实施差异开发挖掘厚层底水油藏剩余油

乔立立

胜利油田东辛采油厂 山东东营 2570

一、单元概况

营541断块位于营8断块的东部，落差在250-400米的营8大断层位于井区的南界，营八大断层是工区构造类型的主控因素。该块油层发育单一，主力含油层系沙一段油层埋深1700-1800米，经古流向由东向西判断该地区物源来自东部或东北部，为滨浅湖相稳定沉积体系。砂体平均厚度为25.7米，以大套灰绿、灰色泥岩为主，上部夹中—厚层细砂岩及生物灰岩，中部夹针孔灰岩，下部为白云岩。顶部的“豆状砂岩”在全区分布，一般为10～15m厚，厚者可达20m，薄者可达5-6m，由于分布较稳定，砂层物性好，所以油层产能高。

断块属高孔、中渗、高饱和、厚底水、稀油油藏，较易出砂，天然能量充足，平均动液面在井口。标定采收率仅33.3%，因底水锥进严重，导致含水上升快，开发效果差。

目前断块处于特高含水期，开油井仅3口，平均单井日油能力仅1.8t/d，综合含水97.7%，采出程度36.6%，井网极度不完善。因高含水采油期长，特高含水期累采油占断块采油的1/3，剩余油总体上高度分散，而过路新井资料显示局部相对富集。如何准确量化剩余油分布，并根据其特点进行开发是提高水驱采收率的关键。

二、方案部署

综合多学科新技术，重建地下认识体系，在强化动态分析的基础上，利用数值模拟技术研究营541断块厚底水油藏的剩余油富集规律，根据剩余油的不同赋存模式实施差异开发，确定最佳挖潜方式，从而实现提高特高含水期厚层底水油藏采收率的目的。

考虑储量规模和经济开采价值，对于潜力较大剩余油富集区，贴近断层、找准夹层的上部部署水平井1口；对于水淹程度相对较高，规模较小的剩余油富集区，利用扶长停完善井网，提高储量控制程度。同时考虑底水锥进严重，利用数值模拟技术进行不同含水级别下的液量优化，以抑制底水锥进，确定最佳开发方式。

三、方案执行情况

1.深化动态分析，利用数值模拟，量化剩余油分布，实施差异开发

图3-1 营541断块剩余油分布图

综合动态分析、地质、开发地震等多种学科技术，深化油藏的定量描述，包括含水上升规律的分析，夹层分布的刻画、低级序小断层的研究等。利用精细数值模拟技术，在深化油藏描述的基础上，准确地量化主力砂体的剩余油分布，特别是其富集区的位置和范围。

在此基础上，对不同剩余油赋存模式实施差异开发。考虑储量规模和经济开采价值，对于井网不完善、水驱控制程度低的断层一线面积较大的剩余油富集区，贴近断层、找准夹层的上部部署水平井1口；对于水淹程度相对较高，面积较小的剩余油富集区，利用扶长停完善井网，提高储量控制程度。

2.利用数值模拟技术进行液量优化，以抑制底水锥进，确定最佳开发方式

参考断块老井曾采液量，设计开采液量分别为20方、30方、40方、60方、80方、100方六套方案进行预测。

图3-2 不同液量时累油对比

从预测结果可以看出，累产油量并非随着采液量的增加而增多。考虑采水量及污水回注的成本，从经济效益、控制含水上升速度出发，最终确定无水采油期采液量控制在20-30方/天，低含水期采液量控制在40方/天以下。

四、方案效果及认识

1.调整效果

调整后递减趋势明显改变，开发效果显著好转。通过液量优化，单元实施配产配注3井次，老井平均单井日油能力由1.8t/d升至2.6t/d，综合含水由97.7%降至97.1%，累增油276t；措施扶长停1口，目前日油能力3t/d，含水89.7%，较周围老井含水低7.4个百分点，累增油759t；部署新井1口，目前自喷生产，液量控制在20方左右，目前日油18t/d，含水0.1%，实现特高含水期几乎不含水的突破，断块提高采收率7.7%。

2.几点认识

（1）精细油藏数值模拟技术为准确量化剩余油分布、确定合理开采方式提供强有力的工具。

（2）通过准确量化剩余油分布，重构油藏地下认识体系，在此基础上，对相对富集区剩余油和分散剩余油采取不同的对策和方法，可有效提高开发后期、高含水油藏采收率。

[1]张厚福、张万选主编，<<石油地质学>>.北京：石油工业出版社，1984.

[2]洪世，主编。<<油藏物理基础>>.北京：石油工业出版社，第三版，1985.

[3]李云通等编。<<中国的第三系>>.北京：地质出版社，1985.