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《【5A版】龍南油田零散砂體開發(fā)狀況及調(diào)整對策.doc》由會員上傳分享，免費在線閱讀，更多相關(guān)內(nèi)容在工程資料-天天文庫。
1、7A版優(yōu)質(zhì)實用文檔龍南油田零散砂體開發(fā)狀況及調(diào)整對策一、油田開發(fā)簡況龍南油田1982年開始地震精查，1998年8月在古41區(qū)塊開辟了3.2km2的開發(fā)試驗區(qū)，投產(chǎn)試驗井34口，開發(fā)目的層為葡萄花油層。井距300m×300m，注水方式為不規(guī)則反九點面積井網(wǎng)，采取同步注水開發(fā)方式。試驗后得出的結(jié)論是：龍南油田具有工業(yè)開采價值，應(yīng)進行早期注水。20GG年投入開發(fā)古38區(qū)塊，借鑒古41區(qū)塊注水開發(fā)特征，采取250m×250m井距同步注水開發(fā)，油田總井數(shù)由39口增加到20GG年的80口，年產(chǎn)油量由1999年2
2、.3×104t增加到20GG年3.5×104t。同時，由于儲層物性差，開發(fā)暴露出了注水壓力高且上升速度快，平面矛盾突出和油水同層發(fā)育的矛盾。一方面部分油井見注入水后含水上升快，部分井同層發(fā)育含水上升快；另一方面低含水井受效程度低、受效比例低。區(qū)塊在地層壓力明顯回升的情況下產(chǎn)量卻沒有回升跡象；第三是注水井投產(chǎn)時啟動壓力高，注水壓力上升快。二、油田開發(fā)采取的技術(shù)對策針對油田開發(fā)實際，提出了相應(yīng)的注水調(diào)整方法和技術(shù)對策，改善油田開發(fā)效果。1、周期注水、線性注水試驗與酸化及油井堵水綜合治理227A版優(yōu)質(zhì)實用
3、文檔7A版優(yōu)質(zhì)實用文檔我們通過動靜結(jié)合對龍南油田開發(fā)過程中暴露出來的矛盾進行分析認為主要原因：一是砂體分布零散，規(guī)模小。古41區(qū)塊開采層位葡萄花油層只發(fā)育7個小層，砂體分布零散，規(guī)模小。二是油田儲層泥質(zhì)含量為14.0%，粘土礦物以伊利石為主，含量高達70%以上，掃描電鏡實驗結(jié)果表明，儲層巖石顆粒排列較緊密，孔隙發(fā)育、連通性一般，顆粒表面主要貼附伊利石，粒間生長次生石英和伊利石，孔隙充填物主要為伊利石和零星綠泥石。室內(nèi)巖心敏感性實驗表明，龍南油田水敏程度為中等偏弱～強。因而在注水井投注后，儲層水敏，滲
4、透率急劇下降，注水壓力急劇上升。三是區(qū)塊發(fā)育微裂縫。龍南油田鉆井及取心資料表明儲層不存在天然裂縫，但在油田注水開發(fā)過程中，儲層經(jīng)壓裂改造后，部分東西向注水井井排上的油井水淹。古36區(qū)塊龍南20-12井在20GG年6月壓裂后不到1個月見注入水，龍南20-10井在龍南20-11井投注后45天水淹，龍南22-12井于20GG年3月壓裂，在其同排水井龍南22-11井投注（20GG年8月）后10天見注入水，并迅速水淹。古41區(qū)塊龍南14-21井在壓裂投產(chǎn)后4個月見龍南14-20井注入水，龍南16-21井在壓裂
5、后2個月見注入水，并迅速水淹。這種水淹現(xiàn)象裂縫水淹及為相似，說明龍南油田存在東西向裂縫。為落實龍南油田裂縫發(fā)育情況，對該區(qū)4口注水井進行了微地震監(jiān)測。從微地震監(jiān)測結(jié)果看（見表1），龍南地區(qū)存在北東向和北西向的兩個優(yōu)勢方向微地震分布條帶。北西向的優(yōu)勢微地震分布條帶自遠離注水井的位置開始發(fā)育，這反映了北東向是最大水平主應(yīng)力方向，因此，該區(qū)最大水平主應(yīng)力方向應(yīng)在北東50-70度范圍內(nèi)分布。龍南地區(qū)4口注水井微地震監(jiān)測成果表表1序號井名水流方向統(tǒng)計方向優(yōu)勢方向1優(yōu)勢方向21LN14-20北西60度北西70.
6、1度北東70度北西60度2LN16-20北西80度北西81.0度北東60度北西75度3LN20-11北東84度北東84.0度北東50度北西60度4LN22-11北東40度北東72.5度北東50度北西40度227A版優(yōu)質(zhì)實用文檔7A版優(yōu)質(zhì)實用文檔綜合分析認為，該區(qū)葡萄花油層存在近東西向隱裂縫，儲層經(jīng)壓裂改造后，隱裂縫開啟，致使東西向注水井井排上的油井水淹。搞清矛盾產(chǎn)生的原因后，我們采取以下幾點開發(fā)調(diào)整做法：一是注水方案調(diào)整以控制油井含水上升，減緩油井產(chǎn)量遞減為目的，適時調(diào)整；二是適時優(yōu)選措施井，減緩產(chǎn)
7、量遞減；三是利用已知裂縫，轉(zhuǎn)注見水油井，形成線性注水，提高油層動用程度。但效果不明顯。2、開展微生物降壓和降粘現(xiàn)場試驗為改善油田開發(fā)效果，提高最終采收率，20GG年-20GG年在龍南油田進行了微生物降壓驅(qū)油及黑帝廟油層油井微生物降粘現(xiàn)場試驗。1）微生物降壓驅(qū)油現(xiàn)場實驗的方案與實施通過對微生物的物性進行研究，篩選出有利于低滲透油田環(huán)境的微生物菌種，總體配伍方案是第一階段采用以提高滲透率、孔隙度作用為主JD1、JD2菌種，其它菌種為輔的配伍方案，能產(chǎn)生大量的有機酸等，初步實現(xiàn)增油目的；第二階段采用以起增
8、加地層壓力、清蠟作用的JD3、JD4菌種為主，其它菌種為輔的配伍方案，能夠產(chǎn)生大量的氣體和清蠟物質(zhì)，在第一階段作用的基礎(chǔ)上，進一步提高滲流能力增加地層壓力，提高單井產(chǎn)量；第三階段采用綜合營養(yǎng)型菌液方案，即以JN4、JD4菌種為主，并提高菌液糖度，使糖度不低于15%，為第一、二階段注入地層及其繁殖出的菌種及時補充營養(yǎng)，從而增加菌種原動加力，繼續(xù)以最佳狀態(tài)發(fā)揮作用。根據(jù)菌種配伍方案，確定各階段的配伍比例。4個井組分別分三個階段注入，單井平均注入量為238m3。20GG年1
