水驱效果不理想。
注水不见效原因分析：
3.1.1注水井点少，水井负担重
如王119斜1井对应3口油井，相对负担较大，且部分注水层段位于水体区，注水有效性减弱。
3.1.2区块小层较多，层间干扰严重，潜力层作用无法发挥
区块水井均无测吸资料，且一直笼统注水，油藏纵向层间非均质性也影响到潜力层的发挥。
3.2采收率分析
目前区块标定为35%，从井网及注水开发的效果来看，该值偏高。经测算平均值28.4%作为区块井网完善情况下的水驱采收率，那么区块可采储量为18.83万吨。
4.区块潜力分析
4.1纵向上分布
通过对各小层的储层、井网、水驱等不同状况分析后，对分小层剩余可采储量进行计算：
剩余可采储量大于1.4万吨的为沙四35、41、42 3个小层，为6.5万吨，占区块剩余可采储量的65%，
剩余可采储量大于0.8万吨的有34、36、43 3个小层，为2.77万吨，占区块的27.7%；
小于0.3万吨为31、32、33 3个小层，剩余可采储量0.77万吨，仅占7.7%。
4.2平面上分布
通过做含水分级图，开采现状图可以看出，平面上剩余可采储量主要分布于构造的高部位、井间滞留区及无井控制区域，如沙四35小层王119斜1井西南。
5.存在问题
5.1、地层压降大，油井供液能力差。
区块目前地层压力8.7MPa，地层压降高达16.28MPa。到2004年6月平均单井（平均泵深1919米）日液能力5.4吨，动液面测不出，平均泵效只有19.2%。
5.2、注水井点少，水井井况差。
从注采井网看，注水井点较少，区块水井2口，开1口。油井均为单向受效，水驱效果差。同时王119-斜1井井下落物急需大修恢复注水。
5.3、层间、平面动用状况不均衡。
油井多层合采，水井笼统注水，层间干扰严重，小层动用状况不一，采出程度最大为18.5%，最小仅为0.8%。
6.下步调整意见
6.1原则
6.1.1加强区块注水，恢复地层能量。
6.1.2完善注采井网，提高水驱控制储量。
6.1.3一套层系开发，以主力砂体注采完善为主，兼顾非主力砂体。
根据断块目前生产状况，我们设计了两套方案，同时建议地质所对区块的构造及储层加强认识：
6.2方案一：在現有井网的基础上开展注采调整
恢复注水，强化分层
6.2.1水井王119-斜1大修后恢复注水，同时对2口水井测吸，了解各层的吸水状况；
6.2.2油井王119-斜3压裂，预增油10t/d、王119–斜5测C/O，了解各层储量动用状况，王119-斜2、-斜5井恢复能量后单井日增油4t/d。
在取得储层动用状况认识后，可针对潜力层做工作，减少开发中的层间干扰，补充能量，增加储量动用。同时要求王119-斜5，王119-斜3作为固定井点测压，每半年一次。
6.3方案二：根据剩余油分布、能量状况，开展综合调整
6.3.1针对储量控制差的王119斜1井，西南高部位打新井一口。目的层沙四35、36、41 ；
6.3.2在王119-斜5东部，部署新油井，目的层沙四35 、 41；
6.3.3转注王119斜2增加水驱方向、补充地层能量；
6.3.4转注王119-斜3井，增加水驱方向，补充地层能量，从而提高储量控制程度；
综合调整实施后，从井网上看，王119断块的井点部署为大井距，小排距，实现了低部位注水，高部位采油的这么一个开发井网。
调整后区块油井单井控制地质储量15.5万吨，单井控制剩余可采储量1.73万吨，开油井3口，日油能力30t，综合含水80.0%，采油速度1.9%，水驱动用程度由56.2%提高到92.0%。