红柳泉油田下步开发思路浅析
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【摘要】青海油田红柳泉油田因区块注水井点不完善，导致地层压力亏空，油田递减较快。油田采油速度低等问题。红柳泉油田自2007年取得储层新认识后，先后开展了多次储层预测、评价和再认识工作，通过近3年的研究显示，储层纵向上不接替，横向上不连片。一般很少有16+17小层与23小层同时产油的井，除了红114井区外绝大部分区块储层平面展布规律掌握困难，整体开发经网部署较为困难，油田目前试点开展老井转注，建立有效注采井网等工作，力图恢复油田地层能量，增加单井产量。通过调驱、周期注水等工作缓解油田含水上升速度。从而改变油田生产被动局面。
【关键词】周期注水 注采对应 调驱
1 整体开发状况
红柳泉油田地质储量464万吨，目前采油井32口，开井20口。平均日产54吨左右，单井平均日产4.3吨。综合含水44%。核实累积产油量25.4785万吨。地质储量采油速度0.42%，地质储量采出程度5.49%。注水井5口，开井4口，月注水1770方，月注采比0.41。平面注水井点不完善，局部区块地层能量亏空，老井产量下降明显。油田上产潜力较大。
2 综合治理效果
今年来油田通过转注红28-24、同时加强对红114井区注采调控，递减形势有一定缓解，含水上升也得到控制。目前油田已经对3个区块进行试注水开发，但只有红114、红107区块建立注采对应关系，其它区域没有注水井，地层亏空严重，递减较快。红107区块因注水单层突进，油田含水已达65%左右。
红114区块：
红114区块因地层连通情况较好，地层孔渗饱条件好。转注后该区块注水推进方向性明显，部分井受效快，见水周期短，导致该区块旱涝不均现象严重，平面矛盾突出。
红107区块：
红107区块红28-24转注后，红107井注水见效，日液量及产油量上升明显。下步控制该区块含水上升速度。针对区块油井低渗特征，对红H28-22井进行压裂改造，取得预期效果（图4）。
（1） 在注水受效区域红114区块，应控制合理注采比，继续开展调驱及周期注水等工作。
（2）在部分区块无注水井点区域，开展转注工作，下步转注红22-6、红22-20、红5-10 弥补区域地层能量，提高该区块油井产量。
（3）对具备产能建设潜力区块，结合产能开展红28等区块井网完善工作。
（4）针对油田砂体连通性差，难以形成连片规模开发局面，继续开展井网完善、滚动建产，配合转注，逐渐形成一定的开发规模。
参考文献
[1] 方凌云，万新德.砂岩油藏注水开发动态分析[M].石油工业出版社，1997
[2] 加内什C.萨克尔，阿普杜勒.萨塔尔.油田注水开发综合管理[M].石油工业出版社，2001
[3] 季华生.油田注水新思路的探求与实践[M].北京：石油工业出版社，2009