【摘 要】
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东河塘油田石炭系CⅢ油藏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。1岩性段分三个小层,为低孔低渗储层。开发“难度大、成本高
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东河塘油田石炭系CⅢ油藏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。1岩性段分三个小层,为低孔低渗储层。开发“难度大、成本高、效果差"以及现有的注采井网能否建立有效的注采压力系统是目前开发所面临的主要问题。
1岩性段储层渗流特征研究结果表明虽然1岩性段为低孔低渗储层,但是驱油效率高于其他岩性段,说明该储层相对均质,小孔喉分布均匀且连通性较好。1岩性段的开发效果评价结果表明目前1岩性段注采不平衡、采出程度低、注水井吸水效果差,通过计算1岩性段注采井网参数,得到合理的井网密度范围为3.537～5.122,合理注采井距取400～500m,而目前井网密度为2.80口/km2,折合计算的注采井距为597m,具有加密和调整空间。数值模拟研究认为1岩性段的剩余油基本上全区分布、剩余地质储量为占总剩余地质储量的39.4%,是油田调整优化的重点层位。为此我们进行了合理注采形式和注水层位等机理研究,提出注水形式坚持边缘注水的同时加强中部注水能量的补充,注水层位选择1岩性段第一小层。
基于以上研究结果,提出1岩性段注采井网优化措施,通过与基础方案的模拟预,该优化措施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,采出程度比基础方案提高了7.57%,达到35.09%,并累计增加产油量54.04×104t。
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