濮城油田东区沙二下油藏精细开发调整技术研究与应用

朱彦群

摘  要：东区沙二下1-8油藏是一个典型的多油层非均质断块油藏，经过近40年的勘探开发，由于历史上强注强采，平面水驱不均衡，井网适应性变差，其次是含油小层多，层系叠合，层间非均质强，层间剩余油分布不均，长井段笼统开发难以满足现阶段精细开发需要。尤其是目前已整体进入“三高”开发阶段，开发难度大，持续稳产的形势更加严峻。攻关特高含水期油藏精细开发调整技术，深挖剩余油潜力成为保持油藏产量稳中有升的关键。而本文通过系列的基础研究油藏描述，开发效果评价，形成配套的开发调整技术，通过在油藏开发中的应用，取得了很好的效果。

关键词：强注强采;层间非均质;特高含水期;油藏描述;

1、概况

1.1 油藏地质概况

濮城油田东区沙二下油藏位于濮城背斜构造东翼，是濮城背斜构造的一部分，南北长15Km，东西宽2Km，构造面积约12km2，南以濮14断层与南区为界，西以濮31、濮1-113、濮46、濮49断层与西区为界，内部以濮25断层、濮46断层将其划分为濮13东块、濮13西块及文35块三个含油断块区，油藏埋深-2600—-2890m，含油面积5.7Km2，石油地质储799×104t，目前标定采收率36.8%，可采储量302×104t。

1.2 油藏开发历程

濮城油田东区沙二下油藏于1980年3月正式投入开发，1981年6月开始注水，至目前已开发了三十三年，根据濮城油田可采储量采出程度与采油速度变化图，将该油藏开发历程可分为以下六个阶段：初步开发产能建设阶段;加密调整、扩建产能阶段;中高含水、产量下降阶段;跨层系补孔，高效挖潜相对稳产阶段;特高含水期层间调整挖潜阶段;特高含水后期综合治理阶段。

1.3 开发中存在的问题及挑战

1.3.1平面水驱不均衡，井网适应性变差

东区沙二下油藏平面上主力层水淹严重，强注强采导致流线固定，形成高耗水低效流场，水驱效率大幅降低，平面水驱不均衡，井网适应性变差。

1.3.2含油小层多，层系叠合，长井段笼统开发难以满足精细开发

东区沙二下油藏水井正常分注井19口，其中跨层系注水井8口，但由于层间差异大，长井段分注，难以满足油藏井网调整，精细开发的需求。

1.3.3层间非均质强，经过强注强采开发，层间剩余油分布不均

油藏纵向上分为50个小层，但由于层间非均质性强，渗透率级差大，从各小层累计吸水剖面及剩余油监测资料来看，主力层水淹严重，二三类层剩余油富集，需要进一步明确剩余油分布类型及挖潜对策，强化层间动用。

2.油藏基础研究及精细描述

2.1小层划分及对比

濮城油田东区沙二下地层厚度约350-500m，岩性主要为灰色、深灰色粉砂岩与泥岩的不等厚互层，夹灰质泥岩，分为8个砂层组，其中3、4、5砂层组是沙二下的主力含油层段。本次小层划分沿用上次小层研究成果，共划分出50个小层。其中，1—8砂层组分别划分为4、7、7、7、8、6、6、5个小层。

2.2 储层研究

根据不同类型的沉积微相测井曲线响应特征，对全区所有井进行了分析，分别解释了818口井的50个小层的沉积微相，并编制了沉积微相分布图。进一步理顺了濮城背斜的沉积体系，进一步明确该区物源方向，再有应用GPT软件测井曲线标注功能，精细研究沉积微相，解剖水下分流河道分布形态。

2.3 精细剩余油研究

2.3.1动态分析法精细刻画分析流线，明确剩余油的分布规律

运用动态分析法，从沉积微相图上结合吸水剖面及注采对应状况，刻画历史流线，确定高含水区及相对的低含水剩余油潜力区，绘制水淹图，定性半定量确定剩余油的分布规律;

2.3.2数值模拟定量描述结果[1]，明确不同剩余油类型的挖潜方式

通过定量描述，可以确定以细分注水、调剖调驱挖潜井间滞留、层内非均质型剩余油，通过液流转向、侧钻大修挖潜沉积相控制、井网不完善、构造控制型剩余油。

3.开发技术政策研究

3.1层系优化重组可行性分析

根据平面区域储层发育及剩余油特点，沙二下1-5砂组有效厚度及剩余油全区分布，而沙二下6-8砂组有效厚度及剩余油仅在濮13西块及文35塊分布，濮13东块若按原来思路按1-4砂组和5-8砂组层系进行分层系井网部署，井数受到限制，且沙二下5砂组作为单个砂组，潜力受到限制，因此按沙二下1-5和6-8两套砂层组重组优化部署井网是合理可行的

3.2层段组合优化

通过对东区沙二下油藏水井进行筛查，选取射孔位置，累积注水，吸水剖面等因素较典型的水井进行射孔和吸水状况统计，经回归处理后有较好的对数关系，由此可见;油藏注水井射孔油层层数越多、注水厚度越大，吸水油层层数百分数越小、吸水厚度百分数越低、水驱储量动用状况越差。因此，结合工艺技术实施的难易程度以及实际效果，东区沙二下油藏在河道砂体注水井上应采用小井段简单分注工艺或分层调剖工艺减小层间渗透率级差，从而同时启动较多的注水层。

3.3合理注采井距确定

根据地层连通率统计，在400-450m井距内，一类储层砂体连通率为83.6%。在250-300m井距内，二三类层连通率为64.6%，结合上述计算结果，由此确定东区沙二下一类层注采井距400m、二三类层注采井距250m。

4.油藏部署及应用

4.1层系细分、局部井网完善

濮13东块1-5砂组井网不完善，低部位注水培养，通过侧钻更新挖潜构造高部位剩余油，共部署井网完善井4口，目前实施3口井，配套油水井工作量25井次，增加水驱动用储量15.5万吨，其中濮2-侧118、濮2-侧124、濮新3-399实施后，日产油高达10吨以上，效果显著;

4.2主力层通过井网优化抽稀

主力层通过抽稀井网，拉大注采井距，扩大波及体积，增加水驱动用，部署油水井调整工作量8井次，其中油井6井次，水井2井次，井距由130米拉大到280米，增加水驱动用储量8.2万吨。

4.3纵向上多级细分集成配套技术的应用，提高水驱动用

在细分注水政策研究的基础上，应用多级多段分注管柱、大压差调节技术、测调一体化技术，提高分注水平，进一步提高层间水驱动用。

通过一系列的治理措施，东区沙二下油藏日产油上升，动液面回升，含水下降，递减稳定，油藏整体开发形势稳定。

5、认识与体会

强化基础研究，挖潜滞留区及弱水淹区剩余油，完善层系注采井网，可进一步提高注采对应，储量动用;其次，应用多级分注减小层间差异，强化层间动用;通过调整平面流线变换流场，实现深度水驱，进一步改善开发效益。

参考文献：

[1]. 濮城油田东区沙二下精细油藏描述研究;

[2]. 确定水驱开发油田注采井距新方法，孙明.油田开发，2000年;

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