八面河油田面14区沙四1砂组开发特征研究
八面河油田面14区沙四1砂组是典型的高孔、中渗普通稠油油藏，这种稠油油藏在油气资源中占据着重要的地位。现阶段由于对砂组内的储层平面变化、油井生产特征以及注水见效特征认识的不足，严重制约了油藏的下步动用。本文以面14区沙四1砂组为研究对象，结合沉积、构造、地质和测井等资料，分析了储层平面展布特征，根据产量影响因素优选了分类参数结合产能对区域内储层进行了开发分类；采用油藏工程方法，对分类储层的开发方式、产量变化特征、含水变化特征以及注水见效特征进行了研究，弄清油藏的开发动态特征；再结合储层地质建模和油藏数值模拟刻画分类储层的地质模型，设计不同的开发方案模拟运算，优选适合各类储层的开发参数，确定合理的开发政策。取得的主要成果如下： 1、采用流动系数为储层分类参数将研究区储层分层三类，对三类储层的产能对比研究表明，三类储层产能差异明显：Ⅰ类储层产能大于2.3t，单井累产较高，Ⅱ类储层产能在1.2~2.3t之间，单井累产一般，Ⅲ类储层产能小于1.2t，单井累产较低。 2、明确了三类储层产量递减规律和含水上升规律：Ⅰ类储层从指数递减，递减率0.027；Ⅱ类储层服从调和递减，初期递减率达0.11，3年后递减率为0.009；Ⅲ类储层服从调和递减，递减率为0.021；Ⅰ类储层含水快速上升，Ⅱ类储层含水平缓上升，Ⅲ类储层含水无明显规律；并确定Ⅱ类储层为研究区有利储层。 3、研究表明，研究区注水开发过程中，注入水主要沿近东西方向推进；近东西方向井见效快，含水上升快，夹角向井递减慢，含水上升缓；并确定断层附近的井极易形成投产就高含水的特征。 4、数值模拟与实际参数对比表明，Ⅰ类储层应使用井距为150×300m的正方形反五点井网，采用先期5个月注水的开发方式；Ⅱ类储层应使用井距为150×300m的正方形反五点井网，采用先期6个月注水的开发方式；Ⅲ类储层采用120×400m的反七点井网，先期注水9个月的开发方式；且三类储层都采用相同的注采比1.1:1~1.2:1。
八面河油田;稠油油藏;储层地质建模;数值模拟
长江大学
硕士
矿产普查与勘探
江山
2018
中文
TE345
2021-10-26（万方平台首次上网日期，不代表论文的发表时间）