二、油田注水开发整体规划方案.doc

二、油田注水开发整体规划方案（一）新庄油区长6油层1、油藏的地质特征（1）构造特征及油藏类型在燕山期构造运动的作用下，形成了包括本油区在内的西倾大单斜，并且在后期的构造运动中，使盆地东部进一步抬升扩大，形 成于目前的构造格局，由于盆地内受构造运动影响的微弱，因此, 比较平缓，倾角一般不足1度区域的构造背景和沉积相的共同作用，决定了盆地内部三叠系油藏主要以岩性油藏为主，边、底水能量不足，原始驱动类型以弹 性驱动为主，溶解气驱动为辅2）储层特征a. 本汕区长6油层的沉积相为三角洲前缘亚相沉积，灰绿色粉细 砂岩、细砂岩长6期反映湖退阶段湖盆收缩期的沉积特征，所以， 属三角洲前缘席状砂微相环境b. 储层结构的宏观特征在平面上，厚度与物性受砂体沉积方向的控制，认为新庄油区 长6油层存在着三支三角洲指状砂体，具体是：西支指状砂体主体 带分布在碾沟一带；中支指状砂体主体分布5120井区到向阳沟一带; 东支指状砂体主体主要分布在前滴哨到老庄焉一带砂体沉积方向 呈北东一南西向展布，宽度3—4km,主体带上砂层厚度30—40m□在各指状砂体主体带上，形成团块状含油富集区，在富集区东 西西侧受砂体侧缘富泥带遮挡，南北两端内垂直砂体展布的成岩致 密切割，形成沿砂体主体带呈“串珠状”分布的含油富集区6个， 具体为：西砂体碾沟富集区，5130井以西富集区；中砂体向阳沟富集区, 安家咀东富集区；东砂体老庄焉富集区，5-15井以南富集区。

c. 储层结构的微观特征据新庄油区长 6 油层 5 口井（5181、5011、5230、5241、5187 井）薄片鉴定，储层岩性主要为中粒长石砂岩，细粒长石砂岩，骨 架颗粒细、粒度0.14-0.38|jm,粒级中一细，分布较均匀，分选程度 好，分选系数1.49-2.11 mm,园度：次棱，陆源的主要成份以长石（占 55-64%）,石英（占20-25%）为主，其他还有少量的喷发岩（占2-4%）, 隐晶岩（1-4%）,片岩（占1-3%）,千枚岩（1-4%）；云母（占3-8%）, 定向分布；填隙物主要有：缘泥石（占1 -4%）,伊利石（占1 -2%）, 泥铁石（占1-2%）；胶结物有：方解石（占1-4%）,石英质（占1-3%）, 沥青质（占2-3%）,菱铁矿（占1%）岩性致密性强，强压实，使 颗粒断裂，形成微裂缝胶结类型：孔隙，薄/孔，薄膜；方解石斑 状胶结接触关系：线状孔隙类型：以原生孔隙为主，粒间孔， 粒内孔、溶孔、铸模孔，面孔率4-6%砂岩泥杂充填，孔隙细少， 在15-40Mm之间，孔隙呈斑状分布，连通性差，不连片，孤立存在, 零散分布，有三角状、长扁状、拉长状等形状油层物性差孔隙度7.9-10.9%,平均9.2%,渗透率0.58-0.78 毫平方微米，含油饱和度43% （借史家畔长6油层），属低孔特低渗 低饱岩性油藏。

3） 流体性质a. 原油性质：地血原油密废0.86 （借），地层原油密度0.83，地血原油粘废8 毫帕.秒（借），地层原油粘度2.68毫帕秒（借），原油含蜡8.3%, 含胶质和沥青质6.5% （借）b. 地层水性质：总矿38410毫克/升，氯离子23736毫克/升,PH值5.5,水型： 氯化钙4） 储层岩石润湿性特征借新庄油区5152井长2油层数据，储层岩石润湿性为亲水5） 油水两相渗流特征据新庄油区长6油层5011井汕水相渗数据可知：五个特征点是：朿缚水饱和度34.8%,残余油饱和度63%；油水相共渗点是46.9%,束缚水饱和度条件下油相渗透率0.671, 残余油饱和度条件下水相渗透率0.219；从相渗曲线可知，油相渗透率下降快，至低水平后降幅趋缓， 水相渗透率低且慢升；驱油效率低，油水两相共渗区（可动油饱和度）窄，只有28.2%, 计算最大驱油效率只有43.2%；实验室相渗曲线给出的驱油效率是：无水期驱汕效率24.3%,含水95%时驱油效率36.5%,含水98%时驱油效率43.2%6) 储层的敏感性特征据新庄油区长6油层5011井敏感性数据可知：速敏中偏弱、酸敏弱、碱敏弱、水敏弱，未见盐敏报告，总 的讲，对油层结构和机理的伤害程度不大。

7)储量评价含油面积10平方千米，地质储量326.4万吨，储量丰度32.6万 吨/平方千米，油藏埋深957m,孔隙度10-12%,渗透率0.4-0.5毫平 方微米，每千米日产0.5吨，综合评价为：低孔特低渗低丰度埋藏浅 油藏2、注水开发可行性分析(1)我们统计了新庄油区长2油层已投产正常开井的87 口井, 2007年11月投入开采以来到2008年4月半年时间，日产油从90t 下降到65t,平均单井日产油1.031下降到0.75t,折年自然递减率 47%；同样，2001年底，新庄油区长2油层最早投产的36 口井，到 2007年上半年，半年后日产汕从79t下降到43t,平均单井日产油从 2.2t下降到1.3t,半年产油量降了一半，折年自然递减率51.%,预 测最终采收率12%o新庄油区长2与长6油层产量递减状况相似，依靠自然能量开 采，最终采收率较低计算采收率的经验公式是：Rm=0.2126[ O (1-swi) /bo]1611 (k/ u 0) 0 0979 (swi)0 3722 (phac/pa)1741式中：Rm.采收率(小数)O：油层孔隙度（小数）设0・1Swi：束缚水饱和度（小数）设0.348bo:原油体积系数：设1.023K：油层平均渗透率（毫平方微米）设1口 o：地层原油粘度（Mpa.s）设2.7 （借）PHac：饱和压力（Mpa） 设1.58 （借）Pa：地层废弃压力（Mpa） 设0.5代入公式后Rm=0.0898=8.98%~9%对新庄油区长6层进行了计算，自然能量开发采收率9% 这就需要通过注水补充能量，减缓产量递减，提高最终采收率（2） 新庄油区长6油层构造平缓，岩性致密，渗透率低5230井、5241井压汞毛管压力曲线数据表明，孔喉直径 0.24-1.59|nm,平均 0.86pm；均质系数 0.35-0.58,平均 0.44,分选系 数 0.12-4.6pm,平均 2.01pm,退出效率 15.47-50.23%,平均 22.2%, 域压0.33-2.14兆帕，平均0.82兆帕，利于注水开发。

3） 油层五敏试结果表明，各项敏感性均是弱，对油层结构和 机理伤害不大，适合于注水4） 油层岩石的润湿性，虽然没有作试驱，但5011井相渗曲 线的结果表明，油水相共渗点为46.9%,说明岩石的亲和度是属丁 中性到亲水的，有利于注水驱油另外，新庄油区5152井长2油层润湿性试验为亲水的，也可以 鉴戒佐证，（5） 早期同步注水开发效果比晚期注水开发要好5011井长6油层应力敏感试验，围岩压力提高使岩石渗透率降 低，5011井渗透率0.094毫平方微米，初始值0.04822毫平方微米, 最小值0.01607毫平方微米，渗透率伤害率66.7%,最高岩样围压在 18.25兆帕，损害程度中等，说明早期注水的必要性6） 人工注水采收率评价a. 水驱油效率法，根据国内4个低渗油田几十条油水相渗曲线测 试数据获得的多元方程为：Rm=O.2577+O.OO125K-O.O710-O.OO49|Jo式中：Rm：最终采收率（小数）K：油藏平均空气渗透率（毫平方微米）设1①：汕藏平均孔隙度（小数）设（）.1uo：地层原油粘度（毫帕.秒）设2.68 （借水晶沟油区长6汕层） 代入公式后Rm=0.2577+0.00125 X 1-0.071 X 0.1-0.0049X 2.68=0.2387=23.87%b. 国家储委办计算采收率经验公式（陈元千公式）KRm=0.214289 （~） 01316=0.214289 （丄）013162.68=0.214289X0.8783=0.1882=18.82%以上两个公式计算取其平均值：Rm= （ ・2387 + 0.1882）=0.2135=21.35%2注水开发最终采收率为21%,比依靠天然能量开采，可以提高 采收率12%o3、开发规划方案（1）方针、原则、技术政策a. 方针：以经济效益为中心，以提高最终采收率为日标，坚持少 投入、多产出，实现早期注水，形成3.5万吨的年产能规模，在提高 采收率的同时，获得较高的经济效益。

b. 原则、政策第一，井距250m,反九点法井网密度合理，以达到较高的水驱 控制储量，实现合理的采油速度第二，采用以注水井为直井，采油井为斜井的丛式井组为主的 地下井网系统第三，搞好油层保护，必须釆用优质完井液和低失水泥浆固井 液第四，坚定不移地实施低注水强度的温和注水方针，在井组累 计注采比达到0.3前,注采比1.5,累计注采比0.3以后,注采比1-1.2, 不断地扩大注水波及系数，确保注水效果的长期化第五，确保注水水质的真正合格，反对“凑合”、“马虎”第六，确保取全取准注水开发的油水井第一性资料，严惩不负 责任的造假现象为扩大注水开发效果提供可靠的依据2）方案部署及指标预测a. 方案部署根据地质研究成果，在10平方千米的含油面积上，326.4万吨 地质储量，68.5万吨可采储量范围内，共部署167 口井，其中油井 132 口,注水井35 口，注采井数比1:3.77,油井井网密度13.2 口/km, 单井控制地质储量2.47万吨，单井控制可采储量0.52万吨目前有 生产井94 口，再打新井73 口（油井38 口，新水井35 口）详见 图9）b. 指标预测第一，2008年底，老井94 口，日产液248t,日产油62t, 口产 水186m3,综合含水75%,预计累油26000（； 2008年新井38 口, 日产液152t,日产油38t,日产水114m3,含水75%,预计产油18000to2008年新老井合计132 口，日产液400t,日油1001,日水300m3, 含水 75%,累油 44000 t,累水 132000 m3第二，2009年开始，自然递减率5%,年含水上升速度2%,方 案规划结果:五年产油156585（,产水676710m3,阶段采出程度4.8%, 累积采出程度达6.15%,五年年含水上升10%,阶段含水上升率为 2.08%,五年注水1012284m3,平均年注采比1.17 （详见表4-1）0C.采油速度指标评价影响产能的因素很多，对低渗油藏来讲，更没有共同的设计标 准，根据国内部分低渗透油藏的开发资料，经分析得到低渗油藏开 发前三年釆油速度的评价公式。

Vo =2.2755-1.476X0.01 N-9.497 X0.01 X 丄-4.73 X 10"X SPM式H： V开发前三年米油速度（％）N：单控储量（万吨/井）设：2.47万吨/井M：注采井数比设：3.77S：油井井网密度（平方米/井）设75758平方米/井P：校正系数设0.5代入公式后Vo = （2.2755-1.476X0.01 X2.47-9.497X0.01 X J--4.73X W73.77X 75758) X 0.5=1.089%通过公式计算，采汕速度与预测基本一致4、经济评价（1）总收入5年产汕15.6578万吨，比不注水依靠自然能量产油（9.3951万吨）多产6.2634万吨，原油商品率0.98,单价3000元/吨，累积增 加销售收入1・84亿元2） 总投资估算a・打新井73 口，每口井费用85万元，累计6205万元b. 注水地面工程1500万元一个注水站，14个配水间。