东辛油田营八断块区剩余油分布研究.doc

东辛油田营八断块区剩余油分布研究引言本次研究针对营八断块油藏特征，从剩余油的控制因素出发，结合数值模拟结果，研究整装油藏的剩余油富集规律，并针对性地提出了高效挖潜措施，对指导整装油藏特高含水期剩余油挖潜，减缓产量递减具有重要的理论和实践意义。1、油藏地质特征营八断块在构造上处于中央隆起带东营构造东北翼，其南部以营八断层与营72、辛47相接。北倾地层与营八、营17断层联合形成圈闭，顷角20-50。营8沙二7-11砂组的沉积微相主要为三角洲前缘亚相中的河口坝、席状滩砂、滨岸坝等微相。层系空气渗透率为100.7-112010-3um2，孔隙度为23.2%。原油性质在纵向上和平面上具有一定差异，构造顶部比低部位好，地下原油粘度均大于20mPa.s，属高粘度油藏。2、采收率现状评价营8块沙河街组目前已经进入特高含水期，应用常用的水驱预测采收率的方法，对该油藏沙二79、10、11三套层系进行采收率预测,含水98时采收率分别为29.9、27.0和27.3，平均采收率28.9%。应用相渗透率资料，做出各岩芯驱油效率与含水关系曲线，沙二7-11层系平均驱油效率38.63%，当最大波及系数为0.845时，采收率可达32.66%。均衡以上3种方法，最后选定3套层系的最终水驱采收率为29%，剩余可采储量38.6万吨，有一定开发潜力。3、剩余油分布研究3.1数值模拟研究1、油藏建模利用petrel软件进行建模，所建三维可视化模型可以供油藏管理者进行钻井井位设计、开发调整方案部署使用。营8断块X方向网格步长30m，126个网格，Y方向网格步长30m，91个网格，Z方向1个网格，共32个层：包括16个隔层、15个砂层，总网格366912。2、核实静态储量本次利用容积法对13个模拟目标层进行了地质储量复算。依据复算结果，结合油水界面的拟合，进行了分小层的地质储量拟合，拟合相对误差均控制在0.0022以内，从而保证了数值模拟模型有一个较好的地质储量基础。3、历史拟合对静态模型（断裂系统、油水系统、地质储量）、动态模型（产油量、注水量、综合含水、压力拟合、生产油气比）进行拟合。3.2影响剩余油分布因素研究1、精细地质描述法在构造、微构造、沉积微相等精细描述的基础上，对剩余油分布进行定性分析。断块构造较为简单、平缓，对平面水淹及剩余油分布有一定控制作用，但影响程度相对较小，未发现局部构造高点。重新落实构造之后，断层的位置有所变动，导致部分构造高部位无井控制，例沙二7-11砂层组12-41井的南部，12-27井的北部，12-57井的南部。沙二7-11为三角洲前缘亚相河口坝和远砂坝沉积，砂体平面分布稳定，连通性好，储层物性整体较好，但平面上有一定变化，如沙二91东部好，厚度大物性好，向西逐渐变差，变薄，至尖灭，82全区物性均较好，沙二84+5东部差，西部变好，由于这种储层物性的变化，导致油藏高含水期储量动用的不均衡。2、开发测井法（1）新井多功能测井法根据近年新钻16口井测井解释成果，储量动用比较充分的强水淹、较强水淹层占61.7%，中等水淹强度占17%，还有20.6%的油层动用较差，主要分布在沙二84、92、105+6、111+2的部分中低渗小层，以及部分主力高渗油层内部部分韵律段。（2）取芯分析法：根据81年4月完钻12J48井、99年5月完钻的12J176井两口检查井取芯同层情况统计，初投生产比较，含水率上升，日油产量下降；对比水淹情况统计弱水洗厚度63.3%降至22.7%，水洗厚度36.7%降至13.9%，强水洗厚度0升至63.4%，中高渗透层上下渗透率级差较小的反韵律油层下部水淹程度相对较高，上下渗透率级差大的反韵律油层渗透率较高部位水淹程度相对较高。（3）硼中子寿命测井法99年5月对营12-49、营12-13进行了硼中子寿命测井，结果显示层间剩余油差异大，弱水淹层为沙二81、3、4、105+6、111+2。99年7月12-49井堵炮眼单采沙二105-6111-2下44泵生产日液19.8t,日油11t,含水42%。（4）注水井吸水剖面分析法统计营8块近期24口注水井测吸资料，吸水好的厚度占27%，吸水较好厚度占39.1%，吸水中等厚度14.8%，吸水较差厚度占12.6%，不吸水厚度占6.5%。据大量吸水剖面反映，吸水相对较好的小层主要有：沙二82、91、103、4、114.5，吸水相对较差的小层主要有：沙二73、5、84-5、92、101、5、6、111-2。3、动态资料分析法通过对历年新井投产、老油井补孔、改层措施效果分析，判断油井合采时的相对高水淹层段，配合水井吸水状况，定性描述不同时期的层间储量动用状况和潜力层分布。（1）新井效果分析98年来新钻井主要集中于断层遮挡高部位，储量动用差，统计初期平均日油7.1t，含水60%左右,远低于断块综合含水；目前平均日油4.4t，含水78%，部分井因固井差，或初期射下部低渗层，影响整体产量，总体分析新井效果较好。（2）油井措施效果分析统计95年来补孔卡封代表性油井，平均单井日增油4.5t，含水降低40%，由于油井后期卡封难度大，大半井是补孔后合采，还有部分井补孔改层因封隔器座封质量不高，影响了补孔效果，但仍可看出平面及层间有较大的调整潜力。3.3剩余油分布评价1、纵向剩余油分布三套层系都有一定的潜力，剩余可采储量依次为沙二7-9（59.8万吨）、沙二10（13.25万吨）、沙二11（16.7万吨）。由小层剩余可采储量分布看，剩余可采储量大于10104t的主力小层有沙二82、84+5、91，剩余可采储量大于5104t的主力小层有沙二105+6、111+2。分析认为由于重力和毛管力作用使水质点下沉，油层下部驱油效果好于上部，剩余油主要分布在油层上部，但局部受非均质影响在层内剩余油常常呈几段分布。2、平面剩余油分布主力高渗小层沙二82、91、101-4、113-5平面普遍水淹严重，基本无连片低含水区，低含水区多呈孤立状态，差异相对较小。仅在断层屋脊一线及四级小断层局部遮挡部位剩余油富集。物性油性相对较差的沙二84+5、105+6、111+2整体动用较差，平面上剩余油富集。部分薄层、土豆状零星油砂小层，厚度仅1m左右储量控制差，开采难度大，采出程度低。由以上方法综合分析表明，目前主要潜力层为沙二84+5、105+6、111+2。4实施效果分析应用剩余油分布研究结果，2006年对该断块区实施井网完善综合调整。完钻新井12口，其中油井8口，水井4口，初期平均单井日油9.2吨，含水52.1%，远低于断块综合含水94.1%。调整后，日油能力由221吨279吨，综合含水由94.1%93.5%，自然递减、综合递减均控制在