强1块油藏认识及管理对策(11.8)

辽河油田第27届青年油水井分析论文答辩会强1块油藏开发存在问题及管理对策茨榆坨采油厂2010年强1块正式投入开发以后，针对油藏开发过程中储层物性差、敏感性强、原油凝固点高的问题，通过强化储层保护，合理控制采油速度以及经济运行电加热设备等工作，不断摸索区块的开发模式，逐步探索出一套适合张强低渗透油田特点的管理方法。前言开发现状2油藏开发存在问题3管理对策及实施效果4下步建议5地质概况1汇报提纲张强凹陷七家子洼陷东北部构造位置沙海组下段(K1sh2)含油目的层1150m～1800m油藏埋深地质储量588.74×104t强1强1块七家子洼陷一、地质概况油层组孔隙度(%)渗透率(×10-3μm2)最大最小块数平均最大最小块数平均Ⅰ21.51032167730.423235Ⅱ17.47.694121800.19414储层物性统计表低孔低渗油层46-20井，1467.87m，油浸粉-细砂岩强5井，1571.51m，油浸砂砾岩（Ⅰ油层组）（Ⅱ油层组）一、地质概况一、地质概况层位井号密度(g/cm3)粘度(mPa·s)50℃凝固点℃含蜡量%胶质+沥青质含量%20℃50℃K1sh下Ⅰ强1-54-160.90140.88444.942612.9431.93强1-54-200.87940.860525.7426平均0.89040.872335.342612.9431.93K1sh下Ⅱ强50.88680.867937.51185.7125.96强1-40.8850.866134.89254.6526.88强1-K20.89810.879832.91235.525.31强1-38-160.90080.882559.522315.0622.26强1-46-200.89490.876324.852210.5622.81强1-50-240.89110.872540.792112.1421.98平均0.89280.874238.4228.9424.2强1块原油物性统计表稀油开发现状23管理对策及实施效果4下步建议5地质概况1汇报提纲油藏开发存在问题开采现状完钻井33口生产油井19口日产油190.4t累产油5.6×104t采出程度0.95%强1块开发井位部署图二、开发现状日注水152m3累注水10426m3日注采比0.72累注采比0.16注水井4口开发现状23管理对策及实施效果4下步建议5地质概况1汇报提纲油藏开发存在问题从强1块试油试采资料看，油藏边水能量不活跃。目前生产油井均不含水。强1块开发井位部署图投产油井20口投产水井4口投产日期油（t）油（t）水（m3）油（t）水（m3）1强107.12.104.20211442强208.04.099.25.0013661523强508.08.0916.97.0037143294强1-K209.03.1819.82.101559745强1-408.10.2024.510.80107581176强1-46-2009.08.0424.211.2080542327强1-38-2009.09.1023.17.1050961398强1-54-1610.03.2911.95.401383159强1-42-1610.04.0731.015.1037759510强1-38-1610.04.1827.015035805511强1-42-2010.04.1231.519.1050777212强1-50-2410.05.2021.43.506845913强1-54-2010.05.2113.610.10158330目前日产初期日产累产序号井号1、油藏天然能量不足，地层压力下降较快强1块生产情况统计表强1块测压数据统计表单位压降采油：9745t1、油藏天然能量不足，地层压力下降较快时间井号油层中深m油层压力MPa压力系数备注2008.6强51633.3150.94原始油层压力2008.9强1-41628.614.80.912010.4强1-38-16171813.510.792009年遗留7口油井2010.４强1-42-201627.813.530.832010.8强1-42-181657.610.360.632010年新完钻6口油井2010.8强1-38-181625.49.33（未稳）0.5702004006008001000120014001600180008-3-2308-7-2108-11-1809-3-1809-7-1609-11-13日期动液面(m)强2强5强1-4强1-K2强1-38-20强1-46-20强1块油井液面变化曲线从强1-4和强1-46-20等井生产情况看，液面的下降速度较快。1、油藏天然能量不足，地层压力下降较快投产油井20口投产水井4口强1块开发井位部署图投产日期日产油t液面m日产油t液面m强21545.9-1595.824.3/1208.04.0919.00.02.615171501强1-K21579.0-1638.933.9/1109.03.1819.8121.02.515211550强51580.6-1612.031.4/908.08.0916.90.08.215421600强1-41604.4-1652.822.6/1008.10.2024.50.011.714591551强1-46-201547.6-1615.650.8/809.08.0424.00.012.614121499强1-38-201578.5-1638.038.0/1109.09.1022.80.07.514691504强1-54-161758.3-1834.343.7/1010.03.2911.93016.615611602强1-42-161746.6-1812.244.7/1210.04.0732.6017.314751604强1-42-201608.0-1647.628.3/1110.04.1231.5024.314441500强1-38-161692.8-1743.220.9/610.04.1827.029417.214311598强1-42-K241609.0-1654.024.0/1110.05.2225.13437.614631504强1-54-201639.2-1696.526.8/710.05.219.2113410.414931554强1-50-241662.7-1694.614.6/710.05.2014.85223.716041602279.1370132.214921551类型2010年以前投产2010年投产合计泵深m井号生产井段m射孔厚度m/层目前初期强1块生产情况统计表1、油藏天然能量不足，地层压力下降较快强1块II油组常规投产产能统计表强1块储层物性参数统计表层位平均孔隙度%平均渗透率10-3μm2Ⅰ1635Ⅱ1214油层的孔隙度、渗透率较低，储层物性差2、储层物性差、敏感性强投产日期日产油(t)液面(m)强28.5/2地层测试2008.020.5381360强5123.4/裸裸眼地层测试2008.081.671114强1-K233.9/11地层测试2009.010.951254强1-422.6/10地层测试2008.091.6898647.1/1.211178投产初期II油组平均层位井号射孔厚度(m/层)方式强1块II油组常规投产产能统计表II油组常规产能仅1.21t/d受储层物性影响，Ⅱ油组常规投产产能低。2、储层物性差、敏感性强2、储层物性差、敏感性强II油组常规投产产能较低，压裂后增产效果明显。051015202530强1强2强5强1-4强1-K2压裂前压裂后强1块压裂前后产量对比图压裂前平均日产油1.21t/d试油资料：压裂前平均日产油1.21t/d，压裂后平均日产油11.56t/d。试采资料：直接压裂投井12口平均初期产量20t/d。粘土矿物分析表根据资料统计强1块Ⅱ油组粘土矿物中容易引起速敏的伊利石含量高达55.5%，远高于外围同类油藏。井号层位伊蒙混层％伊利石％高岭石％绿泥石％混层比％强1块shⅡ9.455.54.131.031.6奈曼jf15.14.777.110.636.8包14jf443215172、储层物性差、敏感性强强1北块连通系数统计表井号与周围井距m与周围井连通系数%强5200～25083.66强1-38-2025091.79强1-38-K24200～25095.91强1-38-16420～59047.56强1-42-1642060.89强1-42-20420～59032.183、主体部位油层连通性好，井间干扰严重虽然断块非均质性较强，但是在局部区域油层连通性相对较好。强1块开发井位部署图３、主体部位油层连通性好，井间干扰严重强1块开发井位部署图2010年9月北块6口新井投产后，生产井距由420m变为210m，此时油井的产量和液面下降速度明显加快。强1北块老井生产情况统计表井号生产井段m射孔厚度m/层泵深m第二批油井投产前第二批油井投产后产量下降t液面下降m日产油t液面m日产油t液面m强51580.6-1612.031.4/9159911.014417.015914150强1-38-201578.5-1638.038.0/1115048.214607.414680.88强1-42-161746.6-1812.244.7/12160417.7132616.014951.7169强1-42-201608.0-1647.628.3/11150026.6119620.614446248强1-38-161692.8-1743.220.9/6159817.2129815.514421.7144强1-42-K241609.0-1654.024.0/1115046.714885.515301.242合计155187.4136872.0149515.41273、主体部位油层连通性好，井间干扰严重强1块开发井位部署图强1-42-20井产量、液面变化曲线051015202530354月12日5月12日6月11日7月11日8月10日9月9日10月9日-1600-1400-1200-1000-800-600-400-2000新井42-22投产4、原油物性较好，但凝固点偏高20℃50℃强1-54-16Ⅰ组0.89890.880645.515.7624.1620强2Ⅱ组0.90660.888398.3515.7622.8125强5Ⅱ组0.89430.875729.7611.8722.521强1-K2Ⅱ组0.89060.87225.921023.0121强1-4Ⅱ组0.89370.875124.7910.2223.7520强1-38-16Ⅱ组0.90080.882559.5215.0622.2623强1-42-16Ⅱ组0.90650.888265.815.5724.1622强1-42-20Ⅱ组0.88410.865220.914.6222.2125强1-46-20Ⅱ组0.89490.876324.8510.5622.8122强1-50-24Ⅱ组0.89110.872540.7912.1421.9821平均43.613.122.922含蜡量（%）胶+沥（%）凝固点（℃）井号油层原油密度粘度50℃强1块油品性质统计表开发现状23管理对策及实施效果4下步建议5地质概况1汇报提纲油藏开发存在问题储层物性差、敏感性强原油物性较好，但凝固点偏高油藏天然能量不足，地层压力下降较快主体部位油层连通性好，井间干扰严重经济运行电加热设备四、管理对策及实施效果科学规范注水强化储层保护合理控制采油速度012340510152025气测渗透率，mD启动压力梯度，MPa/m05101520253035渗透率10-3μm225710121520压力MPa渗透率损失值在70％以上上覆压力与岩心渗透率关系曲线（1）有利于减小油藏渗透率损失（2）有利于保持地层压力，提高储量动用程度（3）有利于提高最终采收率低渗透油藏启动压力梯度与渗透率关系1、积极开展注水工作，实现油田同步注水开发acbdefabc流量,ml3/