富县长6、长8储层注水方案设计研究——以直罗油田长8储层为例

摘要

本文以鄂尔多斯盆地长8储层的直罗油田姜家川区块为研究对象，运用沉积岩石学、石油地质学等理论，以钻井、试井等资料为基础，系统的研究了该区的地层特征、构造特征、沉积特征及砂体展布规律、储层特征、物性特征、敏感性分析及流体特征等，通过对姜家川区块的地质条件研究和精细描述的基础上，进行注水方案的设计，为注水开发及生产布置提供可靠的依据，以提高采油厂的开发水平和提高采收率。
　　研究认为:姜家川区块长8储层的自然产能低，故采用注水开发和生产是可行的;根据该区的试采效果评价及周边地区的试采分析可以得出该区的注水方式应该采用超前注水;井网部署采用菱形反九点法;井网密度为19口/km2;合理的排距为100-150m，合理的井距为300-600m;且投注井注水压力不得高于20Mpa;本区油井合理井底流压范围为2.5-4.5Mpa;油井最大生产压差为8.5～10.5MPa，若油井产液不足以达到产量要求，生产压差可以适当放大;考虑到实际大部分井均为自然能量开发方式生产，认为注水后产能还有提升空间，注水后第一年平均单井产能应大于目前投产第1年平均单井产能，故最终单井产能取值为1.55t/d。
　　最后，结合目前研究区实际注水情况，得到本区正常注水期平均单井日注量变化范围为8-10m3/d;本区长8储层物性不及董志区，故其吸水能力也较差，确定本区合理注水强度为2 m3/d.m，故单井超前日注量为10～15m3/d。

目录

声明

摘要

第一章 前言

1．1 研究的目的及意义

1．2 国内外研究现状

1．3 研究内容与技术路线

1．3．1 研究内容

1．3．2 技术路线

第二章 富县长6、长8储层地质特征

2．1 研究区块概况

2．1．1 地理概况

2．1．2 地质概述

2．2 地层特征

2．2．1 小层对比与划分

2．2．2 小层对比结果

2．3 构造特征

2．4 沉积特征及砂体分布规律

2．4．1 区域沉积演化及背景

2．4．2 物源分析

2．4．3 沉积微相测井相分析

2．4．5 沉积微相类型及特点

2．4．6 沉积序列

2．4．7 沉积相剖面特征

2．4．8 沉积相及砂体平面展布

2．5 储层特征研究

2．5．1 岩石学特征

2．5．2 成岩作用特征

2．5．3 储层孔隙类型与孔隙结构特征

2．6 物性特征

2．6．1 孔隙度和渗透率特征

2．6．2 孔隙度和渗透率平面变化

2．6．3 储层非均质性

2．6．4 影响储层物性的主要因素

2．7 敏感性分析

2．8 流体性质

2．8．1 地面原油性质

2．8．2 地下原油性质

2．8．3 油田水性质

2．9 储量计算

2．9．1 储量参数确定

2．9．2 储量计算

第三章 研究区块的开发现状

3．1 试油试采特征分析

3．2 生产动态分析

3．2．1 区域生产动态

3．2．2 递减率分析

3．3 开发现状

3．4 注水开发简况

3．4．1 注水状况介绍

3．4．2 注水效果评价

第四章 注水方案设计

4．1 注水开发方式研究

4．1．1 注水开发的必要性

4．1．2 注水开发的可行性

4．1．3 开发方针

4．1．4 开发原则

4．1．5 注水时机论证

4．2 注采井网系统研究

4．2．1 注水方式选择

4．2．2 井网型式

4．3 区域裂缝系统研究

4．3．1 天然裂缝发育程度及方位

4．3．2 人工压裂裂缝的产状及尺寸

4．3．4 井网密度

4．3．4 合理井距排距研究

4．4 压力系统

4．4．1 地层压力及压力保持水平

4．4．2 注水压力

4．4．3 生产压力

4．5 注采参数

4．5．1 单井产能预测

4．5．2 正常注水期注水量

4．6 超前注水参数论证

4．6．1 累计注水量

4．6．2 合理超前注水强度

4．6．3 超前注水天数

4．7 投注方式优选

第五章 开发方案的实施要求

5．1 注水开发后可能出现的问题及对策

5．2 开发方案实施要求

5．2．1 注水实施要求

5．2．2 动态监测实施要求

第六章 结论

致谢

参考文献

攻读硕士学位期间发表的论文