低滲透單元濱649塊開發(fā)實踐與認識

李耀

＼[摘 ?要]低滲透油田在我國油田開發(fā)中有著重要意義。全國發(fā)現的低滲透油田占發(fā)現油氣田一半以上，并且其產能建設規(guī)模占到總量的70%以上，已經成為油氣開發(fā)建設的主戰(zhàn)場。低滲油田由于其儲層滲透率低、豐度低、單井產能低的特殊因素，給開發(fā)帶來很大的麻煩，所以提高低滲透產量和效率迫在眉睫。本文從低滲透油田的儲量、開發(fā)難度及解決方法進行分析論述，通過開發(fā)調整改善低滲透開發(fā)效果，為類似油田的穩(wěn)產、增產提供了技術保障和可借鑒依據。

[關鍵詞]低滲透油田 ?油層 ?滲透率 ?豐度

中圖分類號：TE348 文獻標識碼：A 文章編號：1009-914X（2016）27-0316-01

1 引言

目前濱南采油廠水驅動用低滲油藏的地質儲量達7564萬噸，標定采收率僅14.7%。因此，通過對濱649塊實施以完善細分層系、細化注水為主的低滲單元治理工作，采收率可達22.5%，對進一步提高低滲油藏的水驅采收率示范作用。

2 單元概況

濱649塊位于濱一區(qū)西北部，構造位置位于東營凹陷西北邊緣，濱南—利津二級斷裂帶西段，北依濱縣凸起，東南臨利津凹陷。主要含油層系沙三下、沙四上，屬中低滲透構造巖性油藏，含油面積3.2Km2，平均有效厚度23.6m，地質儲量490×104t，采收率13%。 總的構造形態(tài)為中間低，向東西兩側逐步抬高的構造形態(tài)，南北各發(fā)育一條以近東西向斷層。沙三段平均孔隙度18.2%，滲透率71.6×10-3μm2，沙四段平均孔隙度16.6%，滲透率30.1×10-3μm2。沙三段地面原油密度為0.869g/cm3，地面原油粘度為27.1mPa.s，沙四段地面原油密度為0.867g/cm3，地面原油粘度為29.8mPa.s。地層水為CaCl2型，其中Cl-含量為50161-59733mg/l ，平均54770 mg/l，總礦化度為83273-97521mg/l，平均90046mg/l。地層溫度125℃，溫度梯度3.1℃/100m，沙三段原始地層壓力28.5MPa，壓力系數為1.04，沙四段原始地層壓力30MPa，壓力系數為1.02，屬于常溫常壓系統(tǒng)。油藏類型構造巖性油藏。

3 單元存在問題分析

3.1 層系劃分不合理

濱649塊沙三下和沙四上儲層物性差異比較大，合采合注井多，由于層間干擾嚴重，縱向層間動用差異較大，影響了各層潛力的發(fā)揮，從吸水狀況來看（表1-1），目前縱向動用程度較差，吸水好和吸水較好的層只占15.9%，大部分層吸水差或者不吸水;從目前各砂層組采出程度來看，主力砂層組主力砂層組采出程度略高，S3X4組采出程度為9.8%，沙四上2組采出程度為6.5%，其它砂層組采出程度均在5%以下。

3.2 注采井網不完善

濱649塊受停產停注井影響，注采井網極不完善，注采對應率55.6%。區(qū)塊儲量控制程度和水驅控制程度比較低，區(qū)塊動用地質儲量490萬噸，水驅控制儲量251萬噸，水驅控制程度為51.2%，水驅動用程度為46.5%。

3.3 注采井距大

濱649塊沙四段由于滲透性差，注采井距偏大（300-400米），由于注采井距偏大，油水井間無法形成有效驅替壓力梯度，油井主要依靠彈性采出。水驅效果差，開發(fā)上表現為水井注不進（啟動壓力逐年升高），油井采不出。

3.4 能量保持和利用狀況差

由于水井注不進，油井壓力逐年下降，目前地層壓力只有19.8MPa，壓降達10.2MPa，地層壓力保持水平只有66.0%。油井平均單井日產液4.2m3/d，動液面低（1414m），油井沉沒度都在300米以下，平均沉沒度只有190米。

4 單元開發(fā)潛力分析

根據濱南油藏特點，針對濱649塊存在的以上問題，進行研究分析，認識到該塊有以下開發(fā)潛力：

4.1 細分層系提高縱向儲量動用程度的潛力

濱649塊沙三沙四儲層物性差異較大，S3為中滲（滲透率：61.5-72.7毫達西），S4為低滲（滲透率：25.0-39.3毫達西），滲透性差異較大，層間干擾嚴重，因此有進一步細分層系的潛力，減少層間矛盾，充分發(fā)揮各小層的潛力來提高區(qū)塊采收率。

4.2 完善注采井網的潛力

濱649塊由于注采井網極不完善，注采對應率55.6%。區(qū)塊儲量控制程度和水驅控制程度比較低，區(qū)塊動用地質儲量490萬噸，水驅控制儲量251萬噸，水驅控制程度為51.2%;水驅動用程度為46.5%。下步有通過完善注采井網，恢復地層能量，提高油井產能的潛力。

4.3 具有井網加密的潛力

區(qū)塊地質儲量490萬噸，靜態(tài)井網密度6.9口/Km2，單井控制儲量22.3萬噸/口，目前受停產井影響，井網密度只有5.0口/Km2，單井控制儲量高達30.6萬噸/口，因此具有井網加密的潛力。

5 開發(fā)方案設計

沙三段地質儲量198萬噸，部署井數37口，油井22口，水井15口，新鉆井20口，油井12口，水井8口，轉注2口，油井單井控制地質儲量9萬噸。其中，沙三段3砂組地質儲量34.8萬噸，總井7口（油井5口、水井2口），新鉆井4口（油井2口、水井2口），轉抽1口，油井單井控制儲量7萬噸;沙三段4+5砂組地質儲量163萬噸，總井31口（油井17口、水井14口），新鉆井17口（油井10口、水井7口），轉注井2口，油井單井控制儲量9.6萬噸。

沙四段地質儲量292萬噸，部署井數36口，油井23口，水井13口，新鉆井29口，油井21口，水井8口，轉注4口，油井單井控制地質儲量12.7萬噸。其中，沙四段1砂組地質儲量145萬噸，總井24口（油井16口、水井8口），新鉆井21口（油井15口、水井6口），轉注井1口，油井單井控制儲量9.0萬噸;沙四段2+3砂組地質儲量147.4萬噸，總井27口（油井18口、水井9口），新鉆井20口（油井16口、水井4口），轉注井4口，油井單井控制儲量8.2萬噸。

總方案地質儲量490萬噸，總井70口（油井44口、水井26口），新鉆井47口，油井32口，水井15口，轉注5口。

6 方案實施效果

通過細分層系方案的實施，濱649塊開發(fā)形勢取得良好的開發(fā)效果，單元日液、日油產量顯著提升，單元水開發(fā)效果明顯改善。調整后單元注采對應率由55.6%上升到94.3%，水驅控制程度由51.2%上升到90.8%，水驅動用程度由46.5%上升到85.6%，采收率13.0%上升到27.6%。顯著提升了采油廠老油田開發(fā)管理水平，促進了采油廠可持續(xù)效益化發(fā)展。

7 結論及認識

（1）合理的井網密度是低滲透油田開發(fā)的關鍵，采用和中高滲透油田一樣的井網密度，不適應油層地質特點，易造成大批水井因注不進水而停注，采油井因采不出油而停產，通過井網加密，縮小注采井距，建立有效驅替壓力梯度，可改善水驅效果。

（2）細分層系開發(fā)是解決低滲透油藏層間干擾，提高油層縱向動用程度的有效方法。

（3）通過先期完善注采井網，提前注水恢復地層能量，可有效改善油藏水驅波及效率，提高油層平面水驅動用程度。

參考文獻

[1] 閆慶來，何秋軒等.低滲透油層中單相液體滲流特征的實驗研究[J]. 西安石油學院學報，1990，5（2）1-6.

[2] 姚約東，葛家理等.低滲透油藏油水兩相滲流研究[J].石油大學學報，2005，29（2）：52-56.