邵伯油田高速开发技术对策探究

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1、邵伯油田高速开发技术对策探究　　摘要：邵伯油田近年来一直保持高速高效开发态势，但因含水上升速度快，未注水单元产量递减快等原因，自然递减率较高，本次课题根据不同油藏的类型、开发阶段、客观存在的问题等，结合近两年实施的工作效果，深入研究与分析，确定适合邵伯油田的开发技术政策，实现油田稳产。关键词：高渗透水平井转变开发方式一、概况1.地质概况邵伯构造位于高邮凹陷深凹带邵伯次凹南侧，总体格局为一个位于真②断层下降盘的断鼻构造。主要含油层系为E2s1、E2d2、E2d1。截止到2012年底，动用含油面积1.56km2，动用地质储

2、量166×104t，注水储量43×104t，可采储量47.9×104t，标定采收率28.9%。邵伯油田E2s16为高孔-高渗油藏，属于正常压力温度系统，地面原油密度0.8538g/cm3，属轻质常规油。2.开发历程及开发现状71985年随着邵8井的钻探，从而发现了邵伯油田，由于地质条件复杂，构造破碎，多年来没有取得大的突破。2008年在三维地震资料精细解释和地质综合评价的基础上，发现了邵14构造-岩性圈闭并成功钻探实施邵X14井后，邵伯油田近几年一直保持高速开发状态。截止到2013年6月底，油井开井22口，日产液水平4

3、68.7.t，日产油水平101.8t，综合含水78.3%，累产油31.87×104t，采油速度2.24%，采出程度19.20%，含水上升率5.7%，注水井2口，开井2口，日注水量102.4m3，累注量9.87×104m3，月注采比0.21，累积注采比0.07，地下亏空-135.8×104m3。二、开发中存在的主要问题E2s16：1.边底能量较为充足，水线分布不均。2.邵7块长期高强度开采，井间存在一定剩余油难以有效动用。E2d：1.邵14E2d22投入注水开发后，油井见效后含水上升较快，水淹严重。平面差异导致部分井长期

4、注水不见效，低液低产。2.邵17块受岩性影响，储层发育不稳定，油井能量得不到有效补充，产量递减较快。三、开发技术对策研究技术思路：根据不同油藏的类型、开发阶段、客观存在的问题等，深入研究与分析，确定适合邵伯油田的开发技术对策，实现油田稳产。1.合理井型优选研究7邵7E2s16储层展布较好，隔夹层分布稳定，边底水能量充足，剩余可采储量大，油井初期自喷，后期高含水，这类油藏如何优选井型，合理布署井网是提高油藏采收率的关键，对边底水油藏而言，水平井加密比直井加密具有优势。一是水平井钻穿油层井段长，增加了油井泄油面积，可更多地

5、动用剩余油；二是水平井可改变底水“锥”进模式为底水“脊”进模式，减弱了底水锥进速度，能够有效扩大底水波及体积；三是边底水油藏的剩余油主要分布在高部位油层顶部，水平井轨迹可沿顶部钻进，有利于追踪剩余油[1]。也就是说应用水平井开采边底水油藏可以有效地控制边底水，从而达到高效开采此类油藏的目的。通过近期邵7E2s16实施的邵14平5、邵14平6井，初期产量20t以上，目前仍保持10t以上产量，可见这类油藏优选水平井开发，能有效提高了产能和采收率。2.转变开发方式研究7目前仅邵14块的E2d22投入注水开发，邵7E2s16及

6、邵17E2d1+2块均采用天然能量开发。从邵7E2s16油井生产动态看，油藏属高孔-高渗储层，天然能量较充足，虽然目前油井供液充足，动液面较高，但含水上升较快，对稳产不利。可尝试对邵7E2s16转变开发方式，投入注水开发。从理论上讲采收率的计算公式ER=EV·ED，油藏的采收率是波及系数与洗油效率的乘积。波及系数EV越大，洗油效率ED越高，油藏原油的采收率ER就越高[2]。注水开发一方面可改变液流方向，提高水驱波及系数，另一方面，通过提高驱替倍数能有效提高洗油效率，注水开发是高渗透油藏的提高采收率的有效途径。实例分析：

7、真武油田真16E2s1储量规模虽小，但储层物性较好，与邵7E2s16油藏物性相似，1997年10月因低产停采。通过研究与论证，2010年投产了侧真79井才恢复生产，后续又实施了侧真21A、侧真14B、真16-1等新井工作量，2012年通过注采井网优化配置研究，转变开发方式，转注了侧真79井，提高了水驱控制与动用程度，转注后较短时间内对应油井真16-1井、侧真14B井液量、油量上升明显，取得较好的注水效果，同时为了减少中高渗透油藏注水突进，又及时对注水量进行了合理的调配。该块注水开发，为高渗单元转变开发方式提供了新的思路

8、。邵17块目前油井开井5口，该块油藏受岩性控制，但从钻遇情况看，E2d21-4发育一套较稳定储层，邵16-1B、邵17-1、邵17等井均钻遇该砂体，从油井生产动态看，邵17-1、邵17、邵16-1B均低液低产，表现为天然能量不足，下步转变开发方式，优选连通性较好的E2d21-4主力砂体投入注水开发补充地层能量是解决该油藏低效开发的