卫43块沙三中3—4低渗透油藏开发部署

《低渗透油藏井网部署的油藏工程方法研究》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，低渗透油藏的开发变得日益重要。

低渗透油藏因其储层特性，开发难度大，需要精细的井网部署和高效的开发策略。

因此，研究低渗透油藏的井网部署及相应的油藏工程方法，对于提高采收率、降低开发成本、实现可持续发展具有重要意义。

本文旨在探讨低渗透油藏的井网部署策略及其在油藏工程中的应用。

二、低渗透油藏特征低渗透油藏是指渗透率较低的油藏，其储层特性决定了其开发难度。

低渗透油藏的主要特征包括：储层渗透率低、孔隙度小、非均质性强、含油饱和度低等。

这些特征导致油藏开采过程中存在采收率低、产能递减快等问题。

三、井网部署原则针对低渗透油藏的特性，井网部署应遵循以下原则：1. 合理规划井网密度和井距：根据储层特性和产能要求，合理规划井网密度和井距，确保井网能够覆盖整个油藏。

2. 优化井位选择：根据地质资料和储层特性，选择合适的井位，以最大限度地提高采收率。

3. 考虑经济因素：在满足产能要求的前提下，尽量降低开发成本，实现经济效益最大化。

四、油藏工程方法研究针对低渗透油藏的井网部署，可采用以下油藏工程方法进行研究：1. 地质建模与储层评价：通过地质建模和储层评价，了解储层的空间分布、渗透率、孔隙度等参数，为井网部署提供依据。

2. 数值模拟技术：利用数值模拟技术，建立油藏模型，模拟不同井网部署方案下的油藏开采过程，评估各方案的采收率、产能及经济效益。

3. 历史拟合与优化：根据实际生产数据，对历史拟合结果进行优化，调整井网部署方案，提高采收率。

4. 动态监测与调整：通过动态监测技术，实时监测油藏开采过程中的产能变化、压力变化等数据，根据实际情况调整井网部署方案。

五、实例分析以某低渗透油藏为例，采用上述油藏工程方法进行研究。

首先，通过地质建模和储层评价，了解储层的空间分布和特性。

其次，利用数值模拟技术建立油藏模型，模拟不同井网部署方案下的开采过程。

通过历史拟合与优化，确定最佳井网部署方案。

滨南油田滨435块致密砂岩油藏开发方案作者：高峰来源：《科教导刊·电子版》2014年第26期摘要研究致密砂岩滨435块油藏地质特征，编制油藏工程设计方案，采取天然能量开发形式，选取滨437-滨438-滨444井区整体部署水平井，长井段多级压裂水平井投产，同时预测了方案前3年产能。

关键词致密砂岩油藏特征水平井压裂开发方案1 油田概况1.1 地理位置及自然地理概况滨南油田滨435块地理位置位于山东省滨州市、东营市境内，单家寺油田东南，乔庄油田以北，属滨南油田。

该油田地处平原，地势平坦，交通方便，利于施工。

1.2 区域地质滨435块区域构造位于济阳坳陷东营凹陷西北部的利津洼陷的西南坡，为滨东滩坝砂油藏的一部分。

主要储集层类型为沙四上亚段的滩坝砂体，油藏埋深3200—4000m。

主力含油层系为沙四上纯下亚段1砂组和2砂组。

2油藏地质特征2.1 地层层序及含油层系通过钻井资料揭示，本区地层自上而下依次为新生界第四系平原组；新近系明化镇组、馆陶组；古近系东营组、沙河街组沙一段、沙二段、沙三段（沙三上、沙三中、沙三下）、沙四段（沙四上、沙四下）及孔店组。

沙四段地层自下而上由灰色盐岩、膏盐与深灰色泥岩的互层转变为深灰色泥岩、薄层粉砂岩的相间分布及泥灰岩和油页岩，洼陷边缘沙四上地层沉积早期可见红色泥岩夹砂岩，反映了沙四段沉积时期，气候逐渐由干旱向潮湿转变，沉积环境由干旱的滨湖冲积平原、间隙性盐湖向潮湿气候下的浅湖、半深湖转化。

纯下次亚段以滨浅湖相沉积为主。

地层厚度变化不大，但受古地形由南向北倾斜但坡度较小的控制，仍具有由南向北逐渐加厚的变化趋势，本井区滩坝砂体发育，岩性为灰色粉细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、灰质粉砂岩、泥灰岩与深灰色、灰色泥岩、砂质泥岩、褐灰色油页岩不等厚互层。

测井上自然电位曲线呈较低的负异常，2.5m底部梯度视电阻率曲线呈中—高阻的梳状尖齿，幅度变化较大，曲线基值较纯上显著降低。

2.2 地层划分对比以沉积学、层序地层学及石油地质学理论为指导，强调等时对比，应用地震、测井、钻井录井资料，以滩坝砂沉积模式微控制，综合考虑构造、沉积旋回、油水关系、沉积微相和油藏动态信息等多种因素进行全方位对比。

低渗透油藏整体压裂设计内容和设计方法摘要在低渗透油田的开发过程中，压裂技术成为低渗透油气田开发的主导工艺，在设计思想上也由单井增产措施的优化向区块压裂方案的优化、整体改造开发方案的优化发展。

迄今为止，低渗透油藏压裂技术已伴随着整体压裂技术的发展而进入到一个新的阶段，朝着优化支撑剂、提高压裂液效率、大型整体优化压裂设计的方向发展。

本文介绍了整体压裂的基本特征及设计原则，详细介绍了整体压裂设计的内容及方法，并用G43断块油藏的整体压裂研究进行的整体压裂设计内容的说明。

关键字低渗透，整体压裂，水力压裂，优化设计随着我国石油勘探和开发程度的深入，低渗透油田储量所占比例愈来愈大。

低渗透油田的高效开发对迎接石油工业面临着严峻的挑战、缓解石油供需矛盾有着重要的作用。

在低渗透油田开发方面，相当多的油井采不出、注入井注不进，形成低产低效的半瘫痪状态。

同时相当多的低渗透油田储量仍然难以动用。

油层水力压裂作为低渗透油藏改造的主要措施，随着对压裂技术在认识上的深化，进入八十年代中、后期，在设计思想上有了新的突破：把原来的以单井产量或经济净现值为准则的单井优化设计扩展为以油藏（区块）作为总体单元、以获得最大的油藏经济净现值或采收率（扫油效率和波及系数）为准则的整体压裂优化设计。

油藏整体压裂的工作对象（工作单元）是从全油藏出发，就是将压裂缝长、缝宽、导流能力与一定延伸方位的水力裂缝置于给定的油藏地质条件和注采井网之中，然后反馈到油藏工程和油田开发方案中，从而优化井网、井距、井数及布井方位，以取得好的开发效果和效益。

上述研究成果从整体压裂方案的基础上再做单井的优化压裂设计；通过方案设计实施与评价，全面提高油藏的开发水平与经济效益。

从这个意义上来说，水力压裂已从一项单纯提高单井产量的战术手段，而发展成为经济有效地开采低渗透油藏不可或缺的战略措施，故整体压裂又称油田开发压裂。

制定低渗透油藏整体压裂方案不仅是编制采油工程方案所必需的，也是油田开发（或开发调整）方案的重要组成部分[1]。

中国石油大学（华东）现代远程教育毕业大作业（实践报告）题目： 64-4-5井组实践报告学习中心：胜利油田滨南学习中心年级专业：网络11春油气开采技术学生姓名：周武臣学号： 11952132015实践单位：胜利油田滨南采油厂二矿实践起止时间：12年9月10日～12年11月10日中国石油大学（华东）远程与继续教育学院完成时间： 2012 年 12 月 1 日中国石油大学（华东）现代远程教育毕业大作业（实践报告）实践单位评议表64-4-5井组实践报告B、做好注采系统平衡预测，优选注采比S345层温和注水根据该块数模结果，注采比与油井含水上升呈正相关，根据地层压力保持水平，稳产期井组总体注采比控制在0.7-1.0，油井总体受效较好，表现为无水采油期较长16-25个月（区块平均15个月）。

从井组实际液量－日注水平关系与井组注采平衡图是相吻合的，说明在稳产期对S345层的注采比的选择是合理的。

注采比0.8，注采井数比1:3确定合理压力界限，S343层低注采比降压开采，控制油井含水上升速度S 343层与S345层开发不同点是其是一个先注后采的过程，地层压力保持水平高，且井层由于动用时间晚，油层不同程度水淹。

S343层上返油井初产统计表井号初产水分析地层水日液日油含水液面矿化度水型矿化度水型64-15 39.5 24.1 39 井口5341.5 NaHCO311105 NaHCO3 64-12 42.2 13.2 68.8 井口6887 NaHCO3为此，借鉴S345层开发中合理地层压力保持水平的确定，及时制定水井调配依据，综合考虑，以低注采比降压开采，控制油井含水上升为主，总体月注采比保持在0.5~0.8，控制油井含水上升速度，实施后效果较好， S343层油井含水不同程度下降，尤其是新补孔井64-12、64-15，64-20井油井产量保持在17吨以上稳产了4年， 64-12井日产油量保持在初产13吨以上稳产了3年9个月，2井稳产阶段末含水均低于投产初期含水，取得了较好的控水稳油效果。

卫349块沙三下和沙四段储层测井评价张俊杰1,兰　风1,魏　霞1,张　娟2,刘　丽1(1.中原石油探勘局地球物理测井公司;2.中原油田分公司采油二厂,河南濮阳　457001) 摘　要:卫349块作为中原油田主要勘探开发区块,目的储层岩性致密,物性较差,但含油性较好,测井解释结论和试油投产结果存在偏差,针对该区块复杂的地质和储层特征,本文介绍了卫349块的储层特征及其测井响应特征,依据试油、投产资料建立了该块的解释图版和油干层界限标准,研究出了一套适合于卫349块储层评价的测井解释方法,并在老井和新井测井解释中加以应用,收到了良好的应用效果。

关键词:储层特征;物性;含油性;储层评价;解释标准 中图分类号:T E325 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)15—0150—01 卫349块是中原油田的主要勘探开发区块之一,主要开发层位是沙三下、沙四段地层,该段储层埋藏较深,岩性致密,物性较差,加上对该区储层特征认识不够,常将有潜力的油层解释干层或未解,将电阻率较低的油层解释为油水同层或水层,影响了测井解释的符合率。

针对卫349块沙三下、沙四段复杂的地质特征和储层特征,以解决解释中对储层识别难、储层流体性质判别难等实际问题为出发点,研究卫349块储层解释方法势在必行。

1　地质概况卫349块位于东濮凹陷西部斜坡带马寨构造。

马寨构造北邻文明寨构造,南接柳屯～邢庄断阶带,东与卫城构造隔柳屯次洼相望,西侧为内黄隆起,整体构造呈西高东低。

该地区沙三段泥岩发育,具良好的生烃条件,同时东临柳屯次洼,是油气运移的主要指向区,烃源充足,由于近物源,沉积快,沙三段亦沉积了较好的砂岩储集层,为油气聚集提供了广泛的空间,其上中部发育的泥膏岩是区域上良好的盖层。

2　储层特征及测井响应特征卫349块目的层位是沙三下和沙四段地层,储层岩性较细,主要为粉砂岩,泥质粉砂岩。

储集空间为孔隙型,为低孔低渗储层。

从测井曲线特征来看,砂岩自然伽马曲线数值较高,在80A PI 左右,反映储层岩性不纯,泥质含量略高;储层物性较差,声波时差值在230s/m 左右,密度值在2.52g/cm 3左右;与常规储层相比,电阻率较低,深感应电阻率为2m 。

采油矿油井洗井现状分析一、基本概况采油矿目前油井总数311口，开井256口，日产液量1313.5吨，油量493吨，综合含水62.5%。

所管理的樊29块等12个区块油井平均泵深1830米，平均动液面1643米，平均沉没度187米，含蜡量最高的是粱212块23.8%，最低的是樊143块12.1%；水型除小营油区粱8、粱203-10、粱212是氯化钙型以外，其余以碳酸氢钠型为主；水敏情况粱212块未做，樊23块中-强，其余区块都是中等偏弱。

表一：采油三矿主要区块数据表目前井筒维护方式分6种模式，其中热油融蜡11口井，平均周期50天；融蜡车水洗的37口，平均周期80天；常规洗热100口，平均周期60天；常规热洗配合加清防蜡剂59口井，平均周期70天；空心杆洗井12口，平均周期50天；加清防蜡剂为主根据电流变化情况确定是否洗井的有12口，平均周期180天；不洗井、不加药6口。

具体情况见表二表二：采油三矿油井井筒护理方式一览表每种洗井方式的操作规程：（一）常规洗井操作规程：1、每口井热洗水量不低于24m3（2罐水）、水温不低于90℃，第一罐洗井时间不少于50分钟，第二罐洗井时间不低于40分钟；对于需要洗3罐水的，第一罐、第二罐均不低于50分钟，第三罐洗井时间不低于40分钟；2、每罐热水必须打完；3、洗井时采取高水温、低排量方法，泵车要在低档运行；若在洗井过程中泵车起压（不超过3MPa），应先停泵半小时，待管壁蜡慢慢融化后再起泵；油井热洗过程严禁停井，油井出油温度不低于50℃。

4、各管理区根据管线长度和回压情况，决定是否要先冲管线再洗井；5、油井热洗3天内无特殊情况严禁停井，班组要加强油井热洗后的监控，每天量电流不低于2次，发现油井回压升高、电流上升或液量下降要及时上报管理区责任干部，落实清楚后上报生产技术室，共同查找原因，并制定措施。

6、责任干部和热洗员要做到特殊情况下的四个不洗：①水温不达标不洗②水量不够不洗③皮带松不洗④3-5天内有停井计划的不洗。