油田注水开发整体规划方案

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二、油田注水开发整体规划方案（一）新庄油区长6油层1、油藏的地质特征（1）构造特征及油藏类型在燕山期构造运动的作用下，形成了包括本油区在内的西倾大单斜，并且在后期的构造运动中，使盆地东部进一步抬升扩大，形成于目前的构造格局，由于盆地内受构造运动影响的微弱，因此，比较平缓，倾角一般不足1度。区域的构造背景和沉积相的共同作用，决定了盆地内部三叠系油藏主要以岩性油藏为主，边、底水能量不足，原始驱动类型以弹性驱动为主，溶解气驱动为辅。（2）储层特征a.本油区长6油层的沉积相为三角洲前缘亚相沉积，灰绿色粉细砂岩、细砂岩。长6期反映湖退阶段湖盆收缩期的沉积特征，所以，属三角洲前缘席状砂微相环境。b.储层结构的宏观特征在平面上，厚度与物性受砂体沉积方向的控制，认为新庄油区长6油层存在着三支三角洲指状砂体，具体是：西支指状砂体主体带分布在碾沟一带；中支指状砂体主体分布5120井区到向阳沟一带；东支指状砂体主体主要分布在前滴哨到老庄焉一带。砂体沉积方向呈北东—南西向展布，宽度3—4km，主体带上砂层厚度30—40m。在各指状砂体主体带上，形成团块状含油富集区，在富集区东西西侧受砂体侧缘富泥带遮挡，南北两端内垂直砂体展布的成岩致密切割，形成沿砂体主体带呈“串珠状”分布的含油富集区6个，具体为：2828 西砂体碾沟富集区，5130井以西富集区；中砂体向阳沟富集区，安家咀东富集区；东砂体老庄焉富集区，5-15井以南富集区。c.储层结构的微观特征据新庄油区长6油层5口井（5181、5011、5230、5241、5187井）薄片鉴定，储层岩性主要为中粒长石砂岩，细粒长石砂岩，骨架颗粒细、粒度0.14-0.38µm，粒级中一细，分布较均匀，分选程度好，分选系数1.49-2.11mm，园度：次棱，陆源的主要成份以长石（占55-64%），石英（占20-25%）为主，其他还有少量的喷发岩（占2-4%），隐晶岩（1-4%），片岩（占1-3%），千枚岩（1-4%）；云母（占3-8%），定向分布；填隙物主要有：缘泥石（占1-4%），伊利石（占1-2%），泥铁石（占1-2%）；胶结物有：方解石（占1-4%），石英质（占1-3%），沥青质（占2-3%），菱铁矿（占1%）。岩性致密性强，强压实，使颗粒断裂，形成微裂缝。胶结类型：孔隙，薄/孔，薄膜；方解石斑状胶结。接触关系：线状。孔隙类型：以原生孔隙为主，粒间孔，粒内孔、溶孔、铸模孔，面孔率4-6%。砂岩泥杂充填，孔隙细少，在15-40µm之间，孔隙呈斑状分布，连通性差，不连片，孤立存在，零散分布，有三角状、长扁状、拉长状等形状。油层物性差。孔隙度7.9-10.9%，平均9.2%，渗透率0.58-0.78毫平方微米，含油饱和度43%（借史家畔长6油层），属低孔特低渗低饱岩性油藏。（3）流体性质a.原油性质：地面原油密度0.86（借），地层原油密度0.83，地面原油粘度8毫帕.秒（借），地层原油粘度2.68毫帕秒（借），原油含蜡2828 8.3%，含胶质和沥青质6.5%（借）。b.地层水性质：总矿38410毫克/升，氯离子23736毫克/升，PH值5.5，水型：氯化钙。（4）储层岩石润湿性特征借新庄油区5152井长2油层数据，储层岩石润湿性为亲水。（5）油水两相渗流特征据新庄油区长6油层5011井油水相渗数据可知：五个特征点是：束缚水饱和度34.8%，残余油饱和度63%；油水相共渗点是46.9%，束缚水饱和度条件下油相渗透率0.671，残余油饱和度条件下水相渗透率0.219；从相渗曲线可知，油相渗透率下降快，至低水平后降幅趋缓，水相渗透率低且慢升；驱油效率低，油水两相共渗区（可动油饱和度）窄，只有28.2%，计算最大驱油效率只有43.2%；实验室相渗曲线给出的驱油效率是：无水期驱油效率24.3%，含水95%时驱油效率36.5%，含水98%时驱油效率43.2%。（6）储层的敏感性特征据新庄油区长6油层5011井敏感性数据可知：速敏中偏弱、酸敏弱、碱敏弱、水敏弱，未见盐敏报告，总的讲，对油层结构和机理的伤害程度不大。（7）储量评价含油面积10平方千米，地质储量326.4万吨，储量丰度32.6万吨/平方千米，油藏埋深957m，孔隙度10-12%，渗透率0.4-0.5毫平方微米，每千米日产0.5吨，综合评价为：低孔特低渗低丰度埋藏浅2828 油藏。2、注水开发可行性分析（1）我们统计了新庄油区长2油层已投产正常开井的87口井，2007年11月投入开采以来到2008年4月半年时间，日产油从90t下降到65t，平均单井日产油1.03t下降到0.75t，折年自然递减率47%；同样，2001年底，新庄油区长2油层最早投产的36口井，到2007年上半年，半年后日产油从79t下降到43t，平均单井日产油从2.2t下降到1.3t，半年产油量降了一半，折年自然递减率51.%，预测最终采收率12%。新庄油区长2与长6油层产量递减状况相似，依靠自然能量开采，最终采收率较低。计算采收率的经验公式是：Rm=0.2126[Φ(1-swi)/bo]0.1611(k/μ0)0.0979(swi)0.3722(phac/pa)0.1741式中：Rm.采收率（小数）Φ：油层孔隙度（小数）设0.1Swi：束缚水饱和度（小数）设0.348bo:原油体积系数：设1.023K：油层平均渗透率（毫平方微米）设1μo：地层原油粘度（Mpa.s）设2.7（借）PHac：饱和压力（Mpa）设1.58 （借）Pa：地层废弃压力（Mpa）设0.5代入公式后Rm=0.0898=8.98%≈9%对新庄油区长6层进行了计算，自然能量开发采收率9%这就需要通过注水补充能量，减缓产量递减，提高最终采收率2828 （2）新庄油区长6油层构造平缓，岩性致密，渗透率低5230井、5241井压汞毛管压力曲线数据表明，孔喉直径0.24-1.59µm，平均0.86µm；均质系数0.35-0.58，平均0.44，分选系数0.12-4.6µm，平均2.01µm，退出效率15.47-50.23%，平均22.2%，域压0.33-2.14兆帕，平均0.82兆帕，利于注水开发。（3）油层五敏试结果表明，各项敏感性均是弱，对油层结构和机理伤害不大，适合于注水。（4）油层岩石的润湿性，虽然没有作试驱，但5011井相渗曲线的结果表明，油水相共渗点为46.9%，说明岩石的亲和度是属于中性到亲水的，有利于注水驱油。另外，新庄油区5152井长2油层润湿性试验为亲水的，也可以鉴戒佐证，（5）早期同步注水开发效果比晚期注水开发要好5011井长6油层应力敏感试验，围岩压力提高使岩石渗透率降低，5011井渗透率0.094毫平方微米，初始值0.04822毫平方微米，最小值0.01607毫平方微米，渗透率伤害率66.7%，最高岩样围压在18.25兆帕，损害程度中等，说明早期注水的必要性。（6）人工注水采收率评价a.水驱油效率法，根据国内4个低渗油田几十条油水相渗曲线测试数据获得的多元方程为：Rm=0.2577+0.00125K-0.071Φ-0.0049µ0式中：Rm：最终采收率（小数）K：油藏平均空气渗透率（毫平方微米）设1Φ：油藏平均孔隙度（小数）设0.1μo：地层原油粘度（毫帕.秒）设2.68（借水晶沟油区长6油层）2828 代入公式后Rm=0.2577+0.00125×1-0.071×0.1-0.0049×2.68=0.2387=23.87%b.国家储委办计算采收率经验公式（陈元千公式）Rm=0.214289（）0.1316=0.214289（）0.1316=0.214289×0.8783=0.1882=18.82%以上两个公式计算取其平均值：Rm=（）=0.2135=21.35%注水开发最终采收率为21%，比依靠天然能量开采，可以提高采收率12%。3、开发规划方案（1）方针、原则、技术政策a.方针：以经济效益为中心，以提高最终采收率为目标，坚持少投入、多产出，实现早期注水，形成3.5万吨的年产能规模，在提高采收率的同时，获得较高的经济效益。b.原则、政策第一，井距250m，反九点法井网密度合理，以达到较高的水驱控制储量，实现合理的采油速度第二，采用以注水井为直井，采油井为斜井的丛式井组为主的地下井网系统。2828 第三，搞好油层保护，必须采用优质完井液和低失水泥浆固井液。第四，坚定不移地实施低注水强度的温和注水方针，在井组累计注采比达到0.3前，注采比1.5，累计注采比0.3以后，注采比1-1.2，不断地扩大注水波及系数，确保注水效果的长期化。第五，确保注水水质的真正合格，反对“凑合”、“马虎”。第六，确保取全取准注水开发的油水井第一性资料，严惩不负责任的造假现象为扩大注水开发效果提供可靠的依据。（2）方案部署及指标预测a.方案部署根据地质研究成果，在10平方千米的含油面积上，326.4万吨地质储量，68.5万吨可采储量范围内，共部署167口井，其中油井132口，注水井35口，注采井数比1:3.77，油井井网密度13.2口/km，单井控制地质储量2.47万吨，单井控制可采储量0.52万吨。目前有生产井94口，再打新井73口（油井38口，新水井35口）。（详见图9）b.指标预测第一，2008年底，老井94口，日产液248t，日产油62t，日产水186m3，综合含水75%，预计累油26000t；2008年新井38口，日产液152t，日产油38t，日产水114m3,含水75%，预计产油18000t。2008年新老井合计132口，日产液400t，日油100t，日水300m3，含水75%，累油44000t，累水132000m3第二，2009年开始，自然递减率5%，年含水上升速度2%，方案规划结果：五年产油156585t，产水676710m32828 ，阶段采出程度4.8%，累积采出程度达6.15%，五年年含水上升10%，阶段含水上升率为2.08%，五年注水1012284m3，平均年注采比1.17(详见表4-1)。C.采油速度指标评价影响产能的因素很多，对低渗油藏来讲，更没有共同的设计标准，根据国内部分低渗透油藏的开发资料，经分析得到低渗油藏开发前三年采油速度的评价公式。V。=2.2755-1.476×0.01N-9.497×0.01×-4.73×10-7×SP式H：V。：开发前三年采油速度（%）N：单控储量（万吨/井）设：2.47万吨/井M：注采井数比设：3.77S：油井井网密度（平方米/井）设75758平方米/井P：校正系数设0.5代入公式后V。=（2.2755-1.476×0.01×2.47-9.497×0.01×-4.73×10-7×75758）×0.5=1.089%通过公式计算，采油速度与预测基本一致。4、经济评价（1）总收入2828 5年产油15.6578万吨，比不注水依靠自然能量产油（9.3951万吨）多产6.2634万吨，原油商品率0.98，单价3000元/吨，累积增加销售收入1.84亿元。（2）总投资估算a.打新井73口，每口井费用85万元，累计6205万元。b.注水地面工程1500万元。（一个注水站，14个配水间，60km管线）（详见表4-3）c.化验设备购置费50万元。d.注水费：每吨水5元，5年累注水1012284m3，费用506万元。e.水质处理费每吨5元，5年累注水1012284m3，费用506万元。以上合计总投资8767万元，约8800万元。（3）税费a.原油销售收入综合税金（包括两项基金）按30%收取，五年多产商品油6.1381万吨，增加综合税金0.55亿元。b.税后上交利润：税后收益1.29亿元（1.84亿元-0.55亿元）×0.25=0.3225亿元c.5年后利润总额：1.84亿元-0.88亿元-0.55亿元-0.3225亿元=0.0875亿元（4）财务评价总支出1.75亿元（0.88亿元+0.87亿元），以每吨原油销售价3000元计算，只要1年10个月生产原油6.23万吨，即可收回全部费用，即投资回收期不到两年，比标准回收期6年提前了4年，第3年开始盈利，这说明具有较高的经济效益，而且可以断言，这5年内国际原油价格很可能突破200美元/桶，这样经济效益会更可观。2828 2828 新庄油区长6油层注水开发规划预测表表4-1年油井(口)平均单井日油(t)日产液(t)日产油（t）日产水(m3)含水(%)年产油(t)年产水(m3)累产油(t)累产水(m3)注水井(口)平均单井日注(m3)日注(m3)年注(m3)累注(m3)年注采比累计注采比采油速度(%)采出程度(%)2008年底1320.76400100300754400013200351.3520091320.724139531877346751160707867524807035184312360002360001.50.691.062.4120101320.6842890338793285012337011152537144035144901781084147081.10.821.013.4220111320.6545386367813139013395514291550539535155161884406031481.10.890.964.3820121320.6147681395832956514417517248064957035165411972938004411.10.940.95.2820131320.58513774368528105159140200585808710351758021184310122841.10.970.866.152828