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东河塘石炭系CⅢ油藏开发效果评价及调整对策研究

作　者: 黄召庭
导　师: 鲁洪江
学　校: 成都理工大学
专　业: 油气田开发工程
关键词: 东河塘油田石炭系油藏地质建模数值模拟开发效果调整对策
分类号: TE357
类　型: 硕士论文
年　份: 2011年
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内容摘要

东河塘石炭系CⅢ油藏位于新疆库车县境内,是一个受北界逆断层控制的背斜构造块状底水油藏。目的层东河砂岩厚度大、纵向非均质性强,基本特点是顶部和底部物性差、中部物性相对较好。储层内部夹层发育,对油水运动有重要影响。自1990年投入开发以来,先后经历多个调整阶段,目前采出程度33.52%,综合含水率54%。油藏前期调整效果如何、现有井网的注采对应关系能否满足高效开发剩余油的要求、目前井网井距能否建立有效的注采压力系统是目前开发所面临的问题。本次研究从油藏实际情况出发,结合前人地质认识,按照“以地质研究为基础、油藏工程理论为指导,以动态分析、数值模拟为手段,以部署优选调整方案为目标”的技术思路,运用取芯、测井、地震等资料,开展油藏地质特征与地质建模研究;运用动态资料开展油藏开发效果评价、油藏工程研究;最后运用数值模拟设计及优选调整方案,指导开发调整。论文主要取得如下几点成果与认识:(1)提出了针对该油藏的综合含水率与采出程度关系式、含水上升率关系式,并以此为基础对油藏进行了系统的开发效果评价,认为前期开发调整取得了较好的开发效果,水驱状况良好、含水上升缓慢,含水上升率评价系数为-4.32、累积含水采出比为0.97,地层压力提高并得以保持,但油藏目前存水率低,为0.47、注采比为0.89、开发效果有变差趋势。(2)计算油藏可采储量为1033.18×10~4t,预测水驱最终采收率为44.1%。(3)通过数值模拟历史拟合认为:夹层的发育及分布、底部稠油垫的存在及差异成岩作用是抑制底水锥进的主要原因,油井产水是注入水沿对应层位推进的结果,表现出层状油藏的开发特征。顶部两岩性段剩余油基本上全区分布、剩余地质储量为614.91×10~4t,占总剩余地质储量的39.4%,是油田调整挖潜的重点层位;底部层段剩余油只在局部富集。(4)计算油藏合理井网密度为18.2公顷/口、合理井距为235m、合理注采井数比为Cm=l: 1.084、而油藏目前井网密度为25.625公顷/口、注采井数比为1:0.47。油藏具有加密井网与注采井网调整空间。模拟目前执行方案认为目前井网条件不能满足高效开发剩余油的要求。基于开发效果评价、动态分析及剩余油分布规律认识,对油藏进行了注采方案调整完善及优化,模拟预测结果表明,按调整方案可以达到提高采油速度、控制油藏含水上升、保持地层压力及提高注水利用率的目标,采出程度比目前执行的方案提高了2.71%,达到43.13%,增加产油量63.58×10~4t。

全文目录

摘要  4-6
Abstract  6-10
第1章引言  10-13
  1.1 选题依据及意义  10
  1.2 国内外研究现状  10-11
  1.3 技术思路和主要研究方法  11-12
  1.4 主要研究内容  12-13
第2章油藏概况  13-16
  2.1 研究区域位置  13
  2.2 区域地质概况  13-14
  2.3 勘探开发概况  14-16
第3章油藏地质特征  16-27
  3.1 油藏构造及断层特征  16
    3.1.1 构造特征  16
    3.1.2 断层特征  16
  3.2 地层特征  16-17
  3.3 储层特征  17-26
    3.3.1 储层岩性特征  17-18
    3.3.2 储层沉积特征  18
    3.3.3 储层物性特征  18-24
    3.3.4 夹层识别及分布特征  24-26
  3.4 流体性质  26
  3.5 地层压力和温度  26
  3.6 油藏类型  26-27
第4章油藏开发效果评价  27-48
  4.1 油藏开发现状  27
  4.2 油藏注水开发效果评价  27-41
    4.2.1 综合含水率与采出程度关系  28-29
    4.2.2 含水上升率  29-31
    4.2.3 含水采出比  31-32
    4.2.4 存水率动态评价  32-34
    4.2.5 水驱指数动态评价  34-35
    4.2.6 油藏压力保持水平  35-36
    4.2.7 能量驱动指数评价  36-37
    4.2.8 注水量评价  37-39
    4.2.9 调整措施效果评价  39-41
    4.2.10 水驱开发效果评价  41
  4.3 油藏可采储量计算  41-44
    4.3.1 水驱特征曲线适应性分析  41-42
    4.3.2 含水率与采出程度图版法  42
    4.3.3 递减曲线法  42-43
    4.3.4 相渗曲线法  43-44
  4.4 油藏井网适应性评价  44-48
    4.4.1 合理技术井网密度确定  44-46
    4.4.2 合理井距确定  46
    4.4.3 极限井网密度确定  46-47
    4.4.4 合理注采井数比确定  47-48
第5章油藏数值模拟研究  48-60
  5.1 油藏地质模型建立  48-50
  5.2 数值模拟模型建立  50-52
    5.2.1 模拟软件及数学模型  50
    5.2.2 模拟区域与时空网格  50
    5.2.3 初始参数场建立  50-52
    5.2.4 油藏动态数据  52
  5.3 油藏历史拟合  52-57
    5.3.1 历史拟合的主要原则  52-53
    5.3.2 历史拟合参数的调节  53
    5.3.3 油藏储量拟合  53-54
    5.3.4 油藏历史拟合  54
    5.3.5 单井历史拟合  54-57
  5.4 剩余油分布特征  57-60
    5.4.1 剩余油分布特征  57-58
    5.4.2 剩余油类型  58
    5.4.3 剩余油成因分析  58-60
第6章油藏调整对策方案及优化  60-71
  6.1 目前井网采油速度潜力分析  60-62
  6.2 油藏注水调整及优化  62-65
    6.2.1 油藏注水方式优化  62-64
    6.2.2 油藏注水层位优化  64-65
  6.3 油藏合理注采井网调整  65-67
    6.3.1 合理注采井网部署原则  65-66
    6.3.2 合理注采井网调整方案  66-67
  6.4 油藏综合调整对策  67-71
    6.4.1 油藏综合调整对策依据  67-68
    6.4.2 油藏综合调整方案设计  68-69
    6.4.3 油藏综合调整预测结果  69-71
结论  71-73
致谢  73-74
参考文献  74-77
攻读学位期间取得的学术成果  77

东河塘石炭系CⅢ油藏开发效果评价及调整对策研究

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