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9==[82-87][大庆-王卫学]PEOffice软件在编制典型区块综合治理方案中应用
PEOffice软件在编制典型区块综合治理方案中的应用
王卫学
(大庆油田有限公司第四采油厂 )
摘要:大庆油田E区块已进入特高含水期开发阶段,“控水挖潜”已成为开发调整的重要工作。根据实际生产、科研的需要,结合PEOffice软件编制了该区块的综合治理方案,实施综合调整,改善区块开发效果。该软件为制定区块的综合调整方案及开发指标预测提供了一定的支持,一定程度上提高了工作效率。
关键词:控水挖潜 动态分析 综合治理 软件应用
1 区块概况
E区块位于C区西部,北起B区三排,南至D区一排,东与杏北X#、Y#断层相邻,西以杏北Z#断层为界,是一个封闭性较好的开发区块。油藏埋藏深度847.8~1202.3m,平均油层含油井段长度217.8m。区块东部构造较平缓,西部构造相对较陡,构造高点F井区,闭合高度35m。该区自上而下发育101个沉积单元,平均单井钻遇总层数73个,平均钻遇砂岩总厚度70.2m,有效厚度27.1m。其中,葡Ⅰ1-3主力油层发育9个(葡Ⅰ31只在D区一排钻遇),非主力油层发育92个。萨、葡、高油层属于同一水动力系统,原始地层压力为10.68MPa,原始饱和压力为6.67MPa,原油性质属于低含硫、高凝固点的石蜡基原油。区块含油面积5.98km2,地质储量2059.73×104t,可采储量1120.49×104t。
图1 E区块井位图
1.1 开发简况
截止2005年12月底,该区块共有油水井176口。其中采油井107口,注水井69口。日注水4787m3,核实日产油353t,综合含水91.61%,采油速度0.67%,注采比1.102,自然递减率15.12%,综合递减率14.26%。全区地层压力9.32MPa,总压差-1.27MPa
表1 E区块2005年12月开发指标
油井井数
(口)
日产液
(t)
日产油
(t)
含水
(%)
水井井数
(口)
日注水
(m3)
注采比
递减率
自然
综合
107
4207
353
91.61
69
4787
1.102
15.12
14.26
沉没度
(m)
储量(万吨)
地层压力
MPa)
总压差
(MPa)
地质
可采
449
2059.73
1120.49
9.32
-1.27
图2 E区块各套井网开采现状图
1.2 储采失衡矛盾突出,自然递减速度较快
区块2000年完成了二次加密调整。进入“十五”,由于不具备整体上三次加密调整的潜力,没有安排新井产能建设,增储潜力逐步减少,水驱储采失衡的状况日益加剧,目前水驱储采平衡系数已经下降到了0.02。“十五”以来自然递减率一直较高,由于调整注水压力影响,近三年一直在15%以上(表2)。
表2 E区块储采平衡状况表
年 度
(年)
年产油
(104t)
地质储量
采油速度(%)
可采储量增值(104t)
储采平
衡系数
开发区
储采平衡系数
老井产量
自然递减率(%)
2001
23.67
1.221
1.16
0.05
0.26
13.14
2002
21.89
1.149
1.00
0.05
0.33
14.84
2003
19.42
1.063
0.28
0.01
0.19
16.11
2004
16.27
0.943
0.10
0.01
0.01
16.32
2005
13.95
0.790
0.34
0.02
0.21
15.12
表3 非主力油层动用比例统计表
项 目
全井发育(m)
动用厚度(m)
动用比例(%)
表外
砂岩
有效
表外
砂岩
有效
表外
砂岩
有效
表内厚层
333.5
315.9
200.7
265.9
254.6
160.9
79.73
80.60
80.17
表内薄层
240.5
206
85.7
161.4
138.4
52.2
67.11
67.18
60.91
表 外 层
188.9
133.2
/
82.3
60.5
/
43.57
45.42
/
合 计
762.9
655.1
286.4
509.6
453.5
213.1
66.80
69.23
74.41
1.3 油层动用不均匀,低产低效井比例较大
统计该区块1990年至2005年测试3次以上的21口井同位素吸水资料,砂岩厚度累计吸水比例为66.80%、有效厚度累计吸水比例为74.41%。其中,有效厚度≥0.5m的油层砂岩厚度、有效厚度累计吸水比例较高,分别为79.73%、80.17%;有效厚度在0.2~0.4m之间的油层砂岩厚度、有效厚度累计吸水比例分别为67.11%、60.91%;表外储层砂岩厚度累计吸水比例较低,只有43.57%(表3)。
2 编制综合治理方案中的应用
2.1 确定区块的调整思路
表4 E区块采油井多参数统计表 表5 E区块注水井多参数统计表
针对区块
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