延99井區(qū)長6儲層注水開發(fā)技術政策研究.pdf

1、延99井區(qū)在正式投入開發(fā)以后隨著儲層天然能量的衰減，開發(fā)過程中暴露出一些的問題。為進一步有效開發(fā)延99井區(qū)，從該井區(qū)儲層地質特征出發(fā)，分析該區(qū)塊地層、構造、沉積特征，并且根據(jù)儲層展布、裂縫分布、巖石學特征、儲層物性和非均質性特征，綜合油藏原油物性及地層水特征，以及儲層敏感性分析為基礎，進行井區(qū)注水開發(fā)油藏工程論證，最終得到以下結論:(1)井區(qū)遞減規(guī)律為指數(shù)遞減，年綜合遞減率為8％。(2)油井投產(chǎn)初期產(chǎn)量高、遞減快，動用程度低，采油速度低

2、，能量保持水平低。(3)長6油層組主控因素為巖性，與構造形態(tài)關系不明顯，斷裂不發(fā)育，目的層內(nèi)未見斷裂。儲層最大主應力方向為NE80°，平均最大主應力為19.4MPa，現(xiàn)場壓裂以北東方向與東西方向為主。(4)長62砂層平均厚度大、儲層橫向連通性好含油面積大，而且油層連片性也好，為區(qū)內(nèi)最主要開發(fā)層段(5)儲層表現(xiàn)為弱速敏、弱水敏、弱鹽敏、弱堿敏和強的酸敏，由于區(qū)內(nèi)總體注水量小，注入速度慢，對儲層的傷害可以忽略。(6)注水最大井口注入壓力為7

3、MPa，初期平均單井注水量3.5m3/d，末期平均單井注水量5.8m3/d，注水見效時間為159天?？紤]裂縫方向影響，控制裂縫方向生產(chǎn)井水淹，初期注采比確定為0.7-0.8，待裂縫方向生產(chǎn)井含水達到80％以上時，部分水淹井轉注，區(qū)塊注采比調整至1.2左右。(7)先采用反七點法井網(wǎng)開發(fā)，后期轉注變?yōu)樾辛惺骄W(wǎng)，先期井排距依據(jù)現(xiàn)井網(wǎng)為150m×150m，后新部署井排距為150m×200m。(8)新布署井網(wǎng)注采井之比為1/2.2。預測十五年累