濮城油田東區沙二下油藏精細開發調整技術研究與應用

朱彥群

摘? 要：東區沙二下1-8油藏是一個典型的多油層非均質斷塊油藏，經過近40年的勘探開發，由于歷史上強注強采，平面水驅不均衡，井網適應性變差，其次是含油小層多，層系疊合，層間非均質強，層間剩余油分布不均，長井段籠統開發難以滿足現階段精細開發需要。尤其是目前已整體進入“三高”開發階段，開發難度大，持續穩產的形勢更加嚴峻。攻關特高含水期油藏精細開發調整技術，深挖剩余油潛力成為保持油藏產量穩中有升的關鍵。而本文通過系列的基礎研究油藏描述，開發效果評價，形成配套的開發調整技術，通過在油藏開發中的應用，取得了很好的效果。

關鍵詞：強注強采;層間非均質;特高含水期;油藏描述;

1、概況

1.1 油藏地質概況

濮城油田東區沙二下油藏位于濮城背斜構造東翼，是濮城背斜構造的一部分，南北長15Km，東西寬2Km，構造面積約12km2，南以濮14斷層與南區為界，西以濮31、濮1-113、濮46、濮49斷層與西區為界，內部以濮25斷層、濮46斷層將其劃分為濮13東塊、濮13西塊及文35塊三個含油斷塊區，油藏埋深-2600—-2890m，含油面積5.7Km2，石油地質儲799×104t，目前標定采收率36.8%，可采儲量302×104t。

1.2 油藏開發歷程

濮城油田東區沙二下油藏于1980年3月正式投入開發，1981年6月開始注水，至目前已開發了三十三年，根據濮城油田可采儲量采出程度與采油速度變化圖，將該油藏開發歷程可分為以下六個階段：初步開發產能建設階段;加密調整、擴建產能階段;中高含水、產量下降階段;跨層系補孔，高效挖潛相對穩產階段;特高含水期層間調整挖潛階段;特高含水后期綜合治理階段。

1.3 開發中存在的問題及挑戰

1.3.1平面水驅不均衡，井網適應性變差

東區沙二下油藏平面上主力層水淹嚴重，強注強采導致流線固定，形成高耗水低效流場，水驅效率大幅降低，平面水驅不均衡，井網適應性變差。

1.3.2含油小層多，層系疊合，長井段籠統開發難以滿足精細開發

東區沙二下油藏水井正常分注井19口，其中跨層系注水井8口，但由于層間差異大，長井段分注，難以滿足油藏井網調整，精細開發的需求。

1.3.3層間非均質強，經過強注強采開發，層間剩余油分布不均

油藏縱向上分為50個小層，但由于層間非均質性強，滲透率級差大，從各小層累計吸水剖面及剩余油監測資料來看，主力層水淹嚴重，二三類層剩余油富集，需要進一步明確剩余油分布類型及挖潛對策，強化層間動用。

2.油藏基礎研究及精細描述

2.1小層劃分及對比

濮城油田東區沙二下地層厚度約350-500m，巖性主要為灰色、深灰色粉砂巖與泥巖的不等厚互層，夾灰質泥巖，分為8個砂層組，其中3、4、5砂層組是沙二下的主力含油層段。本次小層劃分沿用上次小層研究成果，共劃分出50個小層。其中，1—8砂層組分別劃分為4、7、7、7、8、6、6、5個小層。

2.2 儲層研究

根據不同類型的沉積微相測井曲線響應特征，對全區所有井進行了分析，分別解釋了818口井的50個小層的沉積微相，并編制了沉積微相分布圖。進一步理順了濮城背斜的沉積體系，進一步明確該區物源方向，再有應用GPT軟件測井曲線標注功能，精細研究沉積微相，解剖水下分流河道分布形態。

2.3 精細剩余油研究

2.3.1動態分析法精細刻畫分析流線，明確剩余油的分布規律

運用動態分析法，從沉積微相圖上結合吸水剖面及注采對應狀況，刻畫歷史流線，確定高含水區及相對的低含水剩余油潛力區，繪制水淹圖，定性半定量確定剩余油的分布規律;

2.3.2數值模擬定量描述結果[1]，明確不同剩余油類型的挖潛方式

通過定量描述，可以確定以細分注水、調剖調驅挖潛井間滯留、層內非均質型剩余油，通過液流轉向、側鉆大修挖潛沉積相控制、井網不完善、構造控制型剩余油。

3.開發技術政策研究

3.1層系優化重組可行性分析

根據平面區域儲層發育及剩余油特點，沙二下1-5砂組有效厚度及剩余油全區分布，而沙二下6-8砂組有效厚度及剩余油僅在濮13西塊及文35塊分布，濮13東塊若按原來思路按1-4砂組和5-8砂組層系進行分層系井網部署，井數受到限制，且沙二下5砂組作為單個砂組，潛力受到限制，因此按沙二下1-5和6-8兩套砂層組重組優化部署井網是合理可行的

3.2層段組合優化

通過對東區沙二下油藏水井進行篩查，選取射孔位置，累積注水，吸水剖面等因素較典型的水井進行射孔和吸水狀況統計，經回歸處理后有較好的對數關系，由此可見;油藏注水井射孔油層層數越多、注水厚度越大，吸水油層層數百分數越小、吸水厚度百分數越低、水驅儲量動用狀況越差。因此，結合工藝技術實施的難易程度以及實際效果，東區沙二下油藏在河道砂體注水井上應采用小井段簡單分注工藝或分層調剖工藝減小層間滲透率級差，從而同時啟動較多的注水層。

3.3合理注采井距確定

根據地層連通率統計，在400-450m井距內，一類儲層砂體連通率為83.6%。在250-300m井距內，二三類層連通率為64.6%，結合上述計算結果，由此確定東區沙二下一類層注采井距400m、二三類層注采井距250m。

4.油藏部署及應用

4.1層系細分、局部井網完善

濮13東塊1-5砂組井網不完善，低部位注水培養，通過側鉆更新挖潛構造高部位剩余油，共部署井網完善井4口，目前實施3口井，配套油水井工作量25井次，增加水驅動用儲量15.5萬噸，其中濮2-側118、濮2-側124、濮新3-399實施后，日產油高達10噸以上，效果顯著;

4.2主力層通過井網優化抽稀

主力層通過抽稀井網，拉大注采井距，擴大波及體積，增加水驅動用，部署油水井調整工作量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，增加水驅動用儲量8.2萬噸。

4.3縱向上多級細分集成配套技術的應用，提高水驅動用

在細分注水政策研究的基礎上，應用多級多段分注管柱、大壓差調節技術、測調一體化技術，提高分注水平，進一步提高層間水驅動用。

通過一系列的治理措施，東區沙二下油藏日產油上升，動液面回升，含水下降，遞減穩定，油藏整體開發形勢穩定。

5、認識與體會

強化基礎研究，挖潛滯留區及弱水淹區剩余油，完善層系注采井網，可進一步提高注采對應，儲量動用;其次，應用多級分注減小層間差異，強化層間動用;通過調整平面流線變換流場，實現深度水驅，進一步改善開發效益。

參考文獻：

[1]. 濮城油田東區沙二下精細油藏描述研究;

[2]. 確定水驅開發油田注采井距新方法，孫明.油田開發，2000年;

中原油田分公司 濮城采油廠? ?河南? ? 濮陽? ? 457532