商河油田商56—4塊地質特征與開發(fā)方案研究

摘要：商河油田商56塊目前總計疊合含油面積9.47 km²，地質儲量1442.82×10⁴t。但目前采出程度、水驅效果、儲量動用程度、剩余儲量豐度等開發(fā)指標不理想。經分析，現(xiàn)井網形式、技術井距、井網完善程度、注采對應率等因素制約了該塊高效開發(fā)的需要，為了更好的提高開發(fā)效果，需要進行開發(fā)方案的調整完善以提高最終采收率。本文從研究區(qū)地質特征出發(fā)，從開發(fā)方式、開發(fā)層系、壓力保持水平等方面綜合考慮，制定并優(yōu)選方案，同時預測了開發(fā)指標。

關鍵詞：商河油田;開發(fā)方案;指標預測

商河油田商四區(qū)地理位置位于山東省商河縣境內，構造位置位于濟陽坳陷惠民凹陷西部中央隆起帶東端的商河構造帶南部。商四區(qū)西起新商60井區(qū)，東到商57井區(qū)，北靠商三區(qū)，東南為玉皇廟油田，面積約45km2。2002年完成惠民凹陷三維地震大連片處理，測網密度25×25m。通過前期勘探工作，發(fā)現(xiàn)了沙一段、沙二上、沙二下、沙三上和沙三中等五套含油層系。

1 研究區(qū)地質特征與開發(fā)方案研究

1.1 開發(fā)方式

商56-4塊沙二下天然能量不足。彈性產率較低為2.478×104t/MPa，每采1%地質儲量地層壓力下降3.23MPa。物質平衡計算彈性開采采收率僅為7.5%，需盡早注水補充地層能量。同時，油層潤濕性及水、油流度比等資料均對注水開發(fā)有利，儲層敏感性實驗表明注水開發(fā)可行，且2008年6月轉注水開發(fā)以來取得了一定效果，遞減趨勢明顯變緩，所以研究區(qū)開發(fā)方式應為注水開發(fā)

1.2開發(fā)層系

經研究，商56塊儲層具有如下特點：（1）油藏層薄、層多、豐度低、單層產能低，不具備細分條件;（2）縱向具有疊合性，能形成較為規(guī)則井網和注采系統(tǒng);（3）儲層物性和原油物性層間差異不大，具備合采條件;（4）層間壓力系數(shù)差別不大;（5）不出砂，雖然生產井段長，但完井工藝簡單，合采可行。根據上訴特點：建議商56-4塊沙二下使用一套層系開發(fā)，層間吸水差異狀況可采用注水井分層注水來調整。

1.3" 井網部署

商56-4塊沙二下屬于特低滲透油藏，目前注水井數(shù)少，累計虧空達到11.45×104m3，不能滿足注水開發(fā)的需要。矩型五點法注采井網適當加密后，注采井距縮小，注水見效快，油水井數(shù)比接近1：1，是一種強注強采的注采井網，能夠滿足注水開發(fā)的需要，且沿裂縫方向布井，有利于防止注入水水竄，提高波及體積和驅油效率。所以商56-4塊沙二下采用矩型五點法面積注采井網，適當井網加密及井排方向調整，儲層邊部采用不規(guī)則注采井網。

使用交匯法計算了經濟合理井網密度，計算經濟合理井網密度為17口/km2，對應五點法井網生產井與生產井之間的井距為343米，生產井與注水井之間井距為243米。

根據勝利地質研究院研究成果，計算了低滲透油田技術極限泄油半徑，計算結果為86.9米，取技術極限泄油半徑為90米，技術極限井距為180米，目前商56-4塊沙二下油井平均壓裂半縫長90米，通過壓裂改造彌補經濟合理井距，取生產井距350米，排距取150米，對應注采井距230米。

式中""" ——極限控制半徑，m;

——供給邊界壓力，MPa;

——流動壓力，MPa;

K——有效滲透率，10-3μm2;

——流體地下粘度，mPa.s。

因此，本次商56-4塊沙二下井網適當加密至生產井距350米，注采井距230米矩型五點法井網。

1.4"" 壓力保持水平

商56-4塊沙二下油層目前壓降大，油井動液面低，產量低，影響了油層生產能力的發(fā)揮。為使油層生產能力逐步恢復，建議油層壓力保持在靜水柱壓力。數(shù)模優(yōu)化結果為：注水初期為恢復地層壓力，采用1.2注采比，彌補虧空后略大于平衡注采比，保持地層壓力效果最好。

2" 方案設計與優(yōu)選

根據商56-4塊沙二下地質特征及開發(fā)中面臨的主要問題，采用矩型五點法注采井網對該塊進行加密完善，共設計兩套方案。

方案一：原有井網形式下加密

方案動用含油面積3.68km2，動用儲量448.33×104t，方案部署總井數(shù)44口，其中油井數(shù)25口（新鉆6口，老油井19口），注水井數(shù)19口（老注水井11口，轉注井7口、新鉆1口）。

圖1商56-4塊沙二下方案部署圖

方案二：井排方向調整為NE67.9°

方案動用含油面積3.68km2，動用儲量448.33×104t，方案部署總井數(shù)49口，其中油井數(shù)27口（新鉆6口，老油井21口），注水井數(shù)22口（老注水井11口，轉注井5口、新鉆6口）。

為對比不同方案的優(yōu)劣，利用數(shù)值模擬對不同方案15年指標進行預測，結果如下表所示。結果表明，方案二15年優(yōu)于方案一及不調整方案，因此，優(yōu)化推薦方案二。

3 指標預測

調整后總井數(shù)49口（油井27口，水井22口），新鉆井12口（油井6口，水井6口），利用老井37口（利用油井21口，利用水井11口，轉注井5口）。方案實施第一年區(qū)塊日液能力188t/d，日油能力91t/d，綜合含水51.8%，采油速度0.61%，區(qū)塊日注能力271m3/d，單井日注能力12.3m3/d。預測15年末累計產油50.76×104t，采出程度11.32%。

預計實施后前三年平均產能為2.60×104t，其中新井產能0.9×104t，老井產能1.70×104t，對比調整前前三年平均增建產能1.20×104t。