油藏高含水后期剩余油分布规律及措施研究

　　摘 要：中原油田濮城油区开发进入高含水中后期，储层内流体分布更加复杂、零散。文章以濮城西区沙二上2+3油藏为例，研究分析油藏开发高含水后期剩余油分布规律，定性及定量分类评价，以及采取的开采回收具体措施和收到的实际效果。
　　关键词：油藏高含水后期 剩余油分布规律 措施 实效
　　中图分类号:F407.22 文献标识码:A
　　文章编号:1004-4914(2011)04-291-02
　　
　　一、油藏基本概况
　　濮城油田油藏位于濮城构造西部，系濮14断层以北与濮3-29、濮49、濮31等断层以西所组成的断块构造油藏。构造较完善，储量富集，可采储量259×104t，采收率29.77%。储层储层属于中孔、中渗储层，属于快速沉积类型，辫状水道发育，砂层厚度大、层数多，泥质含量较高，储层层内非均质性较为严重。油藏顶部有气顶，地下原油粘度1.25mPa.s，油水粘度比2.5，地层压力属常压系统，地饱压差小。储集层主要为泥岩、泥质粉砂岩和粉砂岩，砂岩杂基含量较高，地层水总矿化度为25.58mg/l，粘度0.5mPa.s。
　　西区沙二上2+3油藏1981年投入开发，开发历程大致可分：初步开发方案实施阶段（1981年10月～1983年12月）、完善调整与扩建产能方案实施阶段（1984年1月～1987年12月）、综合调整阶段（1988年1月～1991年12月）、综合治理阶段（1992年1月～目前）四个阶段。
　　油藏开发过程中由于综合含水高、剩余油分布零散、层内非均质性强、井下技术状况差等众多因素制约沙二上2+3层系开发效果，严重影响油藏的整体完善和措施挖潜。
　　二、剩余油分布规律分析
　　1.小层精细化分。油藏开发进入高含水中后期，储层内流体分布更加复杂、零散。在分析研究过程中，存在某些砂层划分不尽合理的现象。本次研究在充分尊重原有小层对比、划分意见的基础上对某些划分对比不合理的砂组、小层和砂体界线做了一定的调整。其划分结果如下：
　　2.剩余油控制因素及分布类型。在剩余油分布定性及定量研究的基础上，总结剩余油控制因素及分布类型。总的分布规律是，非主力油层2砂组普遍比主力油层3砂组的剩余油饱和度高；从2砂组7个地质小层剩余油饱和度的分布看，S21、S22的剩余油饱和度一般分布在35%～55%之间，而靠近气顶的23、S24、25小层多数井区剩余油饱和度一般大于40%，S25、S26、S27的剩余油饱和度一般分布在30%～45%之间，很显然，S21、S22小层的剩余油饱和度比S24、S25、S26、S27的高，从S23、S24、S25、S26、S27小层的剩余油饱和度分布平面图分析，剩余油饱和度较大的井区具有生产井较少或者注采井网不完善的特征；从3砂组9个地质小层剩余油饱和度的分布看，S31、S32、S33、S34、S35、S36、S37、S38、S39的剩余油饱和度一般分布在30%～40%之间。
　　3.剩余油平面和纵向分布状况。充分应用油藏地质模型及剩余油分布规律研究成果，根据剩余油的分布特点及控制因素，分析剩余油分布规律及剩余油平面和纵向分布状况，提出挖潜方向。根据油藏数值模拟关于剩余油饱和度分布的研究，总结认为濮城油田西区沙二上2+3油藏剩余油饱和度的分布具有以下特点：
　　（1）油气过渡带、气顶附近，为防止气窜避射的井层剩余油饱和度较大。S21、S22小层的剩余油饱和度分布平面图反映了构造高部位靠近气顶的井区射孔井段少，对比其它井区或其它层位，这些井区的剩余油饱和度要大。
　　（2）油藏平面水淹严重，但局部地区仍有剩余油富集区。对于西区沙二上2+3油藏开采程度高、储量动用程度高的主力油层，虽然油层平面上水淹严重，但受微构造、沉积微相、储层岩性物性变化、井网控制程度及注采状况的影响，局部地区仍有剩余油富集区。
　　S23、S24、S25小层的剩余油饱和度分布图，基本反映了这类剩余油富集特点，同时根据油藏水井吸水剖面统计资料及油井单采统计资料分析，西区沙二上2+3油藏砂坝主体井层的每米相对吸水量和单井产液量、产油量、综合含水率比侧缘相井位的普遍高，说明砂坝侧缘相井层水淹程度明显低于砂坝主体井层。
　　（3）局部微构造高点的剩余油饱和度仍然相对较高。尽管S34、S35、S36、S37、S38、S39小层大范围水淹，剩余油饱和度一般低于30.0%，但这些小层局部高点剩余油饱和度仍然比其它井区高出近10.0%。
　　（4）受油层边界控制，在断层附近剩余油相对较富集。一方面由于受断层限制，注入水难以完全波及到断层附近，断层附近生产井一般为单方向受效，靠近断层区域效果相对较差，形成较为有利的剩余油富集区；另一方面在断层形成过程中，断层附近油层形成次生裂缝，单位体积孔隙空间大，储量丰度高；另外受断层的牵引作用，往往形成局部构造高点，为剩余油富集提供了有利场所。
　　（5）剩余油潜力主要存在于注水效果差和注采井网控制差的地区。由于受储层分布和连通性的影响以及事故油水井所占比例不断加大，油层局部地区注采井网完善性差，水驱油效率低，从而形成相对富集的剩余油潜力区，并主要以平面零星分布为主。S34、S34、S37等小层剩余油饱和度平面分布图说明，尽管这些油层的油水井较多，但仍存在注采井网控制较差的地区，这些地区正是剩余油饱和度分布较高的区域。
　　4.剩余油综合评价。综合分析剩余油定性及定量研究成果，对剩余油进行分类评价。由于受储层分布和连通性的影响以及事故油水井所占比例不断加大，油层局部地区注采井网完善性差，水驱油效率低，从而形成相对富集的剩余油潜力区，并主要以平面零星分布为主。S34、S34、S37等小层剩余油饱和度平面分布图说明，尽管这些油层的油水井较多，但仍存在注采井网控制较差的地区，这些地区正是剩余油饱和度分布较高的区域。
　　三、综合开采措施
　　重建二三类层井网。通过大修、封堵、分注、堵水，对厚油层全封再射，实施精细注水井组8个：单砂体挖潜4个，最小自然段挖潜2个，二三类层重组挖潜2个，增加水驱控制储量17.8×104t，增加水驱动用储量14.8×104t。
　　重组一类层井网。通过拉大主力井网井距提液，加强次主力层，减弱主力层吸水。实施8口大修，8口分注，油井8口，目前油井33口，水井20口；恢复增加水驱控制储量33.0×104t，增加水驱动用储量23.2×104t。
　　以精细注水为中心，有效实现注水结构转移。以大修和分注、补孔为主，实施6口井，新增注水层17.6m/7n，增加水驱控制储量7.3×104t，水驱动用储量4.2×104t。目前油井见效5口，日增油5吨，累增油300t。
　　精细挖潜、控制递减。剩余油分布零散，不连片分布，立足于单井组，进行配套工艺技术集成应用。通过老井大修、挤堵、侧钻等手段组建二三类层井组，进行单砂体先期注水培养，井组挖潜取得了较好的开发效果。
　　充分利用事故井，完善二三类层注采井网。水井濮3-389实施卡封分注，油管加强注水S2S2.3-2.6；对应油井濮2-57H实施补孔，措施后日产液26方，产油5吨，含水80%。随后实施措施138-6及3-309补孔S2S2.3-2.6日增油4吨。
　　实施水井的氮气驱先导实验，改善层间动用状况，提高油藏采收率。濮2-528井组含油面积0.16Km2，井区平均有效厚度48.8m，控制地质储量42.8×104t，可采储量12.8×104t，累计产油11.2×104t，剩余地质储量为31.6×104t，剩余可采储量1.83×104t，地质采出程度26.2%。2010年5月26日开始实施作业，对应油井5口，开井5口，初期日产液259.1t、日产油4.3t、平均含水98.3%，油井目前采出水矿化度13.68×104PPm±。目前井组日产液106.4t，产油2.1t，产气836m3，含水98%。
　　
　　实现差层注水，启动潜力层。沙二上2+3启动潜力层，2010年2月濮2-542实施偏心分注；P1注S2S2.3-2.4，配注50方/日，预计注水压力17-25Mpa，P2注S2S2.6-3.7，配注30方/日，预计注水压力10-17Mpa；对应油井濮2-50和XP2-