東辛油田辛23多類型儲層油藏差異化開發

周靜

摘 要：東辛油田辛23斷塊縱向上含油層系多，包含多種儲層類型，層間地質參數及開發規律差異大，導致層間干擾嚴重，開發效果變差、穩產基礎薄弱。針對這一狀況，對根據地質和開發因素綜合評價，進行儲層分類，對每類儲層采取適應的開發技術，進行單層水平井開發、相似組合劃分層系等方法，并采取不同的注采強度設計。實施后有效減緩了層間差異，提高各類儲層處理動用程度，采收率獲得大幅提升，對同類型油藏的開發具有指導意義。

關鍵詞：差異化開發;多沉積體系;開采規律;水平井

1 油藏地質概況及開發簡歷

東辛油田辛23斷塊位于山東省東營市境內，構造上處于濟陽坳陷東營凹陷中央隆起帶東段辛鎮長軸背斜北翼，含油面積3.2km2，地質儲量717×104t。

濱淺湖相：發育于沙一段1-6砂組、沙二段1砂組。曲流河相：發育于沙二上2-3砂層組，又劃分為：主河道砂壩、天然堤、泛濫平原等微相。三角洲平原：發育于沙二上4-7砂層組，又劃分為：分流河道、天然堤、心灘、分流間灣等微相。三角洲前緣：發育于沙二下8-穩砂層組，又劃分為：水下分流河道、水下分流間灣、河口壩、遠砂壩、席狀砂等微相[1]。原油地面相對密度0.90g/cm3，原油地下密度0.829g/cm3，原油地面粘度188MPa.s，原油地下粘度7MPa.s，油層原始地層壓力：23.11MPa，飽和壓力：6.1 MPa，屬于屬于常溫、常壓、低飽和、稀油、中高滲透的斷塊油藏，具有多套油水系統，油水關系復雜。

辛23斷塊1968年投入開發，分5個開發階段：①天然能量開發階段（1968年-1984年）。1968年3月，辛23井試采日產油53.5t。至1984年末共投油井17口，階段末開12口，日液639方，日油372t，綜合含水46.4%，采出程度8.7%，表現出主力油層天然能量充足的特征;②初期注水及井網加密階段（1985年-1987年）。采取低注高采的井網形式，對主力油層進行注水開發，地層能量有所恢復，但含水上升快穩產期短。階段末開油井13口，日液1589方，日油201t，綜合含水87.6%，開水井7口，日注820方，采出程度13.4%;③一次分層系開發階段（1988年-1994年）。單元劃分為沙一6-沙二3、沙二4-11、沙二12-穩三套層系開發，儲量動用程度有所提高，實現了階段穩產。階段末開油井31口，單元日液4669方，日油286t，綜合含水93.9%，開水井18口，日注3464方，采出程度23.1%;④細分層系開發階段（1995年-2002年）。重新細分為沙一6、沙二1-3、沙二4-11、沙二12-14、沙二15-穩1、沙二穩2-穩3六套層系開發，繼續保持了高速開發，但后期主力層含水較高，油井逐步卡封高含水層。階段末開油井35口，單元日液1602方，日油168t，綜合含水90%，開水井21口，日注2848方，采出程度33.4%;⑤注采調整、控水穩油階段（2003年-2010年）。利用措施以及零散井加大層間非主力層潛力挖掘，雖有效控制了含水，但儲量動用程度大幅下降，特別能量充足的主力層，穩產風險高，目前開油井31口，單元日液1553方，日油146t，綜合含水90.6%，開水井19口，日注1142方，采出程度36.9%。

2 存在的問題

2.1 層系內部層間差異大

層系劃分采取相鄰以砂層組為單位劃分原則，由于縱向各層沉積特點不同，導致儲層物性差異大，六套開發層系中，沙二1-3滲透率級差為10.4，沙二12-14滲透率級差為4.2，沙二15-穩1滲透率級差為6.3，超過層系劃分的界限標準，導致層系內部吸水狀況、能量狀況及儲量動用狀況差異大，層間干擾嚴重。

2.2 當前儲量動用程度低

開發初期以物性好、能量充足的油層動用為主，含水上升后逐步轉向物性相對低的油層生產，導致主力油層儲量損失嚴重。單元累計儲量動用程度可達86.9%，但是目前儲量動用程度61.2%。

2.3 井網井型適應性差

沙二穩三角洲前緣沉積相沉積，發育厚油層同時兼互相對薄油層，原井網考慮多油層利用直井或斜井同時開發，但是水淹規律厚油層水淹為底水錐進、薄油層為邊水推進，一方面直井開發厚油層底水錐進影響含水上升快，井間剩余滯留區動用效果查;另一方面厚油層含水上升干擾薄油層潛力發揮。

3 儲層分型開發思路及設計

3.1 儲層差異化分型

根據不同沉積環境下，儲層厚度、滲透率、砂體展布等不同，導致水淹規律的差異、井網適應程度差異，綜合運用吸水剖面測試、新井多功能解釋、飽和度測井等資料，進行儲層類型劃分：I型儲層砂體厚度大（>20m），儲層物性好，天然能量強，以底水驅動為主，水淹規律表現為底水錐進，井間滯留區富集剩余油;II型層狀油藏砂體厚度小，一邊水驅動為主，其中II-1型儲層物性好，吸水能力強，采出程度較高，水淹規律表現為舌進;II-2型儲層物性相對較差，由于合注合采受I-1型干擾，地層能量供應不足，儲量動用程度相對較低;III型儲層油砂體較小，連通性差，不能形成完善的注采井網，儲量動用狀況較差。

3.2 差異化開發思路

在儲層類型劃分的基礎上，根據水驅特征和剩余油分布規律，不同類型油層采取不同的井網方式和注采強度，對于I型厚油層實施單層水平井開發，在剩余富集的滯留區部署水平，控制底水，底水能量充足可以利用天然能量驅動，無需人工注水;對于II型薄油層按照“同類型、相鄰近”的原則進行層系細分，II-1型與II-2型實現分層系開發，在同一類型的基礎上進行跨空間組合，II-1型選用斜井井型大井距注采，地層能量略有虧空，采取0.7-0.8的注采比，地層能量穩步回升;II-1型選用斜井井型小井距注采，地層能力壓力水平低，需要強化注水，初期恢復地層能量注采比為1.1-1.3，能量恢復后穩定注采比為0.8-0.9;III型儲層由于油砂體較小、連通性差，無法形成單獨注采井網，采取就近掛靠的原則與II型油層組合層系。

3.3 差異化開發技術界限

同一開發層系滲透率級差應控制在3以內;同一開發層系原油粘度級差控制在2以內;同一開發層系內的油層厚度不超過12m;同一開發層系內主力含油小層一般小于3個;同一開發層系內主力含油小層分布形態和面積相近;同一開發層系內油層較集中，對開采方式要求基本相同;同一開發層系各小層壓力系統相近。

層系重組可行性研究：由于辛23斷塊縱向各含油小層原油粘度相近，根據滲透率細分，將沙二12小層劃入沙一層系，沙二12小層與沙一段主力層含油面積疊合性較好，同時將沙二1-3層系底界劃到沙二5砂層組（即沙一至沙二12層系和沙二13-5層系）。原沙二12-14、沙二15-穩1、沙二穩2-3三套層系結合儲層物性等因素可實施重組;一類儲層厚層底水，天然能量強，不需人工注水，實施單層開發;二類儲層滲透率級差1.7，Ⅱ類層平均啟動壓力在5-6MPa;三類儲層滲透率級差1.94，Ⅲ類層平均啟動壓力在8-10MPa。

3.4 差異化開發設計

按照以上思路原則，I型沙二穩11、22、31利用水平井單層開發，II型層系劃分為沙二12-穩Ⅱ-1類、沙二12-穩II-2類、沙二6-11Ⅱ-1類、沙二13-沙二5II-2類、沙一-沙二12Ⅱ-1類層系，III型沙二12-穩Ⅳ類儲層就近掛靠。根據設計，部署方案設計新井21口（采油井16口、注水井5口），利用老井44口（采油井26口、注水井18口）。

3.5 開發效果

采取儲層分型采取針對性開發策略后，效果明顯變好：①產量大幅度上升，日產油量由145t上升到231t，采油速度由0.61%上升到0.97%;②含水上升速度得到明顯控制，綜合含水率由90.5%下降到87.7%;③地層能量逐漸恢復，動液面深度由923m上升到886m;④采收率大幅提升，斷塊整體采收率由42.6%提高至47.7%，提高5.1%。

4 結論

①根據儲層地質參數以及開發規律等因素，全面對儲層進行評價，借助吸水剖面測試、新井多功能解釋、飽和度測井、分析化驗等資料劃分儲層類型，根據每類儲層的特點，制定更加有效的開發策略，實現了層系井網的適應性的提高;②同類型儲層跨空間組合，按照相似的原則進行層系劃分，大幅降低了儲層滲透率級差，減緩層間干擾，解決了潛力層釋放潛力、強化層提高效率。

參考文獻：

[1]程世銘，張福仁等.東辛復雜斷塊油藏[M].北京：石油工業出版社，1997.