第十章 生产测井资料应用.doc

第十章 生产测井资料应用 前面章节已对生产测井的方法、原理及测井资料解释进行了探讨，本章主要介绍注采剖面测井资料在油气田开发中的应用实例。包括在注采系统调整中的应用、区块开发调整中的应用、剩余油饱和度确定及在油藏数值模拟中的应用等。 第一节 注采系统调整实例 某油田含油面积22，其中纯油区面积10.6，过渡带面积11.6，是一个受构造控制的气顶油田，采用反九点面积注水方式开采。针对油田全面转抽后，地层压力下降幅度大，压力系统不合理问题，将井网进行了转抽、调整后变为两排注水井夹三排生产井，中间井为间注间采的行列注水方式。油田储层是以砂岩、泥质粉砂岩组成的一套湖相河流三角洲沉积砂体，储层纵向和平面非均质严重，共分37个砂岩组，97个小层，平均砂岩厚度112，有效厚度72，地下原油粘度为17 ，原始气油比为48，饱和压力10.5。原油的地质储量为t，累计采油 t，采出程度23% ，采出量占可采储量的69% ，剩余可采储量t，储采比为10.38。 该油田投入开发时，开发层系有两套，井距分别为300和600；过渡带只用一套层系开发，井距为300，之后对纯油区和过渡带进行了层系调整。调整前，共有注水井89口，平均单井日注水343，采油井320口，平均单井日产油90，综合含水88% ，采油速度0.97％。为了控制含水上升速度，实现油田合理的压力系统，增加可采储量，合理提高产液量，减缓产量递减，对注采系统进行了调整。 调整采用改为行列注水方式的调整方法，调整工作分为两步，第一步：隔排转注原反九点法井网中注水井排上东西方向上的采油井，中间注水井排上的采油井不转注，仍为间注间采，形成两排注水井夹三排生产井的行列注水方式，注采井数比为1：1.67（图10-1-1）；第二步：将间注间采井排上的采油井转注，形成一排注水井，一排采油井的行列注水方式，注采井数比为1：1 。该油田注采系统调整后，共转注油井43口，油水井数比从调节的3.6降到2.1。在转注井排上，新转注井尽可能做到分层注水，注水层段划分上力求与原注水井相对应，这类油层从控制注水为主，注水强度一般不大于。原注水井砂体主体部位井点一般采取停注措施，变差部位井点应减缓层间矛盾。直接受转注效果的两排采油井，一般不采取堵水措施，以加速改变液体的流动方向。 在中间间注间采井排上，注水能力较低，河道砂主体部位的采油井点以堵水为主，用以缓解注水能力不足的矛盾。原注水井的注水量也可根据油井措施情况和油层压力水平进行局部调整。注水井在砂体主体部位仍可以控制注水或停注，但调整幅度和比例较转注井排上原注水井小。43口井转注后，日注水量增加了9630，注入水的去向采用吸水剖面测井方法确定，在此基础上调整了49口老注水井的注水方案，日注水量减少8820，使全区注水量基本保持稳定，其中老注水井停注48个层段，日注水量减少4730；控制注水层75个，日注水量减少4090；对16个差油层加强注水，日注水量增加660。在 图10-1-1 反九点法不同注采系统调整方式示意图 调整中，加强油井效益动态分析，掌握好时间差，较好地实现了注水量由老注水井向新转注井转移，同时将4口笼统注水井改为分层注水，基本上做到了合理有效注水。在这些调整过程中，对关键注采井实行注采剖面测井监测，以了解注入水的去向及生产效果。 注采系统调整后，采油井连通程度和供液能力显著提高。对含水率较低的井，采取压裂、酸化、换泵等增产措施，受效明显；含水率基本稳定的井在实现增油的同时限制了产液量，在该油田共压裂43口井，初期单井日增油9.8，综合含水由83.4%下降到81.8%，年增油；换泵67口，年增油；调整参数126口井，年增油。 为了控制该油田含水率上升的速度，发挥堵水的整体效应，采用区块整体堵水的做法。共堵水61口，占总井数的21%，平均单井增油3.1，日产水下降56，综合含水由94%下降到87%，共降水，当年末平均日降水1336，全区综合含水下降0.5个百分个点，达到了整个油田含水率不上升的目的。 通过以上工作，基本完成了该油田靠注采系统调整和油水井综合配套措施实现稳油控水的目标。也使全油田水驱采收率有所提高，增加量为t。 该油田的现场实践表明，通过油井转注进行注采系统调整，实现了合理的压力开采系统，并相应提高了油田产液量，减缓产量递减，改变了液流的方法，提高了水驱连通程度。实践证明，注采系统调整应根据油水井数比随含水上升而逐渐降低的规律，选择适当的时机和合理的转注井数进行；转注方式要有利于提高对储层的水驱控制程度和剩余油的集中开采；注采系统调整后，在充分认识各类油层动用状况的基础上，搞好新老注水井的分层配水，促进液流方向的改变，充分提高注入水的利用率；在受效油井中及时采取压裂、堵水等配套措施，不失时机充分发挥注采系统的调整作用，同时采用生产测井手段