【摘 要】
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S油藏是典型的边底水油藏,目前关停井多,水驱开发效果差,本次开展了油藏精细描述及综合调整方案研究。将主力层位延9、长2细分成7个油层组,延9~2及长2~2两个主力油层组砂体连通性好,共划分11个砂层组。绘制了工区内延9、长2两个油层组顶部构造图。分析了油藏构造特征,油藏整体呈现“东北高、西南低”的斜坡构造,局部发育有规模不等、轴向有异的鼻状构造。对工区内394口井的测井曲线建立统一解释模版,进行了
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S油藏是典型的边底水油藏,目前关停井多,水驱开发效果差,本次开展了油藏精细描述及综合调整方案研究。将主力层位延9、长2细分成7个油层组,延9~2及长2~2两个主力油层组砂体连通性好,共划分11个砂层组。绘制了工区内延9、长2两个油层组顶部构造图。分析了油藏构造特征,油藏整体呈现“东北高、西南低”的斜坡构造,局部发育有规模不等、轴向有异的鼻状构造。对工区内394口井的测井曲线建立统一解释模版,进行了二次测井解释,分析了油层分布特征,绘制了油层等厚图11幅、23条骨架的油藏剖面图138幅,复算油藏地质储量为983.92×10~4t,开展了三维地质建模。进行了油藏生产动态分析,找出了低产低效井及高含水井关停原因,目前地层压力整体保持水平低,急需注水恢复地层能量。综合7个水驱开发指标评价油藏开发效果,结论为开发效果差。从地层压力保持水平、井网、油水井工作制度等方面论证了水驱开发技术政策。确定延9油层采用边部、顶部结合注采井网,考虑到边底水具有一定天然能量,确定合理注采比为1:0.82,油井合理流压为3.91-4.56MPa。长2油层采用排状注采井网,合理注采比为1:0.87,油井合理流压为4.81-5.45MPa。针对延9和长2油层,设计了井网调整、高含水井转注、关停井恢复生产、补孔等5套综合调整方案,采用油藏数值模拟方法预测了10年开发指标,并进行了方案优选,延9油层最优方案预计10年增油9.5×10~4t,长2油层最优方案10年增油6.6×10~4t。本文研究为提高S油藏注水开发效果提供了技术支持,研究成果对改善同类油藏注水开发效果具有重要意义。
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