油田注水開發(fā)整體規(guī)劃方案

1、二、油田注水開發(fā)整體規(guī)劃方案（一）新莊油區(qū)長6油層1、油藏的地質特征（1）構造特征及油藏類型在燕山期構造運動的作用下，形成了包括本油區(qū)在內的西傾大單斜，并且在后期的構造運動中，使盆地東部進一步抬升擴大，形成于目前的構造格局，由于盆地內受構造運動影響的微弱，因此，比較平緩，傾角一般不足1度。區(qū)域的構造背景和沉積相的共同作用，決定了盆地內部三疊系油藏主要以巖性油藏為主，邊、底水能量不足，原始驅動類型以彈性驅動為主，溶解氣驅動為輔。（2）儲層特征a.本油區(qū)長6油層的沉積相為三角洲前緣亞相沉積，灰綠色粉細砂巖、細砂巖。長6期反映湖退階段湖盆收縮期的沉積特征，所以，屬三角洲前緣席狀砂微相環(huán)境。b.儲層結

2、構的宏觀特征在平面上，厚度與物性受砂體沉積方向的控制，認為新莊油區(qū)長6油層存在著三支三角洲指狀砂體，具體是：西支指狀砂體主體帶分布在碾溝一帶；中支指狀砂體主體分布5120井區(qū)到向陽溝一帶；東支指狀砂體主體主要分布在前滴哨到老莊焉一帶。砂體沉積方向呈北東南西向展布，寬度34km，主體帶上砂層厚度3040m。在各指狀砂體主體帶上，形成團塊狀含油富集區(qū)，在富集區(qū)東西西側受砂體側緣富泥帶遮擋，南北兩端內垂直砂體展布的成巖致密切割，形成沿砂體主體帶呈“串珠狀”分布的含油富集區(qū)6個，具體為：西砂體碾溝富集區(qū)，5130井以西富集區(qū)；中砂體向陽溝富集區(qū)，安家咀東富集區(qū)；東砂體老莊焉富集區(qū)，5-15井以南富集區(qū)

3、。c.儲層結構的微觀特征據(jù)新莊油區(qū)長6油層5口井（5181、5011、5230、5241、5187井）薄片鑒定，儲層巖性主要為中粒長石砂巖，細粒長石砂巖，骨架顆粒細、粒度0.14-0.38m，粒級中一細，分布較均勻，分選程度好，分選系數(shù)1.49-2.11mm，園度：次棱，陸源的主要成份以長石（占55-64%），石英（占20-25%）為主，其他還有少量的噴發(fā)巖（占2-4%），隱晶巖（1-4%），片巖（占1-3%），千枚巖（1-4%）；云母（占3-8%），定向分布；填隙物主要有：緣泥石（占1-4%），伊利石（占1-2%），泥鐵石（占1-2%）；膠結物有：方解石（占1-4%），石英質（占1-3%），

4、瀝青質（占2-3%），菱鐵礦（占1%）。巖性致密性強，強壓實，使顆粒斷裂，形成微裂縫。膠結類型：孔隙，薄/孔，薄膜；方解石斑狀膠結。接觸關系：線狀。孔隙類型：以原生孔隙為主，粒間孔，粒內孔、溶孔、鑄?？祝婵茁?-6%。砂巖泥雜充填，孔隙細少，在15-40m之間，孔隙呈斑狀分布，連通性差，不連片，孤立存在，零散分布，有三角狀、長扁狀、拉長狀等形狀。油層物性差?？紫抖?.9-10.9%，平均9.2%，滲透率0.58-0.78毫平方微米，含油飽和度43%（借史家畔長6油層），屬低孔特低滲低飽巖性油藏。（3）流體性質a.原油性質：地面原油密度0.86（借），地層原油密度0.83，地面原油粘度8毫帕.

5、秒（借），地層原油粘度2.68毫帕秒（借），原油含蠟8.3%，含膠質和瀝青質6.5%（借）。b.地層水性質：總礦38410毫克/升，氯離子23736毫克/升，PH值5.5，水型：氯化鈣。（4）儲層巖石潤濕性特征借新莊油區(qū)5152井長2油層數(shù)據(jù)，儲層巖石潤濕性為親水。（5）油水兩相滲流特征據(jù)新莊油區(qū)長6油層5011井油水相滲數(shù)據(jù)可知：五個特征點是：束縛水飽和度34.8%，殘余油飽和度63%；油水相共滲點是46.9%，束縛水飽和度條件下油相滲透率0.671，殘余油飽和度條件下水相滲透率0.219；從相滲曲線可知，油相滲透率下降快，至低水平后降幅趨緩，水相滲透率低且慢升；驅油效率低，油水兩相共滲區(qū)（

6、可動油飽和度）窄，只有28.2%，計算最大驅油效率只有43.2%；實驗室相滲曲線給出的驅油效率是：無水期驅油效率24.3%，含水95%時驅油效率36.5%，含水98%時驅油效率43.2%。（6）儲層的敏感性特征據(jù)新莊油區(qū)長6油層5011井敏感性數(shù)據(jù)可知：速敏中偏弱、酸敏弱、堿敏弱、水敏弱，未見鹽敏報告，總的講，對油層結構和機理的傷害程度不大。（7）儲量評價含油面積10平方千米，地質儲量326.4萬噸，儲量豐度32.6萬噸/平方千米，油藏埋深957m，孔隙度10-12%，滲透率0.4-0.5毫平方微米，每千米日產0.5噸，綜合評價為：低孔特低滲低豐度埋藏淺油藏。2、注水開發(fā)可行性分析（1）我們統(tǒng)

7、計了新莊油區(qū)長2油層已投產正常開井的87口井，2007年11月投入開采以來到2008年4月半年時間，日產油從預測最終采收率12%。新莊油區(qū)長2與長6油層產量遞減狀況相似，依靠自然能量開采，最終采收率較低。計算采收率的經(jīng)驗公式是：Rm=0.2126(1-swi)/bo0.1611(k/0)0.0979(swi)0.3722(phac/pa)0.1741 式中：Rm.采收率（小數(shù)）：油層孔隙度（小數(shù)）設0.1Swi：束縛水飽和度（小數(shù)）設0.348bo:原油體積系數(shù)：設1.023K：油層平均滲透率（毫平方微米）設1o：地層原油粘度（Mpa.s）設2.7（借）PHac：飽和壓力（Mpa） 設1.58

8、（借）Pa：地層廢棄壓力（Mpa） 設0.5代入公式后Rm=0.0898=8.98%9%對新莊油區(qū)長6層進行了計算，自然能量開發(fā)采收率9%這就需要通過注水補充能量，減緩產量遞減，提高最終采收率（2）新莊油區(qū)長6油層構造平緩，巖性致密，滲透率低5230井、5241井壓汞毛管壓力曲線數(shù)據(jù)表明，孔喉直徑0.24-1.59m，平均0.86m；均質系數(shù)0.35-0.58，平均0.44，分選系數(shù)0.12-4.6m，平均2.01m，退出效率15.47-50.23%，平均22.2%，域壓0.33-2.14兆帕，平均0.82兆帕，利于注水開發(fā)。（3）油層五敏試結果表明，各項敏感性均是弱，對油層結構和機理傷害不大

9、，適合于注水。（4）油層巖石的潤濕性，雖然沒有作試驅，但5011井相滲曲線的結果表明，油水相共滲點為46.9%，說明巖石的親和度是屬于中性到親水的，有利于注水驅油。另外，新莊油區(qū)5152井長2油層潤濕性試驗為親水的，也可以鑒戒佐證，（5）早期同步注水開發(fā)效果比晚期注水開發(fā)要好5011井長6油層應力敏感試驗，圍巖壓力提高使巖石滲透率降低，5011井滲透率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，滲透率傷害率66.7%，最高巖樣圍壓在18.25兆帕，損害程度中等，說明早期注水的必要性。（6）人工注水采收率評價a.水驅油效率法，根據(jù)國內4個低滲油田幾十條油

10、水相滲曲線測試數(shù)據(jù)獲得的多元方程為：Rm=0.2577+0.00125K-0.071-0.00490式中：Rm：最終采收率（小數(shù)）K：油藏平均空氣滲透率（毫平方微米）設1：油藏平均孔隙度（小數(shù)）設0.1o：地層原油粘度（毫帕.秒）設2.68（借水晶溝油區(qū)長6油層）代入公式后Rm=0.2577+0.001251-0.0710.1-0.00492.68=0.2387=23.87%b.國家儲委辦計算采收率經(jīng)驗公式（陳元千公式）Rm=0.214289（）0.1316=0.214289（）0.1316=0.2142890.8783=0.1882=18.82%以上兩個公式計算取其平均值：Rm=（）=0.2

11、135=21.35%注水開發(fā)最終采收率為21%，比依靠天然能量開采，可以提高采收率12%。3、開發(fā)規(guī)劃方案（1）方針、原則、技術政策a.方針：以經(jīng)濟效益為中心，以提高最終采收率為目標，堅持少投入、多產出，實現(xiàn)早期注水，形成3.5萬噸的年產能規(guī)模，在提高采收率的同時，獲得較高的經(jīng)濟效益。b.原則、政策第一，井距250m，反九點法井網(wǎng)密度合理，以達到較高的水驅控制儲量，實現(xiàn)合理的采油速度第二，采用以注水井為直井，采油井為斜井的叢式井組為主的地下井網(wǎng)系統(tǒng)。第三，搞好油層保護，必須采用優(yōu)質完井液和低失水泥漿固井液。第四，堅定不移地實施低注水強度的溫和注水方針，在井組累計注采比達到0.3前，注采比1.5

12、，累計注采比0.3以后，注采比1-1.2，不斷地擴大注水波及系數(shù)，確保注水效果的長期化。第五，確保注水水質的真正合格，反對“湊合”、“馬虎”。第六，確保取全取準注水開發(fā)的油水井第一性資料，嚴懲不負責任的造假現(xiàn)象為擴大注水開發(fā)效果提供可靠的依據(jù)。（2）方案部署及指標預測a.方案部署根據(jù)地質研究成果，在10平方千米的含油面積上，326.4萬噸地質儲量，68.5萬噸可采儲量范圍內，共部署167口井，其中油井132口，注水井35口，注采井數(shù)比1:3.77，油井井網(wǎng)密度13.2口/km，單井控制地質儲量2.47萬噸，單井控制可采儲量0.52萬噸。目前有生產井94口，再打新井73口（油井38口，新水井35

13、口）。（詳見圖9）b.指標預測第一，2008年底，老井94口，日產液248t，日產油62t，日產水186m3，綜合含水75%，預計累油26000t；2008年新井38口，日產液152t，日產油38t，日產水114m3,含水75%，預計產油18000t。2008年新老井合計132口，日產液400t，日油100 t，日水300m3，含水75%，累油44000 t，累水132000 m3第二，2009年開始，自然遞減率5%，年含水上升速度2%，方案規(guī)劃結果：五年產油156585t，產水676710m3，階段采出程度4.8%，累積采出程度達6.15%，五年年含水上升10%，階段含水上升率為2.08%，

14、五年注水1012284m3，平均年注采比1.17 (詳見表4-1)。C.采油速度指標評價影響產能的因素很多，對低滲油藏來講，更沒有共同的設計標準，根據(jù)國內部分低滲透油藏的開發(fā)資料，經(jīng)分析得到低滲油藏開發(fā)前三年采油速度的評價公式。V。=2.2755-1.4760.01N-9.4970.01-4.7310-7SP式H：V。：開發(fā)前三年采油速度（%）N：單控儲量（萬噸/井） 設：2.47萬噸/井M： 注采井數(shù)比 設：3.77S：油井井網(wǎng)密度（平方米/井）設75758平方米/井P：校正系數(shù) 設0.5代入公式后V。=（2.2755-1.4760.012.47-9.4970.01-4.7310-77575

15、8）0.5=1.089%通過公式計算，采油速度與預測基本一致。4、經(jīng)濟評價（1）總收入5年產油15.6578萬噸，比不注水依靠自然能量產油（9.3951萬噸）多產6.2634萬噸，原油商品率0.98，單價3000元/噸，累積增加銷售收入1.84億元。（2）總投資估算a.打新井73口，每口井費用85萬元，累計6205萬元。b.注水地面工程1500萬元。（一個注水站，14個配水間，60km管線）（詳見表4-3）c.化驗設備購置費50萬元。d.注水費：每噸水5元，5年累注水1012284m3，費用506萬元。e.水質處理費每噸5元，5年累注水1012284m3，費用506萬元。以上合計總投資8767

16、萬元，約8800萬元。（3）稅費a.原油銷售收入綜合稅金（包括兩項基金）按30%收取，五年多產商品油6.1381萬噸，增加綜合稅金0.55億元。b.稅后上交利潤：稅后收益1.29億元（1.84億元-0.55億元）0.25=0.3225億元c.5年后利潤總額：1.84億元-0.88億元-0.55億元-0.3225億元=0.0875億元（4）財務評價總支出1.75億元（0.88億元+0.87億元），以每噸原油銷售價3000元計算，只要1年10個月生產原油6.23萬噸，即可收回全部費用，即投資回收期不到兩年，比標準回收期6年提前了4年，第3年開始盈利，這說明具有較高的經(jīng)濟效益，而且可以斷言，這5年內

17、國際原油價格很可能突破200美元/桶，這樣經(jīng)濟效益會更可觀。 新莊油區(qū)長6油層注水開發(fā)規(guī)劃預測表 表4-1年油井(口)平均單井日油(t)日產液(t)日產油（t）日產水(m3)含水(%)年產油(t)年產水(m3)累產油(t)累產水(m3)注水井(口)平均單井日注(m3)日注(m3)年注(m3)累注(m3)年注采比累計注采比采油速度(%)采出程度(%)2008年底1320.76400100300754400013200351.3520091320.724139531877346751160707867524807035184312360002360001.50.691.062.4120101320.684289033879328501233701115253714