A塊中生界綜合調(diào)整方案研究

詹繼強++高怡玲++李雪莉++王冬冬

[摘 要]A塊中生界油藏目前處于低速開發(fā)階段，存在著井網(wǎng)不完善、注入水竄等諸多方面的問題，本文總結(jié)了該單元存在的主要問題，提出通過井網(wǎng)完善提高儲量控制、進行異步注水、以及加大老井扶停等措施治理該單元，對同類型的油藏具有一定的借鑒意義。

[關鍵詞]裂縫；低速開發(fā)；開發(fā)現(xiàn)狀；挖潛對策；剩余潛力；

中圖分類號：P618.130.2+5 文獻標識碼：A 文章編號：1009-914X（2017）05-0003-01

0 前言

A塊位于東營市河口區(qū)境內(nèi)，區(qū)域構(gòu)造位置為濟陽坳陷B凸起東北坡。中生界是主要含油層系之一，為三角洲曲流河沉積為主，其儲層厚度大，儲層集中，成條帶狀展布，裂縫發(fā)育，隔層上、下串通，為底水塊狀油藏，含油面積1.89km2，地質(zhì)儲量451×104t，可采儲量93萬噸。該區(qū)塊1978年投入開發(fā)，目前僅開井5口，采油速度0.12%，采出程度19.3%。本次對該塊重新進行了地質(zhì)研究，并以此為基礎編制了油藏調(diào)整方案。

1 油藏儲層特征

本區(qū)中生界侏羅系含油儲層基質(zhì)孔隙度5%-19%，平均10%，滲透率0.09-10×10-3μm2，平均1.68×10-3μm2，為低孔、低滲儲層。

二砂層組全區(qū)分布，沉積較厚，單井鉆遇厚度為19.4-69.1m，平均單井厚度50.1m，東、西沉積較薄，向北、中央逐漸變厚。

三砂層組全區(qū)分布，沉積厚度相對二砂層組較薄，單井鉆遇厚度11.4-66.2m，向東、西沉積厚，向中央逐漸變薄。

2 A塊中生界開發(fā)特征

該塊開發(fā)過程中受裂縫的影響比較大：

（1）初期產(chǎn)能高，但差別大

從試采井的情況分析，該塊初期產(chǎn)能高，單井日產(chǎn)能力在55-126t/d，但由于各井所處構(gòu)造位置不同，裂縫發(fā)育程度差異大，使各井初期產(chǎn)量相差很大，日產(chǎn)能力相差2.29倍；區(qū)塊的平均米采油指數(shù)1.778t/m/Mpa，不同構(gòu)造位置油井的采油指數(shù)相差高達4.67倍。

（2）天然能量不足，產(chǎn)量遞減大

中生界油藏四周被斷層封閉，區(qū)塊面積較小，天然能量不足。油藏從80年5月全面投產(chǎn)到82年1月注水開發(fā)前地層壓降7.2Mpa，平均月壓降0.27Mpa。區(qū)塊階段彈性產(chǎn)率為226550t/Mpa，每采出1%地質(zhì)儲量壓力下降1.45Mpa。在彈性開發(fā)期，單井產(chǎn)量遞減快，平均月遞減6.53-15.61%。

（3）油藏裂縫發(fā)育，使油藏內(nèi)部各塊之間壓降一致，層間和斷塊之間相互溝通，注采比的變化對油藏生產(chǎn)影響很大。

3 A塊中生界開發(fā)效果評價

截止目前總井18口，開井5口，日產(chǎn)液能力39.3t/d，日產(chǎn)油能力16.1t/d，綜合含水59%，累采油87.2×104t，累注水346.6×104m3，，累積注采比1.4。

（1）儲量動用狀況

①平面累積動用程度高，目前井網(wǎng)控制程度低

中生界地質(zhì)儲量451.85×104t，其中動用417.1×104t，動用程度92.5%，以水驅(qū)為主，損失儲量34.8×104t，主要位于邊部低部位。

目前井網(wǎng)控制程度低，主體部位僅4口井，控制儲量79.5×104t，控制程度17.6%，目前無注水井，彈性開發(fā)。

②油層累計動用程度高

統(tǒng)計24口井311個層，累計射開層數(shù)137個，射開層數(shù)比例44.7%，總厚度2290.1m，射開厚度1167.1m，射開厚度比例51%。但油層射開層數(shù)和厚度的百分數(shù)分別為81.1%和90.2%，射開程度較高。

（2）井網(wǎng)適應性評價

該塊由于高含水原因，目前停產(chǎn)11口，僅開井5口，平均單井控制剩余儲量82.83×104t，井網(wǎng)密度2.6口/km2，停注井6口，油水井利用率僅為22.7%，由此可見，目前井網(wǎng)適應性差。

（3）注水效果分析

該塊總計6口注水井，累注水346.6×104m3，，累積注采比1.4。該塊采用邊部和底部注水的方式進行開采。

1984年8月投注的G井，注水層位三砂組1、2小層，累注17.4×104m3，主要注水時間1984年8月-1998年2月，由于垂直裂縫發(fā)育，位于高部位采2砂組的M井見到注水效果。

但由于該塊注采比過高，造成對應油井的暴性水淹，注水后含水快速上升，最高含水高達98%。

4 剩余油潛力分析

應用水驅(qū)法計算該區(qū)塊的采收率23.5%，目前全區(qū)累計產(chǎn)油量87.22×104t，采出程度19.3%，剩余可采儲量18.97×104t；其中主體井區(qū)累計產(chǎn)油量78.17×104t，采出程度19.0%，剩余可采儲量18.68×104t。

（1）平面剩余油分布狀況

平面剩余油主要分布在構(gòu)造高部位斷層附近。古潛山油藏的最主要特點是新生古儲。它的形成除了要有充足的油源，良好的儲蓋組合外，還需要良好的輸導通道，靠近斷層，裂縫發(fā)育，有縫就有油；由于區(qū)塊的采用邊外注水，邊部水淹嚴重，而構(gòu)造高部位，水淹較輕，剩余油富集。

（2）層間剩余油分布狀況

從區(qū)塊分砂層組的注水量來看，3砂組的注水量最大，累注水量279.6×104m3，注入倍數(shù)高達1.2，二砂層組的累注水量60.5×104m3，注入倍數(shù)僅為0.09。目前開井5口，4口井生產(chǎn)二砂層組，含水相對較低，水淹較輕。

從后期措施井的情況也證實了分析的正確性，如F井，1991年6月合采二、三砂組，末期含水96.7%，1997年3月改層生產(chǎn)二砂組1、2小層，初期日產(chǎn)液41.1t/d，日產(chǎn)油23t/d，含水44%，目前日產(chǎn)液15.3t/d，日產(chǎn)油6.3t/d，含水58.3%，累計產(chǎn)油3.2155×104t。

5 開發(fā)技術(shù)政策

（1）層系適應性

正確劃分開發(fā)層系的目的是防止或減小各層系在開發(fā)過程中的干擾現(xiàn)象，合理利用油藏資源，實現(xiàn)均衡開采。本區(qū)塊是裂縫性油藏，根據(jù)巖心觀察，主要發(fā)育垂直和斜交裂縫，縱向砂層組之間互相連通，因此，沒有必要進行細分。

（2）開發(fā)方式

區(qū)塊目前的地層能量較低，平均動液面-1382m，平均日產(chǎn)油量只有8.6t，需要注水，保持能量；但由于該塊裂縫發(fā)育，同步注水時注入水沿裂縫竄流，不但波及面積小，且易造成暴性水淹，剩余油難于動用，因此，采取異步注水的開發(fā)方式進行開發(fā)，即水井注水時、油井關井，油井開采、水井停注，達到動用基質(zhì)剩余油的目的。

（3）井網(wǎng)和井距

該塊開發(fā)初期根據(jù)構(gòu)造特征采取高部位采油、低部位注水的面積井網(wǎng)，目前彈性開發(fā)。根據(jù)構(gòu)造形態(tài)和剩余油分布狀況，本次仍然沿用老井網(wǎng)形式，沿構(gòu)造高部位部署油井，構(gòu)造低部位部署水井，形成行列式注采井網(wǎng)。

根據(jù)經(jīng)濟合理井網(wǎng)密度與采收率的計算公式[1]，計算合理注采井距258米。綜合考慮該塊的構(gòu)造特點和井網(wǎng)形式，結(jié)合計算的經(jīng)濟合理井網(wǎng)密度結(jié)果，在不同的部位確定不同的注采井距，在250-260m之間。

（4）單井產(chǎn)能和注采比

從歷史井的生產(chǎn)情況來看，較高的采液強度會造成水竄的加快，因此應該制液量生產(chǎn)。參考目前生產(chǎn)井的情況，建議采用有桿泵，低液量生產(chǎn)。根據(jù)老井生產(chǎn)歷史及能量狀況，預計單井日產(chǎn)液量在10-20t/d。根據(jù)單井經(jīng)濟極限產(chǎn)油量公式計算單井經(jīng)濟極限初產(chǎn)油量為3t/d[1]。

根據(jù)不同天然能量條件下應用物質(zhì)平衡法測算不同油藏類型的水侵量，計算合理注采比為1.03。

6 結(jié)論

（1）A塊是裂縫性油藏，注采比過高，易發(fā)生暴性水淹，采用油井控制液量、水井降低注水量的溫和注水方式，可以提高開發(fā)效果；

（2）恢復注采井網(wǎng)、減少失控儲量是該塊治理的關鍵；

（3）在井網(wǎng)完善后，應該進行異步注水對剩余油進行挖潛。

參考文獻

[1] 陳元千.油氣藏工程計算方法[M].北京：石油工業(yè)出版社，1994.