林樊家油田林東塊剩余油挖潛對策研究

摘要：林東塊位于林樊家油田東部，東為尚店油田，南為林南大斷層，西與林中9塊相接，北靠林102塊，主要含油層系為館陶組。平均地面原油粘度318mPa.s，地下原油粘度44.7mPa.s，是受巖性控制的薄層、常規(guī)稠油、淺層出砂的高孔高滲構(gòu)造-巖性油藏。1986年投入開發(fā)，經(jīng)過多年水驅(qū)開發(fā)層間矛盾日益突出，小層動用不均衡，加之易出砂造成井況問題突出，動態(tài)井網(wǎng)不完善。本次研究主要基于精細(xì)地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上建立以單砂體為基礎(chǔ)單元的三維精細(xì)地質(zhì)模型，對儲量、采油量、含水率、壓力等進(jìn)行了歷史擬合，直觀研究剩余油分布規(guī)律，根據(jù)剩余油分布狀況結(jié)合生產(chǎn)中實(shí)際問題研究剩余油挖潛對策，為高效開發(fā)油藏提供有力依據(jù)。

關(guān)鍵詞：淺層出砂油藏;層間矛盾;數(shù)值模擬;剩余油;挖潛對策

引言

林東塊位于林樊家油田東部，東為尚店油田，南為林南大斷層，西與林中9塊相接，北靠林102塊，含油層系為館陶組，主力開發(fā)層系Ngx45～Ngx47砂組，含油面積8.8km²，上報(bào)石油地質(zhì)儲量734×10⁴t。是受巖性控制的薄層、常規(guī)稠油、易出砂的高孔高滲構(gòu)造-巖性油藏。1986年投入開發(fā)，從天然能量開發(fā)轉(zhuǎn)為注水開發(fā)，由于是正韻律儲層，底部高滲層動用程度高，層間矛盾日益突出;加之易出砂造成井況問題突出，動態(tài)井網(wǎng)不完善平面矛盾日益突出，開發(fā)效果日益變差。

1 開發(fā)中存在的問題

根據(jù)油田開發(fā)特征，可將油田開發(fā)歷程大致劃分為以下三個階段：

（1）天然能量開發(fā)階段：1986年林東區(qū)塊投入開發(fā)，初期采用正方形反九點(diǎn)法井網(wǎng)布井，井距350～500m，該階段共投產(chǎn)油井34口，單元日油水平達(dá)到269t/d，階段累積采油7.6517×10⁴t，階段末含水0.8%;

（2）注水開發(fā)階段（1987.07～2010.01）：1987年7月開始注水開發(fā)，初期，轉(zhuǎn)注水井4口，月注入量0.23×10⁴m³，月注采比0.27;末期，注水井增加至20口，月注入量1.76×104m³，月注采比0.9，動液面明顯回升。階段累產(chǎn)油106.1246×10⁴t，累計(jì)注入量305.7056×10⁴m³;

（3）加密調(diào)整，重建井網(wǎng)階段：該階段油井開井?dāng)?shù)增加至70口，注水量相應(yīng)增加，注采比維持在0.75左右，油井產(chǎn)量有效提高，階段累產(chǎn)油47.3×10⁴t，階段末含水78.62%。

目前開發(fā)面臨的問題：（1）由于油水井井況問題造成部分井區(qū)地質(zhì)儲量和水驅(qū)控制地質(zhì)儲量失控;（2）是目前地層壓力水平保持較低，林東原始地層壓力10.44MPa，目前壓力8.1MPa，壓降2.34MPa，壓力水平保持在77.6%，平均液面723m，動液面較深;（3）同時由于儲層非均質(zhì)性和井距影響，造成層間動用不均衡以及部分邊部和物性差的或注采不完善井區(qū)注采不見效。

2 剩余油分布研究

2.1 平面剩余油分布

平面剩余油受儲層物性、井網(wǎng)完善程度和構(gòu)造多重影響。其中主河道沉積中心原始儲量大、物性好、水淹嚴(yán)重，剩余油仍富集;河道側(cè)緣巖性細(xì)，水驅(qū)效果相對差剩余油富集;注采井網(wǎng)不完善，井距大、相鄰油井/水井之間油層水淹輕，剩余油富集，以及物性差的非主流現(xiàn)方向剩余油富集。構(gòu)造高部位，剩余油富集，構(gòu)造低部位水淹嚴(yán)重。

Ngx45砂體分布面積小，且較散，存在注采井網(wǎng)不完善等問題，水淹程度低，但原油儲量小，儲量豐度低。Ngx46～Ngx47主力小層物性較好的區(qū)域往往形成注采優(yōu)勢通道，水淹較嚴(yán)重。但是由于儲量豐度大仍是下步挖潛的主力區(qū)。

2.2 縱向剩余油分布

1、層間剩余油分布

根據(jù)分小層采出程度統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，主力層Ngx45²、Ngx46²、Ngx47²采出程度最高，平均超過17%，非主力層Ngx41、Ngx43、Ngx44采出程度最低，平均只有5%左右。分析層間動用差異與小層物性相關(guān)，分小層來看，自上而下，儲層物性變好，采出程度也相應(yīng)變高。從單井剩余油飽和度資料分析層段內(nèi)油層動用差異也較大，Ngx47動用較好，其它層動用差。從剩余儲量以及剩余油飽和度的角度來看Ngx46～Ngx47仍是下步挖潛的主力區(qū)。

2、層內(nèi)剩余油分布

由于重力分異作用及本區(qū)原油較稠，導(dǎo)致小層的底部水淹嚴(yán)重，頂部剩余油富集，目前所有小層的頂部剩余油均好于中底部。

3 剩余油挖潛對策研究

根據(jù)剩余油分布研究結(jié)果，主要針對主力層Ngx46～Ngx47的油井利用數(shù)值模擬技術(shù)尋求剩余油挖潛對策，進(jìn)一步加強(qiáng)剩余油動用程度，改善區(qū)塊開發(fā)效果，同時降低措施風(fēng)險(xiǎn)，提高措施成功率。

3.1 分層調(diào)配注水量控水穩(wěn)油

LFLN3N9井組面臨的主要開發(fā)問題就是油井含水率上升速度快，采用的分層注水，分兩層注水，配注量分別為20m³，井組含水率在85%以上，尤其是LFLN4N9井含水達(dá)到了90%以上居高不下，從剩余油飽和度圖上也可以看出，同時LFLN2-09由于多向受效含水也逐步上升，因此采取重新分層調(diào)配。將兩分注層段由原來的20m³降至10m³。

2017.1.4日進(jìn)行注水量調(diào)整，在數(shù)值模擬中進(jìn)行預(yù)測，預(yù)測結(jié)果與實(shí)際趨勢較為一致，降低注水量后，液量保持平穩(wěn)，含水下降，日油量穩(wěn)中有升，達(dá)到預(yù)期效果。

3.2 補(bǔ)孔分注提高層間動用程度

LFLN4X07水井原注水層位為Ngx45～Ngx46小層，采用籠統(tǒng)注水方式，日注量為10m³，后根據(jù)剩余油分析可得Ngx47小層該井組剩余油富集，尤其是LFLN3X09井周圍剩余油飽和度較高，因此對該層進(jìn)行補(bǔ)孔，補(bǔ)開油層3.8m，同時改用分層注水的方式，上段配注10m³，補(bǔ)孔段配注15m³進(jìn)行注水。2017年3月22日大修結(jié)束開井生產(chǎn)，該井組周圍共對應(yīng)5口生產(chǎn)井，以原生產(chǎn)制度進(jìn)行生產(chǎn)，從圖5.6中可以看出數(shù)模預(yù)測結(jié)果和實(shí)際生產(chǎn)結(jié)果趨勢較為一致，措施實(shí)施后井組產(chǎn)液量穩(wěn)步提升，平均日產(chǎn)油量在20t/d以上，措施見效。

3.3 油井轉(zhuǎn)注補(bǔ)充地層能量

根據(jù)剩余油分布可以看出以LFLN4-11井為中心，周圍剩余油較為富集，但是地層能量虧空，沒有注入水補(bǔ)給，因此將原設(shè)計(jì)水井LFLN4-11進(jìn)行轉(zhuǎn)注，完善注采對應(yīng)關(guān)系。2016年7月18日該井進(jìn)行轉(zhuǎn)注，轉(zhuǎn)注后LFLN3X09井受效，最高日油量達(dá)12t/d。

3.4 零散井挖潛完善動態(tài)井網(wǎng)

根據(jù)剩余油分布和井網(wǎng)完善方案綜合分析，由于在主力層區(qū)域LFLN5X9井周圍剩余油富集，因此設(shè)計(jì)部署油井LFLN5X07完善井網(wǎng)。由于對剩余油的精準(zhǔn)掌握，該新井投產(chǎn)后，見到較好的生產(chǎn)效果，實(shí)際生產(chǎn)效果與預(yù)測效果吻合度較好，日液20m³，日油10t/d。

4 主要開發(fā)效果

通過零散更新井逐步完善井網(wǎng)和單井挖潛措的施綜合實(shí)施，為提三率夯實(shí)穩(wěn)產(chǎn)打下堅(jiān)持基礎(chǔ)，同時提高水驅(qū)質(zhì)量，遏制變差的開發(fā)趨勢，達(dá)到平穩(wěn)生產(chǎn)，其中油井措施實(shí)施6口井均有效，年增油0.6025萬噸。

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作者簡介：戰(zhàn)菲（1985-）：女，現(xiàn)在勝利油田分公司濱南采油廠地質(zhì)所從事油田開發(fā)和管理工作。

（作者單位：勝利油田有限公司濱南采油廠）