梁家樓油田梁北區(qū)剩余油分布研究

杜玉濤

摘 要：通過本次研究，對梁家樓油田梁北區(qū)沙三中油藏儲層非均質性及剩余油形成機理、分布規(guī)律進行充分認識，為進行提高采收率提供針對性技術支撐。同時也為該類油藏“三高”后期剩余油分布研究提供技術支持和經(jīng)驗參考。

關鍵詞：梁家樓油田；分布研究；特點

1 簡況

梁家樓油田位于東營凹陷中央隆起帶的西南傾沒端，西側是博興洼陷最深部位，其南以純北大斷層與純化油田相接，為正常壓力、高飽和度、中高滲透率構造巖性油藏。該油田自上而下共發(fā)育三套含油層系：沙二上、沙三中和沙四段，其中沙三中為主力含油層系，其分布廣（含油面31.1Km2）、儲量大（2868*104t），約占油田總地質儲量的80.4%。該油田從南向北被斷層切割成依次下降的6個含油臺階。本次剩余油研究工區(qū)為梁中梁23、梁38塊，梁北區(qū)梁51、梁43-梁35及梁61，含油面積24.5Km2，地質儲量1823*104t，分別占本次油藏描述的78.7%，63.5%。油藏工程研究范圍為地質和剩余油認識程度最低的梁北區(qū)，該區(qū)位于油田最北部，包括4、5、6四個小含油斷塊（梁51、梁43-梁35、梁61）。梁北油區(qū)含油面積9.3Km2，地質儲量710.2*104t，分別占本次油藏描述的29.9%，24.7%。砂體縱向上劃分為兩個砂層組12個小層，其中11、12、14、22、24這5個小層為主力小層，其一砂組儲量占復算小層總儲量的86.2%。

2 梁北開發(fā)區(qū)開發(fā)歷程

梁北開發(fā)區(qū)自84年投入開發(fā)，其開發(fā)歷程可劃分為四個階段。

2.1 彈性水壓開采階段

該階段共投產(chǎn)油井16口，累積產(chǎn)油8.59×104t，階段末日產(chǎn)油能力640t，采油速度5.0%，階段采出程度1.2%，綜合含水12%。

本階段主要特點表現(xiàn)為地層能量下降較慢，產(chǎn)量遞減小、但含水上升快。階段末地層總壓降為3.93Mpa，彈性產(chǎn)率低2.2×104t/MPa，平均單井日產(chǎn)油能力由初期的54t下降到階段末的40t，含水上升率高達10%。

2.2 整體注水開發(fā)階段

梁北開發(fā)區(qū)自85年9月開始實施早期整體注水開發(fā)，階段累產(chǎn)油71.48×104t，階段采出程度10.0%，綜合含水49%。隨著注采井網(wǎng)不斷完善，油井增加，注水井排液生產(chǎn)提高了地質儲量的動用程度，產(chǎn)能不斷增加，階段最高產(chǎn)能高達797.2噸；同時，通過投轉注15口井，地層能量得到及時補充，階段平均地層壓力為26MPa，總壓降為6.0Mpa，使油井含水上升速度明顯減緩。

2.3 局部滾動產(chǎn)量穩(wěn)定階段

1990年以來，隨著注水全面受效、92-94年于梁51斷塊區(qū)滾動擴邊，有效地控制了產(chǎn)量遞減，保持了以0.95%的速度開發(fā)油藏。階段累采油35.35×104t，階段采出程度4.97%，綜合含水70.9%，地層壓力穩(wěn)定，總壓降為5.27MPa。

2.4 產(chǎn)量遞減階段

自1995年元月開始，隨油層水淹程度，產(chǎn)量明顯遞減。階段累采油25.36×104t，階段采出程度3.57%，綜合含水84.6%，含水上升率為3.8%，地層壓力穩(wěn)中有升，總壓降為4.05MPa。

3 油藏開發(fā)效果及評價

3.1 無水采油期分析

梁北開發(fā)區(qū)85年9月投入開發(fā)，實施早期注水開發(fā)，加之較活躍的邊水能量作用，使油層產(chǎn)能高、水淹快，無水采油期短。共投產(chǎn)油井86口，其中有無水采油期的井50口，占總投產(chǎn)井的58.1%，無水采油量45.24×104t，無水采油期采出程度6.36%，80年代無水采油期最高為0.72年，遠遠低于低滲透純化油田全面注水開發(fā)階段的無水采油期2.23年。總之，該開發(fā)區(qū)是具較低無水采油量的高速開發(fā)油藏。

3.2 驅動方式及能量利用狀況分析

油藏的驅動方式，也是油藏中排油的主要動力來源。從能量的補充方式來看，油藏的驅動方式主要分為兩大類，一是有外部能量補充的方式；二是本身內能消耗的方式。外來補給驅動方式包括水壓驅動，氣壓驅動；內能消耗包括溶解氣驅動，重力驅動。一個油藏的驅動方式是油藏地質條件和開發(fā)中人工措施的綜合結果，而不是由單一地質條件來決定的。更不是整個開發(fā)過程中固定不變的。若油藏采用人工注水方法補充能量，則油藏將會在水壓驅動方式下開采。

研究區(qū)是被斷層切割的依次下降的三個含油臺階（梁51、梁35-43-46、梁61-63），其能量驅動方式及利用狀況各具特色，現(xiàn)分述如下：

（1）梁51塊——彈性水壓驅動方式

投入注水開發(fā)前，主要以彈性邊水驅動為主，隨著采出程度的提高，約占1.9平方千米的水體能量減弱，87年以后轉化為人工注水開發(fā)，其87-91年間注入量大，水外溢明顯，無邊水能量驅動，92至目前注水量大大減少，邊水能量有變活躍的趨勢，地層總壓降2.96 Mpa，為確保電泵井正常供液，應適當提高油水邊界注水井的注水量。

（2）梁61塊——人工注水驅動方式為主

該區(qū)塊開發(fā)初期以天然水驅能量為主，隨著油田開發(fā)指導思想從控水增油向提液增油的轉變，油田注入水大幅度上升，自91年后，完全依靠注入水驅能量采油，而且外溢明顯，地層壓力為33.4MPa，高于原始地層壓力，地層總壓降為-2 MPa，實現(xiàn)了自噴生產(chǎn)。

（3）梁35塊——天然邊水驅動開發(fā)

梁35與梁46兩塊是被兩條斷層切而不斷的一個水動力單元，其原始地層壓力水平接近，分別為24.6 MPa、25.3 MPa，而且斷層兩側注采對應受效明顯，梁46-8注水量增大，梁46-13井動液面上升，產(chǎn)液量增加，靜態(tài)斷層封閉性研究已證明，這兩條落斷層為非封閉性斷層。

3.3 含水上升規(guī)律

該開發(fā)區(qū)油層水淹快，不僅反映在無水采油期短、平均單井無水采油量低方面，而且從分析不同含水開發(fā)階段可見，隨著油田開發(fā)時間的延長，注入水水質差使注水井井況日漸變差，導制注采井網(wǎng)不完善，加之儲層強非均質性及較活躍的邊水影響，使注采調配難度大，水淹面積愈來愈大，油井含水上升快，即使目前已進入特高含水開發(fā)階段，含水上升率仍高達3.3%，遠遠高于該油田其它單元的含水上升率值。從含水與采出程度理論與實際對比曲線可以看出：各含水開發(fā)期，含水上升速度高于理論值，開發(fā)效果差；特高含水期，含水上升速度有所減緩，仍高于理論值，開發(fā)效果不理想

3.4 產(chǎn)量遞減規(guī)律——衰減規(guī)律

研究區(qū)產(chǎn)量變化符合產(chǎn)量衰減規(guī)律，標志著水驅開發(fā)效果差。分析造成油井產(chǎn)量呈衰減規(guī)律的主要因素在于油藏性質，即一是厚油層內的層內非均質，二是原油性質屬低粘度稀油品質。在彈性開采及注水開發(fā)初期，地層壓力大于等于28MPa ，原油粘度大于地層水粘度，在較強邊水能量作用下，邊水滲流能力大于原油滲流能力，油層水淹快；在全面注水受效開發(fā)階段，因油藏地層壓力狀況保持良好，為25-28MPa，原油粘度略低于地層水粘度，流體在已形成水包油的高滲透液流通道強非均質儲層中流動，注入水必沿高滲透段竄流，使中低滲透層末動，高滲透層動用程度底，使水驅波及體積小。反映在產(chǎn)量變化上，油井見水后無因次采液（采油）指數(shù)急劇下降，低于1，當含水大于90%時，其無因次采液指數(shù)開始回升，但此時已錯過了提液增油的最佳時機，因此產(chǎn)量遞減快，水驅開發(fā)效果差。