杜京蔚(大港油田第五采油厂,天津 300280)
港西一区二、四断块于1970年以250m井距、正三角形井网投入开发,1972年以不规则点状面积注水方式投入注水开发,按其开发特点可分为四个开发阶段:
第一阶段:完善基础井网产量上升阶段(1970-1975年12月)。第二阶段:产量递减阶段(1976-1993年)。第三阶段:加密调整完善注采井网阶段(1994-2007年)。第四阶段:二次开发阶段(2008年-目前)。
2.1 平面井网不完善,含水上升快,砂体控制程度不均衡
区块深层砂体目前控制程度低,未形成有效的注采井网,经研究,重新进行构造精细解释和地层的精细对比,完成砂体刻画。
2.2 层间矛盾突出,层间干扰严重
一区二四断块构造比较破碎,平面上砂体变化快,层内储层非均质行强,注水井难以注进,共有12层/52.5m的有效注水层不吸水,尤其集中在低渗层。
2.3 区块潜力分析
2.4 精细构造研究的潜力
在港西二次开发的基础上进行构造精细解释工作,解释结果主要是三点:
2.5 西54-3井区,11号断层和9号断层中间增加7号断层,6号断层向西偏移。
2.6 西47-2井区9号断层原解释是向北延伸,被5号断层切断。新解释是向西南延伸,与5号断层无交汇。
2.7 去掉15号断层。构造调整后,主力储层发生变化。
2.8 平面上完善井网的潜力
断块目前井网是36注77采。断块破碎,砂体分散,很难形成较完善的注采井网。26个。
2.9 纵向上有分层系开发的潜力
3.0 从NmⅠ-3-2到Ng油组都有产能较好的砂体,断块含油井段长,生产井段长,注水层间干扰大。(2)含油层系在平面上集中发育在不同的井区,不易形成一套注采井网。(3)每个层系具有一定的产能和可采储量。
3.1 开发上具有进一步提高采收率的潜力
一区二四断块目前单元的水驱控制程度只有53.7%,注采对应率只有52.02%,油层利用率只有32.5%。
4.1 调整原则
坚持“少投入,多产出”的开发原则,采取整体部署、分步实施的方式。以单砂体构造、储层发育状况及剩余油分布特征为基础,综合利用现有开发井网。
4.2 新井部署及配套措施
NmⅠ油组只在西47-4井区分为两套层系,之外范围的含油储层纵向上发育少,一并归为NmⅠ下层系。NmⅠ上层系主力砂体有NmⅠ-4-1,3-2,2-2,4-3,NmⅠ下层系主力砂体有NmⅠ-6-1,6-3,5-1,这两个层系含油砂体主要发育在5号和13号断层夹持断块,油层平面上分布集中。西47-4井区目前注采井网欠缺,井距大,不能有效控制储量,完善西47-4井区井网NmⅠ上层系部署2口油井利用老井3油3水,形成3注4采的井网,该井区NmⅠ下层系部署2口水井,1口油井,结合老井利用,形成3注5采的井网。西46-3井区目前仅2口采油井,井网不合理,部署新井1油1水,形成1注2采井网。
NmⅡ油组全区发育,油层平面相对连片,纵向上发育,因生产过程中,因明Ⅱ-1、2、3砂体埋深浅,胶结程度差,出砂严重,需采用割缝管防砂工艺才能正常生产,将NmⅡ油组分为两个层系,NmⅡ上层系和NmⅡ下层系。其中9号断层南坡,只发育NmⅡ-9和NmⅢ1-3储层,将NmⅡ上层系主力砂体有NmⅡ-1-3,2-1,3-1,3-2,NmⅡ下层系主力砂体有NmⅡ-9-1,4-3,8-1。对各主力砂体分井区剩余可采储量计算,分析剩余油分布和注水水线方向,断层根部及避开水线位置为潜力部位,以主力砂体控制井网,对于主力砂体未覆盖区,以潜力较大砂体控制完善。NmⅡ上层系以NmⅡ-3-1,3-2含有面积较大主力砂体控制井网,部署新油井9口,新水井1口,结合老井利用10油6水,形成完善后的8注19采井网。NmⅡ下层系以全区发育的NmⅡ-9-1主力砂体控制井网,部署新油井11口,新水井4口,结合老井利用29油19水,形成完善后的23注40采井网。
NmⅢ层系砂体剖面上多呈透镜状分布,平面上分布范围小,主力砂体有NmⅢ-1-3,2-2,7-2,该区块的井网部署以NmⅢ-1-3砂体控制一部分井区井网,其他潜力较好砂体单独部署井网完善。含有面积最大NmⅢ-1-3砂体水淹程度较大,尤其西50-0井区,在该井区新油井部署以断层根部和非水线区,加大油水井井距180m,该井区部署新油井2口。结合老井利用4水3油,形成4注5采的井网。整个NmⅢ层系部署新井12油4水,老井利用15油14水,井网完善后19注27采。
Ng层系含油砂体分布比较局限,边底水比较发育,主力砂体为Ng1-1-1,基于新的构造和储层认识基础上,对没井控制的新扩出储层,结合完善注采井网,部署4口新油井,2口新水井,老井利用4油2水,完善后形成4注8采的井网。
[1]《提高石油采收率技术》,姜继水,2007年.
[2]《大港油田断块油藏开发技术研究论文集》,2011年.