硅谷杂志：复杂断块油藏高含水期稳产技术研究 |
| 2012-12-10 13:04 作者：申连让 高自伟 张学 来源：硅谷网 HV： 编辑： 【搜索试试】
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【硅谷网12月10日文】 据《硅谷》杂志2012年第18期刊文称，文33块沙二下油藏为复杂断块油藏，已进入开发后期，因构造复杂、注水开发历史较长、油水关系复杂、认识挖潜难度大，产量递减加快。通过分析制约油田开发效果的因素，明确问题与潜力，制定针对性的稳产措施。平面上通过强化水下分流河道地层能量，挖潜差异相带剩余油；层间通过相控层段组合，优化注水层段，实施精细注水，提高差层水驱动用程度；层内通过韵律段细分，优化射孔井段，改善主力储层开发效果。通过精细调整治理，区块实现稳产。
0前言
文33块沙二下油藏1983年4月正式投入开发，1985年全面注水，先后进行了细分层系、老井上返、局部加密调整井、换向注水以及抽稀井网等一系列综合调整，开发效果取得了一定程度的改善，进入高含水开发阶段后，新井效果、老井措施效果以及油井见效增油效果逐年变差，自然递减率呈上升趋势，由19.05%上升至25.26%。为实现区块稳产，2009年以来开展了相控剩余油研究，搞清了剩余油分布规律，并制定了不同类型剩余油挖潜方法，使区块开发效果得到明显改善，实现了老油田稳产。
1油藏概况
文33断块沙二下油藏区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部，是文南地堑的西北部分，开发目的层位为下第三系沙河街组沙二下亚段，含油面积7.7ｋm2，动用石油地质储量1275×104t，油层埋深2520-3050m，平均有效厚度18.2m，平均孔隙度19.5%，平均渗透率140.3×10-3（m2，原始地层压力为35.1MPa，饱和压力24.5MPa，为层状断块油气藏。
截止2011年11月，区块共有油井98口，开井88口，日产液922.7t/d，日产油133t/d，含水85.59%，累计产油363.1×104t，采油速度0.38%，采出程度28.48%。有注水井71口，开井65口，日注水2239.9m3/d，累计注水2545.5×104m3，累计注采比为1.52。
2开发中存在的主要问题
2.1多次调整治理造成剩余油分布规律性差，认识挖潜难度大
文南油田文33块沙二下油藏1982年编制初步开发方案，1983年4月正式投入开发，1984年试注，1985年全面注水，1991年后油藏进入综合治理阶段，油藏先后经历了产能建设阶段、高产稳产阶段、产量递减阶段和综合调整治理阶段等四个开发阶段。历经1988年的调整治理、1990年西部复杂带调整、1991～1992年综合治理、1994年动用差层先导实验、1996年-2000年综合治理、2002年整体调整等数十次综合治理和整体调整，由于调整治理频繁，且每次调整治理的侧重点不同，因而导致油藏层间和平面矛盾突出，油水关系复杂，不同类型的剩余油分布零散，加之缺乏有效的剩余油研究手段，造成剩余油认识不清，挖潜难度逐年增大。
2.2层间物性差异大，储量动用不均衡
文33块沙二下油藏层间物性差异大，其中S2下1-3层系渗透率极差为52.6，突进系数1.5，S2下4-5层系渗透率极差为25.5，突进系数2.3，S2下6-8层系渗透率极差为11.9，突进系数2.0。由于层间物性差异大，加之合采合注井多，导致储量动用不均衡，文33块沙二下目标区采出程度是27.53%，水驱控制程度是81.0%，水驱动用程度是60.8%。其中一类层地质储量631.3×104t，目前水驱控制程度91.28%，水驱动用程度74.02%，采出程度33.82%；二、三类层地质储量643.8×104t，水驱控制程度70.92%，水驱动用程度48.0%，采出程度21.35%。
3高含水期稳产技术研究
以提高储量动用程度和采收率为目标，围绕油田开发中存在的主要问题，针对不同类型剩余油制定不同的挖潜方法。
3.1沉积微相精细研究
文33断块区沙二下亚段属间歇性涨缩湖盆相沉积，是一较浅断陷的湖盆，其沉积体系主要是浅水三角洲、滨湖―浅湖沉积体系。构成本区储层最主要的砂体沉积类型是水下分流河道沉积，其次为水下分流河道侧翼沉积和水下分流次河道沉积等。
3.2相控剩余油精细研究
相控剩余油研究方法：在沉积微相研究的基础上，运用单砂体平面图和沉积微相图叠合法，通过勾绘含水分级图来半定量研究分析水淹状况及剩余油潜力。纵向上通过分类汇总统计，得出不同相带单砂体的水淹程度和剩余可采储量；平面上根据沉积微相约束剩余油、构造约束剩余油和井网约束剩余油对剩余油进行细分，按不同类型的剩余油采取不同的调整治理思路实施调整。
通过相控剩余油研究认为沙二下油藏剩余油分布特征为，平面上，剩余油主要分布在注水未波及的水下分流河道侧翼微相；纵向上，剩余油主要受层间干扰以及单砂层内部垂向上韵律的影响，剩余油主要分布在储层物性相对较差的二类层以及厚油层内部岩性变差部位。
3.3不同类型剩余油挖潜技术研究
3.3.1平面差异相带剩余油挖潜技术
平面上差异相带剩余油挖潜技术：封堵水下分流河道低无效产液井，强化水下分流河道注水，优选水下分流河道侧翼薄差层，通过补孔、压裂引效、侧钻等手段相结合实施精细挖潜。2009以来在相控剩余油研究成果指导下，对水下分流河道差异相带剩余油挖潜取得了显著成效。先后实施压裂引效7井次，补孔3井次，封堵2井次，侧钻3井次。措施日增油能力65t，累增油1.63×104t。
3.3.2层间相控层段组合技术
层间相控层段组合技术：以水井为中心，纵向上将物性相近的注水层段组合，渗透率极差控制在4倍以内，实施单砂体、最小自然段、二类层重组的精细注采调整，提高二类层水驱动用程度。2009年以来，通过打塞、卡封、挤堵等手段共实施精细注采调整井组43个，截止目前见效井组24个，见效日增油89.7t，累计增油1.59×104t。
3.3.3层内韵律段挖潜技术
层内韵律段挖潜技术：以薄夹层展布规律为基础，以剩余油监测资料为保障，优选构造高部位且固井较好的油井实施选择性射孔，同时构造低部位的水井实施调驱挖潜厚油层韵律段剩余油。2010年以来重点对S2下2的2号、3号单砂体，S2下3的2号单砂体，S2下4的15号单砂体实施厚油层韵律段挖潜措施17井次，有效14井次，初期日增油65.7t，累计增油6500t。
4效果评价
4.1注采井网控制能力得到加强
目前井网密度为22口/km2，注采井数比由1:1.42提高至目前的1:1.35，水驱控制程度、动用程度均得到提高（表1），受控井数比例由64.7%上升至71.6%。
表1文33块沙二下油藏精细调整效果统计
年份 油井开井/口 注水井开井/口 受控井/口 单向受控/口 双向受控/口 多向受控/口 油水井数比 水驱控制程度/% 水驱动用程度/%
2008 85 60 55 20 26 9 1.42 81.0 60.8
2011 88 65 63 19 30 14 1.35 88.2 67.3
4.2稳产基础增强，采收率提高
自然递减率由2008年的22.84%下降至目前的12.22%。从含水与采出程度关系曲线来看，区块采收率向40%方向偏移（图1）。
5结论
1）文33块沙二下油藏地质条件复杂，开发历史较长，油水关系复杂，开展相控剩余油研究，是明确剩余油分布规律的基础。
2）油藏进入高含水阶段后，剩余油挖潜难度大，针对水驱动用状况较好的主力储层开展韵律
段挖潜，是改善油田整体开发效果的方向。
3）针对多储层、层间非均质强的油藏，通过相控层段组合，优化注水井段，是提高薄差层水驱动用程度的手段。
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