油藏高含水后期剩余油分布規律及措施研究

　　摘 要：中原油田濮城油區開發進入高含水中后期，儲層內流體分布更加復雜、零散。文章以濮城西區沙二上2+3油藏為例，研究分析油藏開發高含水后期剩余油分布規律，定性及定量分類評價，以及采取的開采回收具體措施和收到的實際效果。
　　關鍵詞：油藏高含水后期 剩余油分布規律 措施 實效
　　中圖分類號:F407.22 文獻標識碼:A
　　文章編號:1004-4914(2011)04-291-02
　　
　　一、油藏基本概況
　　濮城油田油藏位于濮城構造西部，系濮14斷層以北與濮3-29、濮49、濮31等斷層以西所組成的斷塊構造油藏。構造較完善，儲量富集，可采儲量259×104t，采收率29.77%。儲層儲層屬于中孔、中滲儲層，屬于快速沉積類型，辮狀水道發育，砂層厚度大、層數多，泥質含量較高，儲層層內非均質性較為嚴重。油藏頂部有氣頂，地下原油粘度1.25mPa.s，油水粘度比2.5，地層壓力屬常壓系統，地飽壓差小。儲集層主要為泥巖、泥質粉砂巖和粉砂巖，砂巖雜基含量較高，地層水總礦化度為25.58mg/l，粘度0.5mPa.s。
　　西區沙二上2+3油藏1981年投入開發，開發歷程大致可分：初步開發方案實施階段（1981年10月～1983年12月）、完善調整與擴建產能方案實施階段（1984年1月～1987年12月）、綜合調整階段（1988年1月～1991年12月）、綜合治理階段（1992年1月～目前）四個階段。
　　油藏開發過程中由于綜合含水高、剩余油分布零散、層內非均質性強、井下技術狀況差等眾多因素制約沙二上2+3層系開發效果，嚴重影響油藏的整體完善和措施挖潛。
　　二、剩余油分布規律分析
　　1.小層精細化分。油藏開發進入高含水中后期，儲層內流體分布更加復雜、零散。在分析研究過程中，存在某些砂層劃分不盡合理的現象。本次研究在充分尊重原有小層對比、劃分意見的基礎上對某些劃分對比不合理的砂組、小層和砂體界線做了一定的調整。其劃分結果如下：
　　2.剩余油控制因素及分布類型。在剩余油分布定性及定量研究的基礎上，總結剩余油控制因素及分布類型。總的分布規律是，非主力油層2砂組普遍比主力油層3砂組的剩余油飽和度高；從2砂組7個地質小層剩余油飽和度的分布看，S21、S22的剩余油飽和度一般分布在35%～55%之間，而靠近氣頂的23、S24、25小層多數井區剩余油飽和度一般大于40%，S25、S26、S27的剩余油飽和度一般分布在30%～45%之間，很顯然，S21、S22小層的剩余油飽和度比S24、S25、S26、S27的高，從S23、S24、S25、S26、S27小層的剩余油飽和度分布平面圖分析，剩余油飽和度較大的井區具有生產井較少或者注采井網不完善的特征；從3砂組9個地質小層剩余油飽和度的分布看，S31、S32、S33、S34、S35、S36、S37、S38、S39的剩余油飽和度一般分布在30%～40%之間。
　　3.剩余油平面和縱向分布狀況。充分應用油藏地質模型及剩余油分布規律研究成果，根據剩余油的分布特點及控制因素，分析剩余油分布規律及剩余油平面和縱向分布狀況，提出挖潛方向。根據油藏數值模擬關于剩余油飽和度分布的研究，總結認為濮城油田西區沙二上2+3油藏剩余油飽和度的分布具有以下特點：
　　（1）油氣過渡帶、氣頂附近，為防止氣竄避射的井層剩余油飽和度較大。S21、S22小層的剩余油飽和度分布平面圖反映了構造高部位靠近氣頂的井區射孔井段少，對比其它井區或其它層位，這些井區的剩余油飽和度要大。
　　（2）油藏平面水淹嚴重，但局部地區仍有剩余油富集區。對于西區沙二上2+3油藏開采程度高、儲量動用程度高的主力油層，雖然油層平面上水淹嚴重，但受微構造、沉積微相、儲層巖性物性變化、井網控制程度及注采狀況的影響，局部地區仍有剩余油富集區。
　　S23、S24、S25小層的剩余油飽和度分布圖，基本反映了這類剩余油富集特點，同時根據油藏水井吸水剖面統計資料及油井單采統計資料分析，西區沙二上2+3油藏砂壩主體井層的每米相對吸水量和單井產液量、產油量、綜合含水率比側緣相井位的普遍高，說明砂壩側緣相井層水淹程度明顯低于砂壩主體井層。
　　（3）局部微構造高點的剩余油飽和度仍然相對較高。盡管S34、S35、S36、S37、S38、S39小層大范圍水淹，剩余油飽和度一般低于30.0%，但這些小層局部高點剩余油飽和度仍然比其它井區高出近10.0%。
　　（4）受油層邊界控制，在斷層附近剩余油相對較富集。一方面由于受斷層限制，注入水難以完全波及到斷層附近，斷層附近生產井一般為單方向受效，靠近斷層區域效果相對較差，形成較為有利的剩余油富集區；另一方面在斷層形成過程中，斷層附近油層形成次生裂縫，單位體積孔隙空間大，儲量豐度高；另外受斷層的牽引作用，往往形成局部構造高點，為剩余油富集提供了有利場所。
　　（5）剩余油潛力主要存在于注水效果差和注采井網控制差的地區。由于受儲層分布和連通性的影響以及事故油水井所占比例不斷加大，油層局部地區注采井網完善性差，水驅油效率低，從而形成相對富集的剩余油潛力區，并主要以平面零星分布為主。S34、S34、S37等小層剩余油飽和度平面分布圖說明，盡管這些油層的油水井較多，但仍存在注采井網控制較差的地區，這些地區正是剩余油飽和度分布較高的區域。
　　4.剩余油綜合評價。綜合分析剩余油定性及定量研究成果，對剩余油進行分類評價。由于受儲層分布和連通性的影響以及事故油水井所占比例不斷加大，油層局部地區注采井網完善性差，水驅油效率低，從而形成相對富集的剩余油潛力區，并主要以平面零星分布為主。S34、S34、S37等小層剩余油飽和度平面分布圖說明，盡管這些油層的油水井較多，但仍存在注采井網控制較差的地區，這些地區正是剩余油飽和度分布較高的區域。
　　三、綜合開采措施
　　重建二三類層井網。通過大修、封堵、分注、堵水，對厚油層全封再射，實施精細注水井組8個：單砂體挖潛4個，最小自然段挖潛2個，二三類層重組挖潛2個，增加水驅控制儲量17.8×104t，增加水驅動用儲量14.8×104t。
　　重組一類層井網。通過拉大主力井網井距提液，加強次主力層，減弱主力層吸水。實施8口大修，8口分注，油井8口，目前油井33口，水井20口；恢復增加水驅控制儲量33.0×104t，增加水驅動用儲量23.2×104t。
　　以精細注水為中心，有效實現注水結構轉移。以大修和分注、補孔為主，實施6口井，新增注水層17.6m/7n，增加水驅控制儲量7.3×104t，水驅動用儲量4.2×104t。目前油井見效5口，日增油5噸，累增油300t。
　　精細挖潛、控制遞減。剩余油分布零散，不連片分布，立足于單井組，進行配套工藝技術集成應用。通過老井大修、擠堵、側鉆等手段組建二三類層井組，進行單砂體先期注水培養，井組挖潛取得了較好的開發效果。
　　充分利用事故井，完善二三類層注采井網。水井濮3-389實施卡封分注，油管加強注水S2S2.3-2.6；對應油井濮2-57H實施補孔，措施后日產液26方，產油5噸，含水80%。隨后實施措施138-6及3-309補孔S2S2.3-2.6日增油4噸。
　　實施水井的氮氣驅先導實驗，改善層間動用狀況，提高油藏采收率。濮2-528井組含油面積0.16Km2，井區平均有效厚度48.8m，控制地質儲量42.8×104t，可采儲量12.8×104t，累計產油11.2×104t，剩余地質儲量為31.6×104t，剩余可采儲量1.83×104t，地質采出程度26.2%。2010年5月26日開始實施作業，對應油井5口，開井5口，初期日產液259.1t、日產油4.3t、平均含水98.3%，油井目前采出水礦化度13.68×104PPm±。目前井組日產液106.4t，產油2.1t，產氣836m3，含水98%。
　　
　　實現差層注水，啟動潛力層。沙二上2+3啟動潛力層，2010年2月濮2-542實施偏心分注；P1注S2S2.3-2.4，配注50方/日，預計注水壓力17-25Mpa，P2注S2S2.6-3.7，配注30方/日，預計注水壓力10-17Mpa；對應油井濮2-50和XP2-