复杂断块油藏高含水期稳产技术的研究.doc

复杂断块油藏高含水期稳产技术的研究 　　摘 要： 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。 　　关键词： 复杂断块油藏；高含水期；稳产；相控剩余油；挖潜 　　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