2023年精细管理 精细开发 提高特高含水期油藏采收率.doc

精细管理 精细开发 提高面12区油藏采收率 编写单位：清河采油厂 项目负责：王 蓉 编 写 人：王 蓉 审 核 人：王明培 目 录 一、概况 1 〔一〕地质概况 1 〔二〕开发概况 1 二、精细油藏研究 2 〔一〕S3上51储层精细研究 2 〔二〕沙四段主力油砂体储层精细研究 2 三、剩余油分布规律 3 四、调整措施及效果 3 〔一〕层系调整 3 〔二〕井网调整 4 〔三〕措施挖潜 5 五、面12区开发调整效果评价 6 六、结论 6 2 一、概况 〔一〕地质概况 面12区位于八面河油田中部，北邻面4区，南接面14区，是一个被两条斜交断层夹持的呈三角形分布的断鼻油藏。主要含油层系为下第三系沙河街组，主要含油小层沙三段和沙四段。含油面积1.50Km2，地质储量530.00×104t，空气渗透率759-2154×10-3μm，平均孔隙度35.9％，凝固点-7.36℃，地下原油粘度21.1-74mpa.s，含硫1.76％，储集层以粉-细砂岩为主，胶结物含量低，接触-孔隙式胶结，压实程度差，是典型的高孔、高渗、高饱和度油藏〔表1-1-1〕。其中沙三上含油面积1.10Km2，地质储量244.00×104t，油层埋藏深度1075m， 平均油层厚度11.2m，平均孔隙度36.0％，平均空气渗透率2154×10-3μm，地面原油粘度1940mpa.s。主力油层S3上34、S3上41和S3上51；沙四段含油面积1.30 Km2，地质储量149.00×104t，油层埋藏深度1270m， 平均油层厚度6.8m，平均孔隙度33.8％，平均空气渗透率759×10-3μm，地面原油粘度485mpa.s，主力油层S421、S441和S451。 表1-1-1 面12区油藏根底数据表 〔二〕开发概况 1、开发历程 面12区于1987年3月投入试采，1987年5月，根据八面河油田总体开发方案，分沙三上、沙三中、沙四段三套层系投入开发，1987年11月投入注水开发，初期采用三角形井网，300m井距，面积注水开发方式部署。按主要调整工作量划分，主要经历了以下几个阶段：〔1〕根底井网建设阶段〔1987-1988年〕；〔2〕整体完善调整阶段〔1989-1990年〕；〔3〕井况恶化，调整工作量少，产量快速递减阶段〔1991-1999年〕；〔4〕低速开发、局部调整阶段〔2023年-2023年〕。 2、开发特征 〔1〕综合含水高，采出程度高，采油速度低。 调整前面12区综合含水为97.1%。地质储量采出程度25.6%，可采储量采出程度84.16%，地质储量采油速度0.2%。 属于典型的“高含水、高采出程度、低采油速度〞油藏。 〔2〕平面、层间、层内差异大，剩余油分布复杂。 面12区三套层系沉积特征各不相同，同一砂体横向变化大，油层层间渗透率级差平均大于20，油稠，油水粘度比大〔80.1〕，注入水指进现象严重。历经20年的注水开发，油水井套管损坏严重，井网不完善，油藏压力及油水关系经过了复杂的变化过程，导致地下剩余油分布更加复杂。需加深油藏认识，总结剩余油分布规律，找出特高含水期的主要潜力，从而制定适合特高含水期油藏的开发调整方案。 二、精细油藏研究 〔一〕S3上51储层精细研究 面12区主力油砂体S3上51含油面积1.11Km2，地质储量126.10×104t，占沙三上储量的51.7％。S3上51主要为水下分流河道沉积，是多期河道砂叠置而成的厚油层，平均有效厚度7.4m，根据层内物性差异和夹层将S3上51分为3个流动单元，其中S3上51Ⅰ分布不稳定，含油面积0.67Km2，平均有效厚度2.0m，地质储量24.90×104t ；S3上51Ⅱ和S3上51Ⅲ分布较稳定，S3上51Ⅱ含油面积0.95 Km2，平均有效厚度2.9m，地质储量51.50×104t；S3上51Ⅲ含油面积0.93 Km2，平均有效厚度2.9m，地质储量49.70×104t。并结合沉积微相将3个细分层划分为3条河道。 〔二〕沙四段主力油砂体储层精细研究 对沙四段主力油砂体开展了储层精细研究。研究说明面12区沙四段为滨浅湖沉积相，S421主要以滩坝沉积为主，东部较发育；S441主要为滩砂沉积，东部发育有局部滩坝沉积；S451为滩砂沉积。 沙四段主力油砂体储层平面上自西向东逐渐变好，S441砂体内部储层展布稳定， S421东部储层展布稳定，纵向上S451储层展布较S421、S441稳定。 沙四段主力油层展布稳定，局部非主力油层存在砂岩尖灭，油层厚度薄，S421平均有效厚度3.0m，东部加厚至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储层平均孔隙度26.9％，平均渗透率313.8×10-3μm；S441平均孔隙度32.1％，平均渗透率775.1×10-3μm；S451平均孔隙度24.4％，平均渗透率180.0×10-3μm。纵向上S441储层物性最好，S451储层物性最差。平面上均表现为东部储层物性好于油砂体内部，内部储层局部物性变差。 三、剩余油分布规律 特高含水期油藏不同的沉积环境其剩余油分布特点不同，以三角洲前缘亚相水下分流河道沉积为主的砂岩，储层物性普遍较好，注入水平面上沿河道方向推进，纵向上油层底部水淹严重，中、上部水淹程度低，其剩余油主要分布在层间、层内注入水未涉及到的区域；而以滨浅湖相沉积为主的砂岩，储层物性差异大，由于其油层厚度薄，剩余油在平面上零星分布，主要分布在井网不完善区域和储层物性较差区域。 S3上51流动单元剩余油分布在 S3上511和S3上512， S3上513除靠近断层局部区域外已全部水淹。而S441、S451油砂体内部剩余油分布在储层物性较差区域。 四、调整措施及效果 根据面12区剩余油分布特点，制定了可行了调整方案，主要在层系调整、井网调整和措施挖潜上开展了大量工作。 〔一〕层系调整 主要在沙三上开展，调整原那么是S3上3441与S3上51分层开采，以完善注采井网为主不规那么部井；S3上51单独一套井网开采，应用水平井技术挖掘层内剩余油潜力。首先对S3上51开展调整工作。 依据调整原那么在河道边部部署了6口水平井，1口侧钻水平井，分别是面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-侧平5井。 目前已完钻投产4口，面12-平1、面12-平2、面12-平3和面12-13-侧平5，轨迹上下摆动幅度、水平段长度等技术指标根本到达设计要求。除12-P3外其它3口井投产效果显著〔见表4-1-1〕。 表4-1-1 面12区沙三上投产新井生产情况统计表 〔二〕井网调整 井网调整主要以沙四段为主，调整原那么是：立足现有井网，S421和S441东部以完善井网扩边部署为主，180-200m井距不规那么布井；S441和S451油砂体内部以完善井网为主，在剩余油富集区零星部署。油井考虑邻近砂体的出力状况单采，精细开发。 东部以2、4砂组为主，为完善注采井网和扩边部署新井9口，其中油井7口，水井2口；构造内部以4、5砂组为主，在井网不完善剩余油富集区零星部署新井6口，其中油井5口，水井1口。 目前已完钻投产油井5口，投注水井2口。 5口新井投产初期日产油16.0t，平均单井产能3.2t，综合含水64.9％，目前日产油13.9t，平均单井产能2.8t，综合含水67.8％，年产油1461t〔表4-2-1〕。而目前面12区沙四段老井平均单井产能为1.2t，综合含水94.5％。 表4-2-1 面12区沙四段新井投产情况表 投注2口水井面12-6-35和面12-14-斜31井，两个井组均见到效果。这两口井的投注完善了注采井网，同时增加油井受效方向，保持了“注采平衡〞。沙四段注采井数比由3.67上升至2.33，井网密度由10.61口/Km2上升至15.15口/Km2，单井控制剩余可采储量由0.8×104t降至0.6×104t，水驱控制程度由35.6％提高到48.3％。 〔三〕措施挖潜 研究期间面12区主要针对特高含水，加强了油水井的管理工作，在控水稳油、注采结构优化方面开展了大量工作， 为特高含水期油藏今后的开发调整积累了经验。 1、控水稳油 依据S3上51剩余油分布特点，方案对局部油井实施堵水，面12-9-33井堵水无效后未继续实施。 面12-9-33井措施前生产层位S3上4151，S3上51为主产液层，2023年9月硼中子寿命测井结果显示S3上5112.0m未进硼，S3上512低水淹，S3上511和S3上512之间夹层厚度1.0m，挤堵复射S3上41和S3上511，措施后全水，目前已封井。由此可见，特高含水期普通直斜井堵水很难隔断底部的水淹层，必须应用新的工艺技术，比方水平井。 控水稳油工作虽然没有取得好的效果，但为面12区乃至同类型油藏的开发调整提供了经验。 2、注采结构优化 面12区沙三中是三个开发单元中井网较完善、产量相对较稳定的单元。为了稳固稳产根底，对沙三中的注采结构进行了优化。 〔1〕改变水驱方向 稠油油藏，特高含水期，变换注水系统改变液流方向，可以使每口油井变为集油中心，形成“水包油〞的扫及形势，扩大涉及面积，提高涉及效率。研究期间共转注水井3口，更新注水井1口，使11口油井增加了受效方向，增加水驱控制储量3.80×104t，目前累积注水9.24×104m3。 〔2〕优化产液结构，有效提液见到效果 针对面12区沙三中年产液量连年下降的开发形势，在注采系统逐渐完善的根底上，加大了以下大泵为主的提液力度。选择控油面积大，能量供给充足的油井实施。研究期间共下大泵提液5口，下电泵提液1口，有效4口，有效率66.7％，日增液236.0t，日增油4.6t，平均单井日增液59.0t，日增油1.2t，累积增油1991t。 通过上述注采结构优化，沙三中油水井数比由1：2.33上升至1：2.0，多向对应率由54.5%上升至69.0%；日注水由386m3增加到696m3，日产液量419t增加到449t，注采比0.99，注采结构更加合理，稳固了稳产根底。 研究期间面12区老井共实施补孔、下大泵、酸化、防砂等各类措施34井次，有效28井次，措施有效率82.4％，提高了4.6％，措施累积增油6369t〔见附表4-3-1〕。 五、面12区开发调整效果评价 八面河油区面12区通过2023年的开发调整，取得了明显效果： 〔一〕区块开发水平大幅提高，采收率提高 调整后面12区日产油由30t增加至62t，新井建产能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％，增加可采储量8.5×104t。 〔二〕区块实现了原油上产 开发调整前2023年产油1.38×104t，调整后2023年产油1.65×104t； 2023年年产油1.65×104t，原油产量扭转了不断下降的趋势，实现了上产〔附图5-2-1〕。 〔三〕区块稳产根底改善，开发形势趋好 通过调整，面12区新增可采储量8.50×104t，系列稳产指标均有明显改善〔表5-3-1〕，全区含水上升率得到了有效控制，调整前2023年综合含水97.1%，调整后目前综合含水95.1%，下降了2.0%，含水上升率由2.17%下降至-0.9%，水驱特征曲线偏向X轴，开发形势趋好。 表5-3-1 面12区稳产指标比照表 六、结论 面12区通过精细管理、精细开降低了综合含水，实现了“双提高〞，即综合含水由97.1％下降到95.1％，采油速度由0.2％提高到0.43％，采收率由28.0％提高到29.6％，增加可采储量8.5×104t。 附表4-3-1 面12区2023-2023年油井措施统计表 附图5-2-1 面12区年产油与综合含水