压力保持水平的水驱开发.docVIP

一、压力保持水平的水驱开发 1. 不保持压力水平 根据油藏数值模拟结果，在保持现有产液量3254m3/d（2003年6月）水平的条件下，如果不保持地层压力的开采方法，地层压力下降很快，当地层压力降至饱和压力（10.9MPa～14.2MPa）以下后，在地层中造成原油脱气，油井无法正常生产。 2. 保持压力水平略高于饱和压力 在先导区水驱和聚合物驱历史拟合的基础上，进一步借助油藏数值模拟技术研究后续水驱阶段保持不同的地层压力对提高采收率的影响，分别计算了后续水驱五年内（不包括2001年10月至2003年6月，从2003年7月开始计算）地层压力为0.6 Pi、0.7 Pi、0.8 Pi、0.9Pi的四个方案（图7-53），结果表明：地层压力维持在0.6 Pi～0.7 Pi（略高于饱和压力）时，驱油效果最好。 3. 保持适当注采比 同样利用油藏数值模拟手段研究后续水驱阶段五年内的注采比对最终效果的影响，保持注水量不变的情况下，通过改变产液量来实现注采比的目的，分别计算了后续水驱注采比为0.8、0.9、1.0、1.1四个方案（图7-54），结果表明：转后续水驱后，保持注采比为0.9左右，水驱油效果最好。 在生产过程中，还应该根据不同井组的实际情况调节注采比。例如对于地层压力较高、油井见聚浓度较高、含水回弹速度快的注采井组设计的注采比可以适当低于0.9；对于地层压力相对较低、水驱剩余油丰度较高的井组潜力层设计的注采比可以略高于0.9，但相邻注采井组注采比不宜相差过大，保持井区注采协调。