论文腰英台油田青山口组油藏提高采收率是适合山口组论文写作的大学硕士及相关本科毕业论文，相关世界第一黑帮开题报告范文和学术职称论文参考文献下载。
摘 要：腰英台油田为一个无统一油水界面、低孔特低渗、构造～岩性油藏,储层天然微裂缝发育.我们通过开发效果评价,针对油田井网适应性差、能量保持水水平低、水驱效果差等问题,提出了长段水平井分段压裂、完善注采井网、二氧化碳驱油、精细注采调配、综合措施挖潜等开发对策,取得了较好的效果,对指导油田下一步有效提高采收率具有极其重要意义.
关键词：特低渗；开发效果；采收率；对策
一、油田概况
腰英台油田位于吉林省长春市西北约170km、长岭县以北约45km处的前郭县查干花乡腰英台村附近.油田含油面积39km2,地质储量1106×104t,青山口组的青一、青二段和泉头组的泉四段是该油田的含油层段,其中青山口组青一、青二段是主要目的层段,为低孔特低渗、构造～岩性油藏.
截止2015年12月,腰英台油田油井开井283口,日产液量3027t,日产油量224t,综合含水92.6%,平均动液面1638m；水井开井131口,日注水量3552m3,月注采比1.2,采油速度0.61%,采出程度8.9%,可采储量采出程度66%.
二、开发效果评价
(一)井网适应性
腰英台油田基础井网采用了两类,腰西区块采用500m×180m菱形反九点或反七点排状井网,1～4号区块采用400m×120m菱形反七点排状井网,井排方向均为近东西向.后来腰北1和DB33区块通过加密油井排、转注水井排,形成了矩形反七点井网.油井井距缩小至200m,水井排井距不变.最终形成了500m×180m、400m×120m和200m×120m三种布井方式.
不同的井网井距对开发效果有较大影响,在500m×180m的情况下,注水见效时间7～12月,增油有效期12个月,含水无明显上升；在400m×120m的情况下,注水见效时间4～6月,增油有效期9个月,含水上升速度5%/年；在200m×120m的情况下,注水见效时间2～3月,增油有效期2～3月,含水上升速度10%/年.
通过对比,在500m×180m的情况 水开发效果相对较好,200m×120m的情况下开发效果较差.
(二)产能递减规律
天然能量开发,压裂后初期日产液量在12～13t左右,投产后液量迅速递减,折算年递减率59%～85%.注水开发后,液量保持水平较高,基本保持在10t/d以上,产液量和注采比具有相关性,产能符合指数递减规律,折算年递减率16.5%～21.5%.
根据递减余率和采油速度关系曲线,采油速度越大,油藏递减率也就越大,腰英台油田各区块全面开发初期采油速度大于合理采油速度,导致油藏递减率大,为22.4%,稳产难度大.
(三)注水效果分析
从先期注水、滞后注水、同步注水开发效果对比来看,期注水初产水平5.5t/d,同步注水初产水平4.6t/d,滞后注水初产水平4.1t/d,先期注水优于滞后注水和同步注水；先期注水油井的稳产时间长,受效后产量恢复程度较高,递减率、综合含水明显低于滞后注水和同步注水.人工裂缝方向是注水效果的主控因素,主要是三个方面的原因导致了部分井区注水效果差,一是人工裂缝走向较方案设计出现偏转.二是井排方向和人工裂缝方向出现角度偏转,导致注水效果不理想.三是油井见效具有明显方向性.非裂缝方向水驱效果较好,含水上升慢,增油有效期长.
三、油藏存在的主要问题
(一)井网适应性差
建产时期上报储量过大,实际地应力方向和建产时的认识有差异,导致基础井网设计和合理井网差异大,井网适应性差.目前1、2、3、4区块采用400m×120m或腰北1区块采用200m×120m井网,对比合理井网450m×150m,存在较大差异.
（二）部分区块初期采油速度高,产量递减大
整个腰英台油田建产初期采油速度1.7%,合理采油速度为1.4%左右,普遍存在初期采油速度过高的问题,油藏后期递减大.
(三)部分区块注采井网不完善
2008年以后因上产需要,选取含油较好的层位上返,打破了原有的注采井网,导致了区块产油量递减大,递减率为22.4%,后期治理难度大.
四、提高采收率对策
(一)水平井分段压裂
根据腰308井区～腰402井区青一II砂层组油层对比图和生产井数据分析,青一II砂层组储层分布稳定,且该区储量未动用.2012年在腰402和腰308井区分别部署了2口水平井采用分段压裂方式评价产能,取得了较好的效果.
如腰402-P1井,水平段长1000m,目的层位青一段II砂层组3小层,油层厚度4.5m,控制含油面积0.48km2,石油地质储量9.6×104t.2012年7月26日分段压裂投产,初期日产液39.6t,日产油11.7t,综合含水70.4%,动液面741m.
(二)完善注采井网
通过转注完善注采井网,提高水驱效果.2011年转注井26口,其中腰西3口,腰东10口,1号区块13口（DB25井区8口）.
如DB25井区,转注工作量实施后,注采比由0.9上升到3.0,液量稳步上升,产油量稳定在0.5t/d左右,注水见到成效.
(三)CO2驱油见成效
通过腰西DB33-3-3岩芯实验,CO2驱比水驱提高采收率提高12.26个百分点,在DB33井区1-5排井实验取得成效.
(四)精细注水效果分析
为了提高水驱效果,在腰英台油田开展了不同的注水方式试验,其中脉冲注水和不稳定注水试验取得较好效果.
2012年6月～目前DB34试验区开展脉冲式周期注水试验,周期一个月,通过试验注水效果较好,液量上升,含水下降,2012年扩大试验区,累计増油183t.见效期日产油14t/d,和试验前10.5t/d相比增加3.5t/d..
五、建议
（一）进一步加强剩余油分布研究,确定剩余油富集区,明确油田挖潜方向.
（二）对不同区块进行地应力监测,进一步明确地应力方向,为后续层系井网调整和压裂设计提供依据.
（三）建议进一步跟踪分析腰西CO2驱试验效果,总结经验,进一步挖潜CO2驱提高采收率的潜力.
参考文献：
[1]廉庆存.油藏工程[M].北京：石油工业出版社,2006,8,36-41.
[2]李品道.低渗透油田高效开发决策论[M].北京：石油工业出版社,2003.
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参考文献：
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