精细管理精细开发提高特高含水期油藏采收率.doc

精细管理 精细开发 提高面12区油藏采收率编写单位：清河采油厂项目负责：王 蓉 编 写 人：王 蓉审 核 人：王明培目 录一、概况1（一）地质概况1（二）开发概况1二、精细油藏研究2（一）S3上51储层精细研究2（二）沙四段主力油砂体储层精细研究2三、剩余油分布规律3四、调整措施及效果3（一）层系调整3（二）井网调整4（三）措施挖潜5五、面12区开发调整效果评价6六、结论62一、概况（一）地质概况面12区位于八面河油田中部，北邻面4区，南接面14区，是一个被两条斜交断层夹持的呈三角形分布的断鼻油藏。主要含油层系为下第三系沙河街组，主要含油小层沙三段和沙四段。含油面积1.50Km2，地质储量530.00104t，空气渗透率759-215410-3m，平均孔隙度35.9，凝固点-7.36，地下原油粘度21.1-74mpa.s，含硫1.76，储集层以粉-细砂岩为主，胶结物含量低，接触-孔隙式胶结，压实程度差，是典型的高孔、高渗、高饱和度油藏（表1-1-1）。其中沙三上含油面积1.10Km2，地质储量244.00104t，油层埋藏深度1075m， 平均油层厚度11.2m，平均孔隙度36.0，平均空气渗透率215410-3m，地面原油粘度1940mpa.s。主力油层S3上34、S3上41和S3上51；沙四段含油面积1.30 Km2，地质储量149.00104t，油层埋藏深度1270m， 平均油层厚度6.8m，平均孔隙度33.8，平均空气渗透率75910-3m，地面原油粘度485mpa.s，主力油层S421、S441和S451。表1-1-1 面12区油藏基础数据表（二）开发概况 1、开发历程面12区于1987年3月投入试采，1987年5月，根据八面河油田总体开发方案，分沙三上、沙三中、沙四段三套层系投入开发，1987年11月投入注水开发，初期采用三角形井网，300m井距，面积注水开发方式部署。按主要调整工作量划分，主要经历了以下几个阶段：（1）基础井网建设阶段（1987-1988年）；（2）整体完善调整阶段（1989-1990年）；（3）井况恶化，调整工作量少，产量快速递减阶段（1991-1999年）；（4）低速开发、局部调整阶段（2000年-2007年）。2、开发特征（1）综合含水高，采出程度高，采油速度低。调整前面12区综合含水为97.1%。地质储量采出程度25.6%，可采储量采出程度84.16%，地质储量采油速度0.2%。 属于典型的“高含水、高采出程度、低采油速度”油藏。 （2）平面、层间、层内差异大，剩余油分布复杂。面12区三套层系沉积特征各不相同，同一砂体横向变化大，油层层间渗透率级差平均大于20，油稠，油水粘度比大（80.1），注入水指进现象严重。历经20年的注水开发，油水井套管损坏严重，井网不完善，油藏压力及油水关系经过了复杂的变化过程，导致地下剩余油分布更加复杂。需加深油藏认识，总结剩余油分布规律，找出特高含水期的主要潜力，从而制定适合特高含水期油藏的开发调整方案。二、精细油藏研究（一）S3上51储层精细研究面12区主力油砂体S3上51含油面积1.11Km2，地质储量126.10104t，占沙三上储量的51.7。S3上51主要为水下分流河道沉积，是多期河道砂叠置而成的厚油层，平均有效厚度7.4m，根据层内物性差异和夹层将S3上51分为3个流动单元，其中S3上51分布不稳定，含油面积0.67Km2，平均有效厚度2.0m，地质储量24.90104t ；S3上51和S3上51分布较稳定，S3上51含油面积0.95 Km2，平均有效厚度2.9m，地质储量51.50104t；S3上51含油面积0.93 Km2，平均有效厚度2.9m，地质储量49.70104t。并结合沉积微相将3个细分层划分为3条河道。（二）沙四段主力油砂体储层精细研究对沙四段主力油砂体开展了储层精细研究。研究表明面12区沙四段为滨浅湖沉积相，S421主要以滩坝沉积为主，东部较发育；S441主要为滩砂沉积，东部发育有部分滩坝沉积；S451为滩砂沉积。沙四段主力油砂体储层平面上自西向东逐渐变好，S441砂体内部储层展布稳定， S421东部储层展布稳定，纵向上S451储层展布较S421、S441稳定。沙四段主力油层展布稳定，部分非主力油层存在砂岩尖灭，油层厚度薄，S421平均有效厚度3.0m，东部加厚至4m，S441平均有效厚度2.2m，局部加厚至4m，S451平均有效厚度2.9m。S421储层平均孔隙度26.9，平均渗透率313.810-3m；S441平均孔隙度32.1，平均渗透率775.110-3m；S451平均孔隙度24.4，平均渗透率180.010-3m。纵向上S441储层物性最好，S451储层物性最差。平面上均表现为东部储层物性好于油砂体内部，内部储层局部物性变差。三、剩余油分布规律特高含水期油藏不同的沉积环境其剩余油分布特点不同，以三角洲前缘亚相水下分流河道沉积为主的砂岩，储层物性普遍较好，注入水平面上沿河道方向推进，纵向上油层底部水淹严重，中、上部水淹程度低，其剩余油主要分布在层间、层内注入水未波及到的区域；而以滨浅湖相沉积为主的砂岩，储层物性差异大，由于其油层厚度薄，剩余油在平面上零星分布，主要分布在井网不完善区域和储层物性较差区域。S3上51流动单元剩余油分布在 S3上511和S3上512， S3上513除靠近断层局部区域外已全部水淹。而S441、S451油砂体内部剩余油分布在储层物性较差区域。四、调整措施及效果根据面12区剩余油分布特点，制定了可行了调整方案，主要在层系调整、井网调整和措施挖潜上开展了大量工作。（一）层系调整主要在沙三上开展，调整原则是S3上3441与S3上51分层开采，以完善注采井网为主不规则部井；S3上51单独一套井网开采，应用水平井技术挖掘层内剩余油潜力。首先对S3上51开展调整工作。依据调整原则在河道边部部署了6口水平井，1口侧钻水平井，分别是面12-平1、面12-平2、面12-平3、面12-平4、面12-平5、面12-平7和面12-13-侧平5井。目前已完钻投产4口，面12-平1、面12-平2、面12-平3和面12-13-侧平5，轨迹上下摆动幅度、水平段长度等技术指标基本达到设计要求。除12-P3外其它3口井投产效果显著（见表4-1-1）。表4-1-1 面12区沙三上投产新井生产情况统计表 （二）井网调整井网调整主要以沙四段为主，调整原则是：立足现有井网，S421和S441东部以完善井网扩边部署为主，180-200m井距不规则布井；S441和S451油砂体内部以完善井网为主，在剩余油富集区零星部署。油井考虑邻近砂体的出力状况单采，精细开发。东部以2、4砂组为主，为完善注采井网和扩边部署新井9口，其中油井7口，水井2口；构造内部以4、5砂组为主，在井网不完善剩余油富集区零星部署新井6口，其中油井5口，水井1口。目前已完钻投产油井5口，投注水井2口。5口新井投产初期日产油16.0t，平均单井产能3.2t，综合含水64.9，目前日产油13.9t，平均单井产能2.8t，综合含水67.8，年产油1461t（表4-2-1）。而目前面12区沙四段老井平均单井产能为1.2t，综合含水94.5。表4-2-1 面12区沙四段新井投产情况表投注2口水井面12-6-35和面12-14-斜31井，两个井组均见到效果。这两口井的投注完善了注采井网，同时增加油井受效方向，保持了“注采平衡”。沙四段注采井数比由3.67上升至2.33，井网密度由10.61口/Km2上升至15.15口/Km2，单井控制剩余可采储量由0.8104t降至0.6104t，水驱控制程度由35.6提高到48.3。（三）措施挖潜研究期间面12区主要针对特高含水，加强了油水井的管理工作，在控水稳油、注采结构优化方面开展了大量工作， 为特高含水期油藏今后的开发调整积累了经验。1、控水稳油依据S3上51剩余油分布特点，计划对部分油井实施堵水，面12-9-33井堵水无效后未继续实施。 面12-9-33井措施前生产层位S3上4151，S3上51为主产液层，2008年9月硼中子寿命测井结果显示S3上5112.0m未进硼，S3上512低水淹，S3上511和S3上512之间夹层厚度1.0m，挤堵复射S3上41和S3上511，措施后全水，目前已封井。由此可见，特高含水期普通直斜井堵水很难隔断底部的水淹层，必须应用新的工艺技术，比如水平井。控水稳油工作虽然没有取得好的效果，但为面12区乃至同类型油藏的开发调整提供了经验。2、注采结构优化面12区沙三中是三个开发单元中井网较完善、产量相对较稳定的单元。为了巩固稳产基础，对沙三中的注采结构进行了优化。（1）改变水驱方向稠油油藏，特高含水期，变换注水系统改变液流方向，可以使每口油井变为集油中心，形成“水包油”的扫及形势，扩大波及面积，提高波及效率。研究期间共转注水井3口，更新注水井1口，使11口油井增加了受效方向，增加水驱控制储量3.80104t，目前累积注水9.24104m3。（2）优化产液结构，有效提液见到效果针对面12区沙三中年产液量连年下降的开发形势，在注采系统逐渐完善的基础上，加大了以下大泵为主的提液力度。选择控油面积大，能量供应充足的油井实施。研究期间共下大泵提液5口，下电泵提液1口，有效4口，有效率66.7，日增液236.0t，日增油4.6t，平均单井日增液59.0t，日增油1.2t，累积增油1991t。通过上述注采结构优化，沙三中油水井数比由1：2.33上升至1：2.0，多向对应率由54.5%上升至69.0%；日注水由386m3增加到696m3，日产液量419t增加到449t，注采比0.99，注采结构更加合理，巩固了稳产基础。研究期间面12区老井共实施补孔、下大泵、酸化、防砂等各类措施34井次，有效28井次，措施有效率82.4，提高了4.6，措施累积增油6369t（见附表4-3-1）。五、面12区开发调整效果评价八面河油区面12区通过2008年的开发调整，取得了明显效果：（一）区块开发水平大幅提高，采收率提高调整后面12区日产油由30t增加至62t，新井建产能1.05104t。采油速度由0.2%提高至0.43%，油藏采收率由28.0提高到29.6，增加可采储量8.5104t。（二）区块实现了原油上产开发调整前2007年产油1.38104t，调整后2008年产油1.65104t； 2008年年产油1.65104t，原油产量扭转了不断下降的趋势，实现了上产（附图5-2-1）。（三）区块稳产基础改善，开发形势趋好通过调整，面12区新增可采储量8.50104t，系列稳产指标均有明显改善（表5-3-1），全区含水上升率得到了有效控制，调整前2007年综合含水97.