木125区块提高井网适应性方案研究

实例分析油藏开发方案调整对策史南油田史深100块沙三中段低渗透油藏自1994年投入开发，1995年按400×283m的反九点面积井网整体转注，历经14年的滚动勘探开发，取得了较好的开发效果。

但随着挖潜调整的深入，史深100主体老区油水井受长期的反复改造、高压注水等因素影响，导致井况恶化、井网适应性变差，地层能量持续下降等一系列注采开发矛盾，严重影响了油藏潜力的发挥。

为进一步提高油田开发水平，有必要对该油藏开发方案调整对策进行研究，制定有针对性、适应性的开发调整对策，用于指导今后史深100断块的开发。

1 层系调整可行性研究1.1 局部区域中1、中2砂组均具有一定的物质基础根据中1砂组、中2+3砂组在储层中部F2断层两侧中1砂组、中2+3砂组油层厚度均在10m以上，计算区域面积2.48km2，细分层系后，各层系主力层突出，具有一定的油层厚度和剩余可采储量。

中1段平均油层厚度10.1m，主力层主要为中14、地质储量175.0×104t，目前剩余储量丰度63.6×104t/km2，剩余可采储量23.9×104t；中2+3段平均油层厚度14.9m，主力层主要为中21、地质储量267.1×104t，目前剩余储量丰度88.7×104t/km2，剩余可采储量29.1×104t。

1.2 储层物性较好，隔夹层稳定分布细分层系区域主要为主力层中14、中21储层发育核部，沉积微相属于水道微相带上，区域内储层物性相对较好，平均空隙度19.4%，渗透率13.6×10-3μm2。

另外，根据储层特征研究成果，史深100断块砂层组之间隔层分布稳定，中1段和中2段之间平均隔层厚度为36.5m。

1.3 各层系均具有一定的产能根据投产或改层单采中14小层或中21小层的油井生产情况分析各层系均具有一定的产能，统计投产或改层单采中14小层的油井有10口，平均单井初产11.4t/d，平均采油指数0.11t/d.MPa.m；投产或改层单采中21小层的油井有63口，平均单井初产14.2t/d，平均采油指数0.14t/d.MPa.m。

草古126-平1井超浅水平井钻井技术【摘要】草古126-平1井是胜利油田目前垂深最浅的一口三开小井眼水平井，该井造斜点浅、井眼大、造斜率高、三开小井眼轨迹难度大、中靶精度要求高、潜山地层漏失严重。

本文就使用SDM650仪器、三开使用SDM350测量施工完成勘探任务，为草古125区块今后在同类井施工提供了有价值的钻井参数。

【关键词】最浅水平井;草古区块;潜山地层1.地质构造概况草古126-平1构造位置是济阳坳陷广饶凸起西段潜山构造带东部草古125潜山较高部位，是一口油藏评价井。

草古125井区构造上位于济阳坳陷广饶凸起西段潜山构造带东部构造特征，草古125潜山隶属于广饶潜山带，处于广饶潜山带东南端的高部位，基底地层为太古界泰山群地层，受基底断裂的分割，草古125潜山总体由四排呈北北西向排列的下古生界潜山联合构成，发育规模自东向西逐渐增大。

草古125潜山自北向南构造逐渐抬高，下古生界出露地层逐渐变老，潜山顶部埋深约450-520m，鞍部埋深约540-620m。

草古126-平1井设计位于草古126潜山的构造高部，草古126井西南。

本区为海相沉积，储层为奥陶系灰岩、白云岩。

碳酸盐岩风化、溶蚀带成为本区重要的储集带，彼此穿插连通的缝洞网络成本区为海相沉积，储层为奥陶系灰岩、白云岩。

碳酸盐岩风化、溶蚀带成为本区重要的储集带，彼此穿插连通的缝洞网络成其重要的储渗空间。

主要评价目的有:（1）落实储层物性参数、储量资源（2）取得储层敏感性资料，为有效进行油层保护提供依据（3）探讨总结浅层水平井工艺配套技术的适应性（4）通过试油、试采了解油层产能,为油藏开发方案提供依据。

地质分层分别为平原组、明化镇组、馆陶组、奥陶系；底垂深分别为200m、440m、456m、460m；厚度分别为200m、240m、16m、4m。

2.工程设计及技术难点本井的井身剖面设计为直-增-增-平双增轨道。

由全井工程设计和地质设计看，本井上部地层极软为粘土和流沙层，成岩性差，井眼易垮塌，在这样浅的软地层进行大井眼高造斜率定向在胜利油田内部少见，在水力作用下难加上钻压，工具面不稳定，井径扩大率大，造斜率很难控制；从井身结构设计来看，二开完下技术套管的目的是及时封住上部松软地层，二开完钻垂深需要定向技术人员与地质录井人员紧密配合，卡好潜山层位，保证刚好进层。

甲区东部层系井网优化调整方式研究辛玲【摘要】针对甲区东部目前存在的注采井距偏大、油层水驱控制程度和动用程度整体偏低等开发矛盾,确定了纵向上将三类油层划分为表内厚层和薄差储层两套开发层系,平面上利用现井网补充加密,将整体水驱井网重构为表内厚层和薄差储层两套水驱开发井网的层系井网优化调整方式,以达到纵向上优化调整对象,减小层间干扰,平面上缩小注采井距,改善开发效果的目的.该调整方式可在甲区进行推广,预测可提高该区三类油层采收率5.2个百分点,增加可采储量323.50×104t.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2015(000)012【总页数】2页(P150-151)【关键词】水驱;开发矛盾;井网重构;综合调整【作者】辛玲【作者单位】大庆油田第四采油厂地质大队,黑龙江大庆163511【正文语种】中文【中图分类】TE32+4甲区位于某开发区东南部，含油面积14.99km2，三类油层地质储量2157.4×104t，经40余年的水驱开发调整，目前已处于特高含水阶段。

由于区块三类油层发育整体较差，注采井距较大导致三类油层整体水驱控制程度和动用程度相对较低，但好油层剩余储量比例仍然较高，进行仅依靠常规的增产增注措施以及对薄差储层的三次加密调整难以有效提高三类油层整体的开发效果，因此，需要对区块层系井网的优化调整方法进行研究，进一步改善开发效果和最大程度提高采收率。

1 区块概况1.1 油层发育特征与某纯油区北部相比，甲区三类油层发育明显变差，平均单井钻遇52.5个油层，砂岩厚度38.8m，有效厚度仅为9.4m。

储层发育层段性差异明显，萨Ⅱ组发育最好，油层发育厚度占全井三类油层的50.0%左右，而葡Ⅰ4及以下油层平均有效厚度仅有2.3m，占全井三类油层有效厚度的24.5%，且主要集中在葡Ⅰ422和葡Ⅰ52两个沉积单元。

受该区块油层发育较差影响，表内厚层和薄差储层的油层发育跨度分别是113.6m和163.0m，开发层段跨度明显小于某纯油区北部区块。

油藏开发过程中存在的问题及调整建议探讨本文研究了油藏在开发过程中存在的问题及下步开发手段的调整建议。

开发以来，切6区E31水驱动用程度呈逐年下降趋势，水驱储量动用程度有进一步提高的空间，有望通过中高含水期水井调剖、分层酸化和井网调整等工作，减缓层间干扰，改善注水效果，从而达到提高油层供液能力、减缓递减、增加油藏可采储量的目的。

标签：开发;水驱;注采井网昆北油田从试采到正式开发，对切六区E1 3油藏在构造、储层研究等方面的整体认识虽然一直在不断加深，油藏在合理利用边底水能量的情况下，生产情况良好。

近年来，E1 3油藏陆续实施了一些针对油藏生产现状的措施，油藏生产情况一直较好，但是2014年初以来油藏呈现整体液量下降的趋势，油藏产量从2014年初的日产122吨下降到目前日产95吨，2014年10月油藏自然递减已经超过10%。

1、油田开发现状截止2015年11月底，切6区E1 3油藏共有油井12口，开井12口，日产油78.03t，平均单井日产油6.5t/d，月产油0.2341×104t，日产液155.8t /d，综合含水49.92%，累计产油31.5624×104t，累积产水13×87104m3;注水井12口，开井12口，平均单井日注13.32m3/d，月注采比0.81，累积注水量48.0301×104m3，累注采比0.86。

2、开发过程中含水上升的原因分析综合储层物性、油水分布、水质分析等资料，开展注水见效及油井来水方向分析等研究，认为油藏含水上升主要原因如下：2.1 地层水与注入水突進导致含水快速上升。

切6区E1 3油藏Ⅰ-12小层砂体分布稳定，有统一的油水界面，存在注入水、地层水突进现象。

例如：切六-H206井位于切6区E31油藏含油边界附近，2008年11月投产后到2009年11月切六-207井转注期间，无人工注水补充能量，动液面和产液量保持稳定，含水上升快，氯离子含量有所上升，应为地层水突进所致;2010年上半年，含水再次开始上升，氯离子含量有所下降但仍高于初投产时的含量，是注入水与地层水共同作用结果;切六-201井2008年10月投产，液量、产量、含水、液面一直稳定，切六-216井2010年10月开始注水，切六-201井含水上升，同时氯离子含量下降，说明注入水快速突进。

注水方式确定油田注水的选择主要是根据国内外油田的开发经验与本油田的具体特点来确定的，油藏构造特征和油层属性是确定注水方式的主要依据。

在注水方式选择时，油藏类性，油水过渡带大小，地层原油粘度，地层水的粘度储集层类型。

储层物性，尤其是岩石渗透率，地层非均质性及油水过渡带和断层的展布都是要考虑的地质因素。

其中注水方式选择要满足的原则:1、适应油层延伸状况和油砂体分布特点，从静态上控制较多的水驱储量，达到较大的注水波及系数；2、适应油藏构造形态、地层倾角和含油面积大小，合理布置注水井和开发系统；3、适应油层联通状况和岩性、物性变化，使油层从动态上受到充分注水效果；4、尽量使油井见水晚，延长高产井寿命，使油田较长期高产稳产；5、选择有利的注水方式，使之便于掌握开采动态，有调整余地，生产主动。

注水方式的影响注水主要分为边部注水和内部注水两种，边部注水主要包括边外注水、边缘注水、边内注水；内部注水主要包括切割注水、选择注水、点状注水和面积注水。

目前国内最常用的注水方式是切割注水和面积注水。

边部注水：图1边外注水图2边缘注水图3边内注水边部注水的注水井大多平行于油水边缘，油水界面逐步向内推进，因此控制比较容易，和其他注水方式相比较，最终采收率往往高出很多，但由于注水井和采油井不是交错分布，能受到注水效果的采油井排很少，靠近注水井排的采油井可以保持油层压力，远离注水井排的采油井几乎不受注水效果影响，压力和产量过低，开采效果差，因此这种注水方式只适用于小油田。

前苏联的巴夫雷油田就是采用的边外注水方式，其油田总面积约为80Km2，平均有效渗透率600μm2,油层较均匀、稳定，边水活跃，采用边外注水方式后油层压力稳定在14至15兆帕。

切割注水：图4纵向切割注水图5横向切割注水图6环状切割注水切割注水分为横向切割注水、纵向切割注水和环状切割注水。

切割注水把油田分成若干个小的开发区，区内注水井和采油井成行成列的平行布置，一般两排注水井之间夹隔三到五排的采油井。

明 15块井网恢复研究及应用摘要：明15块近几年新增事故井多，整体井网破坏严重，水驱控制、水驱动用程度降低，采油速度明显下降。

2018-2020年开展了局部井区完善工作，效果较好。

2021年继续在精细剩余油研究的基础上，开展整体井网恢复重构工作，充分挖掘油藏潜力，为油藏长期可持续开发打牢基础。

关键词：注采井网；剩余油研究；提高采收率1区块概况1.1地质概况明15块位于文明寨油田西南部，含油面积1.9 km2，石油地质储量168×104t，标定采收率28.52%，含油层位沙二下1-3，油藏埋藏深度为1580-1680m。

区块由明15断层与明62断层所夹持的垒块，断块呈北东走向，北以卫7断层为界，构造高点位于明15井西侧，构造平缓，沙二下地层倾角5～10°，以小幅度的鞍部与文明寨构造相过渡，整体构造比较简单。

明15块在平面上和纵向上变化较大，明403～明406井一线往北砂层迅速减薄，北部砂岩不发育，厚度小，油层主要集中在明403～明406井以南分布的面积内。

明15块在300m井距下平均砂层厚度连通率为70-80%，局部地区最高可达94.3%，平均层数连通率为76.3%。

1.2开发现状截止2020年12月，明15块共建成油水井28口，其中油井15口，水井13口，注采井数比1：1.5，油井开井13口，井口日产液235.7m3，日产油23.2t，综合含水90.14%，采油速度0.48%，采出程度22.48%，水井开井7口，日注水平189m3，月注采比0.78，累积注采比1.07，自然递减11.63%，综合递减4.73%。

1.3开发中存在的问题（1）井况损坏严重，造成井网不完善，储量严重损失2009年开始空气泡沫驱以来，受空气泡沫驱腐蚀影响，2011年以来事故井明显增多，明15块开发形势明显变差。

区块累计事故井16口，目前严重影响开发的7口。

区块正常井井网密度不断下降，目前仅为6口/km2，井网正常单井控制储量为6.0×104t ，目前单井控制储量为15.3×104t。

四川盆地双鱼石区块特深井井身结构设计与适用性评价研究许期聪;付强;周井红;陈宽;万夫磊【期刊名称】《钻采工艺》【年(卷),期】2024(47)2【摘要】四川盆地双鱼石区块震旦系特深井存在5个套管必封点和2个复杂风险点,井身结构设计存在较大难度。

文章在调研国内外已钻特深井井身结构情况的基础上,分析认为双鱼石震旦系特深井所需套管层序多、强度高,现有国内外特深井井身结构方案无法在双鱼石区块震旦系特深井直接应用,需要自主研发。

根据国内外现有钻井技术条件,文章建立了2套不使用膨胀管的适合特深井的套管和钻头尺寸匹配模型,并结合邻区钻探经验和本区块的地质特征,设计出适合双鱼石震旦系特深井的井身结构方案;然后对该井身结构开展了套管柱强度校核、水力学、钻柱力学及钻机作业能力的评价,对现有部分套管、钻杆等不满足安全钻井要求的情况,优化设计定制了专用套管、钻杆。

研究结果表明,使用该套井身结构方案,作业过程中钻机负荷最大为6 856 kN,现有ZJ120型钻机及配套的70 MPa钻井泵可满足施工需求,配套设计的套管、钻柱、水力参数满足井下安全作业的需求,具有可实施性,可为国内相似区块的特深层勘探开发提供技术参考。

【总页数】10页(P83-92)【作者】许期聪;付强;周井红;陈宽;万夫磊【作者单位】中国石油川庆钻探工程技术有限公司钻采工程技术研究院;国家能源高含硫开采研发中心;中国石油川庆钻探工程技术有限公司工程技术部;中国石油西南油气田分公司【正文语种】中文【中图分类】TE9【相关文献】1.开江区块深井井身结构设计探讨2.盐下复杂压力系统超深井的非常规井身结构设计——以四川盆地五探1井为例3.基于小平滑面的非线性网格层析速度建模技术——以四川盆地双鱼石区块为例4.四川盆地双鱼石区块深井钻井井斜规律研究5.四川盆地双鱼石高陡构造井身轨迹跟踪技术因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。