论文部分内容阅读
特低渗透油藏由于地质特征复杂,储层预测和油藏开采难度大。本次研究对象马家山地区隶属鄂尔多斯盆地姬塬油田,目前开发耿117、耿63、耿116块,目的层段为上三叠统延长组长4+5油层组,属特低渗透油藏,储层地质特征变化大。随着开发的不断深入,呈现出诸多问题,如单井产能低,局部水淹快等,不同区块开发效果差异较大,油藏稳产压力大。针对目前存在的问题,本文利用最新的动、静态资料,开展油藏精细描述研究,深入剖析该油藏地质特征,从宏观及微观角度分析控制油藏产能差异的关键因素,在十分有限的资料条件下,设法研究了天然裂缝对储层的控制作用,进而借助油藏数值模拟技术,制定了有针对性的开发技术政策。在高分辨率层序地层学和沉积学理论的双重指导下,本文对马家山地区长4+5特低渗透油藏储层地质特征进行了系统研究,建立了等时地层格架,详细分析了砂体展布规律和储层非均质性特征,从地质背景上讨论了不同区块长4+5储层的差异性。本文首次创新性地将蒙特卡罗技术运用到常规测井裂缝识别中,研究了天然裂缝的分布特征,提高了在特低渗油藏利用常规测井曲线识别裂缝的精度,这对缺乏成像测井资料,而只有常规测井资料的开发区天然裂缝的识别具有重要意义。研究表明,耿116块天然裂缝最为发育,其次是耿63块,耿117块天然裂缝相对不发育;裂缝发育主方向为北东向,其次为北西向。由于裂缝在后期压裂改造中发生了动态变化,本文选择储层厚度、油井见水周期、月含水上升速度、产液指数与孔隙度的比值、常规测井裂缝识别因子等5项参数,利用灰色关联分析技术,综合动静态资料建立了特色的裂缝综合识别体系,使裂缝评价结果更为全面可靠和符合地质实际。开发动态分析表明,储层非均质性最强、裂缝最发育的耿116块开发效果最差。在利用油藏工程和数理统计分析技术对马家山地区长4+5油藏开发技术政策研究的基础上,本文设计了针对性的注采井网优化方案,利用油藏数值模拟技术研究表明:三个井区应加大井网密度,采用长轴方向与裂缝发育主方向一致的菱形反九点井网,使注采井排距缩小,裂缝方向井距加大,其中耿117块合理井排距为500m×150m,耿116块为520m×130m,耿63块为520m×150m;同时适当降低注采比,控制注水强度,提高采液速度,以达到控制含水,提高采收率的目的。