韩渠油田长8油藏注水开发技术政策研究.docx

    韩渠油田长8油藏注水开发技术政策研究    赵辉Summary：韩渠油田长8油藏自2014年投入开发，由于储层低压、低孔、低渗的特点，地层能量下降快，油井产量递减快，亟需注水补充能量如何制定该油藏的注水开发技术政策是我们下步工作的重点基于此，本篇文章对长8油藏注水开发技术政策进行研究，为下一步开发调整提供技术支撑Key：韩渠油田;长8油藏;注水开发技术政策1油藏概况1.1地质特征韩渠油田位于陕西省定边县砖井乡韩渠村，构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部中段韩渠油田范围内长8油藏未见构造圈闭，长8油层分布主要受三角洲前缘水下分流河道砂体砂体控制，储层平均孔隙度8.6%;平均渗透率0.51mD含油面积为1.4km2，地质储量为63.7×104t韩渠油田长8油藏主要受到岩性变化控制，未见边底水及油水界面，为超低渗岩性油藏1.2开发特征韩渠油田长8层于2014年勘探评价取得突破，2015年规模建产，生产井在投产初期产液量和动液面持续下降，已投产井的试采情况表明，天然能量开发，地层能量下降快，油井产液量递減快，亟需注水开发2注水开发技术政策研究2.1井网系统论证2.1.1合理井网方式（1）最大主应力方位与井排方向结合鄂尔多斯盆地现今应力场分布规律，最大主应力方位为NE50°～NE90°，确定韩渠地区长8最大主应力方位为NE70°左右，因此，井网井排方向确定为NE70°。

2）井网形式根据目前完钻井情况，选用反七点井网，后期调整具有较大的灵活性2.1.2注采井距论证2.2注采参数论证2.2.1注水井压力注水井最大流动压力主要受破裂压力的限制，根据经验，一般不超过破裂压力的90%，韩渠油田韩渠油田长8油层井口破裂压力分别为41.4～43.9MPa，考虑液柱压力（26.4MPa）和井筒摩阻损失（13.0MPa）后（油藏中深2643.0m）井底破压54.8～57.3MPa，井底最大流压为44.0～45.8MPa，折算井口最大注水压力17.6～19.4MPa2.2.2注水时机和注水量的确定（1）注水强度的确定根据达西定律，考虑启动压力梯度影响，注水井注水强度公式为：对于地层、排距一定的油藏，注水一定时间后，地层压力提高，油水井之间压力重新分布当地层压力提高到一定值，对应任一点的压力梯度都大于该储层的启动压力梯度时，即认为该注水建立了有效驱替压力系统韩渠长8油藏公式中参数取值：Pw为8.6MPa，Pe为21.9MPa，Re为140m，rw为0.1m，为0.0126MPa/m，根据上述公式，计算出注水后合理地层压力达到24.9MPa，压力保持水平为114%3结论通过前面油藏工程参数论证，初步形成韩渠油田长8油藏注水开发技术政策，通过加强注水，恢复地层能量，适时采取措施引效。

通过地质研究，细分小层，进一步完善层间注采对应关系，提高储量动用程度针对平面水驱不均问题，适时开展堵水调剖和轮注轮采试验，改善注水效果，提高油田采收率Reference[1]田选华，陆正元，胡罡，等.水驱油田合理注采压力系统[J].石油与天然气地质，2015，36（1）：142-147.[2]侯建锋，王友净，胡亚斐，等.特低渗透油藏动态缝作用下的合理注水技术政策[J].新疆石油天然气，2016，12（3）：19-24.[3]李书恒，赵继勇，崔攀峰，等.超低渗透储层开发技术对策[J].岩性油气藏，2008，20（3）：128-131科技研究·理论版2021年14期科技研究·理论版的其它文章V型复合材料蜂窝夹层结构成型技术研究对小型水库大坝除险加固施工安全管理问题研究公共图书馆管理存在的问题及应对措施探讨浅谈农机合作社实现土地规模经营高校旅游管理专业教育教学课程改革与实践分析SMT组装质量检测中AOI技术的研究  -全文完-。