喇嘛甸油田水驱注采调整技术指标的再确定

摘要

喇嘛甸油田进入特高含水期,无效循环加剧,剩余油更加零散,开发调整难度进一步加大.为满足水驱开发调整需求,结合油田开发实际,对油田特高含水后期原有水驱注采调整标准进行完善研究.利用渗透率级差、变异系数与吸水砂岩厚度比例关系,建立层内和层间细分注水调整新界限.实施后,单层砂岩厚度由3.9m调整到3.0m,渗透率级差由4.5调整到4.1,变异系数由0.57调整到0.53,细分后砂岩吸水厚度比例达到86.6％;层间渗透率级差由3.8调整到3.3,变异系数由0.49调整到0.42,细分后砂岩吸水厚度比例达到85.7％.利用数值模拟方法,分析采收率、产出投入比与注采强度(产液强度)之间的关系,确定合理的注水强度(产液强度)界限,完善平面调整标准.精细调整后,累计控制无效注水167.46× 104m3,控制无效产液252.74×104t,增加有效注水88.61×104m3,增加有效产液171.96×104t.