精細(xì)管理 精細(xì)開發(fā) 提高特高含水期油藏采收率VIP

1、精細(xì)管理 精細(xì)開發(fā) 提高面12區(qū)油藏采收率編寫單位：清河采油廠項(xiàng)目負(fù)責(zé)：王 蓉 編 寫 人：王 蓉審 核 人：王明培目 錄一、概況1（一）地質(zhì)概況1（二）開發(fā)概況1二、精細(xì)油藏研究2（一）S3上51儲層精細(xì)研究2（二）沙四段主力油砂體儲層精細(xì)研究2三、剩余油分布規(guī)律3四、調(diào)整措施及效果3（一）層系調(diào)整3（二）井網(wǎng)調(diào)整4（三）措施挖潛5五、面12區(qū)開發(fā)調(diào)整效果評價(jià)6六、結(jié)論6一、概況（一）地質(zhì)概況面12區(qū)位于八面河油田中部，北鄰面4區(qū)，南接面14區(qū)，是一個(gè)被兩條斜交斷層夾持的呈三角形分布的斷鼻油藏。主要含油層系為下第三系沙河街組，主要含油小層沙三段和沙四段。含油面積1.50Km2，地質(zhì)儲量530

2、.00×104t，空氣滲透率759-2154×10-3m，平均孔隙度35.9，凝固點(diǎn)-7.36，地下原油粘度21.1-74mpa.s，含硫1.76，儲集層以粉-細(xì)砂巖為主，膠結(jié)物含量低，接觸-孔隙式膠結(jié)，壓實(shí)程度差，是典型的高孔、高滲、高飽和度油藏（表1-1-1）。其中沙三上含油面積1.10Km2，地質(zhì)儲量244.00×104t，油層埋藏深度1075m， 平均油層厚度11.2m，平均孔隙度36.0，平均空氣滲透率2154×10-3m，地面原油粘度1940mpa.s。主力油層S3上34、S3上41和S3上51；沙四段含油面積1.30 Km2，地質(zhì)儲量149

3、.00×104t，油層埋藏深度1270m， 平均油層厚度6.8m，平均孔隙度33.8，平均空氣滲透率759×10-3m，地面原油粘度485mpa.s，主力油層S421、S441和S451。表1-1-1 面12區(qū)油藏基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表（二）開發(fā)概況 1、開發(fā)歷程面12區(qū)于1987年3月投入試采，1987年5月，根據(jù)八面河油田總體開發(fā)方案，分沙三上、沙三中、沙四段三套層系投入開發(fā)，1987年11月投入注水開發(fā)，初期采用三角形井網(wǎng)，300m井距，面積注水開發(fā)方式部署。按主要調(diào)整工作量劃分，主要經(jīng)歷了以下幾個(gè)階段：（1）基礎(chǔ)井網(wǎng)建設(shè)階段（1987-1988年）；（2）整體完善調(diào)整階段（19

4、89-1990年）；（3）井況惡化，調(diào)整工作量少，產(chǎn)量快速遞減階段（1991-1999年）；（4）低速開發(fā)、局部調(diào)整階段（2000年-2007年）。2、開發(fā)特征（1）綜合含水高，采出程度高，采油速度低。調(diào)整前面12區(qū)綜合含水為97.1%。地質(zhì)儲量采出程度25.6%，可采儲量采出程度84.16%，地質(zhì)儲量采油速度0.2%。 屬于典型的“高含水、高采出程度、低采油速度”油藏。 （2）平面、層間、層內(nèi)差異大，剩余油分布復(fù)雜。面12區(qū)三套層系沉積特征各不相同，同一砂體橫向變化大，油層層間滲透率級差平均大于20，油稠，油水粘度比大（80.1），注入水指進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重。歷經(jīng)20年的注水開發(fā)，油水井套管損壞嚴(yán)重

5、，井網(wǎng)不完善，油藏壓力及油水關(guān)系經(jīng)過了復(fù)雜的變化過程，導(dǎo)致地下剩余油分布更加復(fù)雜。需加深油藏認(rèn)識，總結(jié)剩余油分布規(guī)律，找出特高含水期的主要潛力，從而制定適合特高含水期油藏的開發(fā)調(diào)整方案。二、精細(xì)油藏研究（一）S3上51儲層精細(xì)研究面12區(qū)主力油砂體S3上51含油面積1.11Km2，地質(zhì)儲量126.10×104t，占沙三上儲量的51.7。S3上51主要為水下分流河道沉積，是多期河道砂疊置而成的厚油層，平均有效厚度7.4m，根據(jù)層內(nèi)物性差異和夾層將S3上51分為3個(gè)流動(dòng)單元，其中S3上51分布不穩(wěn)定，含油面積0.67Km2，平均有效厚度2.0m，地質(zhì)儲量24.90×104t ；

6、S3上51和S3上51分布較穩(wěn)定，S3上51含油面積0.95 Km2，平均有效厚度2.9m，地質(zhì)儲量51.50×104t；S3上51含油面積0.93 Km2，平均有效厚度2.9m，地質(zhì)儲量49.70×104t。并結(jié)合沉積微相將3個(gè)細(xì)分層劃分為3條河道。（二）沙四段主力油砂體儲層精細(xì)研究對沙四段主力油砂體開展了儲層精細(xì)研究。研究表明面12區(qū)沙四段為濱淺湖沉積相，S421主要以灘壩沉積為主，東部較發(fā)育；S441主要為灘砂沉積，東部發(fā)育有部分灘壩沉積；S451為灘砂沉積。沙四段主力油砂體儲層平面上自西向東逐漸變好，S441砂體內(nèi)部儲層展布穩(wěn)定， S421東部儲層展布穩(wěn)定，縱向上S

7、451儲層展布較S421、S441穩(wěn)定。沙四段主力油層展布穩(wěn)定，部分非主力油層存在砂巖尖滅，油層厚度薄，S421平均有效厚度3.0m，東部加厚至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儲層平均孔隙度26.9，平均滲透率313.8×10-3m；S441平均孔隙度32.1，平均滲透率775.1×10-3m；S451平均孔隙度24.4，平均滲透率180.0×10-3m?？v向上S441儲層物性最好，S451儲層物性最差。平面上均表現(xiàn)為東部儲層物性好于油砂體內(nèi)部，內(nèi)部儲層局部物性變差。三、剩余油分布規(guī)律特高含水期油藏不同的沉

8、積環(huán)境其剩余油分布特點(diǎn)不同，以三角洲前緣亞相水下分流河道沉積為主的砂巖，儲層物性普遍較好，注入水平面上沿河道方向推進(jìn)，縱向上油層底部水淹嚴(yán)重，中、上部水淹程度低，其剩余油主要分布在層間、層內(nèi)注入水未波及到的區(qū)域；而以濱淺湖相沉積為主的砂巖，儲層物性差異大，由于其油層厚度薄，剩余油在平面上零星分布，主要分布在井網(wǎng)不完善區(qū)域和儲層物性較差區(qū)域。S3上51流動(dòng)單元剩余油分布在 S3上511和S3上512， S3上513除靠近斷層局部區(qū)域外已全部水淹。而S441、S451油砂體內(nèi)部剩余油分布在儲層物性較差區(qū)域。四、調(diào)整措施及效果根據(jù)面12區(qū)剩余油分布特點(diǎn)，制定了可行了調(diào)整方案，主要在層系調(diào)整、井網(wǎng)調(diào)整

9、和措施挖潛上開展了大量工作。（一）層系調(diào)整主要在沙三上開展，調(diào)整原則是S3上3441與S3上51分層開采，以完善注采井網(wǎng)為主不規(guī)則部井；S3上51單獨(dú)一套井網(wǎng)開采，應(yīng)用水平井技術(shù)挖掘?qū)觾?nèi)剩余油潛力。首先對S3上51開展調(diào)整工作。依據(jù)調(diào)整原則在河道邊部部署了6口水平井，1口側(cè)鉆水平井，分別是面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-側(cè)平5井。目前已完鉆投產(chǎn)4口，面12-平1、面12-平2、面12-平3和面12-13-側(cè)平5，軌跡上下擺動(dòng)幅度、水平段長度等技術(shù)指標(biāo)基本達(dá)到設(shè)計(jì)要求。除12-P3外其它3口井投產(chǎn)效果顯著（見表4-1-1）。表4-

10、1-1 面12區(qū)沙三上投產(chǎn)新井生產(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)表 （二）井網(wǎng)調(diào)整井網(wǎng)調(diào)整主要以沙四段為主，調(diào)整原則是：立足現(xiàn)有井網(wǎng)，S421和S441東部以完善井網(wǎng)擴(kuò)邊部署為主，180-200m井距不規(guī)則布井；S441和S451油砂體內(nèi)部以完善井網(wǎng)為主，在剩余油富集區(qū)零星部署。油井考慮鄰近砂體的出力狀況單采，精細(xì)開發(fā)。東部以2、4砂組為主，為完善注采井網(wǎng)和擴(kuò)邊部署新井9口，其中油井7口，水井2口；構(gòu)造內(nèi)部以4、5砂組為主，在井網(wǎng)不完善剩余油富集區(qū)零星部署新井6口，其中油井5口，水井1口。目前已完鉆投產(chǎn)油井5口，投注水井2口。5口新井投產(chǎn)初期日產(chǎn)油16.0t，平均單井產(chǎn)能3.2t，綜合含水64.9，目前日產(chǎn)油13.

11、9t，平均單井產(chǎn)能2.8t，綜合含水67.8，年產(chǎn)油1461t（表4-2-1）。而目前面12區(qū)沙四段老井平均單井產(chǎn)能為1.2t，綜合含水94.5。表4-2-1 面12區(qū)沙四段新井投產(chǎn)情況表投注2口水井面12-6-35和面12-14-斜31井，兩個(gè)井組均見到效果。這兩口井的投注完善了注采井網(wǎng)，同時(shí)增加油井受效方向，保持了“注采平衡”。沙四段注采井?dāng)?shù)比由3.67上升至2.33，井網(wǎng)密度由10.61口/Km2上升至15.15口/Km2，單井控制剩余可采儲量由0.8×104t降至0.6×104t，水驅(qū)控制程度由35.6提高到48.3。（三）措施挖潛研究期間面12區(qū)主要針對特高含水，

12、加強(qiáng)了油水井的管理工作，在控水穩(wěn)油、注采結(jié)構(gòu)優(yōu)化方面開展了大量工作， 為特高含水期油藏今后的開發(fā)調(diào)整積累了經(jīng)驗(yàn)。1、控水穩(wěn)油依據(jù)S3上51剩余油分布特點(diǎn)，計(jì)劃對部分油井實(shí)施堵水，面12-9-33井堵水無效后未繼續(xù)實(shí)施。 面12-9-33井措施前生產(chǎn)層位S3上4151，S3上51為主產(chǎn)液層，2008年9月硼中子壽命測井結(jié)果顯示S3上5112.0m未進(jìn)硼，S3上512低水淹，S3上511和S3上512之間夾層厚度1.0m，擠堵復(fù)射S3上41和S3上511，措施后全水，目前已封井。由此可見，特高含水期普通直斜井堵水很難隔斷底部的水淹層，必須應(yīng)用新的工藝技術(shù)，比如水平井?？厮€(wěn)油工作雖然沒有取得好的效

13、果，但為面12區(qū)乃至同類型油藏的開發(fā)調(diào)整提供了經(jīng)驗(yàn)。2、注采結(jié)構(gòu)優(yōu)化面12區(qū)沙三中是三個(gè)開發(fā)單元中井網(wǎng)較完善、產(chǎn)量相對較穩(wěn)定的單元。為了鞏固穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)，對沙三中的注采結(jié)構(gòu)進(jìn)行了優(yōu)化。（1）改變水驅(qū)方向稠油油藏，特高含水期，變換注水系統(tǒng)改變液流方向，可以使每口油井變?yōu)榧椭行?，形成“水包油”的掃及形勢，擴(kuò)大波及面積，提高波及效率。研究期間共轉(zhuǎn)注水井3口，更新注水井1口，使11口油井增加了受效方向，增加水驅(qū)控制儲量3.80×104t，目前累積注水9.24×104m3。（2）優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，有效提液見到效果針對面12區(qū)沙三中年產(chǎn)液量連年下降的開發(fā)形勢，在注采系統(tǒng)逐漸完善的基礎(chǔ)上，加大

14、了以下大泵為主的提液力度。選擇控油面積大，能量供應(yīng)充足的油井實(shí)施。研究期間共下大泵提液5口，下電泵提液1口，有效4口，有效率66.7，日增液236.0t，日增油4.6t，平均單井日增液59.0t，日增油1.2t，累積增油1991t。通過上述注采結(jié)構(gòu)優(yōu)化，沙三中油水井?dāng)?shù)比由1：2.33上升至1：2.0，多向?qū)?yīng)率由54.5%上升至69.0%；日注水由386m3增加到696m3，日產(chǎn)液量419t增加到449t，注采比0.99，注采結(jié)構(gòu)更加合理，鞏固了穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)。研究期間面12區(qū)老井共實(shí)施補(bǔ)孔、下大泵、酸化、防砂等各類措施34井次，有效28井次，措施有效率82.4，提高了4.6，措施累積增油6369t

15、（見附表4-3-1）。五、面12區(qū)開發(fā)調(diào)整效果評價(jià)八面河油區(qū)面12區(qū)通過2008年的開發(fā)調(diào)整，取得了明顯效果：（一）區(qū)塊開發(fā)水平大幅提高，采收率提高調(diào)整后面12區(qū)日產(chǎn)油由30t增加至62t，新井建產(chǎn)能1.05×104t。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，增加可采儲量8.5×104t。（二）區(qū)塊實(shí)現(xiàn)了原油上產(chǎn)開發(fā)調(diào)整前2007年產(chǎn)油1.38×104t，調(diào)整后2008年產(chǎn)油1.65×104t； 2008年年產(chǎn)油1.65×104t，原油產(chǎn)量扭轉(zhuǎn)了不斷下降的趨勢，實(shí)現(xiàn)了上產(chǎn)（附圖5-2-1）。（三）區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)改善，開發(fā)形勢趨好通過調(diào)整，面12區(qū)新增可采儲量8.50×104t，系列穩(wěn)產(chǎn)指標(biāo)均有明顯改善（表5-3-1），全區(qū)含水上升率得到了有效控制，調(diào)整前2007年綜合含水97