最新【精品】范文参考文献专业论文梁11断块特高含水开发后期面临的形势及注采潜力分析梁11断块特高含水开发后期面临的形势及注采潜力分析摘要：针对梁11断块处于特高含水的开发阶段后期，开发问题突出，严重制约了断块开发水平。为进一步提高采收率，对梁11断块开展潜力分析并找到治理对策。关键词：欠注层段合格率水驱储量剩余油梁11断块自1979年投入开发历经三十多年的开发，已进入特高含水开发后期[1]，油藏动用程度高、水淹严重、剩余油零散分布，加上井况问题突出，层段合格率低等问题，严重制约了断块开发水平的进一步提高。针对油藏开发的主要问题，通过注采潜力分析，利用水井增注提升地层能量，提高水驱储量的控制，降低自然递减，进一步改善油藏开发效果。一、梁11断块概况史南油田梁11断块位于东营凹陷中央隆起带西段南部，其东部为现河庄油田，南部为牛庄油田，西部为史南油田河120断块，北部为史深100、史8断块。主要含油层系为沙二7、8、10、沙三四个砂层组。含油面积3.2km2，地质储量985×104t，可采储量540×104t，最终采收率54.8％。二、开发现状截至到目前，断块有油井44口，开井30口，日液水平2797t/d，日油水平79t/d，平均单井日油2.5t/d，综合含水97.2％，平均动液面1202.8m，采油速度0.29％，累积采油506.6497×104t，采出程度51.44％；水井总井24口，开井22口，日注水量4421m3/d，月注采比1.56，累积注水2744.1791×104m3，累积注采比0.87，地层压力18.9MPa，总压降9.3MPa。三、断块目前存在问题1.井况问题多，储量失控严重，井网适应性差由于历史上作业频繁、套管腐蚀严重、结垢等原因，导致断块油水井井况逐年变差。总计梁11断块油井总井99口，停产井67口，可再利用井32口，占总油井的37.8%。水井总井50口，停产井27口，可再利用井11口，占总水井的25%。共计失控地质储量136.2×104t，损失水驱储量[2]185×104t。2.剩余油分布零散，受储层非均质影响，平面、层间矛盾突出2.1平面剩余油分布零散，认识、挖潜难度大断块目前采出程度51.70%，综合含水97.7%，可采储量采出程度达到94.3％，整体动用程度较高。由于强注强采，注水井排不断内迁，目前已接近屋脊一线，断块平面上水淹严重，剩余油[2]再认识难度大。2.2油水井大段合采、合注，层间动用不均衡由于油水井大段合采、合注及层间非均质性影响，层间采出程度差异较大，动用程度高的层采出程度高达55.7％，动用程度较差的层采出程度仅有11.5％。2.2.1动态监测资料显示层间动用不均衡2010年以来断块共进行剩余油饱和度测井14井次，结果分析认为剩余油主要还是分布于局部的构造高部位，且存在于历史上参与合采的非主力层，如沙二711、732、744、825等层系。2.2.2吸水剖面资料显示层间动用不均衡从断块腰部水井梁11-41吸水剖面测试资料纵向上看，吸水性强的小层主要为沙二72、731、741、821等层，平均吸水强度一般在2.2%/m以上；而吸水差的层主要集中在沙二711、712、732、742、81、823等层，平均吸水强度一般在1%/m以内。由于层间非均质性的影响，造成非主力层注采两难，水井吸水差，油井低产低能。3.水井欠注，层段合格率低，制约有效注水沙二7-8层系水井酸化初期效果较好，试挤后压力下降明显，开作初期均能完成配注要求。由于史南常压系统目前水质不达标，且沿程二次污染严重，致使梁11注水质一直较差，悬浮颗粒、含油量指标均较高，导致酸化有效期较短，欠注井反复出现。梁11单元注水层段合格率仅38.1％，其中分注井35.0%，单注井48.6%。四、注采潜力分析1.平面上剩余油潜力1.1报废井区及局部注采不完善区失控潜力在开发过程中，水井井排不断内迁（目前已到了顶部一线），使得腰部及腰部以下大部分井点成为中低含水期过路井，尽管目前水淹程度很高（大部分井含水95％以上），但是受储层平面非均质性影响及早期电泵强采影响，水线推进不均匀，部分井区动态注采完善程度差，易形成较为分散平面剩余油潜力。1.2断层边角处及岩性复杂区域仍有一定潜力剩余油的分布与非均质性密切相关，通过分析认为断层边角处及岩性复杂区域仍有一定潜力。2.纵向剩余油潜力2.1纵向水淹严重，但大段合采、合注，层间动用程度差异较大断块由于强注强采，注水井排不断内迁，目前已接近屋脊一线，腰部受强水洗油，水驱效率较高，由于受储层层间非均质性的差异，水驱不均衡，导致局部剩余油相对富集。2.2非主力油层注采井网完善程度较低，有较大挖掘潜力非主力油层[3]主要是指沙二7、沙二8砂层组